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　　下半年进口煤管控或逐步收紧

　　今夏，国内沿海煤炭市场上演“旺季不旺”景象，而煤炭进口量却节节攀升。7月份，我国进口煤数量创近半年新高，继1月份后再次突破3000万吨大关。快速增长的煤炭进口量，引发业界担忧国内煤炭市场被挤占。业内人士预计，今年后期我国进口煤政策会逐步收紧，煤炭进口量将有所减少。

　　今年，我国煤炭进口量持续大幅增长。海关总署8月8日发布最新数据显示，1～7月份，我国累计进口煤炭18736.4万吨，同比增加1228万吨，增长7%。7月份，我国进口煤炭3288.5万吨，同比增加387.9万吨，增长13.37%；环比增加578.7万吨，增长21.36%。

　　尽管我国从2月份开始对进口澳洲煤采取限制措施，但是上半年煤炭进口数量一直保持在较高水平。到目前为止，限制煤炭进口措施的“刚性”不足。大多数海关只是要求不能异地报关或不得给关区外用煤企业使用，并没有严格限制煤炭进口数量；此外，我国对发电企业的动力煤进口或将网开一面。日前，中国电力企业联合会发布倡议书提出，优化进口煤采购。

　　除限制措施外，国内外煤炭价差偏大也是引发进口煤采购潮的重要原因。受主产地煤矿安全检查力度加大等因素影响，上半年煤炭供应仍然存在阶段性偏紧的情况，导致北方港口5500大卡动力煤价格在580～640元/吨之间波动。今年国际煤炭市场供应宽松，印度、欧盟、东南亚等地区需求持续低迷，进口煤价格持续下跌，国内外价差一度达到150/吨的高位，刺激国内贸易商集中采购更加便宜的进口煤，进一步导致进口量增加。

　　据业内人士介绍，2018年底进口煤平控政策基本定调，当前部分地区和海关进口煤额度基本告罄，部分地区陆续出台进口煤限制政策，部分进口煤港口上半年已经基本用完全年额度。今年进口煤平控实行按需分配政策，进口煤炭数量不超去年的平控政策，每个电厂按需求分配相应的进口额度。部分电厂想先用完今年的额度来保障明年相应的进口额度，导致上半年进口量同比增加较多。

　　沿海煤炭市场比较冷清，其中一个原因是进口煤的大幅增加，挤占了国内煤炭市场的份额。电厂采购渠道实现多元化，库存很快得到补充，国内沿海煤炭市场供应宽松。进口煤大量增加存在诸多负面影响。首先，会挤压国内煤炭市场需求空间；其次，会削弱去产能、减量化生产，以及改善煤炭供应关系的政策效应；再次，会加剧国内煤炭市场的供需矛盾，尤其造成沿海地区需求平淡，市场煤价下滑。

　　近日有研报称，7月的进口煤数据显示累计的进口量已同比高出7%，这使得下半年收紧进口煤成为必然，否则在目前国内需求偏弱的局面下，进口煤明显增加将对国内的供需关系冲击较大。研报指出，曹妃甸海关自7月15日开始，进口煤炭不予申报，之后多地、多港口纷纷发文表示进口煤不能异地报关。

　　截至目前，广西全面取消异地报关，广东珠海、广州港也不再接受异地报关。另外，目前港口进口额度基本用完，曹妃甸港额度已超，京唐港也基本用完，额度用完以后是否能继续卸货或者异地报关都将依赖于新政策。

　　分析认为，虽然6月下旬再度传出主管部门要求限制煤炭进口的消息，但预计国庆节之前主管部门对限制煤炭进口的意愿仍然偏低。预计今年四季度限制煤炭进口措施趋严的可能性比较大。

　　据了解，今年，国内煤炭供求由紧平衡转向宽松。从供给角度来看，新增产能、置换产能加速投放市场，截至7月12日，今年全国共批复煤矿项目30个，新增产能15970万吨/年，后期煤炭产量将保持增加。从需求角度来看，随着天然气、水电、核电、风电等清洁能源加速投放，清洁能源替代效应将进一步增强。沿海地区实行能源“双控”，加大了清洁能源的消费比例，电煤需求放缓。据悉，沿海地区六大发电企业的电煤消费从2018年开始减速，今年上半年，全国主要发电企业的煤炭消费增速明显回落，沿海地区电煤消费出现显著缩量。

　　国家统计局初步核算，上半年能源消费总量同比增长3.4%，增速比一季度回落0.1个百分点。其中，天然气、水电、核电、风电等清洁能源消费占能源消费总量比重比上年同期提高1.6个百分点，煤炭消费所占比重下降2.1个百分点。记者从中国电力企业联合会了解到，上半年，受用电需求增长放缓、水电等非化石能源发电量快速增长等因素影响，全国规模以上火电厂发电量2.45万亿千瓦时、同比增长0.2%。7月份，全国火电、风电增速由正转负，水电略有放缓，核电、太阳能发电加快。在国内供求由紧平衡转为宽松的预期下，国家对进口煤的控制手段将更精准化。张飞龙指出，从限制政策看，我国对进口煤控制在手段上或可能实施精准调节。

　　上半年电煤市场运行表现偏弱

　　又到年中盘点季。进入7、8月份，上半年电力运行数据出炉，电力行业上市公司上半年发电量完成情况及年中报告也陆续公布。

　　这些数据经盘点梳理后透露出一个明显的信号：非化石能源发电快速增长，火电发电增速明显放缓。与火电发展息息相关的电煤市场，在上半年也呈现出需求疲软、价格呈V字型走低的态势。

　　7月26日，中电联发布《2019年上半年全国电力供需形势分析预测报告》显示，上半年，全国发电装机容量与发电量持续“双增长”：截至6月底，全国全口径发电装机容量19.4亿千瓦，同比增长6.1%；全国规模以上电厂发电量3.37万亿千瓦时，同比增长3.3%。

　　其中，非化石能源发电量增长较快，火电发电量增速放缓。数据显示，上半年，全国规模以上电厂水电发电量5138亿千瓦时、同比增长11.8%，核电发电量1600亿千瓦时、同比增长23.1%，全口径并网风电、并网太阳能发电量分别为2145、1063亿千瓦时，同比分别增长11.5%、29.1%。相比之下，全国规模以上火电厂发电量2.45万亿千瓦时，同比仅增长0.2%。

　　这一点从上市发电企业近期陆续公布的上半年发电量完成情况也可见端倪。7月27日，大唐发电发布公告，截至6月30日，该公司累计完成发电量约1238.57亿千瓦时，同比下降约5.22%；累计完成上网电量约1168.51亿千瓦时，同比下降约5.24%。

　　华电国际发布公告称，今年上半年累计发电量1011.27亿千瓦时，比2018年同期增长约5.54%；上网电量完成945.36亿千瓦时，比2018年同期增长约5.66%。

　　国电电力发布的公告显示，截至6月30日，该公司控股装机容量8612.39万千瓦，其中火电6550.20万千瓦，水电1437.18万千瓦，风电603.81万千瓦,太阳能光伏21.20万千瓦。上半年累计完成发电量1710.29亿千瓦时，上网电量1615.06亿千瓦时，较去年同期分别增加3.15%和2.64%。

　　中国电力上半年合并总售电量为42261760兆瓦时，约合422.6176亿千瓦时，较去年同期增加27.70%。

　　华能国际上半年累计完成发电量1953.75亿千瓦时，同比下降6.15%；完成售电量1850.32亿千瓦时，同比下降5.78%。

　　五大电力上市企业中，有三家上半年发电量、售电量实现了增长，两家略有下滑。其中，更加明显的特征是，火电装机及发电量增长放缓，增速已明显落后于非化石能源发电。大唐发电和华能国际在公告中分析电量下滑的原由时均提及，水电、核电等非化石能源发电量大幅增长，挤占了火电发电空间。火电发电遇冷，动力煤需求也在一定程度上受到了压制。

　　7月31日，华能国际发布半年报，公司实现营收834.17亿元，同比增长0.88%；当期营业成本697.35亿元，同比降2.85%；归属于上市公司股东的净利润38.2亿元，同比增长79.11%；扣非净利润34.65亿元，同比增长79.84%。

　　正如硬币的两面，一面是发电量和售电量同比下降，另一面利润却上升。对此，华能国际在公告中将主要原因归结为燃料成本的下降：受煤炭价格同比下降的影响，上半年公司境内火电厂售电单位燃料成本为223.81元/兆瓦时，同比下降5.57%。

　　回顾今年上半年，动力煤价格呈震荡运行。1~3月份，主产地煤矿复工复产进程缓慢，但春节后沿海电厂电煤需求回暖，两方拉锯改变了短期动力煤供需结构，推动坑口、港口煤价走强。进入3月份后，产地供应陆续恢复，进口煤市场放量，但下游进入用电淡季，电煤需求疲软，煤价也由此震荡下行。6月份，虽然进入迎峰度夏用电旺季，但电厂以消耗前期积累的库存为主，电煤需求与价格未表现出明显的旺季特征。虽然上半年电煤价格与去年同期相比已出现一定程度的回落，但总体仍处于高位。中电联在《2019年上半年全国电力供需形势分析预测报告》中提到，上半年，电煤价格总体高位波动，2月份以来，CECI沿海指数各期综合价均超过政府所规定的绿色区间上限。中电联建议，高度关注近期火电厂破产清算问题，建议做好价格形成机制、电煤中长期合同价格及履约监管等工作，控制电煤价格在合理区间，缓解煤电企业经营困境。

　　进入8月份，迎峰度夏用电高峰期进入后半程，但电煤价格走势已呈现下行趋势。8月14日，国家统计局发布统计数据显示，8月2日，秦皇岛5500大卡煤炭综合交易价格为每吨577元，5000大卡为每吨511元，4500大卡为每吨454元，比6月28日分别回落3元、2元和3元。

　　实际上，从国家发展改革委价格监测中心网站发布的1~6月中国电煤价格指数就可以看出，上半年全国电煤价格呈V字型走低，其中，1月电煤价格指数为511.02元/吨、同比下降6.94%，2月为511.34元/吨、同比下降9.85%，3月为500.29元/吨、同比下降8.47%，4~6月分别为495.26元/吨、499.12元/吨、492.04元/吨，同比分别下降5.26%、3.16%、6.91%。

　　以往，煤炭供需上下游博弈，话语权通常在供应方。但近两年来，在电厂持续的高库存低日耗策略之下，消费终端的话语权逐渐增强。

　　数据显示，截至6月30日，全国统调电厂存煤1.38亿吨，平均可用27天，保持在较高水平。下游电厂库存充足，采购意愿较差，使得电煤消费呈现出明显的逆季节性特征。卓创资讯分析师荆文娟向记者介绍，今年以来，终端和港口侧维持高库存，发挥出蓄水池作用，一定程度上对冲并阻断了消费需求向上游传导，压制了动力煤价格上涨的势头。

　　另外，从电煤需求面而言，多省份采取能源“双控”措施，以及对水泥等高耗能行业实施错峰生产，抑制了煤炭消耗量；进口煤数量增加，且价格持续走低，对国内煤市场造成一定的冲击；跨区送电和清洁能源发电的比例增加，对火电的替代效应增强，整体电煤需求表现偏弱，且出于环保考量，电煤消费更倾向于低热值煤种。

　　而从供应端来看，上半年前期原煤主产地受安全、环保检查影响，一定程度上削弱了煤炭产出，但最近一段时间加强了迎峰度夏保供增供，晋陕蒙等原煤主产区优质产能加快释放，煤炭供应整体呈均衡偏宽松格局。多种因素综合作用下，今年电煤价格持续下移将成为大概率事件。