11月中旬以來，國內進口煤政策驟然收緊。國家發改委分別在江蘇和廣州召開進口煤會議，要求在年底之前，基本不再安排進口煤通關。個別為保障冬季供電有緊急需求的電廠，可以通過所屬集團公司向國家發改委申請豁免。

2017年，國內生產原煤和進口煤分別為34.45億噸和2.71億噸，后者僅相當于前者的7.87%。但是，進口煤因自身的價格優勢和區域需求，是國內煤炭的重要補充，尤其對廣東、廣西、福建以及華東等沿海地區影響巨大，在煤炭市場中起著“四兩撥千斤”的作用。

▲網絡流傳的電力企業要求不再安排進口煤的內部文件

供給側改革推動進口煤總量控制

進口煤政策收緊早有先兆。10月2日，在廣州召開的沿海六省關于進口煤炭會議上，國家發改委便明確了今年底的煤炭進口要平控(即2018年進口煤規模不超過2017年)，且進口指標不再增加，按原來計劃執行。

海關總署數據顯示，2017年我國煤及褐煤總計進口2.71億噸，2018年1-10月累計進口2.52億噸，如果按照平控目標，11-12兩個月剩下配額僅有1900萬噸。

國內進口煤炭主要分為無煙煤、煉焦煤、其他煤、其他煙煤和褐煤五大類，其中，無煙煤、褐煤、其他煤和其他煙煤用途相同，多作為電力用煤，并稱為動力煤。對于煉焦煤及其他較為稀缺的煤種，國家鼓勵進口，但是動力煤進口政策往往根據國內情況進行調整。

2016年以來，進口煤政策調控主要服從于煤炭行業供給側改革需求，扭轉煤炭行業經營困境。隨著供給側改革推進，淘汰過剩產能后，煤價上漲，煤炭行業逐漸復蘇。同期，考慮到從供給側改革總體要求，對于進口煤的控制逐步加強，調控方式從時段性控制演變為全年總量控制。

供給側改革效果明顯。中國煤炭工業協會報告顯示，2015年，煤炭行業利潤大幅下滑。前11個月規模以上煤炭企業主營業務收入2.28萬億，同比下降14.6%;企業利潤425.5億元，同比下降61.2%。供給側改革后，煤炭行業煥然一新，2017年，國內規模以上煤炭企業主營業務收入2.54萬億元，同比增長25.9%;利潤總額2959.3億元，同比增長290.5%。

進口煤管控的另一個原因是煤質。2015年開始實施的《商品煤質量管理暫行辦法》中要求，嚴格進口檢驗標準和程序。2017年，國家頻頻召開會議研究劣質煤進口問題，至形成“7月1日起禁止省級政府批準的二類口岸經營煤炭進口業務”才告一段落。

高庫存可基本抵消進口煤收緊影響

目前來看，進口煤政策收緊影響不大。分析人士認為，迎峰度冬基本可控，而且電廠的動力煤日耗低，庫存高，基本可以抵消進口煤收緊所帶來的影響。

11月16日數據顯示，秦皇島港庫存上升，電廠庫存上升;焦煤港口庫存上升，獨立焦化廠焦煤庫存上升。

其中，秦皇島港庫存562.0萬噸，周環比上升13.0萬噸;

廣州港庫存243.4噸，周環比上升14.1萬噸;

六大電廠庫存1742.34萬噸，周環比上升36.09萬噸，日耗煤53.10萬噸，環比上升0.31噸/天，可用天數為32.81天，環比上升0.49天;

京唐港煉焦煤庫存128.90萬噸，環比上升0.46萬噸;

獨立焦化廠煉焦煤總庫存851.68萬噸，周環比上升12.27萬噸。

整體上進口煤收緊的影響并不大，不過局部地區會面臨用煤緊張的局面，其中廣東是一個典型案例。

廣東地理上接近印尼，部分電廠設計即以印尼煤為燃料煤，九成的用煤來自于進口煤，進口煤炭政策收緊，燃料煤供應趨緊。

我國煤炭進口的主要國家為印尼、澳大利亞、俄羅斯、蒙古和菲律賓。進口量較大的省份則為廣東、江蘇、內蒙古、遼寧及廣西，這些省份在2017年的煤炭進口量超過了全國進口量的六成。

進口煤政策收緊對這些地區電廠的影響：

一是供應緊張。這些電廠需要轉而從北方港口購煤，受地理及供需狀況影響，燃料煤供應周期拉長，原先進口煤到電廠周期為5-6天，從北方港口裝煤周期拉長至10-15天，電廠保供壓力增大。

二是經營壓力。廣東地區電廠進口印尼煤相比從北方港口購煤，同熱值同硫份標煤每噸要低100元左右，同時受運輸距離影響，每噸運費相差10-20元，給電廠的運營成本帶來了不小的提升。