11月中旬以来，国内进口煤政策骤然收紧。国家发改委分别在江苏和广州召开进口煤会议，要求在年底之前，基本不再安排进口煤通关。个别为保障冬季供电有紧急需求的电厂，可以通过所属集团公司向国家发改委申请豁免。
2017年，国内生产原煤和进口煤分别为34.45亿吨和2.71亿吨，后者仅相当于前者的7.87%。但是，进口煤因自身的价格优势和区域需求，是国内煤炭的重要补充，尤其对广东、广西、福建以及华东等沿海地区影响巨大，在煤炭市场中起着“四两拨千斤”的作用。
▲网络流传的电力企业要求不再安排进口煤的内部文件
供给侧改革推动进口煤总量控制
进口煤政策收紧早有先兆。10月2日，在广州召开的沿海六省关于进口煤炭会议上，国家发改委便明确了今年底的煤炭进口要平控(即2018年进口煤规模不超过2017年)，且进口指标不再增加，按原来计划执行。
海关总署数据显示，2017年我国煤及褐煤总计进口2.71亿吨，2018年1-10月累计进口2.52亿吨，如果按照平控目标，11-12两个月剩下配额仅有1900万吨。
国内进口煤炭主要分为无烟煤、炼焦煤、其他煤、其他烟煤和褐煤五大类，其中，无烟煤、褐煤、其他煤和其他烟煤用途相同，多作为电力用煤，并称为动力煤。对于炼焦煤及其他较为稀缺的煤种，国家鼓励进口，但是动力煤进口政策往往根据国内情况进行调整。
2016年以来，进口煤政策调控主要服从于煤炭行业供给侧改革需求，扭转煤炭行业经营困境。随着供给侧改革推进，淘汰过剩产能后，煤价上涨，煤炭行业逐渐复苏。同期，考虑到从供给侧改革总体要求，对于进口煤的控制逐步加强，调控方式从时段性控制演变为全年总量控制。
供给侧改革效果明显。中国煤炭工业协会报告显示，2015年，煤炭行业利润大幅下滑。前11个月规模以上煤炭企业主营业务收入2.28万亿，同比下降14.6%;企业利润425.5亿元，同比下降61.2%。供给侧改革后，煤炭行业焕然一新，2017年，国内规模以上煤炭企业主营业务收入2.54万亿元，同比增长25.9%;利润总额2959.3亿元，同比增长290.5%。
进口煤管控的另一个原因是煤质。2015年开始实施的《商品煤质量管理暂行办法》中要求，严格进口检验标准和程序。2017年，国家频频召开会议研究劣质煤进口问题，至形成“7月1日起禁止省级政府批准的二类口岸经营煤炭进口业务”才告一段落。
高库存可基本抵消进口煤收紧影响
目前来看，进口煤政策收紧影响不大。分析人士认为，迎峰度冬基本可控，而且电厂的动力煤日耗低，库存高，基本可以抵消进口煤收紧所带来的影响。
11月16日数据显示，秦皇岛港库存上升，电厂库存上升;焦煤港口库存上升，独立焦化厂焦煤库存上升。
其中，秦皇岛港库存562.0万吨，周环比上升13.0万吨;
广州港库存243.4吨，周环比上升14.1万吨;
六大电厂库存1742.34万吨，周环比上升36.09万吨，日耗煤53.10万吨，环比上升0.31吨/天，可用天数为32.81天，环比上升0.49天;
京唐港炼焦煤库存128.90万吨，环比上升0.46万吨;
独立焦化厂炼焦煤总库存851.68万吨，周环比上升12.27万吨。
整体上进口煤收紧的影响并不大，不过局部地区会面临用煤紧张的局面，其中广东是一个典型案例。
广东地理上接近印尼，部分电厂设计即以印尼煤为燃料煤，九成的用煤来自于进口煤，进口煤炭政策收紧，燃料煤供应趋紧。
我国煤炭进口的主要国家为印尼、澳大利亚、俄罗斯、蒙古和菲律宾。进口量较大的省份则为广东、江苏、内蒙古、辽宁及广西，这些省份在2017年的煤炭进口量超过了全国进口量的六成。
进口煤政策收紧对这些地区电厂的影响：
一是供应紧张。这些电厂需要转而从北方港口购煤，受地理及供需状况影响，燃料煤供应周期拉长，原先进口煤到电厂周期为5-6天，从北方港口装煤周期拉长至10-15天，电厂保供压力增大。
二是经营压力。广东地区电厂进口印尼煤相比从北方港口购煤，同热值同硫份标煤每吨要低100元左右，同时受运输距离影响，每吨运费相差10-20元，给电厂的运营成本带来了不小的提升。
