报告导读：

我们战略性看多全球煤炭资源，2026年的地缘冲突只是提前挑动全球供需平衡表紧平衡的到来，全球煤炭“边际定价”更加清晰，煤价中枢有望持续提升。

投资建议：

我们战略性看多全球煤炭资源，2026年的地缘冲突只是提前挑动全球供需平衡表紧平衡的到来；中长期看，在需求持续抬升而贸易量萎缩下，全球煤炭“边际定价”更加清晰，煤价中枢有望持续提升。

边际决定价格，2026年地缘加快边际挑动步伐。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，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边际市场收缩。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。

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投资概要

"Energy transitions are not about replacement, but addition. "

— Daniel Yergin

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。

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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

印尼作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映在印尼出口份额中。

2.3.3. 美国缺电背景下的能源切换持续，出口转内销份额继续扩大

我们认为2025年可能成为美国煤炭的转折之年，伴随着AI缺电问题的日益严峻，特朗普政府政策全面支持“重启煤电”，美国煤电及煤炭消耗量10年内首次显现12.4%的大幅回升态势。与此同时，作为支撑后续美国电量提升的重要基荷电源天然气与煤电，天然气已经率先在供需两旺下开启价格上行，2025年实证已经越过与煤电的经济性平衡线，导致公用事业公司更多切换至煤电发电。

而从2026年来看，由于美伊冲突导致卡塔尔液化装置被摧毁，意味着占全球LNG贸易20%的产能至少一年难以复产，同时欧洲亚洲天然气价格暴涨一倍，给予美气更大的出口套利空间。我们判断美国天然气价格在2026年有望继续拉升，煤炭经济性更加凸显，切换“煤炭”的趋势继续延续。

2025年美国煤炭受益电煤需求大幅提升12.3%影响，需求量抬升约3800万吨，美国解决的方式是依靠国内增产接近2000万吨，同时美国24年还有5000万吨出头的优质高卡动力煤出口，这部分2025年减少约1400万吨以满足国内需求。我们认为参考2025年美国切换煤炭发电的趋势，后续每年带来的煤炭需求增量约3000-4000万吨规模，将有可能每年减少出口规模1000万吨左右。

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全球中长期视角：供给见顶下降，全球缺电背景下需求有望超预期

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。

3.1 全球煤炭供需平衡表：全球供给步入收缩周期，需求端趋势抬升

3.1.1. 全球煤炭供给，增速可能逐步回落

我们预计2025年全球煤炭产量保持小幅增长态势，但同比增速回落，基本保持91亿吨出头的总量水平。虽然欧洲、印尼、南美、澳洲等区域产量受ESG政策压力或者本国出口政策调整有所下降；但中国、印度、美国等核心产区产量保持增长，依然提升了全球的总量。2015-2025年全球煤炭产量复合增长率为1.3%，从全球各区域煤炭产量来看，近十年亚太地区煤炭份额从2013年的65%提升至2025年的79%，其中中国、印度、印度尼西亚以及澳大利亚是亚洲主要的煤炭产地，四者共计占亚太地区超过95%。

展望2026-2028年，虽然全球其他煤炭产区的产量可能依然面临ESG等压力下的下降，但全球产量供给最核心的亚洲区域，中国预计依然会保持年均0.5%-1%的复合产量增长；印度在“自给自足”战略下，国内煤炭产量可能会依然保持全球遥遥领先的增速；蒙古随着对中国铁路通道建设的完毕，在出口扩张前景下产量也预计继续保持增幅。再叠加美国自2025年开始的重启“煤电”步伐，全球产量增速可能会较2025年抬升。

但如果我们剔除中国、印度、美国这几个内循环市场，全球实际供给增速却是大幅回落至0.1%-0.2%附近。

3.1.2. 全球煤炭需求，2026年可能开始进入加速上升通道

2025年在欧洲日韩等发达国家持续ESG脱碳的政策推动下，叠加中国、印度等传统煤炭需求大国需求回落影响，全球煤炭消费量预计同比下降1%左右至87亿吨左右水平。但2025年的特殊信号变化在于美国，煤炭消费量历史16年以来首次恢复8%增长，在缺电背景下“重启煤电”或给后续其他发达国家指明了一条道路。

2026年随着美伊冲突的激化，欧洲东亚等国依赖的主要基荷电源天然气受地缘影响巨大，伊朗摧毁卡塔尔液化装置，占全球LNG贸易量20%的供给硬性缺失，叠加天然气价格大涨，已经导致欧洲东亚被迫进行能源切换，预计受此带动2026年全球煤炭需求同比恢复2%左右增长。而考虑地缘平抑后的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。

3.1.3. 全球贸易平衡表，2025年开始已经见顶下滑，全球煤价中枢开始上移

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（剔除蒙古）总量已经下滑约5%左右。而2026年，我们即使假设印尼产量配额下降至7.1亿对应出口量下降约5000万吨，也依然会导致2026年的全球海运贸易煤（剔除蒙古）总量继续下降6%左右，两年时间边际国际海运供给降幅已经超过10%。

展望2027-2028年，我们假设全球供给最大的变数印尼出口恢复每年5%的增长，这样仅会得到2027年全球海运贸易煤（剔除蒙古）同比基本开始持平，2028年恢复小幅1%左右的增长，对应不到2000万吨的供给增量。如果印尼依然严卡产量配额，那么大概率2027-2028年全球海运贸易量依然呈下降趋势。

我们认为结合全球煤炭需求在2026-2028年的持续增速抬升的过程，叠加主导全球定价的国际海运贸易煤总量持续收缩，预计全球煤炭价格的中枢步入上升的轨道。

3.2  中国：供给增速回落，2026年进口或大幅萎缩

3.2.1. 供给端：国内产量向上无弹性，进口量后续预计持续萎缩

2025年供给增速回落，进口大幅萎缩。2025年全国原煤产量在高基数上仍维持正增长，但同比与环比增速显著回落。2025年7月国家能源局插手煤矿“超产”问题，开启煤炭行业“反内卷”，政策实施后，7月单月原煤产量从月均4亿吨下降至3.8亿吨，成效显著。进口方面，受到印尼煤炭出口价格管控影响，2025年全国煤炭进口总量同比下降5000万吨至4.9亿吨。

展望26-28年，国内产量向上无弹性，产能利用率已经达到政策上限，保供产能退出。晋陕蒙新四大主产区核定产能已占全国82%，从前三大产区看，产能利用率已经基本没有向上弹性。新疆区域2026年产量会有所增长，但后续增量会较之前每年复合增长1亿吨产量预期大打折扣。同时叠加保供产能退出影响，2026年受影响退出的产能可能达到6000万吨左右的水平。而展望2027-2028年中国产量预计上升空间也不大，新增产能体量大体与类似保供产能退出或老产区产量自然下滑基本对冲。

3.2.2.  需求端：2025年煤炭需求持平微降，2026年需求端火电开启新一轮上行周期

火电作为国内煤炭最主要的下游需求端，2025年火电需求呈现“一季度探底、二季度修复、三季度旺季更旺、四季度增速环比提升”的节奏。一季度火电需求遭遇“历史性负增长压力”，全国火电发电量同比大幅下滑超5%，创下近五年同期最大降幅；与之对应的是，一季度全社会用电量增速仅2.5%，引发市场对于需求端可能持续低迷增长的悲观预期。二季度开始，用电的总量需求有所恢复，进入三季度的夏季用电高峰，总量需求显现了超预期的大幅度增长，全年累计全社会用电量增长已经恢复到5%，火电全年发电量降幅-1%，考虑到煤耗提升，预计火电对于电煤需求下降幅度不到1%。

展望26-28年，驱动电力需求增长的核心来源于AI、新能源、储能等推动下的第三产业及城乡居民用电。展望中长期看，云计算、大数据、人工智能、5G等数字技术的广泛应用，将驱动数据中心数量和规模急剧扩张，预计数据中心的耗电量巨大且增长迅猛，数字经济的蓬勃发展也会带动5G基站、通信网络等基础设施的大规模建设与运行，增加对服务器、网络设备和终端设备的用电需求。同时电动汽车的快速普及带动了充电服务业的用电需求激增（充电桩用电通常统计在服务业中），这部分耗能也从燃油转化为用电，进一步对于用电量增长有所提振。

新能源或正式开始步入历史发展的“下半场”。过去几年，在政策的推动下新能源呈现爆发性的发展态势，截至2025年底，风光累计装机已经历史性的超过火电，新能源发电正在快速替代火电。2025年随着光伏的“136号文”出台，政策对于新能源引导思路向“高质量”发展推动，从2025年6月以来的光伏单月装机量看已经出现明显的回落。总量结束高增长，预计对于火电替代压力见顶下滑。

3.3 美国：重启煤电，能源切换

我们认为美国煤炭行业正处于历史性的转折点，在经历了长达十年的结构性衰退后，2025年特朗普政府明确的放弃脱碳政策，使得煤炭可以以公平的方式展现在公用事业公司视野中，经济性成为各项电源的最核心评判标准。对于解决美国在AI带动下的需求爆发的缺电问题，就“电量”的维度我们认为的主要解决方式就是依靠更为靠谱的基荷能源：天然气及煤炭。与此同时，需求端的持续爆发也必然伴随着能源价格的上行，美国煤炭已经迎来政策与经济性的双击。

3.3.1.  供给端：政策扶持、天然气价格波动电力需求激增带来提升

2025年美国一次能源生产中，煤炭贡献约10%，且在电力结构中煤电占比约16%。过去十年，煤炭在能源总量与电力中的长期占比均处于下降通道。主要替代力量为：天然气（40%+电力占比）、可再生能源（上升至近20%）与核能。可再生装机与燃气竞争显著压缩了煤电中长期的市场份额。

从产区看，美国煤炭有五大生产区，五大产区合计产量占比达94%。从产区看，美国煤炭有五大生产区，分别是粉河盆地(PRB)、伊利诺伊盆地 (ILB)、中阿巴拉契亚 (CAPP)、北阿巴拉契亚 (NAPP) 、西部盆地（Western Basins -不含粉河盆地），2024年的产量分别为2.17、0.68、0.59、0.83、0.52亿短吨，占比分别为42.5%、13.3%、11.6%、16.1%、10.2%，合计产量占比达94%，其中粉河盆地（PRB）凭借超低硫分和露天开采的低成本优势，其产量占全国比重超过40%，是美国最核心的煤炭产区。

我们认为当前的美国煤炭产能低利用率是现实，但如果直接推导至产能利用率可以具备大幅上升空间可能迈入产能过剩的“统计幻觉”。我们判断实际有效产能可能已因长期的资本开支不足、熟练劳动力流失以及剥采比的不可逆上升而被永久性侵蚀，而美国长协定价机制为主的体系，价格难以显现贴近现货的暴涨，对于企业增产冲动拉动不足。

根据EIA在2026年1月发布的最新《短期能源展望》（STEO），2025年美国煤炭产量约为 5.33 亿短吨，同比增长4%，确立了美国煤炭重启的现实。展望2026-2028年，我们判断美国通过提升现有生产力整体产量可能会持续增长，但每年产量增幅的弹性不大，预计1000-2000万吨水平。

3.3.2.  需求端：电力需求增长带来长期刚需

我们认为未来美国面临着“既缺电荷又缺电量”的问题，但随着放弃脱碳重启石化能源政策，缺电量的问题是可以通过推迟天然气及煤电厂退役时间及提升天然气及煤电机组利用率来满足。根据我们统计2025年1月以来美国有15座火电厂宣布了退役延期，并且延期时间普遍大幅度延缓至2029年以后，与我们预期美国缺电压力最大时刻在26H2至2029年判断一致。

另外随着AI数据中心逐步从2026H2加快落地，爆发的用电需求（电量维度），我们认为基荷电源端：天然气、煤电、核能，是最适合AI数据中心的电源；无论是从电网可靠性的维度，还是适配的角度，风光储只能作为电源侧的重要一部分去配套。

而考虑到基荷电源中核能利用率已经在高位，未来助推电量的核心在天然气与煤炭。根据EIA 公布的预测数据2025年美国全年发电量4.4万亿度，同比增长2.3%，增速进一步较过去5-10年1%左右低增长速率明显抬升；从各项电源侧看，除光伏依然保持32%的发电增长外，最特殊的是煤电发电量同比增长达12.4%，正式结束了长达10多年的下降周期，是美国重启煤电的实际证明。

展望美国2027-2028年缺电压力最大的时刻，我们预计煤炭用量可能较2024年提升1.2-1.5亿吨，煤电“压舱石”开启新一轮的上行周期。

3.3.3. 贸易端：出口转内销，进口也有望增加

我们的研究表明美国建立在当前头部企业的资本开支意愿、平均人效及历史剥采欠账等因素下，未来的煤炭产量不具备很大的提升空间，综合考虑产能弹性预计相比2024年可以有10%左右的弹性幅度，对应产量增幅在5000万吨左右；所以需要结合出口转内销，最快的补充国内超预期抬升的煤电需求。2025年已经看到美国的出口同比下降1400万吨左右，以弥补国内供给缺口。

从美国出口动力煤拆分来看，主要来自于北阿巴拉契亚（NAPP）占比最高（约 40%-50%），其位于宾夕法尼亚州的矿井通过巴尔的摩港大量出口至印度、日本及中国；伊利诺伊盆地（ILB）占比约 30%-40%，这部分煤炭主要通过新奥尔良港口沿密西西比河下行出口。

这两个区域煤质偏高卡动力煤，是美国电厂本身就偏好的品种，从2025H1看由于美国对华关税大涨，导致美国对中国出口量有明显下降，叠加美国天然气价格快速提升，导致煤电厂经济性抬升，美国出口企业开始转内销。我们判断2026-2028年，美国出口转内销的趋势会继续延续，有可能在2028年前后，美国出口近5000万吨动力煤全部自用，进一步收紧全球海运贸易煤供给。

最后，国内增产+出口转内销依然满足不了的部分，我们预计美国会适当增加部分高卡动力煤的进口，主要可能的方向是来自于哥伦比亚、澳大利亚或者印尼，体量方面预计在2000-5000万吨。

3.4 印度：能源安全保障带动产量提升

3.4.1. 供给端：内需攀升&能源安全保障需求带动产量提高

2025年印度的最大政策变化来源于印度政府明确将煤炭视为国家安全的核心支柱，在“Atmanirbhar Bharat”（自给自足）战略下，政府不仅关注产量数字，更关注通过产业链垂直一体化减少对外汇的消耗。

根据印度煤矿部数据，印度2025 年煤炭产量预计为 10.5亿吨，较 2024 年提升5%，进入2025日历年，产量增速虽然受强降雨短暂影响，但商业采矿的贡献率显著提升。根据印度煤炭部发布的《2030愿景文件》，政府明确提出到2030年实现15亿吨年产量的目标，其核心出发点在于保障能源安全，并支撑“Make in India”战略下制造业回流及电力需求持续增长。

实现产量进一步跃升的关键，在于印度正在推动煤炭行业结构性改革，核心是打破Coal India（CIL）长期主导的供给格局。近年来，印度通过“商业化煤矿拍卖”持续引入私营资本，Adani、Reliance等企业加速进入煤炭开采领域，带动行业由“行政主导供给”向“市场化竞争供给”转变。这一变化的直接影响在于，一方面提高矿山开发效率，另一方面通过竞争机制降低边际开采成本，从而为中长期产量提升提供制度基础。

我们判断印度国内产量在政策推动下依然会保持不低于5%以上的年均产量增长以满足国内不断提升的需求侧。

3.4.2. 需求端：长期经济发展催生持续抬升的需求

印度仍然是全球煤炭需求增长的关键驱动力，根据IEA预计2025年印度煤炭总消费将出现小幅同比下降1.2%，减少约1600万吨至12.97亿吨。这一小幅下滑主要源于煤电发电量下降约3%，其背后原因包括水电出力增加、电力制冷需求下降，以及可再生能源装机持续扩张。尽管如此，煤炭仍然是印度电力体系的核心支柱。我们预计，2025年印度电力部门煤炭消费约为9.4亿吨，占其煤炭总消费的约73%。

根据中央电力局（CEA）在2026年3月发布的最新预测，印度峰值电力需求将从2025年的242.49 GW激增至2026-27财年的289 GW，到2035-36财年更是达到459 GW 。为满足这一需求，印度计划在2031-32年前维持约61%的燃煤电厂利用率（PLF），并新增近1亿千瓦（97,000 MW）的燃煤热电装机 。

非电煤行业中，钢铁行业2025年继续保持两位数的强势增长，根据印度《国家钢铁政策》，钢铁产能从2025财年的1.8亿吨向2030财年的3亿吨跨越。这导致焦煤需求将从2025财年的8700万吨激增至2030财年的1.35亿吨。其中，65%的装机量采用高耗煤的BF-BOF（高炉-转炉）路线。

3.4.3. 贸易端：政策加码能源安全，进口结构调整

印度2025年全年的总进口量约为 2.5亿吨（同比增长约0.8%），虽然总量没有变化但是结构出现了明显调整，进口量中动力煤约1.63亿吨，同比下降6%，主要是印度本国产量突破10亿吨大关及新能源替代冲击；焦煤进口量约8300万吨，同比增长9.4%，主要得益于印度钢铁产量两位数增长及本土缺乏优质主焦煤。

我们认为2026年前后印度煤炭政策的核心已转向动力煤进口替代。在国内产量持续提升的基础上，政府明确提出要减少非必要进口，尤其是内陆电厂对进口动力煤的依赖。当前印度进口量约2.5亿吨，但结构上主要集中于沿海电厂及高品质煤种。未来两年政策目标在于，通过提升国内供给能力与铁路运输效率，逐步将内陆地区动力煤进口压降，我们预计2026年后，动力煤进口将跌破1.5亿吨。主要进口需求将仅局限于沿海地区的进口电厂（ICB）及部分对热值有特殊要求的水泥、化工企业。

2026 年 2 月，印度正式将冶金煤列为关键战略矿产，与锂、钴、稀土等战略资源同等定位，标志着政府将煤炭安全提升至国防与高科技产业同等重要地位。但摆在印度政府炼焦煤领域的问题在于资源禀赋问题，储量中主焦煤资源极为匮乏，JSW、Tata Steel等巨头的钢铁产能扩张计划将在2026-2027年集中释放，对海外焦煤的依赖度短期内难以降低，预计26-28年焦煤进口量有望持续提升，2028年有望抬升到1.1亿吨以上。

所以总体来看，印度后续进口规模难以出现明显回落，但进口煤种结构将继续出现差异化调整。

3.5 印度尼西亚：提升资源主权定价权，出口成未来全球最大变数

3.5.1. 供给端：HBA强制化提升资源主权定价权，短期压制供给端释放

根据印尼能源与矿产资源部（ESDM）2026 年 1 月披露的数据，印尼 2025 年煤炭实际产量为 7.90 亿吨，同比下降5.5%，其中 5.14 亿吨出口、2.54 亿吨国内消费。印尼2025年结束了过去几年的产量扩张周期，反应的一方面2025年全球煤炭市场需求转弱导致价格大幅下跌；另一方面，印尼政府2025年对于出口政策的全面转向。

印尼对于矿产资源出口政策的全面调整，HBA强制化提升资源主权定价权。自2025年3月起，印尼政府要求所有出口煤炭交易必须以HBA为定价基准，实质上将政府定价从“参考价”转为“底价”。该政策体现了印尼“提高资源收益、强化国家定价权”的战略调整，这直接导致印尼与最大买家中国的套利利差快速收窄，低价倾销印尼本土资源的情况明显降低。同时我们认为印尼作为全球最主要的动力煤出口国也通过减少出口间接托底了国际煤价，从全年看印尼政府“控产稳价”思路得到充分的正面反馈。

展望2026-2028年，印尼煤炭产量配额下降多少成全球最大变数。印尼作为全球第一大动力煤出口国，占据全球海运煤贸易超三分之一、动力煤出口近半的份额，尤其在低卡动力煤领域近乎垄断供给，其出口政策与供应波动已成为当前扰动全球煤炭市场的最核心变量。2026年1月，印尼能矿部声明考虑下调年度产量目标（2026年产量目标6亿吨，同比下滑24%），叠加严格的RKAB审批、强化国内DMO保供以及出口关税政策落地，引发市场关注。

而站在美伊冲突激化导致的全球能源价格大涨背景下，我们倾向判断印尼最终全年产量不会维持6亿吨，预计产量区间7-7.3亿吨，但依然造成全球尤其是海运贸易量的收缩。

3.5.2. 需求端：本土需求增势稳定，DMO增长将继续抑制出口体量

印尼本土煤炭需求在2025年继续保持增长，根据印尼能源与矿产资源部（ESDM）披露的数据，2025年印尼煤炭国内消费约为2.54亿吨，较2024年提升近7%，整体煤炭需求增速全球遥遥领跑。这一增长主要来自电力部门需求扩张：一方面，印尼印尼国家电力公司（PLN）持续推进燃煤电站利用率提升，同时3.2GW（占存量的5.5%）新投产机组释放需求；另一方面，随着镍、铝等资源加工产业在“下游化战略”推动下快速发展，对电力的需求显著增加，而电力结构中煤电仍占据主导地位（发电占比约60%以上），从而间接拉动煤炭消费。

2024-2025年间，印尼新增了5.4 GW的煤电装机，其中80%（4.49 GW）属于离网工业自备电厂。根据CERA估计工业自备电厂规模预计将从2024年的25.9 GW激增至2030年的37 GW左右 。这部分需求是刚性的，对价格敏感度极低，且游离于JETP减煤框架之外。

印尼比较独特的政策为DMO (Domestic Market Obligation，国内市场义务) 是印尼政府强制要求煤炭生产商优先满足国内能源需求的政策工具，规定企业必须将一定比例的产量以政府指导价供应国内市场，之后才能出口剩余部分。DMO 煤炭执行70 美元 / 吨的价格上限（远低于国际市场价格），保障国内电厂和工业企业获得低成本能源。

2018年印尼政策要求DMO的比例不能低于25%，随着2022年疫情后印尼经济的快速复苏及新兴镍冶炼等行业新增产能投放，DMO实际比例持续提升，到2025年实际执行比例已经超过了30%。而2026年，印尼制定的DMO供应目标为2.48亿吨，较2025年实际的2.54亿吨要低，但考虑到印尼整体产量配额要下降，实际DMO占比要求在提升。所以我们预计印尼后续国内需求依然会保持稳健的不低于5%的复合增长率。

3.5.3. 贸易端：出口成为全球最大变数

从出口贸易端来看，印尼煤炭过去几年经历的是一个非常典型的“先靠全球能源危机放量、再转换思路稳价控量”的过程。2022年，在俄乌冲突和全球能源紧张背景下，印尼趁全球能源价格大涨下煤炭出口达到 4.94亿吨；到2023年，出口进一步升至 5.18亿吨；2024年，在中国进口维持高位、亚洲电煤需求仍有支撑的情况下，印尼煤炭出口继续增长 7.7% 至 5.58亿吨，中国和印度合计占其中的 62.8%。

但2025H1年随着中国印度需求的环比快速回落，导致国际市场煤价大跌，印尼参考过去几年国际市场铁矿石品种的成功经验，开始调整自身资源品的出口策略。通过推出HBA的出口定价政策，去限制印尼煤矿在国际市场低价时候的出口行为，通过控量来逐步实现自身在全球煤炭市场的话语权，实际带动了国际煤价早于中国见底的事实，全年印尼出口回落至5.14亿吨。

2026年1月，印尼政府进一步释放出将2026年煤炭产量压至约6亿吨的强烈信号，这一数字较2025年实际产量7.90亿吨 低了将近25%。3月19日，印尼经济统筹部长 Airlangga Hartarto 表示总统已要求通过调整RKAB来提高煤炭产量；到3月下旬，能矿部高级官员又披露，截至当时2026年已发放的煤炭生产配额约为5.8亿吨，并且能源部长明确表态，如果价格维持高位，不排除进一步放松煤炭和镍的产量限制。我们认为这反应印尼政府对煤炭的思路已经不再是单一“限产”，而更接近一种价格导向型配额管理：煤价弱时倾向压产保价，煤价强时则可能放松配额、提升出口和财政收入。

我们考虑到当前的国际能源形式，国际煤价高企背景下印尼很难保持起初的6亿吨口径，判断最后大概率产量保持7-7.3亿吨左右，考虑2.5亿的DMO，对应最后出口量在4.5-4.8亿吨，较2025年的5.14亿有3000-6000万吨的下滑。并且展望2027-2028年，印尼大概率延续当前的政策思路，从出口量角度难以看到印尼的大规模放量，预计出口总量保持5亿吨左右体量，根据国际环境调节出口窄幅震荡。

3.6 澳大利亚：无向上弹性，或开启逐年小幅回落

3.6.1. 供给端：受采矿证加大影响，失去向上弹性

澳洲2025 年受矿难、天气扰动影响，全年预计产量同比下降3%左右至4.4亿吨。展望2026年之后的澳洲煤炭供给，政策对于新建绿地项目的全面收紧及采矿证续签问题，都大概率会导致澳洲产能开始见顶下滑，至少失去了向上弹性。

NSW占据澳洲煤炭产能的42%，2025年NSW政府正式发布《NSW Coal Industry 2026–50》，明确写入“不会考虑新的绿地煤矿项目申请”，与现有煤矿相邻的扩建项目，以及现有矿山寿命延长项目，仍将继续按个案审批，政府的判断是依靠现有矿区及其延寿，仍足以满足本地和出口需求。存量矿山的续期和扩建虽然没有被一刀切禁止，但我们认为审批门槛、司法挑战和减排约束都在上升。这也与澳洲官方的项目库变化得到相同的结论：2025年全国煤炭项目数已从2024年的 47个 降到 40个，中小企业因采矿证附带的高成本压力，被迫暂停或放弃采矿项目，未来新增产能的不确定性加大。

同时2026年开始受采矿证问题及部分煤矿进入衰竭期，澳洲未来5年有7座约5000万吨/年产能的煤矿要退役停产，占当前总产能的接近10%。澳洲采矿证不仅涉及政府审批，还需处理土著权利协商、土地所有者补偿等多重问题。如新南威尔士州的芒特普莱森特煤矿，其延长开采年限至2048年的申请因规划委员会未充分评估碳排放影响，被州上诉法院驳回，直接导致该矿后续产能扩张计划搁置。同时，采矿证持有需遵守严苛条款，包括缴纳高额特许权使用费、投入文化遗产保护基金等。

Mt Arthur 是目前最明确、最有代表性的确定性永久退出的大型煤矿，BHP 在 2022 年已经正式决定 Mt Arthur Coal 将于2030年关闭，核心来源于昆士兰州2022 年大幅上调煤炭利润特许权使用费（最高达 40%），成为全球税费负担最重地区之一，公司的煤炭业务ROCE明显低于铁矿及铜，同时ESG的压力加大。BHP2025年拿到Mt Arthur 2026年延续至2030年的四年延寿批准，2030年成为确定性的退出时间点。

所以综合来看，我们认为澳洲2026年确定性的开启了部分煤矿的退役停产，而新增产能受到采矿证、ESG等各方面影响获批、建设进度大幅度低于预期，加上核心产区NSW政策继续收紧，澳洲已经失去了未来产量的向上弹性，或开始步入产量逐年小幅下滑的态势。

3.6.2. 贸易端：结构分化凸显，或随产量小幅回落

澳大利亚国内需求保持相对的稳定，国内消耗量一般在0.75亿吨左右水平，产量波动主要反映的是出口端的变化。据克普勒（Kpler）船运追踪数据显示，2025年1-12月，澳大利亚煤炭出口量累计为3.50亿吨，较2024年同期下降3.0%。

分品类来看，动力煤出口仍是增长核心支撑，2025年动力煤出口量累计为2.05亿吨，同比下降了1.2%。全年看日本是澳大利亚煤炭最大的进口国，全年进口量为7230万吨，同比下降1.2%；中国以6433万吨进口量紧随其后，同比下降4.1%；中国台湾地区的进口量为1924万吨，同比下降3.9%；

韩国进口量达到1672万吨，同比增长19.1%；越南进口量为1235万吨，同比增长50.9%；马来西亚进口量为699万吨，同比增长11.2%。

全年炼焦煤出口量为1.485亿吨，同比下降5%；主要由全球钢铁需求疲软、经济不确定性下的原材料采购谨慎以及主要消费国（尤其是中国和日本）钢铁产量减少所推动。印度进口成为澳大利亚炼焦煤出口的亮点，得益于其钢铁产量的增加，全年进口澳大利亚炼焦煤达到3840万吨，同比增长4.8%；日本进口量同比下降了12%，降至3000万吨；中国进口澳大利亚炼焦煤1380万吨，同比下降21%。

我们认为决定澳洲后续出口的核心来源于自身产量，排除天气因素扰动，未来澳洲煤炭产量的大致可以概况为“高位维持、小幅震荡向下，并失去向上弹性”。2025年澳洲官方（DISR《Resources and Energy Quarterly》）已经开始给出一个较为明确的趋势判断：动力煤出口将从2024–25财年的约205 Mt小幅回落至2026–27财年的约202 Mt，而冶金煤出口仍有小幅增长空间。意味着澳洲总出口并不会出现明显扩张，而是进入“量稳甚至略降、结构上偏向冶金煤”的阶段。

3.7 俄罗斯：产量小幅提升，资源禀赋奠定增长基础

3.7.1. 供给端：产量预计小幅提升

我们判断2026年受中东地缘的影响，东亚及欧洲能源切换后会导致购买俄罗斯煤炭的体量增长，俄罗斯产量可能出现小幅回升，但预计冲突影响结束后，产量还是会小幅回落，呈现窄幅波动态势。

2025年俄罗斯煤炭产量为4.28亿吨原煤，同比基本持平。回顾历史走势，产量在2020-2022年实现快速增长，2021年与2022年达到4.4亿吨吨左右的高位，随后受国际制裁及国内设备更新较难等因素的影响有所回落。

产量区域集中度显著，西伯利亚的库兹巴斯煤田与远东的勒拿煤田贡献全国75%以上产量，其中库兹巴斯煤田以炼焦煤为主，勒拿煤田侧重动力煤，两大矿区构成俄罗斯煤炭供给的核心支柱。行业格局呈现国企主导特征，俄罗斯煤炭公司、西伯利亚煤炭能源公司等头部企业掌控60%以上产能。

我们认为限制俄罗斯煤炭产量的核心矛盾来源于资本开支及运力两方面原因：

1）资本开支欠缺。我们认为目前俄罗斯煤矿普遍服役年限超过30年，已经进入了生命周期的后半段，这必然伴随着开采深度增加及资源的自然衰竭到来，这意味着为了维持产量，资本开支的总额至少需要维持。但俄乌冲突后，煤炭行业出现了现金流下降、融资渠道受限、投资不确定性上升等问题，共同限制了行业资本开支的延续，导致产量出现了自然的下滑态势；

2）俄乌冲突后新的成本体系和运力约束。我们观察到俄乌冲突之后，俄罗斯煤炭出口从传统的欧洲市场迅速转向亚洲，尤其是中国、印度及土耳其，但这一转向显著拉长了运输距离，并加剧了对远东铁路（尤其是贝阿铁路BAM和西伯利亚大铁路）的依赖。尽管俄罗斯近年来持续推进东向运力扩建，但铁路瓶颈仍然是制约煤炭出口的关键因素，导致部分矿区出现“有产能但运不出去”的情况。同时，制裁环境下保险、航运、结算等成本上升，使得俄罗斯煤炭在国际市场上必须通过价格折让来维持竞争力，直接压缩了企业利润空间。在煤价自2023年高位回落后，这一成本与价格的“剪刀差”迅速放大，行业盈利能力显著恶化，部分高成本矿山已出现减产甚至停产迹象。

从结构上看，俄罗斯煤炭行业呈现出明显的分化：一方面，库兹巴斯等传统西部矿区受制于长距离运输和铁路配额约束，盈利压力最大，是当前产量边际收缩的主要来源；另一方面，远东地区（如雅库特、远东港口周边）矿区由于更接近亚洲市场，运输成本较低，反而在出口重构中受益，成为未来增量的主要承载区域。此外，冶金煤相较动力煤表现出更强韧性，一方面是因为全球钢铁需求（尤其印度）仍有支撑，另一方面是冶金煤在贸易流中的替代性更弱，价格折让幅度相对有限。

2）需求端：相对稳定，预计窄幅波动

我们认为俄罗斯本国的煤炭消耗量未来保持相对的稳态水平2.2-2.3亿吨保持窄幅波动。

我们观察到2020-2025年的6年间俄罗斯煤炭消费量基本保持在2.2-2.3亿吨的水平，即使在22年俄乌冲突后，俄罗斯也并未因为出口受阻而倾向多消耗自身的煤炭产量。我们认为这反应了俄罗斯的能源禀赋与基础设施结构的刚性体系。在欧洲俄罗斯地区天然气资源极为丰富，气电成本显著低于煤电，因此煤炭在电力结构中的占比持续下降；相反，在西伯利亚和远东地区，由于天然气管网覆盖不足或成本较高，煤炭仍是供热与电力的基础能源，这部分需求具有较强刚性，但缺乏增长弹性。

在俄乌冲突之后，市场一度预期俄罗斯会通过扩大国内消费来消化出口受阻带来的供给压力，但实际运行结果表明，这一路径空间非常有限。我们判断原因在于：第一，能源结构决定了煤炭在多数地区并非边际电源，无法像欧洲那样通过“气转煤”迅速放大需求；第二，电力与供热系统属于基础设施体系，短期内难以大幅调整燃料结构；第三，工业端（尤其钢铁）对冶金煤的需求更多取决于产量而非价格，也难以形成额外弹性。因此，当出口端受限或价格下行时，俄罗斯煤炭市场的再平衡更多通过价格折让与被动减产实现，而不是通过国内需求扩张来完成。

3.7.2. 贸易端：短期受益中东地缘冲突

2025年俄罗斯煤炭出口量2.03亿吨原煤，同比增长4%，俄罗斯在俄乌冲突被国际制裁后，原本出口至欧洲的4000-5000万吨煤炭转口至亚洲市场，最后亚洲市场消化约3000万吨，自身被动或自然减产2000万吨左右。

出口结构的区域转移呈现“不可逆”特征，且质量优于规模：对欧洲出口量降至0.21亿吨、占比10.6%，较2022年38%的占比大幅收缩，但这部分退出的多为低附加值动力煤；对华出口0.93亿吨、占比47%，中国连续五年成为第一大目的地；对印度出口0.252亿吨、占比13%，；韩国出口2140万吨，占比11%；土耳其出口1790万吨，同比增长8.8%。

2026年受3月以来美伊冲突影响，全球能源价格出现大幅提升，并且由于伊朗摧毁了卡塔尔液化装置，使得占全球LNG贸易额20%的产能至少一年不能复产，导致天然气供给的硬性缺口。天然气价格大涨及供给缺口被动使得东亚日韩台及欧洲开始部分的能源切换，俄罗斯海运距离距东亚最近，且韩国已经是俄罗斯第三大进口国，预计2026年俄罗斯煤炭出口会受益当下的能源切换，有所增长。

展望2027-2028年，我们判断全球煤炭供需平衡表日趋紧张情况下，价格中枢上移后，将给予俄罗斯更多的出口利润，也理应对应缓慢上升的出口。

3.8 蒙古：受对华出口的强劲需求影响，预计产量持续增长

3.8.1. 供给端：预计煤炭产量持续增长

我们回顾2020年以来的蒙古产量，蒙古是非典型的供给释放案例，并非由新增产能驱动，而是基础设施放量后的阶段性兑现，以及之后进入“由通道决定上限”阶段。随着中蒙口岸的基建建设完毕，蒙古出口驱动的产量大幅度增长，由2021年受疫情影响最低的3000万吨产量规模，至2025年产量已经达到9500万吨（其中硬煤8298万吨，同比增长0.3%；褐煤1246万吨，同比增长1.1%）。

蒙古国煤炭资源极其丰富，已探明煤炭资源总量约7000亿吨，可开采储量约2000亿吨，其中南戈壁地区的塔本陶勒盖、那林苏海特等核心矿区占全国探明储量的76%以上。中国作为蒙古国煤炭的核心出口市场，其持续的需求为蒙古煤炭增产提供了关键动力。蒙古国90%以上的煤炭出口面向中国，2025年11月，蒙古国总理明确对华煤炭出口1亿吨的目标，这一目标将直接驱动其在未来三年持续扩大产能以保障出口供应。

近年来中蒙跨境运输通道的建设正逐步解决蒙古国煤炭外运和产能释放的问题。蒙古国推进三条跨境铁路建设，中蒙第二条铁路也已开建，同时塔本陶勒盖铁路专线等项目推进，未来“蒙俄铁路”运力预计提升至每年5000万吨以上。

展望2026-2028年，蒙古对华跨境通道持续改善，产能释放将推动供给端维持稳步增长。2026-2028年蒙古煤炭供给端增长的核心动能来自铁路运输能力提升与主要矿区扩产。随着塔木陶勒盖铁路、甘其毛都口岸铁路扩能进一步落地，蒙古煤炭向中国出口的外运瓶颈将显著缓解。预计2026-2028年蒙古煤炭产量有望维持5%左右的年化增速，行业供给能力逐步从“瓶颈制约”向“结构扩张”转变。

需要强调的是，我们认为蒙古煤炭在全球体系中的意义与印尼、澳洲完全不同。其主要出口的是焦煤，并且几乎全部进入中国市场，因此它对全球海运煤价格的直接影响有限，但对中国焦煤供需平衡具有明显作用。在2023–2025年蒙古焦煤快速放量后，中国焦煤进口结构发生明显变化，对澳洲焦煤的边际需求形成一定替代，这也是近年来全球焦煤价格弹性低于动力煤的重要原因之一。从这一角度看，2026–2028年蒙古煤炭产量即便继续增长，其边际影响更多体现在“压制中国焦煤进口需求、间接影响澳洲焦煤出口”，而不是直接改变全球海运动力煤市场的供需格局。并且由于焦煤需求端高度依赖中国钢铁行业，需求与中国粗钢产量高度相关，在中国钢铁需求偏弱及政策反内卷背景下，蒙古煤炭出口弹性会受到一定限制。

3.8.2. 贸易端：蒙古煤炭出口量持续增长

蒙古国内需求体量较小，产量的95%左右都用于出口，2025年蒙古出口规模扩张至0.9亿吨原煤。蒙古近年来煤炭出口端表现强势，在资源禀赋、成本优势和中国需求支撑下，出口规模持续增长。蒙古煤炭出口量自2022年以来快速抬升，由不足0.2亿吨增长至2025年的约0.9亿吨。其出口增量主要来自塔木陶勒盖等大型煤矿扩产以及边境通关效率的改善。随着中国钢铁行业对高品质焦煤需求的长期存在，蒙古焦煤在区域市场的战略价值不断增强，成为全球焦煤贸易中增长最快的出口来源之一。

出口高度依赖中国市场，跨境物流能力决定增量兑现速度。蒙古煤炭出口超过90%流向中国，显示出极高的市场集中度。边境口岸，例如甘其毛都、策克等，通关能力长期是决定出口实际兑现量的核心约束。近年来通过增加通关时间、优化调度、扩大车辆核放数量以及推进铁路运输建设，蒙古出口效率显著提升。中蒙跨境铁路，包括塔木陶勒盖铁路、甘其毛都铁路联通等的投运进一步缓解传统公路运输瓶颈，使出口能力从“资源端受限”逐步向“运输瓶颈改善”转变，为出口规模持续增长提供关键支撑。

展望2026-2028年，未来三年蒙古跨境铁路能力进一步释放，出口规模有望保持5-10%左右的年化增速。随着塔木陶勒盖铁路全面运转、多条边境铁路接驳逐步完善，蒙古煤炭出口的运输能力将在2026-2028年迎来显著提升。预计未来三年铁路运能可持续扩容，替代部分公路通道的季节性波动，使出口兑现能力更稳定。2026-2028年出口量有望从0.9亿吨提升至1.1-1.2亿吨区间，年化增速约5-10%左右，物流瓶颈改善将成为蒙古出口维持增长的核心驱动因素。

3.9 其他国家：全球各国面临减产压力，但需求端短期可能被迫重启煤电

全球各国整体面临减产压力。受全球ESG压力及2025年全球煤价下跌影响，全球其余产煤国产量均呈现不同程度下降，欧洲产煤国继续面临减产压力，土耳其产量减少10%，波兰下降5.2%。德国2025年褐煤产量大幅下降8.2%。南非预计实现2.1%的增长，哥伦比亚产量自2024年下降24%后，2025年产量继续同比下降9%至5880万吨，两年产量下降近3000万吨。

欧盟预计地缘冲突下被动重启煤电。根据IEA Coal 2025 数据，欧盟在其政策引导下，经历了2023年、2024年连续两位数快速下滑后，预计2025年煤炭消费降幅收窄到约2%。我们判断受中东地缘冲突导致的欧洲天然气价格翻倍影响，欧洲已经开始被迫进行能源切换，重启煤电；同时从中期看，受AI及极端天气带来的爆发式用电需求持续抬升影响，欧洲缺电问题将日益扩大，新能源即使加上储能也依然难以匹配高增的需求，而天然气短缺导致高气价持续，持续的重启煤电可能也是被迫选择，我们判断欧洲的需求可能会见底回升。

日本与韩国：2026年能源切换确定性强。根据IEA Coal 2025 数据，日本2025年煤炭消费量同比下降8%至1.53亿吨；韩国煤炭消耗量同比下降4%至1.03亿吨。在3月以来的美伊冲突下，导致的全球20%LNG贸易量的硬性缺失及高昂气价已经促使两国被动重启煤电，2026年煤炭消费量重新恢复增长是大概率事件。

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风险提示

地缘政治风险：大国博弈加剧，地区冲突外溢。俄乌冲突持续胶着，俄罗斯与西方国家的“消耗战”仍在继续，导致全球地缘政治对抗升级。乌克兰危机、巴以冲突等问题难缓难解且不断外溢，引发国际社会对“冲突链”的担忧，可能引发更大范围的冲突和安全问题，进而影响整体能源市场的变化及波动。

全球宏观经济风险：全球经济增长失速，货币政策分化。全球经济增长显著失速，主要经济体如美国、日本等财政赤字和政府债务不断攀升，财政政策空间受到挤压。美联储持续加息，给全球经济带来负面溢出效应，而中国、巴西等国则选择降息应对经济下行风险，全球货币政策出现分化，国际宏观经济对能源市场影响较大。

能源市场变革风险：全球能源价格波动存在不确定性，能源转型对煤炭行业造成挑战。国际油气和能源市场价格存在不确定性，国际能源供应链不稳定，降水、极端天气等因素导致可再生能源波动性加大，同时，一些关键矿物和芯片、核心零部件等的安全供应问题越发突出，影响能源供应链的稳定。而随着低碳转型步伐加快，给煤炭行业发展带来风险。

注：本文来自国泰海通证券发布的《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》，报告分析师：黄涛、邓铖琦