2026年工业能源行业中东冲突系列报告（二）：若冲突长期化，煤炭行情如何演绎？

亚太 LNG 需求刚性凸显，能源冲击或直接拉动澳煤需求

随时间推移油气库存耗尽，进口敞口大的亚太经济体将直面断供风险

伴随美以伊冲突进入第三周、前期库存逐步消耗，对于各经济体影响开始从预期走向现实， 我们推演中东油气敞口大的东亚经济体首当其冲，能源价格反应也最为激烈。从贸易流向 来看，2025 年霍尔木兹通行的油 75%流向亚太地区，4%流向欧洲；LNG 出口中，2024 年中东出口约 83%流向亚太市场，欧洲为 11%。从需求侧来看，东亚 3 个经济体日本/韩国 /中国台湾地区油气消费占比 60%，中东敞口大（日本原油 97%；韩国天然气 70%）。日本 /韩国/中国台湾地区 2025 年末天然气库存可用天数仅分别为 31/40/12 天。气源方面韩国/ 中国台湾地区对中东依赖度接近 30%。

不同于俄乌冲突中欧洲能源价格领涨，本轮美以伊冲突亚太能源价格提涨幅度超过欧美。

油价：亚洲客户进口依赖度高的中东原油（阿曼）迅速飙升至 170.05 美元/桶，高点 收盘价较冲突前（2 月 27 日，下同）的 71.39 美元/桶上涨超过 138%。阿曼原油价格 弹性超过同期 Brent/WTI，Brent 油价收盘高点为 120.93 美元/桶，较冲突前 71.10 美 元/桶上涨 70%，WTI 的亚太、欧洲出口需求弱于其他品种，冲突以来油价收盘高点 99.64 美元/桶，较冲突前 67.02 美元/桶上涨约 49%。

气价：亚太 LNG 现货基准 JKM 涨幅最为剧烈，高点收盘价为 22.35 美元/MMBtu，较 冲突前 10.73 美元/MMBtu 上涨 95%，主要因亚洲 90%以上霍尔木兹进口依赖导致供 需较俄乌冲突时期更加紧张。欧洲 TTF 收盘高点为 20.93 美元/MMBtu，较危机前 10.82 美元/MMBtu 上涨 86%，相对弱于 JKM 表现；美国作为管道气和 LNG 主要出口国， 其本土产量弹性大但 LNG 产能弹性小，因此 Henry Hub 气价几乎不受直接影响，冲突高点/冲突前价格分别为 3.27/2.99 美元/MMBtu，涨幅为 9%，主要系出口份额增长 弹性远低于俄乌冲突时期。

煤价：澳煤 NEWC 本轮价格高点为 146.5 美元/吨，较冲突前 118.5 美元/吨涨幅约为 24%，目前仍低于俄乌冲突时期 59%，主要系俄乌冲突后欧洲在俄气替代需求下气转 煤需求拉动所致，且上一轮全球煤炭供需更紧张。印尼煤本轮价格高点为 70.0 美元/ 吨，较冲突前 67.5 美元/吨涨幅达到 4%，虽然存在印尼的减配额导致现货出口减少的 供给侧因素，但是在印尼对冲原油进口损失或增产煤炭同时限制出口的预期下，表现 弱于澳煤。

电价：日韩领涨最为突出，日本日前电价冲突以来高点达到 16.79 日元/kWh，较冲突 前 9.48 日元/kWh 上涨 20%；韩国日前电价冲突以来高点达到 121 韩元/kWh，较冲突 前 111 韩元/kWh 上涨 11%，系电力批发价受进口依赖价格传导更直接。欧洲电价涨 幅也受 TTF 联动影响而走高，冲突以来综合电价高点达到 140.5 欧元/MWh，较冲突 前 66.6 欧元/MWh 上涨 111%。

日韩和中国台湾地区：中东进口依赖度较高，或导致冲突影响敞口大

日、韩、中国台湾地区石油进口来源高度依赖中东，日韩原油可用天数高于 IEA 平均水平。 中东分别占韩国/中国台湾地区/日本石油进口来源的 75%/64%/97%。截止 2025 年底，日 韩两国按 IEA 口径原油库存进口可保障天数分别为 208/200 天（俄乌冲突开始前的 2022 年 1 月为 216/187 天），远高于 IEA 净进口国平均 141 天。

日本/韩国/中国台湾地区 2025年末天然气库存可用天数分别为 31/40/12天，日本来源分散， 韩国/中国台湾地区对中东依赖度更高。LNG 难存储的特性天然导致库存可用天数往往明显 低于石油，主要系天然气必须被冷却至零下 160℃才能被液化，出于稳定性和经济性往往保 持较低的库存，因此 LNG 进口比例高的亚洲经济体在猝不及防的中东冲突中存在天然气供 给风险。进口依赖方面，日本进口结构多元，分布到澳洲、马来西亚、俄罗斯等；韩国气 源高度集中于中东；中国台湾地区库存与可用天数偏低，且对中东依赖持续走高。

日本气源进口布局多元。日本 2025 年底天然气库存 75 亿立方米，可用天数 31 天。 进口结构高度分散，以澳大利亚（39.7%）、马来西亚（14.8%）为主要来源，且 19 年以来进口分布格局稳定。进口来源对中东依赖度偏低，经霍尔木兹海峡气源仅 6.3%， 叠加阿曼气源合计约 10.8%。

韩国气源高度集中于中东，相较于 2019 年有所分散。韩国天然气库存规模适中，2025 年底库存 67 亿立方米，可用天数 40 天，略高于日本与中国台湾地区。对中东依赖度 30%，较 2019 年的 38%有所下降，主要增加澳大利亚、印尼、马来西亚的气源。

中国台湾地区储备薄弱，近年对中东依赖持续上升。中国台湾地区天然气保障能力偏 弱，2025 年底库存仅 10 亿立方米，可用天数仅 12 天，应急缓冲严重不足。进口来源 持续向中东集中，依赖度由 2019 年 28%升至 2025 年 34%，在地缘紧张与航道风险 上升背景下，储备不足与来源集中叠加，能源安全短板明显，供应稳定性承压。

印度和东南亚：作为全球新制造中心，或面临能源保供压力测试

印度能源安全正面临对外依存度高、中东供应敞口过大、核心能源库存安全边际不足的挑 战。该国一次能源消费自给率仅 60%，能源消费结构中煤炭占比 58%、发电端煤炭占比高 达 74%，煤炭进口高度依赖印尼、澳大利亚、南非与俄罗斯，同时超 45%的石油进口、60% 以上的液化天然气进口均来自中东，另有 38%的石油进口来自俄罗斯，对中东能源的供应 敞口尤为突出。 印度煤炭储备并不充分，且具备补库需求，缺失作为压舱石支撑油气缺口的供给韧性。截 至 2026 年 3 月 9 日的最新官方数据显示，印度火电厂煤炭库存仅 54.05 百万吨，仅可满足 约 24 天发电需求，全国全口径煤炭总库存 210 百万吨，仅可覆盖全国 88 天消费需求。 印度石油扰动影响已经扩散至民生，电气化率不是可选项而是必答题。印度 LPG（液化石 油气）供给高度依赖石油进口，主要来源是国有炼厂加工进口原油的副产品（40%）和中 东各国进口（UAE、卡塔尔、科威特和沙特占比达 24%/12%/9%/8%）。印度 24-25FY （24.4~25.3）LPG 消费量约 3130 万吨，居民烹饪需求占主导地位，随着重要石油进口源 （中东占 45%以上的石油进口）扰动已经出现紧缺，印度政府已于 3 月 8 日要求所有炼厂 和石化企业将丙烷、丁烷、丙烯等 C3/C4 流全部转向 LPG 生产，禁止用于石化下游产品， 全部供给 IOC、HPCL、BPCL 用于民用 LPG。我们测算仅电烹饪对 LPG 的需求替代即可 创造约 320TWh/年的用电需求空间，基于一户印度人家平均约 974 kWh/年用于烹饪的假设， 3.3 亿户家庭对应电炉用电需求为 320TWh/年，占印度 24~25FY 发电量约 18%，按 300 克/度电供电煤耗折算，约合 0.96 亿吨 5500Kcal 电煤需求，是印度 24~25FY 年煤炭需求 量的 7%；根据 EIA，2024 年澳大利亚和印度尼西亚的煤炭出口量为 3.63/5.55 亿吨，合计 9.18 亿吨，印度电烹饪拉动的电煤需求占出口量的 10%；亚太地区除中国外进口量为 6 亿 吨，印度电烹饪电煤需求占进口量的 16%。

全球制造业产业链向东南亚转移的进程中，作为核心承接目的地的东南亚经济体，正面临 能源保供体系的全方位压力测试。东南亚各国能源消费结构中化石能源占比普遍超 90%， 除越南外其余国家发电结构同样以化石能源为主，且能源高度依赖外部进口。按能源品类 来看，石油领域对中东供应的依赖度最为突出，除印尼外，马来西亚、泰国、越南三国对 中东石油的进口敞口分布在 65%-90%之间；天然气领域的区域供应依赖度相对可控，除泰 国对中东卡塔尔的天然气进口敞口约 19%外，其余主要制造业承接国的天然气进口基本不 依赖中东，区域内供应保障的稳定性相对更强；煤炭作为东南亚发电端的核心化石能源， 其供应集中度极高，除印尼本身为全球最大动力煤出口大国外，马来西亚、泰国、越南的 煤炭进口对印尼、澳大利亚两国的合计依赖度分别高达 89%、97%、75%。 东南亚“缺油”要比“缺电”更紧迫，发展工业过程中运输成本扰动不可小觑，我们认为 东南亚进一步加快电气化是降低油依赖、提升韧性的最优路径。燃料成本占运输运营费用 的 30-50%，因此汽油/柴油上涨直接转化为运费/票价上调，最终也会成本转嫁传导至工业 品。例如印尼物流协会主席称冲突首 10 天集装箱运价已涨 25%，整体国内/国际物流成本 短期内可能上涨 20-40%；根据 Times，越南自冲突爆发以来，汽油价格已上涨约 30%， 柴油价格上涨约 40%。航空运营成本因航油涨 70%，部分企业（如食品配送）已改用空运 并转嫁费用；菲律宾海运/空运票价已上调，陆路物流企业征收燃油附加费。陆路货运和公 交预计运费涨 15-30%。我们认为电气化率在中国逐步成为全球工业中心功不可没，或成为 东南亚工业化发展中可学习的对象。一方面，电动重卡不仅是东南亚减少进口油依赖的关 键，也是在石油价格提涨下经济可行性提升，有望拉动东南亚 EV 渗透率。另一方面，中国 高铁+城际铁路极大减少中长途航空和公路油耗也值得东南亚地区学习，根据 UIC 和 EIA， 中国 2008 年以来高铁里程从零到超 4.5 万公里（全球 3 倍），2024 年铁路运输已避免每天 150 万桶石油当量，累计减油近 1200 万桶/日，相当于全球 EV 节油总和。

LNG 紧缺推动煤代气发电，预计煤价涨幅澳煤>印尼煤>中国国内煤

我们推演煤炭整体或不会出现紧缺，但由于日韩中国台湾地区依赖高卡澳煤、而澳洲产能 弹性相对较小，澳煤涨幅或最高；印尼为对冲原油进口损失或增产同时限制出口、印尼煤 价涨幅或第二高；而中国能源安全建设的煤炭保供产能将发挥作用，我们推演动力煤中枢 上移至 850 元/吨，涨幅或最小。相较俄乌冲突开始的 2022 年，中国释放保供产能/印尼提 高 RKAB/印度增加本土产能，分别带来 2.4/1.5/1.6 亿吨、合计 5.5 亿吨的增量供给，而随 着中国 2025 年煤炭消费量基本达峰（同比微增 0.1%），参考 IEA 估算、2025 年全球煤炭 消费量较 2022 年仅增长约 2.2 亿吨，即使考虑美国、俄罗斯、澳大利亚产量略有下降，供 需形势净改善 2.8 亿吨。当天然气断供风险增加，短期提高煤电机组利用率成为快速应急的 选项，我们按封锁持续到 6 月底、且俄罗斯天然气放量，供给净损失为 0.21bcm/日，年化 77bcm。按等热值折算约9500万吨标煤，考虑煤电和气电机组热效率差异（分别按 45%/60% 估算），则对应约 1.3 亿吨标煤，仍在 2.8 亿吨供需弹性可覆盖范围内。

若中东供给扰动长期化，或率先拉动日本/韩国/中国台湾地区气转煤电需求，增加相当于全 球煤炭贸易量的 3%的电煤需求。根据 EI，2024 年全球发电量中气电占比 22%、油电占比 2%、煤电占比 34%。亚洲整体天然气发电量占比虽只有 10%，但日本/韩国/中国台湾地区 天然气发电量占比达 31%/28%/42%，且 3 个区域天然气消费量对于中东 LNG 依赖度达到 11%/30%/34%，因此中东 LNG 中断直接影响 3 个地区发电量分别 3%/9%/12%，合计约 1223 亿度电，按 300 克/度电供电煤耗折算，约合 3700 万吨标煤，相当于全球煤炭贸易量 的 3%。 一方面，印尼主动增产有助于稳定中国大陆地区煤价，但与日/韩/中国台湾地区需求不完全 匹配。伴随 3 月以来中东冲突引发煤价上涨，印尼能矿部（ESDM）也于 3 月 6 日提出 7.33 亿吨 2026 煤炭生产配额新方案1，较此前各界普遍预期的 6 亿吨明显回升，也高于 2025 年实际约 7 亿吨产量，显示出应对国际能源价格上涨灵活的产能调节能力。 另一方面，日/韩/中国台湾地区煤电技术掺烧低卡煤能力较弱，更依赖澳洲高卡煤，替代 LNG 发电需求利好澳洲煤炭价格上涨。以煤炭进口来源地来看，韩国/日本/中国台湾地区 煤炭进口的第一大来源均为澳大利亚，占比分别为 37%/72%/59%。第二大来源则是印尼， 占比 16%/13%/18%。不同于韩国/日本/中国台湾地区更依赖高卡的澳大利亚煤炭，中国电 厂经过改造后具备掺烧低卡煤能力，因此约 44%煤炭进口来自印尼低卡煤、16%来自澳大 利亚，因此对澳煤需求刚性相对更弱。