。从增速来看，去年进口增速整体逐月下行，增速下行主要是与国家限制进口煤炭进口有关，出于将去产能成果保留至国内的考虑，自日起，中国采取了禁止二类口岸经营煤炭进口和进一步提升商品煤质量检验标准等措施来限制进口，由于目前仍处于煤炭去产能周期内，预计进口政策偏紧将持续。

　　从煤种来看，2017年1-11月我国累计进口褐煤7561.61万吨，同比于2016年增加17.38%，进口除炼焦烟煤以外的烟煤共6778.54万吨，同比于2106年增加5%，其它煤进口2798.28万吨，同比于2016年增加23.1%，而无烟煤进口下滑量较大，2017年累计进口777万吨，较2016年降低67.24%。从占比来看，褐煤占比42%，除炼焦煤以外的其它烟煤占比38%，其它煤占比16%，烟煤占比4%。进口我国的煤炭主要是是褐煤以及部分除炼焦煤外的烟煤，这些烟煤通常包括长焰煤、不粘结煤、贫煤、气煤等。

　　2017年无烟煤进口量大幅下行主要与我国执行安理会决议停止进口朝鲜煤炭有关，而朝鲜向我国进口煤炭以无烟煤为主，约占我国进口无烟煤总数量的80%，这也是造成2017年无烟煤价格大大上涨的主要原因。另一方面，由于无烟煤大多用作煤化工原料，仅少数无烟煤用来充当燃料，故大多数无烟煤并不属于动力煤范围，所以从动力煤统计口径来说，其2017年进口数量上涨的速度或略高于煤炭统计口径下的增速，2017年1-11月动力煤进口增速或在2~3%之间，总体趋势与煤炭口径下的统计结果相差无几。

　　从国别来看，我国主要从澳洲、印尼、俄罗斯、蒙古、美国这六个国家进口动力煤，2017年1-11月上述各个国家累计进口量占比分别为61.73%、14.95%、18.40%、4.65%以及0.27%

　　我国东南沿海大型火电厂较多，且经济较为发达，是我国主要的煤炭消费地，由于北方港口下水运往南方的动力煤往往满足不了沿海电厂的用煤需求，故东南沿海电厂会大量采购进口煤。出于运输成本以及我国消费地分布的考虑，各国进口煤的路线以及运煤船停靠港口也不一样。例如从澳洲进口的动力煤大多从纽卡斯尔港下水经海运在宁波港、广州港、防城港等东南港口到岸并在当地直接销售，同理，印尼动力煤大多从卡里曼丹港下水至防城港、广州港到岸，对于俄罗斯和蒙古，由于其动力煤通过火车输运成本过高，在我国价格上的优势不明显，所以我国进口俄罗斯、蒙古动力煤的比例相比来说较低，而进口炼焦煤比例比较高，具体来说俄罗斯部分气煤（燃料用）从镇江港到岸较多，蒙古煤从策克口岸进口较多。另外，比较小众的动力煤，比如：朝鲜动力煤以及燃烧用的无烟煤大多从丹东港、日照港、防城港到岸，南非煤从理查兹港下水至防城港到岸，越南煤大多从防城港、广州港到岸。

　　进口动力煤物流方式与内贸煤不一样，从出口国港口到国内消费地中间的物流过程最重要的包含“大船+汽运”以及“大船+小船+汽运”以及两种模式，进口煤港口接收后大多数直接在本地销售，由港口当地的贸易商接货，或者大船靠岸不在港口卸货而是直接分装给小船，再从长江运往内地的下游厂商或贸易商，即“海转江”，最后短距离运输用汽运。所以对于进口煤很少有“车板价”、“平仓价”、“坑口价”等说法。

　　进口煤报价方式主要有3种，一是离岸价（FOB，Free on Board），即指卖方负责将煤炭装上出口船只的价格，运输费用、保险费用都由买方承担，通常是由装船港口报出的价格；二是到岸价，根据本文收集到的网络报价，煤炭到岸价大多以CFR形式报价，CFR即成本加运费（Cost and Freight），指在装运港船上交货，卖方需支付将货物运至指定目的地港所需的费用，货物的风险是在装运港船上交货时转移，到岸价通常从到岸港口报出，另外，在成本结构上，CFR=FOB+运费，CIF价=FOB+运费+保险。三是场地价，即港口卸货后堆存于堆放场地的报价。

　　质检成本：港口质量检查以及品质检测工0.9元/吨。手续费：交割手续费1元/吨。港杂费：最重要的包含煤炭装卸费用和港口建设费，不同停靠港口不同，且内贸煤外贸煤价格也不同，例如日照港港杂费为31.1元/吨，宁波港17.5元/吨，广州港41.05元/吨，防城港40元/吨等等。

　　利率本文取一个月期shibor利率，考虑到套利通常进行得时间比较久，为了安全起见真实使用的保证金比率通常高于期货公司最低保证金比率，交易所规定交割月收20%保证金，期货公司在此基础上额外加收1%，故本文在此基础上进一步上浮以25%作为参数，另外，为了计算仓单成本的历史变化，本文假定以样本内每一天当天的主力期货合约价格为参考价计算仓单成本，故持仓天数为从当天到当天主力合约的最后交割日的时间间隔，并以自然日核算。

　　其中手续费标准以15元/手计，上浮比例为期货公司或有的额外收取以1.1计，合约乘数为100吨/手，另外开平仓两次。

　　虽然期货头寸不一定要参与交割，但是交割过程产生的增值税是仓单成本的重要构成部分，在估算时不可忽视。由于交割结算价为合约到期前均价，存在不确定性，基于有效市场理论，对未来价格最优的估计就是当前价格，所以本文在计算仓单成本时对交割结算价用当日的期货收盘价估计。交割升贴水根据郑商所提供的非基准交割品升贴水计算方式进行计算，按照收到基低位发热量、干燥基全硫、干燥无灰基挥发分、干燥基灰分的顺序依次进行。

　　对于FOB、CFR报价的进口煤，计算其仓单成本要将国际海运保险考虑在内，特别是对于FOB报价的进口煤，还需要加入国际海运费。本文将从Wind、Mysteel数据库搜索煤炭各个路线海运费的历史数据加入其中，根据样本内各个时刻分别调取，作为海运费，海运费若以美金报价则按照当时的汇率实时调整。保险费率按照一般货物费率表中的一切险费率进行计算，来自亚洲约0.6%，来自大洋洲约0.5%。保费可以表示为：

　　保费=CFR/[1-保险费率*（1+保险加成率）]*保险加成率*保险费率

　　=（FOB+运费）/[1-保险费率*（1+保险加成率）]*保险加成率*保险费率

　　据调研了解，当煤炭报价以人民币报价时（常见于CFR报价），是含税价，当以美元报价时（常见于FOB报价），通常是不包含税费的。进口煤主要税费为进口关税和进口增值税两个部分，可以表示为：

　　增值税率按17%计算，关税税率较为复杂，依照国家政策，2008年至2014年10月15日煤炭进口关税为0%，而之后出于产能过剩的考虑，将煤炭进口关税调整为3~6%不等，并依据进口煤煤种不同划分。比如进口自印尼的煤部分按褐煤计算，关税税率为3%，而部分煤种在口径之外，关税税率为0%。进口自澳洲的煤大多以烟煤计算，关税税率为6%，2015年12月20日中澳自贸协定生效后，这一税率下调至4%，第二年又下调至2%，2017年1月1日调为0%。关税以及进口增值税主要构成了进口商的现货成本，在仓单成本预算中主要影响交割增值税，即当交割结算价一定的情况下，关税、进口增值税越高，交割的增值税就越低。

　　根据Mysteel数据，对于这一类型的澳洲进口煤（Q5500S1）及其CFR美金的报价，可计算出来的仓单成本如图8所示，可以明显看出仓单成本与期货价格大体走势基本相当，仓单成本在较多的时间内小于期货价格，也就是说现货买入交割卖出（正向套利）可获利机会较多。

　　将仓单成本以及现货报价的走势相比较，虽然两者单位不同，但是能明显看到，仓单成本与现货报价走势基本一致，也就是说仓单成本的价格变化主要根据现货报价，虽然期货价格、持仓时间、货币市场变化等因素也会影响仓单成本计算结果，但绝对量比较小，影响终究有限。

　　对于这一类型的澳洲昆士兰进口煤及其FOB报价的计算结果与上一个算例略有不同，其仓单成本在大部分时间内高于动力煤主力连续价格，在2016年2月至2016年8月以及2017年初等时间段内出现过短时间内期货价格一度接近仓单成本，总体来说出现可以直接正向套利的机会也相对较少。与上一个算例相似，根据这一报价计算而来的仓单成本走势与现货价格基本一致。

　　1.从仓单成本历史走势来看，其主要根据现货价格，其他因素影响相对有限。

　　2.通过比较不难发现，期货盘面与仓单成本的价格趋势大致相当，但是前者的涨跌趋势往往领先于后者，期货盘面与现货的走势关系也基本如此。

　　3.仓单成本在大多数时刻要高于期货盘面价格，当仓单成本低于期货盘面价格时，就会出现正向套利机会，本文研究范围内的大多数报价在历史上都曾出现过正向套利的机会，且这种机会的出现往往会持续一段较短的时间。

　　4.在本文的研究范围内，基于美金报价计算的仓单成本较人民币报价计算的仓单成本更容易出现正向套利的机会，也就是仓单成本低于期货盘面出现的次数较多。究其原因，一方面可能是人民币报价的大多为进口商，价格内含有利润，另一方面美金报价大多为国外出口商，国内市场对其报价的影响相对较小。

　　5.从报价方式来看，报价方式为场地价，所计算的仓单成本往往难以形成正向套利空间，原因可能是场地价报价方多为进口商，报价包含了利润，挤压了套利空间。

　　6.除了发热量高于5500大卡的动力煤，根据现货计算出来仓单成本与期货盘面价差通常较小，如果仓单成本高于盘面100元/吨以上，则通常会在极短的时间内回落，可以作为期现行情预判的有效参考。

　　7.品质明显高出基准交割品的动力煤，比如发热量为6000及6000以上，由于交割规则中缺少升水机制，所以计算出来的仓单成本往往高出盘面很多，难以出现套利机会，也不适合参与卖出交割。返回搜狐，查看更加多