印尼国内保供政策处罚力度较低 或对煤炭出口影响有限

自8月初印尼国营电企表示国内煤炭供应再次紧张以来，业内人士对动力煤市场的关注度再次升温，认为海运市场上印尼煤供应有再次收紧的可能，或将扭转印尼煤炭市场近一个月以来低迷的态势。

据外媒8月5日报道，随着印尼当地矿商利用国际煤价高位增加煤炭出口，不少煤炭生产商在与印尼国家电力公司（PLN）现有供煤合同到期后不愿续签，导致对印尼电企的煤炭供应再次紧张。

8月9日，印尼能源与矿产资源部部长阿里芬·塔斯里夫（Arifin Tasrif）表示，由于48家煤炭出口公司未能满足国内市场义务（DMO），政府将对其实施处罚，涉事出口商被禁止访问矿产在线监测系统（MOMS）的在线出口功能。

同时，业内也开始对海运市场煤炭供应持收紧预期，担心去年年底印尼国内缺煤危机会再次上演，因而导致今年1月份出现的煤炭出口禁令。不少印尼矿商看好未来需求前景，认为印尼出口煤供应收紧叠加欧盟对俄进口禁令将支撑目前低迷的印尼煤炭市场回暖。

不过，自8月初以来，印尼煤炭市场似乎并未出现明显支撑，反之，进口国需求继续保持低迷，市场情绪继续走低。

从印尼国内市场来看，根据今年早些时候签署的一项部长级法规，印尼能源与矿产资源部可向国内电企分配煤炭。印尼国家电力公司表示，自该法规生效以来，印尼能矿部共向电企分配煤炭3120万吨，但截止7月份，印尼矿商实际完成量仅1430万吨，不足二分之一。另外，由于印尼电力需求比最初预期值增加43亿千瓦时，印尼国家电力公司还要求额外增加煤炭供应770万吨。

根据国内市场义务规定，印尼矿商必须将其年产量的至少25%供应国内电企，且对国内电力企业6322大卡动力煤的销售价格不高于70美元/吨，对工业的售价上限为90美元/吨。

与此同时，印尼立法者敦促政府加严对国内煤炭销售的规定，原因是目前政府对矿商未履行DMO的惩罚过于宽松，担心这些矿商会宁愿选择支付罚款，也不愿将其产量的25%出售给当地电力企业。

为何会出现这种现象？有印尼市场参与者粗略算了一笔账，对于那些与印尼国家电力公司没有供煤协议但产煤规格符合电企用煤要求的煤炭生产商，若未能履行国内生产义务仍会予以惩罚，但惩罚标准过低，根据印尼能源与矿产资源部2022年第13号规范，以高位4600大卡动力煤计算每吨煤处罚价格仅18美元。

依发热量计算，印尼煤炭生产商向国内电企供应高位4600大卡煤的价格上限为42美元/吨左右，而截止7月末市场上相同品质煤指数定价达到98美元/吨，之间存在高达56美元价格差，即使缴纳每吨18美元的处罚款，仍有38美元/吨的利润可寻。按小船5.5万吨载煤量计算，每船该品质动力煤仍可收益209万美元，约合313.5亿印尼卢比。

当然，受成本、税费和运价等其他因素影响，实际获利可能低于这一数字，但对于印尼矿商而言仍存在巨大的利润空间，这就是这些矿商宁可支付罚款也会选择出口的原因。

同时从数据来看，8月份以来，印尼煤炭实际发运量也并未出现下降。Kpler船舶追踪数据显示，8月1-10日，印尼煤炭出口量为1424.9万吨，较上年同期增长23.07%，较7月同期增长6.18%。

从需求侧来看，有市场分析认为，随着印尼政府监管措施加严，后期海运市场可能出现印尼煤供应收紧情况，且欧盟国家8月11日起对俄罗斯煤进口禁令将正式生效，对海运市场其他替代供应的询货增加或将支撑煤价再次上行。

事实上可能并非如此。首先从历史数据来看，除俄罗斯外，欧盟地区动力煤主要来源国为哥伦比亚、美国和南非，即使禁运俄煤，欧盟买家也将优先选择从上述国家增加进口。相比之下，印尼低卡煤资源丰富，大多数煤质并不符合欧盟国家需求，且从历史数据来看，印尼煤在欧盟国家动力煤进口中占比较低，即使需求大幅增加的6、7月份，占比也只有8%左右。

反观印尼煤主要出口目的地中国，近几个月也因为进口需求低迷，印尼动力煤价格难有提振。国内贸易商指出，随着夏季用煤高峰即将结束，近期国内电企招标寥寥无几，且贸易商压价意愿强，而沿海电厂煤炭库存充足，加之国内保供政策持续发力，短期来看对进口动力煤的需求难有较大支撑。

与此同时，另一大印尼煤出口目的地印度需求同样疲软，季节性降雨天气带来的凉爽天气使得当地用电需求难有提振。截止8月初，印度国内电厂煤炭库存已回升至3000万吨。印度煤炭公司也表示，随着国内煤炭产量增加，国内电厂存煤充足，降雨结束后也不大可能再次出现去年那样的缺煤危机。

最后，据印尼能矿部长阿里芬·塔斯里夫表示，截止目前，印尼国家电力公司存煤可用天数保持在19天，仍处于安全范围。据了解，目前被限制使用在线出口功能的48家煤企规模不大，同时，致力于保障矿商向电企煤炭供应的公共服务机构（BLU）也有望于今年第四季度投入运作。总体来看，即使短期内海运市场印尼煤可能有收紧预期，但对全球煤炭供需影响以及印尼煤价带来的实际支撑预计有限。