2026年煤炭行业Global Energy Perspectives Series：总量到边际，全球煤价中枢抬升的逻辑重构

投资概要

在大宗商品定价中，价格从来不是由总量决定，而是由边际决定。对于煤炭 而言，这一特征尤为极致：全球超过 90 亿吨的产量中，约 85%在区域内消 纳，真正参与国际定价的仅约 13–14 亿吨海运贸易煤。这意味着，一个占 比不足 15%的市场，决定了全球煤炭价格的波动与中枢。我们认为 2026 年 以来的地缘冲突，并未显著改变全球煤炭的总量供需，但却通过对海运贸 易流的冲击，迅速收缩了这一“边际市场”的供需空间。在低弹性供给与刚 性需求的结构下，这种边际收缩被显著放大。我们尝试通过本文，从短期地 缘及中长期的供需预测全球煤炭市场可能的变化，由此可能引发全球煤价 中枢的持续抬升。 边际决定价格，2026 年地缘加快边际挑动步伐。我们认为区别于其他大宗 商品，需要关注总供给与需求的变化；全球煤炭总产量超过 90 亿吨，其中 中国、美国、印度三大国家占全球产量的 2/3，属于完全的内循环市场，所 以全球煤炭市场的定价机制并非由全球总供给或总需求决定，而是由海运 贸易煤这一“边际市场”的供需变化主导。2026 年中东地缘冲突的蔓延， 已经带来了欧洲、东亚等地区被动的能源切换；而全球最大动力煤出口国印 尼对于出口政策调整，全年出口量确定性下降结合美国缺电背景下，原本出 口动力煤转内销，我们估算或以此带动全球海运动力煤供需平衡表收缩超 过 10%，已经提前加剧了全球市场紧平衡的到来。

中长期全球煤炭供需平衡表也进入紧平衡状态。我们认为即使完全不考虑 地缘的影响，实际全球中长期煤炭的供需平衡表也步入了紧平衡状态。从全 球煤炭总供给看，2025 年总量保持小幅增长； 而 2026-2028 年如果剔除中 国、印度、美国等几个重要内循环市场，全球其他区域供给在 ESG 政策推 进下，供给大概率保持微幅或持平状态。反观全球煤炭需求端，2026 年在 地缘扰动下，欧洲东亚被动进行能源切换，可能确定性将带动 2026 年全球 煤炭需求回升，而后续 2027-2028 年我们预计在 AI 及极端天气带动的全球 高增电力需求背景下，煤炭需求可能重新进入短期的上行周期。 更重要的全球海运贸易煤更加趋紧，边际定价抬升全球中枢。我们认为更 加重要的是全球贸易平衡表，这代表了决定全球煤炭供需的最边际变化市 场。2025 年开始随着印尼、澳大利亚、美国等主要出口国出口量开始下降 2025 年全球海运贸易煤总量已经下滑约 5%左右；2026 年仅考虑印尼产量 配额的下降，也依然会导致全球贸易总量下降 5%以上。而 2025 年开始全 球缺电现象频发的根本原因在于全球电力需求在AI及极端天气推动下高速 增长，但供给端的结构性瓶颈却并未同步得到有效解决，新能源由于其不稳 定性未能形成对电力需求稳态支撑的能力，煤炭作为全球电力系统压舱石 的需求可能得到提升，以此需求带动全球煤价价格中枢进入上升轨道。

2026 年地缘冲突导致的快速需求变化，提前挑动全 球贸易平衡表

我们认为区别于其他大宗商品，需要关注总供给与需求的变化；全球煤炭总 产量超过 90 亿吨，其中中国、美国、印度三大国家占全球产量的 2/3，属于 完全的内循环市场，所以全球煤炭市场的定价机制并非由全球总供给或总 需求决定，而是由海运贸易煤这一“边际市场”的供需变化主导。2026 年 中东地缘冲突的蔓延，已经带来了欧洲、东亚等地区被动的能源切换；而全 球最大动力煤出口国印尼对于出口政策调整，全年出口量确定性下降结合 美国缺电背景下，原本出口动力煤转内销，我们估算或以此带动全球海运动 力煤供需平衡表收缩超过 10%，已经提前加剧了全球市场紧平衡的到来， 全球煤炭价格中枢将自此开始抬升。

2.1. 国际煤炭市场“总量巨大、边际定价”

我们认为在大宗商品定价中，价格从来不是由总量决定，而是由边际决定。 对于煤炭而言，这一特征尤为极致：全球超过 90 亿吨的产量中，约 85%在 区域内消纳，真正参与国际定价的仅约 13–14 亿吨海运贸易煤。这意味着， 一个占比不足 15%的市场，决定了全球煤炭价格的波动与中枢。我们认为 2026 年以来的地缘冲突，并未显著改变全球煤炭的总量供需，但却通过对 海运贸易流的冲击，迅速收缩了这一“边际市场”的供需空间。在低弹性供 给与刚性需求的结构下，这种边际收缩被显著放大。

而 2022 年俄乌冲突成为了近期非常好的印证事件，根据 IEA Coal 2023 年 数据，欧洲切断了俄罗斯的煤炭供给，同时由于天然气价格暴涨后被迫切换 煤炭发电，2022 年全年煤炭用量增长 1700 万吨。而东亚及东南亚的被动能 源切换预计规模在 3000-4000 万吨，总体俄乌冲突短期导致的煤炭需求增长 规模在 4000-5000 万吨，占 2022 年全球煤炭产量不足 5%。 这部分需求总量提升并不是非常明显，但这部分需求几乎全部转向海运市 场，直接挤占亚洲尤其是中国的进口空间。在亚洲需求相对刚性的背景下， 买方通过提高出价争夺资源，推动纽卡斯尔动力煤价格由 2021 年的约 150 美元/吨快速上涨至 2022 年高点的 400 美元/吨以上，涨幅接近 2.5–3 倍。当 然当时还有一些独特的背景，例如全球都在疫情后宏观放水周期；中国需求 高增又遇上了水电发力不足，加剧紧缺等等因素。但可以在一定程度上印证 我们对于国际煤炭价格的剧烈波动并非源于全球总量供需失衡，而是源于 边际贸易流的再分配及其在低弹性市场中的放大效应的论断。

2.2. 全球煤炭海运贸易额 25 年开始见顶回落

根据 IEA 统计 2024 年全球煤炭贸易总量为 15.54 亿吨，同比增长 3%；但 预计 2025 年全球煤炭贸易总量就结束过去的持续上行周期，下降 5%至 14.7 亿吨；其中预计海运贸易量为约 13.4 亿吨，陆运贸易量为 1.4 亿吨。

由于陆运仅影响外蒙至中国，俄罗斯至欧洲及加拿大进入美国的小部分市 场，整体全球平衡表主要依靠海运煤去平衡。从具体煤种的结构看，2025 年 预计海运动力煤贸易量为 10 亿吨，海运焦煤业务为约 3.3 亿吨。同时由于 中国是全球最大煤炭消费国、生产国，进口仅是补充，主要是内循环市场， 那么剔除中国进口部分，海运动力煤 2025 年总量仅 7.4 亿吨，在 2026 年充 满动荡与不确定性背景下，全球海运动力煤的平衡表极易被打破。

2.3. 2026 年供需两端挑动平衡表，加剧紧平衡到来

进入 2026 年，国际市场变动加剧，1 月全球最大动力煤出口国印尼能矿部 长发声政府将下调矿业产量配额；3 月美伊的地缘冲突爆发，带动全球能源 价格大涨，同时摧毁了卡塔尔液化装置，导致占全球 LNG 贸易量 20%产能 缺失，日韩台欧洲等地区被迫开始切换煤炭发电；再叠加美国自身缺电从 2025 年开始的切换煤炭步伐，目前仅考虑以上三方面的供需两端变化，就 导致全球贸易平衡表收缩近 10%（考虑中国外市场收缩已经超过 10%），已 经提前加剧了全球市场紧平衡的到来，全球煤炭价格中枢将自此开始抬升。

2.3.1. 地缘冲突导致短期能源切换快速到来

在 3 月拉开的美伊冲突下，随着冲突的激化，拉动了全球能源价格的飙升， 而国际煤价虽然也有跟涨，但总体涨幅明显落后于天然气及原油。我们认为 由于原油基本没有发电，单纯意义上看历史的煤油比没有任何意义，天然气 与煤炭在发电端是有直接的替代关系的，所以天然气价格大涨后，必然也会拉升煤炭的需求。尤其是当前现状是卡塔尔的液化装置被伊朗摧毁后，即使 战争当前结束，占全球 LNG 贸易量 20%的供给也很难在一年内恢复，全球 天然气供需紧平衡将助推价格维持高位。

我们认为在当前全球天然气供给短缺及价格大涨、海运费因燃料成本飙涨 下，日韩台已经率先显现切换煤炭的态势，韩国在 2026 年 3 月首周即实现 了煤电产出均值 20.7 GW，比 2025 年同期大幅增长 4.8 GW；中国台湾的兴 达电厂四台总计 2.1 GW 的煤电机组被列为战略预备力量，当备用容量率跌 至 8%以下或 LNG 到货周期超过安全阈值时，这些机组将在 48-72 小时内 启动；日本近期放松低效率煤电机组利用率限制（取消 50% cap），允许煤 电提高出力、替代 LNG。 我们预计如果把来源于中东天然气全部交由煤炭解决的话，最乐观会带来 3800 万吨左右的煤炭增量，当然实际过程中不可能 100%的切煤，折中来看 也依然可能有 1500-2000 万吨的煤炭需求增量。除日韩台外，欧洲由于天然 气价格大涨，对于重启煤电厂的诉求也在增加，但不同于 22 年俄乌冲突时 候，欧洲当前新能源占比大幅提升到 20-30%，另外 22 年以来欧洲已经淘汰 了约 25GW 的煤电机组（占 22 年总装机量的 17%），22 年俄乌冲突也仅导 致欧洲煤炭消耗提升 1700 万吨，预计当前能源切换导致的弹性更小。 东南亚东盟区域，印尼及越南占东盟煤炭消耗量的 74%，其余部分国家天 然气占比较大，但即使切煤，对于总量拉动不明显，整体东南亚看，煤炭用 量提升空间有限。 综合来看，全球短期能源切换带来的煤炭新增需求量级可能在 2000-3000 万 吨的水平，略低于 2022 年俄乌冲突带来的短期需求增量。

2.3.2. 全球最大动力煤出口国印尼确定消减出口配额

印尼做为全球最大的煤炭出口国，2024-2025年总煤炭出口量约占全球1/3， 动力煤占比达到 40%以上。我们观察到自 2025 年 3 月以来，印尼煤炭出口 政策出现了由“数量管控”向“数量+价格双重管控”的明显转向，其核心在于 在全球能源紧张背景下强化资源控制与定价主导权。 2025 年初，印尼在既有 DMO（25%国内保供义务）框架基础上，明显收紧 出口审批节奏，并强化对未完成国内供应企业的出口限制，使得煤炭由“出 口导向型商品”逐步转向“国内优先的战略资源”。在此基础上，印尼政府同 步强化 HBA 基准价体系的约束力，逐步推动出口合同向 HBA 挂钩或参考 定价转移，并提高特许权费与税收对 HBA 的敏感度，我们认为实质上将煤 炭定价由完全依附纽卡斯尔（NEWC）等国际指数，转向“印尼基准+国际指 数”的双轨体系，其背后反映的是印尼试图从全球最大低卡煤供应国，向“具 备一定定价影响力的资源主导方”转变。 进入 2026 年以来，印尼能源与矿产资源部长 Bahlil Lahadalia 明确表示， 政府将下调矿业产量配额，以支撑包括煤炭在内的大宗商品价格；到 2 月 初，路透进一步报道，政府提出的 2026 年煤炭产量目标大约是 6 亿吨，较 2025 年实际产量约 7.9 亿吨明显下调。到 3 月下旬，政策表述从“要砍到 6 亿吨”转向“视市场情况做有节制的放松”。我们由此判断，印尼政府对于 出口控制的思路不会转变，2026 年全年出口下降的方向是确定的，只是大 概率最后版本不是“6 亿”；我们预计大概率到 7-7.3 亿吨的口径，预计依然 会有 5000 万吨左右的产量下降，这部分基本全部都将反应在印尼出口份额 中。