2026.4.3煤炭行业观察

一、亚太 LNG 刚需凸显，中东冲突长期化引能源断供风险

美以伊冲突若长期化、油气库存逐步耗尽，亚太能源进口经济体将直面断供风险，其中日韩和中国台湾地区受影响尤为显著。

• 能源消费与进口依赖：日韩和中国台湾地区石油与天然气在能源消费结构合计占比约 60%，中东供应敞口突出，2025 年中东分别占韩国 / 中国台湾地区 / 日本石油进口来源的 75%/64%/97%，对中东 LNG 依赖度分别为 30%/34%/6.3%。
• 库存安全边际薄弱：日韩石油库存 2025 年末可支撑约 200 天水平，相对充足；但 LNG 因低温液化的经济性要求保持低库存，日本 / 韩国 / 中国台湾地区 2025 年末天然气库存可用天数仅 31/40/12 天，天然气对 LNG 断供的风险较高。
• 印度与东南亚的能源压力：印度一次能源消费自给率仅 60%，超 45% 的石油、60% 以上的 LNG 进口来自中东，2026 年 3 月火电厂煤炭库存仅能满足约 24 天发电需求，且石油扰动已影响民生，电气化率提升迫在眉睫，仅电烹饪替代就有望新增约 0.96 亿吨 5500Kcal 电煤需求；东南亚作为全球制造业承接地，化石能源消费占比超 90%，石油对中东依赖度 65%-90%，缺油问题更紧迫，加快电气化成为降低油依赖的关键，也将拉动电煤需求。
• 亚太能源价格波动超欧美：本轮冲突中，亚太能源价格涨幅显著高于欧美，阿曼原油价格较冲突前上涨超 138%，亚太 LNG 现货基准 JKM 涨幅达 95%，均大幅高于欧美同类能源品种；澳煤 NEWC 价格涨幅约 24%，印尼煤涨幅 4%，日韩电价也因进口能源价格传导出现明显上涨。

二、油气库存耗尽驱动煤炭替代，海外煤需求提升致供需紧平衡

• 煤代气发电成亚太应急选择：油气库存缓冲耗尽后，电力保供压力将推动亚太各国加速煤炭替代油气发电，日本、韩国、中国台湾地区具备短期内提升煤电利用小时数、采购电煤的需求，印度和东南亚提升电气化率的过程也将拉动电煤需求，在海外煤炭出口国供给刚性的背景下，煤炭供需将回归紧平衡。
• 日韩台煤电需求利好高卡澳煤：日本、韩国、中国台湾地区天然气发电量占比分别达 31%/28%/42%，中东 LNG 中断将影响其合计约 1223 亿度电，折算约 3700 万吨标煤需求，占全球煤炭贸易量的 3%；且该区域煤电技术对低卡煤掺烧能力弱，高度依赖澳洲高卡煤，其煤炭进口对澳大利亚的依赖度分别达 72%/37%/59%，将直接拉动澳煤需求。
• 主要煤炭出口国供给特征：澳大利亚煤炭产能利用率已达 80%~85%，短期放量空间有限，产能弹性小；印尼 2026 年提出 7.33 亿吨煤炭生产配额，产能调节灵活，但出口或受政策限制，且其低卡煤与日韩台需求匹配度低；美国受 AI 数据中心用电需求激增影响，煤电退役节奏或调整，本土煤炭需求复苏可能减少国际可贸易煤供给。

三、亚洲石油到岸溢价显著，推升海外煤价弹性

• 亚洲石油到岸价格大幅高于基准：中东冲突下，亚洲实际石油到岸价格因溢价、运费和保费飙升，与金融市场基准形成显著背离。以 170 美元 / 桶金融油价为基础，阿曼油价较 Brent 溢价达 50 美元 / 桶，中东 - 中国 VLCC 运价中枢对应约 8 美元 / 桶，战争风险保费新增 2.5-3.5 美元 / 桶，叠加后亚洲到岸油价约达 181 美元 / 桶。
• 亚太 LNG 价格随油价走高：按 14.7% 的 LNG - 油挂钩 slope 测算，亚洲 LNG 合理价格约达 26.6 美元 / MMBtu；按俄乌冲突以来 JKM - 阿曼比价中枢 1.09 测算，LNG 合理价格中枢约 36.8 美元 / MMBtu，相较当前价格仍有上涨空间。
• 澳煤价格具备大幅上行空间：基于俄乌冲突以来的价格比价中枢，煤油（NEWC - 阿曼）比价 0.48 测算，NEWC 合理煤价约达 386 美元 / 吨，煤气（NEWC-JKM）比价 0.45 测算则达 239 美元 / 吨，当前澳煤价格仍有 63%~163% 的上涨空间；且复盘俄乌冲突，澳煤与油价的价格传导速度快、比价刚性强，迎峰度夏需求旺季也将进一步释放澳煤价格弹性。

四、疆煤补缺进口减量，成本支撑国内煤价中枢上移

• 进口煤供给或被挤出，疆煤成补缺核心：高油气价下，亚洲其他经济体对进口煤的需求刚性和高价承受能力均强于中国，或将挤出中国的进口煤供给；新疆煤炭有望放量补缺，但受出疆铁路运输瓶颈限制，公铁联运成为外输主要方式。
• 疆煤外输成本构成国内煤价支撑：测算显示，5500 卡煤价达 794 元 / 吨时，疆煤公铁联运外输具备经济可行性；若要实现大规模放量，煤价需上行至 944 元 / 吨以保障供给侧利润，叠加国内煤与印尼进口煤的价格倒挂，综合支撑国内动力煤价中枢抬升至 850 元 / 吨。
• 国内煤炭供需与供给调节能力：基于进口缩量预期，印尼、澳大利亚对华煤炭进口量将分别同比下降 20%、5%；但国内煤炭保供产能将发挥作用，且具备供给主观调节灵活度，若煤价上涨过快，可通过释放产量弥补进口煤缩量，推动煤价维持中枢抬升、以稳为主的走势。
• 煤化工替代需求提升，进一步拉动煤炭消费：中东扰动导致石化原料供应受阻，煤化工对石油化工的替代必要性提升，“两烯三苯” 等核心石化原料若实现 50% 的煤化工替代，可降低 14~27 个百分点的进口依赖度；且油价走高、煤价相对稳定的背景下，煤化工成本优势凸显，乙二醇等产品的煤制路线利润改善，将进一步拉动煤炭的化工需求。

五、煤炭价格弹性分化，区域间涨幅呈现明显差异

整体来看，煤炭市场整体不会出现紧缺，但受供需结构、产能弹性、需求匹配度等因素影响，不同区域煤炭价格弹性呈现显著分化，涨幅排序为澳洲 > 印尼 > 中国。

• 澳洲煤：因日韩台的高卡煤刚性需求，且澳洲煤炭产能弹性小、供给放量空间有限，价格涨幅最高，预计可达 239~386 美元 / 吨。
• 印尼煤：印尼具备产能调节能力，为对冲原油进口损失或增产煤炭，但出口或受政策限制，且其低卡煤需求匹配度较低，价格涨幅次之。
• 中国国内煤：国内煤炭保供产能充足，疆煤放量可补缺进口减量，且具备供给调节机制，煤价以中枢抬升为主，涨幅相对最小，动力煤中枢预计至 850 元 / 吨。

六、风险提示

• 地缘冲突超预期风险：全球多地区地缘政治冲突的持续时间和影响范围若超出预期，将对全球宏观经济、煤炭供应稳定性、煤价及金融市场风险偏好产生重大冲击。
• 煤炭供给放量超预期风险：印尼、澳大利亚等煤炭出口国若出口放量超预期，将导致煤炭供需紧平衡程度不及预期，煤价随油气涨价的传导效果减弱。
• 假设和测算不及预期风险：本次煤价提涨的核心催化为美以伊冲突带来的亚太煤炭供需趋紧，若煤炭出口国供给弹性、油气价格走势等关键假设与实际存在偏差，将导致煤价及相关业绩测算结果不及预期。