進口煤限制政策的長期存在與進口煤數(shù)量持續(xù)增加，是當下市場最為關注也是疑問最多的問題，本文就此展開詳細分析。
今年以來，隨著煤炭先進產(chǎn)能的不斷釋放及產(chǎn)地煤礦的復工生產(chǎn)，煤炭產(chǎn)量整體呈現(xiàn)增加態(tài)勢，數(shù)據(jù)顯示2019年1-9月份，全國原煤產(chǎn)量273645萬噸，同比增長4.5%，增速與1-8月持平。進口方面，今年以來國內及進口煤炭產(chǎn)量整體呈現(xiàn)增加態(tài)勢，供應相對充足，尤其是進口煤增幅明顯。統(tǒng)計局數(shù)據(jù)顯示，1-9月份中國共進口煤炭25057萬噸，同比增長9.5%;煤炭進口金額約198億美元，同比下降2.3%。
限制進口煤的政策一直存在，而且發(fā)改委也在去年的會議上表示2019年煤炭進口數(shù)量不得超過2018年，但為何今年以來進口數(shù)量一直呈現(xiàn)增加態(tài)勢呢?具體分析如下：
(1)冬季用煤高峰期來臨。臨近冬儲，保證煤炭市場的充分供應是首要任務，而進口煤對國內煤炭市場又是有效的補充。因此在此關鍵時期，出臺收緊進口煤政策的可能性不大。
(2)今年以來國內動力煤價格仍處于綠色價格區(qū)間的上方運行，整體高位運行。發(fā)改委規(guī)定的綠色價格區(qū)間是500-570元/噸。而今年秦皇島港5500大卡動力煤的實際成交的平均價格在600元/噸。價格仍處于偏高水平，如果收緊進口煤會進一步加劇煤價上漲。
(3)為推進電力市場化改革提供基礎。9月26日，國常會會議決定取消煤電聯(lián)動機制，將煤電標桿電價改為基準價+浮動價的定價機制，這將進一步提高電價的市場化程度和水平。基于目前煤炭市場供需格局來看，電力市場化程度提高后，需要有合理的煤炭價格，才能更快更好的推薦電力市場化改革。
對發(fā)電企業(yè)而言，后期盈利空間會有收縮。政策中明確指出，基準價按各地現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價確定，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，明年暫不上浮，特別要確保一般工商業(yè)平均電價只降不升。浮動電價的上漲幅度小于下跌幅度，而且2020年電價只能降不能漲，政策導向不利于燃煤電廠，燃煤發(fā)電企業(yè)要下調上網(wǎng)電價，電價下調后燃煤電廠的盈利能力會進一步降低。燃煤電廠盈利水平下降后，就只能打壓煤價。
對煤炭企業(yè)而言，后期煤價會繼續(xù)承壓。2020年電價只能降不能漲而且電價的上浮比例小于下浮比例，電廠利益要更多的向用電企業(yè)傾斜，因此電廠會維護自身利益只能向煤企施壓和索要利潤，因此打壓煤炭價格是必然。在當前煤炭市場供需格局不斷偏寬松的狀態(tài)下，發(fā)電企業(yè)會進一步打壓煤價，煤炭市場價格將承壓下行，其中影響最大的是2020年的年度長協(xié)基準價格。
后期來看，隨著煤礦新增產(chǎn)能陸續(xù)投產(chǎn)釋放，國內煤炭供給能力將不斷增強，再加上后期出臺收緊進口煤政策的可能性較小，進口煤數(shù)量將持續(xù)增加，預計2019年進口煤數(shù)量突破3億噸是必然。后期來看，在國內繼續(xù)增量，進口政策執(zhí)行放松的背景下，2020年煤炭市場供應偏寬松已成定局，而需求端難有大幅提升，因此煤炭價格重心將進一步下行，將在綠色價格區(qū)間運行。
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