9月3日，秦皇岛海运煤炭交易市场发布的环渤海动力煤价格指数（环渤海地区发热量5500大卡动力煤的综合平均价格；以下简称：价格指数；英文缩写：BSPI）报收于482元/吨，比前一期回升了4元/吨，这也是该指数在经历此前连续十三周下降之后的首次回升，表明该地区动力煤的供求关系已经得到改善。

　　尽管如此，在综合分析各方面情况后认为，当前支持煤价上涨的有利因素将难以占据上风，环渤海地区动力煤价上涨动力不足，至9月底的未来一段时期内，环渤海地区动力煤交易价格将以平稳运行为主，部分因素对市场的影响主要体现在以下几个方面：

　　一、大型煤炭企业调高煤价的影响已经消化。一方面，神华、中煤、同煤等大型煤炭企业提高9月份动力煤销售价格，是促使当期环渤海地区动力煤交易价格和价格指数回升的主要原因，价格指数上涨4元/吨之后，已经对此因素进行了消化；另一方面，结合8月份的情况看，上述大型煤炭企业对动力煤销售价格的调整周期很可能为一个月，此后至9月底或将维持现价不变，月初上调煤价对市场的影响将趋于平淡；其三，年内大型煤炭企业已经不可能再度降价促销，至少将对市场煤价形成支撑。

　　二、多项支持煤炭企业脱困政策措施尚在落实之中。尽管政府主管部门制定了包括限产在内的多项有助于煤炭企业脱困的政策措施，但是这些措施有的尚需层层落实，有的尚未出台，其对煤炭市场的影响不可能立竿见影，动力煤供求关系的改善一定是一个循序渐进的过程，很可能要到四季度冬季煤炭消费高峰时才能显效。

　　三、海上煤炭运价回落表明煤炭需求减少。秦皇岛海运煤炭交易市场9月2日发布的海运煤炭运价指数（OCFI）显示，该指数当期（8月27日至9月2日）报收于657.7点，周环比下行了21.5点、降幅为3.2%，环比降幅比前一周放大了1.9个百分点，表明消费企业的煤炭需求已经减少，这与秦皇岛等主要发运港口锚地待装煤炭船舶数量下降紧密相关，将对未来环渤海地区动力煤供求关系和交易价格产生不利影响。

　　四、水电出力近期难以“退潮”。据来自电网的消息，8月份水电增速进一步加快，月度同比增速将超过30%，从而对火电出力形成明显挤压，受此影响，8月份火电出力同比继续保持负增长局面。这一状况也在当月电力企业的煤炭消耗方面得到体现，当月主要电力企业的煤炭平均日耗大幅低于去年同期水平，同比降幅高达16.0%，严重阻碍了同期国内动力煤的消费和需求，降低了今年夏季用电高峰对动力煤市场的影响作用。

　　鉴于8月份水电出力的强势增长局面，预计9月份将难以有效“退潮”，从而将继续抑制火电出力的发挥和电煤消费的增加，制约煤炭供求活跃和价格回升。

　　五、主要发运港口煤炭库存对煤炭价格的下行压力有所增大。我们监测的秦皇岛、曹妃甸、京唐港（东港）三港的“煤炭库存与船舶比”这一相对指标，在经过8月初至8月中旬的下移之后，8月下旬开始再度呈现上扬态势，使得环渤海地区煤炭交易价格承受的下行压力有所增大。

　　六、9月份是动力煤的消费淡季。历年的9月份都是动力煤的消费淡季，除非有非常规因素的冲击和影响，否则动力煤消费将从夏季高峰逐渐衰减，消费企业的采购需求将以平稳甚至偏淡为主，期间煤炭供求的活跃程度下降，交易价格上行的概率较小。

　　七、主要电力企业的煤炭库存水平偏高。据中能电力工业燃料公司统计，进入8月份之后，全国主要电力企业的煤炭消耗出现下降，促使电煤库存再度增加，月末达到7953万吨，环比增加了253万吨、提高了3.3%，同比增加了1090万吨、提高了15.9%；月末电煤库存可用天数提升至24天，比7月末增加了2天，同比则增加了5天。

　　主要电力企业较高的电煤库存状况及其较低的电煤日耗水平形成强烈反差，将抑制电力企业的电煤采购热情，迟滞动力煤价格回升的步伐。