多重因素影响 进口量大幅减少
今年上半年，我国进口煤数量大幅减少。国家统计局数据显示，1月至6月，我国累计进口煤炭11500.1万吨，同比减少17.5%。进口量大幅减少的原因有以下2个。
一是1月印尼煤出口禁令及其涟漪效应。该禁令的突然宣布曾导致印尼煤市场交易几近停止，我国主要进口煤来源一度中断，并带动国际煤价上涨。虽然该禁令在1月底取消，但对供应链造成的冲击难以立即平复，1月至2月我国煤炭进口量同比大幅下降45.93%。
二是全球煤价持续高位运行，进口价格倒挂压制煤炭到货量。经历了2021年能源供应紧张之后，今年地缘冲突的爆发促使各国对能源安全需求提升。煤炭作为稳定、相对廉价的能源，其需求量明显增长。欧盟决意摆脱对俄能源依赖，但短时间难以找到替代能源来源，叠加天然气价格高企，欧洲多国不得不重启煤电。3月开始的高温天气使低库存状态的印度承受了“煤荒”和“电荒”，印度政府加大了进口煤炭力度。除了需求的增量之外，全球煤炭贸易格局重塑，供应链不确定性和脆弱性增强，也导致了贸易成本和海运费用的提升。以我国进口煤平均单价来看，1月至5月，进口煤平均单价为每吨159.59美元，同比大增110%。
海外煤价的持续高位运行，与我国国内的保供稳价形成鲜明对比，国内电厂对进口煤高价接受意愿降低，是今年我国煤炭进口量下滑的主要原因。
进口煤市场出现结构性变化
从进口来源国角度来看，印尼、俄罗斯、蒙古国依然是我国前三大进口煤来源国。今年1月至5月，印尼煤占比较2021年下滑0.76个百分点，俄罗斯煤和蒙古国煤占比分别增加了1.73个百分点、0.72个百分点，主要因为自5月以来我国进口关税暂免政策实施、俄罗斯煤炭价格相对有优势以及蒙古国煤炭通关条件的改善。俄罗斯煤进口占比提升至19.34%，一定程度上缓解了澳洲煤炭进口减少造成我国沿海进口高卡煤来源不足的问题。此外，我国从加拿大和菲律宾进口煤的占比也有小幅增加。
从进口煤种来看，动力煤进口量下滑最为明显，而炼焦煤进口量同比则出现较大增幅。1月至5月，我国进口动力煤8956万吨，同比大幅下降20%，炼焦煤和无烟煤进口量分别为1815万吨和351万吨，分别增长16%和下降2%。主要原因是电企难以将高煤价成本向下游传导，而非电企业下游产品定价更加市场化，成本能向下游传导，因而对价格接受度较高。
从进口煤热值来看，由于海外煤价高企，我国电厂降低了采购标准，招标以绝对价格更低的印尼低卡煤种为主，往年进口印尼煤热值集中于中低卡煤，而上半年进口采购主要为低卡煤。进口煤平均热值的下降将抬高电厂旺季日耗，导致库存可用天数的过快下降，也将对国内中高卡煤价格形成一定支撑。
内外煤价倒挂或延续
当前决定我国进口煤数量的关键因素依然是内外煤价差。在海外能源价格依然相对强势的情况下，短期能源价格仍将偏高位运行，后续随着宏观风险加大以及海外能源补库的进行，能源价格下行压力将逐步呈现。煤价的回落或滞后于油气价格，但四季度仍有上行风险。因此我国进口煤内外贸价差倒挂有望获得阶段性改善，但也有可能延续弱势倒挂状态。考虑到在国内积极增产稳价调控下，电厂对于高价进口煤的采购积极性仍将有限，笔者预计，我国全年进口煤总量或将同比减少6000万吨至8000万吨。
在稳增长政策预期下，预计下半年我国工业经济将得到改善，这将进一步提升沿海地区火电耗煤，从而加重沿海电煤库存压力。在供应和运输存在制约的情况下，考虑到迎峰度夏和秋季工业用电增加可能造成较大的库存消化，在迎峰度冬之前，沿海电厂仍有较大的备货压力，需加大进口煤，尤其是高热值进口煤的采购力度。
此外，还需关注“拉尼娜”事件对全球煤市的影响。近期，英国《自然》杂志预计可能发生罕见的“三重”拉尼娜事件，美国国家海洋和大气管理局预测拉尼娜现象持续到2023年初的可能性为51%。下半年需要关注极端天气对主要煤炭出口国生产的影响以及北半球冷冬的概率。
