目摘要
全球煤炭市场虽整体供需宽松，但区域性割裂与结构性错配使海运煤市场的阶段性松紧成为价格波动主因。从中长期维度看，价格下限由高成本边际产能的F0B现金成本决定，在市场价击穿成本线时，供给被动退出，形成价格的底部支撑。价格上限则由中国内外市场的套利空间锁定，如进口煤到岸成本出现倒挂，中国将主动收缩进口采购量，从而压制全球煤价的上行空间。此外，短期扰动因素(如地缘冲突、极端天气等)通过现货市场上对最后一吨煤边际竞价释放价格弹性，加剧阶段性波动。
新一轮供给收缩源于印尼减产，并优先保障国内需求，导致出口量下降。其他主要出口国方面，澳洲动力煤出口以长协合同为主导，短期市场弹性偏弱，长期产能更面临系统性约束，增量空间持续收窄。俄罗斯在运力饱和背景下，铁路运价连续上调，出口经济性明显下滑。美国因Al数据中心用电需求增量加速拉动本土煤电消耗，国内供需趋紧或引发美国煤炭出口量缩减。整体上，除中国、印度、美国三大内循环市场外，全球海运动力煤供给弹性长期弱化，一旦需求脉冲出现，供给端响应能力受限，价格易涨难跌。
中东地缘冲突导致卡塔尔LNG出口中断，亚洲能源替代趋势明确。东北亚日韩通过煤电政策松绑形成临时替代，南亚及东南亚因本土气源枯竭、LNG高价形成刚性长期替代。欧盟虽维持去煤主线，但气价高企可能阶段性推高煤电需求。综合来看，考虑印尼煤炭出口预计减少8090万吨，其中约60%流向中国和印度。假设中印两国可通过国内增产或去库予以对冲，则剩余40%(即3200万吨，占全球海运煤贸易总量约2.5%)将形成面向其他市场的贸易缺口，对应澳煤价格抬升幅度约15-45美元/吨。在此基础上，考虑全球气转煤需求持续释放，叠加厄尔尼诺背景下迎峰度夏用电负荷的额外增量，边际买家为争夺最后一吨货源所支付的溢价往往高于线性推算。
目投资建议：
在供给端趋势性收紧与需求端被动替代的共振下，全球海运动力煤现货边际供需趋紧，价格中枢上移的确定性增强。印尼通过配额审批、内贸保供及关税等政策组合持续压制出口弹性；澳洲、美国等主要出口国供给增量受限，全球海运煤炭贸易量已进入收缩通道。同时，地缘冲突引发LNG供应缺口，东亚、欧洲等主要消费区域被动增加煤电替代，迎峰度夏前的补库需求提前释放，
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二季度中后期至三季度的价格具备抬升基础。标的配置上，建议关注海外高弹性标的【兖煤澳大利亚】、【中国秦发】【力量发展】。进口减量后内贸煤替代需求增加，带动国内价格跟随上行，建议关注【兖矿能源】【晋控煤业】【华阳股份】【山煤国际】。
运输与交易层面，虽然煤炭出口总量受抑制，但区域性能源替代带来的采购前置与补库集中化，或将提升夏季海运煤炭的活跃度及吨海里需求。地缘扰动叠加航线绕行与贸易流向再平衡，干散货市场运距拉长、运价中枢获得支撑。在此背景下，建议关注对煤炭及小宗散货链条敏感、航线结构与船型配置具备优势的航运标的【海通发展】【太平洋航运】【国航远洋】。
风险提示：海外供给超预期恢复风险、气转煤替代不及预期风险、国内调控政策超预期风险、干散货运输不及预期风险
1.亚太地区主导下的全球动力煤定价
全球海运煤炭进入平台期，近年来贸易格局加速向亚洲倾斜。全球煤炭年产量超过90亿吨，但约85%在中国、印度、美国三个独立产煤大国内部消纳，真正参与国际贸易的海运贸易煤占比约15%。从总量上看，全球海运煤炭贸易量自2018年起进入高位平台期，维持在13亿吨左右。根据Banchero Costa数据，2025年全球海运煤炭装船量(不包括各国国内沿海货物运输)累计13.3亿吨，较2024年-2.9%。主要出口国方面，印尼/澳洲/俄罗斯/美国/南非分别出口4.9/3.5/1.7/0.8/0.6亿吨，同比-7.2%/-0.6%+6.7%/-10.3%/+4.1%。南非出口量受益亚洲需求韧性及运力改善，俄罗斯以量补价支撑出口增长，但削弱了煤企的盈利水平，行业亏损面持续扩大至66%。进口方面，中国/印度/日本/韩国/中国台湾分别进口3.8/2.2/1.5/1.1/0.5亿吨，同比-11.1%/-5.6%/-3.7%/-3.2%/-5.7%。同期，东盟/欧盟海运煤炭进口1.5/0.6亿吨，同比+2.8%/-1.4%。区域结构上，受欧美退煤政策持续压制需求影响，叠加俄乌冲突后俄罗斯煤全面转向亚太市场，据IEA《Coal 2025》报告，2024年亚太地区已占全球煤炭进口的85%,主导地位进一步巩固。虽全球煤炭供需格局整体宽松，不存在长期、全局性的供应短缺，但由于区域性割裂与结构性错配，叠加运费、长协、政策、船期等多重因素对跨区域调运的制约，海运煤市场的阶段性松紧变化成为价格波动的主要驱动力。从中长期维度看，价格下限由高成本边际产能的FOB现金成本决定，在市场价击穿成本线时，供给被动退出，形成价格的底部支撑。价格上限则由中国内外市场的套利空间锁定，如进口煤到岸成本出现倒挂，中国将主动收缩进口采购量，从而压制全球煤价的上行空间。此外，短期扰动因素(如地缘冲突、极端天气等)通过现货市场上对最后一吨煤边际竞价释放价格弹性，加剧阶段性波动。
从定价下限来看，全球煤价具备成本锚定效应，展望未来，成本曲线呈现底部上移、尾部收紧的特点。海外无长协、无政策庇护的高成本边际产能，其FOB现金生产成本构成市场价格的刚性底部。根据IEA市场定价的经验法则，当市场价格跌至全球约90%生产商的FOB现金成本时，这部分高成本、缺乏长协或政策保护的产能将因无法覆盖可变成本而被迫退出，虽退出门槛高，但长期来看市场供需仍会逐步走向再平衡。实际退出速度或慢于理论预期，主因印尼、澳大利亚等主要出口国的矿方已与铁路、港口签订固定支付协议，使得账面现金成本部分成为沉没成本，即使在售价低于账面现金成本时，实际有效边际成本仍可能低于价格水平，从而延缓了产能退出。根据IEA,2025年随价格及贸易量的下降，高卡煤/中低卡煤供给曲线-2000/-6000万吨。展望2026年，煤炭供应成本曲线预计较2025年有所抬升：1)油价中枢抬升，系统性推高开采及运输成本。以兖煤澳洲为例，2025年直接采矿成本中，柴油成本约为7澳元/吨，假设2026年油价中枢从68美元/桶抬升至80美元/桶，预计柴油成本提升1.2澳元/吨。2)以印尼为代表的资源民族主义抬头，改变尾部成本曲线的形态；3)受东部铁路运力饱和及铁路运价上涨影响，俄罗斯煤企成本压力加剧。按基准运费40美元/吨测算，考虑2026年多项运价调整政策(1%附加费+指数化调整+空车返回运费于26/27年各上调5%),保守预计推升吨煤成本4美元/吨；4)博茨瓦纳、莫桑比克等新增区域边际产能因基础设施薄弱、运输半径长，位于成本曲线右侧，加剧曲线陡峭程度。
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