摘要

　　印尼煤炭政策已发生根本性转向，从追求规模扩张转为谋求价值提升。政府通过RKAB控总量、DMO保内需及增加出口税这套“控量提价”组合拳，系统性地收紧出口，旨在重塑资源出口模式。

　　作为我国占比超40% 的最大进口来源，印尼煤“量减价增”已成定局。其影响将结构性、优先地传导至东南沿海市场。该地区电厂长期依赖印尼煤作为低成本“边际供应”与价格调节器，此轮变化将直接推高区域能源成本，并为沿海煤价构筑更强底部支撑。

　　综上所述，在印尼政策收紧、国内产能增长受限及全球资源竞争加剧的背景下，我国煤炭市场，尤其是沿海地区，面临的供应稳定性下降与成本中枢上行压力显著。中印尼煤炭贸易正步入“价高量紧”的新阶段，这对全球煤炭贸易与价格体系将产生持续而深远的影响。

　　风险提示

　　1. 印尼相关政策落地不及预期；

　　2. 国内终端需求出现明显回落；

　　3. 国内煤炭供应大幅增加。

　　一、印尼煤炭行业相关政策汇总

　　印尼作为全球最大的动力煤出口国，其国内政策动向对全球煤炭供应链具有显著的外溢效应。近期，印尼政府通过一系列紧密关联的政策工具，正对煤炭行业进行系统性调整，其核心目标可概括为：“控产量、保内需、增收入”。这些政策不仅将重塑印尼本土的煤炭产业格局，更将深刻影响包括中国在内的主要进口国的能源成本与供应稳定。

　　根据路透社新闻报道，由于政府正在讨论大幅减产与出口配额收紧的方案，印尼多家煤炭矿商已暂停现货（spot）煤炭出口。报道指出，印尼政府计划将2026年煤炭产量目标大幅削减至约6亿吨，而根据印尼能源与矿产资源部（ESDM）的数据，2025年印尼煤炭的实际总产量预计将维持在8亿吨左右的水平，此举意味着2026年计划产量同比降幅或超20%。在当前生产配额（RKAB）等关键政策尚未最终落地的情况下，矿商暂停现货出口是为应对潜在政策冲击的预防性举措，目前已签订的长协合同暂未受到较大影响。

　　印尼政府通过一套政策“组合拳”对煤炭行业实施系统调控，核心包括以下三项：

　　1、产量总闸门：RKAB（工作计划和预算）

　　RKAB是印尼矿产和煤炭开采的强制性年度管理计划，相当于每家矿企的年度“生产许可证”与“行动指南”。其核心作用在于：控制全国总供给：政府通过审批每家矿企的RKAB，设定其年度最大合法产量，从源头调控市场供应；强化合规监管：政策要求矿企在批准前证明已预留土地复垦资金，并对超产行为施以立即暂停运营及削减次年配额的严厉惩罚；增强政策灵活性：该政策自2025年起由三年期改为一年期审批，使政府能逐年调整，更快速地响应市场变化。

　　2、内需保障机制：DMO（国内市场义务）

　　DMO政策要求煤炭开采商必须将每年产量的一定比例优先供应国内市场（主要面向电力、化肥、水泥等关键行业），之后剩余部分方可出口。当前该比例固定为年产量的25%，且供应给印尼国家电力公司（PLN）的电煤执行70美元/吨的价格上限。据悉，印尼政府正考虑在2026年将DMO比例提升至30%以上。在RKAB削减总产量的背景下，提高DMO比例旨在确保国内保供的绝对量不因总产量下降而减少。

　　3、财政与转型工具：煤炭出口税

　　除控制产量与分配外，印尼政府计划自2026年起对煤炭出口加征关税。目前讨论的税率方案在1%至5% 之间，亦有根据国际煤价分档、税率可达5%至11% 的提议。该政策的核心目的是增加国家财政收入，并为能源转型提供资金，相关安排已纳入2026年国家预算框架并进入立法推进程序。

　　综上所述，RKAB政策从总量上收紧供应，DMO政策从分配上优先保障国内需求并挤压出口份额，而出口税则直接提高出口成本。三者相互叠加，从“量”和“价”两个维度系统性地收紧了印尼煤炭的出口阀门。因此，2026年中国自印尼进口煤炭量出现同比显著下降、且进口成本边际上行的可能性极大。

　　二、印尼煤进口相关数据回顾

　　海关总署数据显示，2025年我国累计进口煤炭4.90亿吨、同比下降9.65%，其中自印尼进口煤炭2.11亿吨、同比大幅下降12.3%，降幅高于整体进口水平。印尼煤进口量收缩，主要受国内供给充裕与海外成本扰动双重因素影响：一方面，国内原煤产量维持高位，压制了进口需求；另一方面，印尼政府于2025年3月推出的HBA（煤炭基准价）强制定价新规，显著增加了贸易的不确定性与成本。

　　印尼政府在2025年3月推出的HBA强制定价新规，核心是要求印尼煤炭出口交易价格必须以政府每月发布的HBA基准价为标准，即HBA将作为印尼煤出口的最低限价。但由于当时HBA官方价格显著高于市场普遍参考的印尼煤炭指数（ICI）等现货价格，导致买卖双方陷入僵局。面对激烈的市场反馈，印尼政府在3月中旬做出关键性让步，允许矿商以任何市场价格自由进行出口销售，但计算需要向政府缴纳的税费和特许权使用费时，计税基础将采用HBA官价与实际销售价中较高的那个。因此，在新规下矿商虽可降价竞争，但税费成本仍可能增加，印尼煤特别是中高卡煤的价格优势被削弱。

　　从进口来源国占比来看，25年的印尼煤进口占比为43.1%、是我国煤炭进口的最大来源国，蒙古、俄罗斯、澳洲的占比均不足20%，四国合计的进口量占比超90%、进口集中度高。印尼煤的主导地位源于其难以替代的综合优势：

　　1、地理与成本优势：南海航程约7天，比澳大利亚、南非等来源更快捷，并且到岸成本比国内“北煤南运”低10%-15%，避免了国内高昂的铁路运费的；

　　2、煤质互补性强：低硫低灰的印尼煤能满足中国沿海地区环保要求，并且与国内中高卡煤掺烧，可优化发电成本，成为中国东南沿海电厂的主流选择；

　　3、进口成本优势：长期来看具有价格优势，尤其是在25年11月因内贸煤价上涨，其价格优势再度凸显。

　　三、印尼煤炭政策“组合拳”对煤价走势的影响分析

　　印尼统计局数据显示，2024年印尼煤炭产量共计8.36亿吨，创历史新高。然而，印尼能矿部（ESDM）官员表示，2025年产量预计将回落至约7.5亿吨，同比降幅超10%。这一转折是供给侧主动调控与需求侧出口疲软共同作用的结果。更为关键的是，随着 RKAB大幅削减2026年总产量、DMO内销比例或提升至30%以上以及出口关税计划 的明确，从源头上形成了“控量提价”的政策组合拳，预计2026年印尼煤的出口总量将面临进一步系统性收缩。

　　从总量上看，考虑到我国2025年超40亿吨的原煤产量，约2.11亿吨的印尼煤进口量对国内整体供应格局的冲击相对有限。其核心影响更可能表现为区域性与结构性的供需矛盾。这一点在价格层面已现端倪：以同热值5000大卡的动力煤为例，2025年11月中旬，印尼煤到岸价与内贸煤价的价差曾高达250元/吨以上，巨大的成本优势刺激了大量进口。但受印尼政策收紧预期及供应减少影响，印尼煤价格走势转为相对强势，导致该价差持续收窄，截至2026年2月上旬，两者价差已不足190元/吨。

　　印尼煤的价格强势，将直接且显著地传导至我国东南沿海煤炭市场。该地区电厂长期依赖印尼煤作为经济高效的“边际供应”，其影响路径主要体现在：

　　1、直接推高沿海电厂采购成本：印尼煤是我国东南沿海电厂的主要进口来源，其价格上涨将直接增加这些电厂的燃料成本，如果价差优势持续减弱甚至消失，电厂将被迫更多转向采购内贸煤或其他高价替代煤源，从而抬高沿海地区的整体到厂煤价；

　　2、重塑区域市场竞争格局：印尼煤价格优势减弱，将为国内北方港口下水煤以及来自俄罗斯、澳洲的煤炭在沿海市场腾出更多空间，但内贸煤或澳煤、俄煤需叠加额外运费，最终可能共同构筑沿海煤价的新价格底部，使其易涨难跌。

　　四、总结

　　印尼政府近期推出的一系列政策组合，标志着其煤炭行业管理思路发生了根本性转变，正从追求规模扩张转向谋求价值提升。这套以RKAB、DMO和出口税为核心工具的“组合拳”，本质上是系统性的“控量提价”策略，旨在通过主动收紧全球供应、优先保障国内需求并增加财政收益，重塑其资源出口模式。

　　这一转变对中国煤炭进口格局将产生直接且深远的影响。作为我国最大、占比超40%的进口来源，印尼煤的“量减价增”已成为确定性趋势。尽管从全国供应总量看，印尼煤减量的冲击可控，但其影响具有鲜明的结构性特征，将首当其冲地传导至我国东南沿海市场，该地区电厂长期依赖印尼煤作为低成本、高灵活性的“边际供应”与“价格调节器”，其成本优势的削弱和供应的不确定性，将直接推高区域性能源成本，并可能通过预期和采购行为的改变，为沿海煤价构筑更坚实的底部支撑。

　　综合来看，印尼的政策调整、各国对关键矿产资源的重视程度与日俱增、以及全球能源转型的大背景，正共同构成影响未来煤价走势的关键变量。在内部产能增速受安全与反内卷政策约束、外部主要供应来源收紧的双重作用下，我国煤炭市场，尤其是沿海地区的供应稳定性面临考验，成本中枢存在上行压力。中印尼煤炭贸易关系正在步入一个以“价高量紧”为特征的新阶段，这将对全球煤炭贸易流向和价格体系产生持续且深渊的影响。

　　五、风险提示

　　1、印尼相关政策落地不及预期；

　　2、国内终端需求出现明显回落；

　　3、国内煤炭供应大幅增加。

　　研究局限性和风险提示

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