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進口煤全面收緊,高庫存下影響有限

2018-11-21 17:00:03 能源雜志  點擊量: 評論 (0)
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。

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。

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責任編輯:仁德財

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