从上周一到本周一，北方秦皇岛、唐山、天津等港口存煤增幅不大，合计存煤总量稳定在2100万吨左右。其中，秦皇岛港存煤保持在920-940万吨之间水平，国投京唐港保持在200-210万吨之间，而曹妃甸港保持在295-310万吨之间，主要运煤港口存煤数量全部都在高位、增长幅度明显缩小。
由于下游电厂需求不旺、库存高位，因此，用户普遍对国内市场煤炭的采购积极性不高，拉煤欲望较低，去往北方港口拉煤的船舶数量保持低位，造成北方各港口空泊现象有增无减，港口煤炭发运量有所下降，其中，冒险岛秦皇岛、曹妃甸港每日发运量为满负荷运转情况的70%左右，造成港口资源的浪费。而此时，在北方港口库存高位、多次疏港效果很差的情况下，铁路部门不再追求完成任务指标，被迫降低车流，目前，铁路大秦线流向港口方向的煤车数量出现小幅减少，秦皇岛港方向，日均到港煤车较高峰时减少了1000多车，曹妃甸港、国投京唐港车流也有小幅降低，促使北方港口的卸车和高库存的压力有所减轻，场存虽仍在高位，但上涨幅度有限。尤其值得注意的是，秦皇岛港场存增加到900万吨以上的高位后，由于卸车困难，效率降低，库存上涨势头明显衰退，涨幅明显缩小。由于主要发煤港口存煤高位，很多煤种封垛或者爆满，进港的万吨大列煤车难以接卸，出现了港口堆料机频繁移垛、换垛堆煤的现象，造成生产效率降低，因此，铁路部门被迫降低车流，减少资源供给，缓解了港口高场存的压力。
电厂用煤方面，华东、华南地区气温回升较快，浙江、广东等地区已经达到30度左右的高温，空调负荷增加，民用电有所提升。经过1-2个月的机组检修后，沿海电厂很多火电机组开始重新投入运行，增加了耗煤量。目前，沿海六大电厂日耗煤数量由前一阶段的53万吨左右的低位增加到60万吨的中位偏高水平。据浙能集团业务人员介绍，随着民用电的恢复，耗煤量的增加，工业用电的缓慢复苏，浙能旗下13个沿海电厂合计日耗煤数量已由前一阶段的9万吨增加到10.6万吨；随之气温的继续升高，电厂日耗煤数量还将增加，这也许能够给沿海煤市带来一些转机。
但对沿海煤市不利的因素仍然存在，近一段时间，随之中国对澳大利亚、印尼等国煤炭采购量的增加，国际煤价不升反降，竟出现连续下跌的态势。截止6月15日，纽卡斯尔港（FOB）出口煤炭的报价为85.03美元，较上期价格下降了5.3%；理查德港（FOB）煤炭报价为81.94美元，下降了5.77%；欧洲ARA（DES）煤炭报价为84.47美元，下降了2.5%；国际煤价下跌的原因，主要由于欧债危机风险不断扩大，世界经济增长速度整体放缓，基础能源原材料需求受到抑制，国际动力煤市场需求疲软。另一方面，市场供应不断增加，主要煤炭出口国产量多呈增长势头，美国等新兴出口国家供应量又开始“亮相”，也将“分一杯羹”，国际动力煤市场呈现供大于求态势，造成国际煤价一降再降，目前，国际煤价下降趋势还没有见底。
由于下游需求减弱，进口煤冲击国内市场，北方港口下水煤炭一降再降，目前，环渤海港口，发热量5500大卡市场煤实际交易价格仅为710元/吨左右，到达广州港海运费35元/吨，港口装卸费20元左右，运至广州港价格仅为765元吨；澳洲BJ动力煤价格指数价格为85美金/吨，国际海运费8美元/吨，加上17%的增值税，港口装卸费34元，运至广州港折合人民币750元/吨，国内外市场动力煤在广州港价差仅为15元/吨。外贸煤优势明显降低，但由于很多进口煤均为长协合同，有的是一季度一签，有的几个月一签，因此，即使国内煤炭价格大降，但由于外煤采购批量大、周期长，短时间内进口煤仍具市场竞争力，且澳大利亚、印尼等国煤炭也在降价，在经济利益的驱动下，南方电厂和电力企业等用户仍将进口煤作为补充的重点，外煤采购数量不会大幅下降。
展望未来一段时间的市场走势，下游需求虽有好转，但电厂仍不急于采购市场煤炭，仍主要对北方港口的重点合同煤保持刚性拉运，以进口煤作主要补充，适度采购北方港口市场煤炭；同时，积极消耗自己的高库存，开展去库存化工作。因此，未来一到两个月时间里，沿海煤炭市场并不会随着需求的增加而出现乐观景象。预计8月份以后，受台风季节即将到来，电厂需要增补库存，以及大秦线检修之前需要大量存煤需要，下游需求会有所好转，而国家释放一系列经济刺激政策，新一轮的重大基建项目也将相继开工，工业用电将有所恢复，沿海煤炭市场会趋向好转，海运费和煤炭价格会止跌趋稳。
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