多重因素影响 进口煤数量高位运行将会常态化

进口煤限制政策的长期存在与进口煤数量持续增加，是当下市场最为关注也是疑问最多的问题，本文就此展开详细分析。

今年以来，随着煤炭先进产能的不断释放及产地煤矿的复工生产，煤炭产量整体呈现增加态势，数据显示2019年1-9月份，全国原煤产量273645万吨，同比增长4.5%，增速与1-8月持平。进口方面，今年以来国内及进口煤炭产量整体呈现增加态势，供应相对充足，尤其是进口煤增幅明显。统计局数据显示，1-9月份中国共进口煤炭25057万吨，同比增长9.5%;煤炭进口金额约198亿美元，同比下降2.3%。

限制进口煤的政策一直存在，而且发改委也在去年的会议上表示2019年煤炭进口数量不得超过2018年，但为何今年以来进口数量一直呈现增加态势呢?具体分析如下：

(1)冬季用煤高峰期来临。临近冬储，保证煤炭市场的充分供应是首要任务，而进口煤对国内煤炭市场又是有效的补充。因此在此关键时期，出台收紧进口煤政策的可能性不大。

(2)今年以来国内动力煤价格仍处于绿色价格区间的上方运行，整体高位运行。发改委规定的绿色价格区间是500-570元/吨。而今年秦皇岛港5500大卡动力煤的实际成交的平均价格在600元/吨。价格仍处于偏高水平，如果收紧进口煤会进一步加剧煤价上涨。

(3)为推进电力市场化改革提供基础。9月26日，国常会会议决定取消煤电联动机制，将煤电标杆电价改为基准价+浮动价的定价机制，这将进一步提高电价的市场化程度和水平。基于目前煤炭市场供需格局来看，电力市场化程度提高后，需要有合理的煤炭价格，才能更快更好的推荐电力市场化改革。

对发电企业而言，后期盈利空间会有收缩。政策中明确指出，基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，明年暂不上浮，特别要确保一般工商业平均电价只降不升。浮动电价的上涨幅度小于下跌幅度，而且2020年电价只能降不能涨，政策导向不利于燃煤电厂，燃煤发电企业要下调上网电价，电价下调后燃煤电厂的盈利能力会进一步降低。燃煤电厂盈利水平下降后，就只能打压煤价。

对煤炭企业而言，后期煤价会继续承压。2020年电价只能降不能涨而且电价的上浮比例小于下浮比例，电厂利益要更多的向用电企业倾斜，因此电厂会维护自身利益只能向煤企施压和索要利润，因此打压煤炭价格是必然。在当前煤炭市场供需格局不断偏宽松的状态下，发电企业会进一步打压煤价，煤炭市场价格将承压下行，其中影响最大的是2020年的年度长协基准价格。

后期来看，随着煤矿新增产能陆续投产释放，国内煤炭供给能力将不断增强，再加上后期出台收紧进口煤政策的可能性较小，进口煤数量将持续增加，预计2019年进口煤数量突破3亿吨是必然。后期来看，在国内继续增量，进口政策执行放松的背景下，2020年煤炭市场供应偏宽松已成定局，而需求端难有大幅提升，因此煤炭价格重心将进一步下行，将在绿色价格区间运行。