在全球煤炭市場結構性調(diào)整之際，印尼這一全球最大動力煤出口國，將政策工具再度指向煤炭出口，陸續(xù)出臺恢復出口關稅、調(diào)整價格基準以及收緊外匯管理等措施，市場對其對國際及國內(nèi)煤價的傳導效應關注度明顯升溫。

記者對此調(diào)查發(fā)現(xiàn)，多名印尼煤炭從業(yè)人士透露，在國際煤價中樞下移、出口需求邊際趨穩(wěn)的背景下，相關政策疊加效應正在抬升煤企經(jīng)營成本、壓縮利潤空間，或將削弱印尼煤炭的國際競爭力。與此同時，業(yè)內(nèi)普遍認為，在國內(nèi)煤價下行、庫存水平偏高、需求修復節(jié)奏偏緩的環(huán)境下，印尼煤炭出口新政對我國動力煤市場的價格傳導效應整體有限。

新政疊加沖擊行業(yè)信心

印尼近期密集發(fā)布煤炭出口新政。

2025年12月初，印尼財政部長普爾巴亞·尤迪·薩德瓦明確表示，政府計劃自2026年起恢復征收1%至5%的煤炭出口關稅。12月31日該部長就計劃實施的煤炭出口關稅發(fā)布了最新通報，表示目前仍在部長級層面進行技術性討論，其中一項提案建議分級實施關稅，稅率分別為5%、8%和11%。該計劃遭到企業(yè)界反對，該政策由于實施機制尚未最終確定而推遲，目前該項政策法律相關的總統(tǒng)令草案仍在起草當中。

12月17日，貿(mào)易部頒布第46/2025號條例，對礦產(chǎn)品出口價格基準的制定機制進行系統(tǒng)性調(diào)整，客觀上增強了出口關稅計價的剛性，對煤炭企業(yè)成本控制和定價彈性形成約束。

同月，財政部官員進一步宣布，自2026年1月1日起對自然資源出口商外匯管理作出更為嚴格的安排，這一組合政策對印尼煤炭行業(yè)經(jīng)營預期產(chǎn)生明顯影響。

印尼財政部將新政定義為“在不削弱國際競爭力的前提下優(yōu)化財政結構”，但多位煤炭從業(yè)人士對政策實際影響持審慎態(tài)度。煤炭生產(chǎn)商向記者表示，在當前國際煤價處于相對低位的背景下，出口稅費、基準價格和外匯限制疊加，正在壓縮企業(yè)本就有限的利潤空間。

一位加里曼丹煤炭生產(chǎn)商坦言，新增成本若無法順利向下游轉嫁，部分以低熱值煤為主的礦山可能不得不下調(diào)產(chǎn)量，甚至退出出口市場。印尼礦業(yè)協(xié)會執(zhí)行董事亨德拉·西納迪亞指出，GAR低于3800大卡的低熱值煤在國際市場上的價格普遍低于40美元/噸，“在這樣的價格區(qū)間內(nèi)，額外稅費幾乎直接侵蝕利潤”。

除稅費因素外，外匯管理新規(guī)亦成為企業(yè)關注重點。按照要求，自然資源出口商需將全部外匯收入存入印尼國有銀行至少一年，并僅能部分兌換為印尼盾使用。上述加里曼丹煤炭生產(chǎn)商告訴記者，這一安排改變了企業(yè)原有的資金調(diào)度模式，鑒于煤炭出口在航運、設備采購及融資環(huán)節(jié)高度依賴美元結算，外匯留存周期拉長后，企業(yè)現(xiàn)金流靈活性明顯下降。

印尼煤炭礦業(yè)協(xié)會代理執(zhí)行董事姬塔·馬赫亞拉尼認為，新政不僅推高顯性成本，也削弱了企業(yè)在國際市場的議價空間。她指出，分層定價機制將政策性成本直接納入出口合同，而國際買家并非沒有替代選項，一旦成本差距擴大，訂單外流風險將上升。

從事中國-印尼煤炭貿(mào)易的詹德拉告訴記者，印尼煤炭熱值大多在NAR2800大卡至5500大卡之間，其中3000大卡至4200大卡熱值的煤炭幾乎沒有替代品，因而在特定熱值范圍內(nèi)具有市場優(yōu)勢。然而，中國的煤炭生產(chǎn)主要集中在中高熱值，且可選擇使用國內(nèi)煤炭或進口俄羅斯、澳大利亞煤炭。如果印尼收緊產(chǎn)量或提高價格，這部分熱值煤可能面臨需求流失風險。

除此之外，去年年底，印尼能源與礦產(chǎn)資源部部長巴赫利爾·拉哈達利亞表示，為支撐煤炭等大宗商品價格，印尼政府將削減礦產(chǎn)開采配額，即通過削減工作計劃和預算(RKAB)下的產(chǎn)量來實現(xiàn)這一目標。

高增長周期結束后的再平衡

從更長周期看，出口制度收緊與行業(yè)運行環(huán)境變化密切相關。經(jīng)歷多年高產(chǎn)量、高出口的擴張周期后，印尼煤炭行業(yè)正逐步由增量擴張轉向存量優(yōu)化階段，價格回落、出口放緩與政策調(diào)整同步顯現(xiàn)。

綜合印尼能礦部和統(tǒng)計局數(shù)據(jù)，2024年印尼煤炭產(chǎn)量超過8.3億噸，出口量超過5.5億噸，均創(chuàng)歷史新高。但進入2025年，受替代能源競爭加劇影響，全球煤炭供需格局趨于寬松，國際煤價回落，截至2025年12月31日，全球動力煤基準洲際交易所(ICE)紐卡斯爾煤炭期貨合約價格徘徊在110美元/噸以下的階段性低位，同比下跌13.7%。受此影響，截至2025年10月，印尼煤炭產(chǎn)量約6.6億噸，出口約4.2億噸，出口增速明顯放緩。

在此背景下，詹德拉說，印尼政府計劃通過限制煤炭供應來推動價格上漲，相比關稅安排，其關于礦產(chǎn)生產(chǎn)配額的規(guī)定將給礦業(yè)帶來更大影響。印尼能源和礦產(chǎn)資源部已明確，計劃下調(diào)2026年煤炭生產(chǎn)目標，并研究將煤炭國內(nèi)市場義務(DMO)比例從目前的25%進一步上調(diào)。印尼方面認為，上一輪三年期工作計劃和預算報告(RKAB)對煤炭需求的預測偏高，而當前市場已難以消化此前設定的高產(chǎn)量目標。

事實上，全球煤炭需求并未出現(xiàn)明顯收縮。國際能源署(IEA)在《2025年煤炭報告》中預計，2025年全球煤炭需求將同比增長0.5%，達到88.5億噸的歷史高位;美國能源信息署亦預測，2025年美國煤炭消費量為4.39億噸，同比上漲6.7%。不過，業(yè)內(nèi)普遍認為，上述增長更多集中于特定區(qū)域及煤種結構，并未全面覆蓋以中低熱值動力煤為主的出口國。在主要進口國采購結構向高熱值煤傾斜的背景下，印尼主動收緊出口制度，其在全球煤炭貿(mào)易中的比較優(yōu)勢恐將削弱。

對中國市場影響有限

印尼煤炭出口新政出臺之際，中國動力煤市場整體仍處于偏弱運行區(qū)間。業(yè)內(nèi)普遍認為，在國內(nèi)煤價下行、庫存水平偏高、終端需求修復乏力的背景下，印尼煤炭行業(yè)系列改革舉措意味著印尼煤到岸成本中樞將被進一步抬升，對中國市場形成的并非“推漲煤價”的力量，而是削弱進口煤對國產(chǎn)煤的價格優(yōu)勢。

寶城期貨黑色金屬研究員涂偉華指出，2025年中國動力煤進口量回落，主要源于國內(nèi)煤價持續(xù)走弱、進口煤性價比下降，貿(mào)易商與終端企業(yè)因此減少外煤訂單簽訂，而非行政性干預因素所致。蒙古國、俄羅斯均計劃進一步提升對華煤炭出口規(guī)模，印尼以外的進口端潛在增量將對煤價形成約束。

詹德拉也表示，2025年初，由于印尼煤發(fā)電成本超過市場電價可承受的水平，中國大幅減少了進口，轉而使用國內(nèi)煤炭和其他來源的煤炭。因此，盡管印尼可以通過政策推動煤價上漲，但國際市場和電價最終會自行調(diào)整，實現(xiàn)供需平衡。

從成本端測算看，卓創(chuàng)資訊煤炭分析師趙麗表示，按當前印尼Q3800大卡動力煤FOB價格約47美元/噸計算，若2026年開始征收出口關稅，印尼煤炭出口成本將增加約0.47至2.4美元/噸，預計將對中國自印尼進口煤數(shù)量形成階段性壓制，但對國內(nèi)煤價的直接拉動效應有限。

國內(nèi)市場方面，煤價調(diào)整幅度已顯著擴大。東興證券研報顯示，截至12月中旬，秦皇島港山西優(yōu)混5500大卡動力煤平倉價已回落至736元/噸，單月跌幅達11%;內(nèi)蒙古烏海、大同南郊等主產(chǎn)區(qū)5500大卡動力煤車板含稅價月度降幅亦在10%以上，國內(nèi)煤價整體呈現(xiàn)加速回落態(tài)勢。

從供需結構看，研報指出，2025年11月陜晉蒙三省國有重點煤礦產(chǎn)量環(huán)比出現(xiàn)分化，港口庫存持續(xù)累積，秦皇島、黃驊、曹妃甸三港庫存同比、環(huán)比雙雙上升，六大發(fā)電集團日均耗煤量雖較上月回升，但同比仍處于下降區(qū)間，顯示終端需求恢復力度有限。在此背景下，國內(nèi)煤炭運輸成本明顯回落，而國際煤炭海運費漲跌不一，進口煤成本支撐并不穩(wěn)固。

趙麗進一步指出，自2025年11月中下旬以來，國內(nèi)煤價累計回調(diào)幅度已普遍超過100元/噸，明顯超出此前市場預期。元旦過后，煤礦生產(chǎn)將陸續(xù)恢復正常，國內(nèi)煤炭供應仍有保障，而用煤企業(yè)庫存普遍處于高位，采購節(jié)奏偏謹慎，預計市場供需格局仍將維持偏寬松狀態(tài)，進口煤在定價體系中的邊際影響仍然有限。

展望2026年，五礦期貨黑色研究員陳張瀅預計，動力煤市場供需狀況與2025年相似，整體呈現(xiàn)小幅增長態(tài)勢。供給端需密切關注“安全生產(chǎn)”、“反內(nèi)卷”以及“能源保供”各政策平衡;需求端，新能源替代火電的趨勢持續(xù)，化工和建材行業(yè)的需求變化將對整體煤炭市場產(chǎn)生影響，冶金、采暖等行業(yè)需求基本穩(wěn)定。