从7月末开始，动力煤价格经历了一波小幅反弹，市场上出现了“动力煤价格已经见底”的声音，但究竟后期走势如何，笔者认为，说“见底”为时尚早。

动力煤价格前期的反弹是由供应端带动的。中煤集团自8月开始，实施“限产稳价”措施，在集团煤炭核心产区晋北矿区限产20%，折合2000万吨。龙头企业神华集团此前也已经决定今年限产5000万吨，减销6000万吨。

此外，8月7日—12日，大秦线进行了为期六天的例行检修。在此期间，每天检修两小时。这减少了沿线港口煤炭的调入量。加之煤价持续低位，产地发运积极性下降，使得秦皇岛港煤炭库存下降到600万吨以下。

上述两因素在一定程度上缓解了高库存的压力，进而刺激企业在8月集体上调动力煤价格。

目前来看，整个煤炭行业的形势并不乐观。煤炭企业亏损面积已超过70%，9个省出现了全行业亏损。在主要产煤省区的36家大型煤炭企业中，20家企业亏损，9家企业处于盈亏边缘。同时，银行大幅压缩贷款额度，上浮贷款利率，更加剧了企业的融资难度。再加上今年以来全国煤炭市场供大于求的问题日益突出，库存居高不下，价格大幅下滑，行业经济效益持续下降，企业亏损面进一步扩大，煤炭经济运行形势更加严峻。

虽然蒙晋等煤炭主要产区相继出台了救市政策，如限产保价、建立煤炭销售联动机制，供应端过剩压力开始被动收缩，但中小煤矿对于价格高敏感度，一旦煤价出现回升，供应会迅速重新扩张。

笔者认为，决定动力煤价格最重要的因素仍然是下游需求。最新数据显示，今年1—7月，全国规模以上电厂火电发电量为24686亿千瓦时，同比增长3.5%，增速比上年同期降低0.5个百分点。其中，7月单月，火电发电量为3664亿千瓦时，同比下降3.2%。另外，全国有17个省份火电发电量出现负增长，华东区域5省市全部负增长，华中区域除河南外也均为负增长，南方区域的广西、贵州、云南也为负增长。与前几年每月高达两位数的用电量同比增速相比，目前火电发电的增长明显放缓，这也反映出经济结构调整时期我国经济增长的态势。随着国内经济增速的放缓，市场对于近年GDP 增速的预期大致在7.5%，电力需求并不明朗。

总体来看，煤炭产量的缩减暂时缓解了供给过剩矛盾，对煤价企稳起到支撑作用，但并不意味着行业迎来拐点。在工业用电需求不振、西南水电持续增加的影响下，动力煤需求端并未出现改善。笔者预计，直到冬季存煤期，市场才有可能回暖，在此之前，动力煤走势都将偏弱。