配额用完港口和用户获得新配额
自2015年以来，除少量朝鲜、印尼和蒙古煤炭遭到海关退货之外，煤炭进口整体并未受到严重影响。此外，进口配额是进口煤控制的有力手段。从2017年开始，政府加强了煤炭进口管控，通过向海关和主要进口商发放配额形式对煤炭进口进行调控。原则上，进口配额是根据前几年的进口量而定的，并根据当年的供需情况进行调整，但不会向公众披露。
21日，在葡萄牙首都里斯本举行的世界煤炭领导者交流大会（World Coal Leaders Network）上，汾渭能源信息服务有限公司副总经理刘新华认为，“如果政府继续严格实行进口煤平控政策，那么第四季度平均每月只有1000万吨进口煤可通关，比前三个季度每月2800万吨的平均水平大幅下降63％。但在冬季保供的压力下，这一情况似乎不太可能发生。”
刘新华预计，四季度煤炭进口可能与去年第四季度类似，相比三季度明显下降，但仍将保持同比增长。“今年到目前为止，进口煤收紧措施并未像预期的那样严格，一些用完配额的港口和用户获得了新的配额。通关时间虽有延长但并未停止。因此，我们预计今年煤炭进口量平控的目标不太可能实现，全年进口量会超过3亿吨，甚至可能高达3.2亿吨。”
前三季度进口煤大幅增加主要原因
一是我国煤炭需求保持强劲。尽管经历外部环境收紧，但“补短板”、“新基建”等一系列政策的实施拉动投资增速回升，需求继续看好，火电发电量保持增长态势。
二是平控措施没有发挥作用。目前，不能异地通关，只对贸易商带来有一些影响，对大型电力企业影响很小，造成1-9月份，我国进口煤同比增加了1329万吨。
三是国内煤炭竞争力不如进口煤。铁路运距远、费用高，煤炭由大秦线、蒙冀线运到环渤海港口，再由船舶转运到南方接卸港口，费用高出澳洲煤到岸价50元/吨甚至100元/吨。
今年下半年以来，进口煤过度增加，不仅仅是影响国内市场煤价格走势的问题，更主要的是影响了北煤南运的畅通，将改革红利拱手让给外国贸易商。
进口煤数量高位运行将会常态化
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。
