2025年全球煤炭展望：供给见顶回落，需求达峰尚早

1. 需求：总需求达峰尚未到来

全球煤炭需求预计在 24 年增长至历史新高，预计 27 年趋于平稳。2023 年 受到中国和印度等煤炭大国的推动，全球煤炭需求增长至 86.87 亿吨，创下历史 新高，同比增长 2.5%。此外，全球水力发电较低刺激火电需求，火电需求增长 2.5% 至 58.55 亿吨，非电端达 28.33 亿吨，同比增长 2.3%。 中国是全球煤炭最大消费国，23 年煤炭消费量占全球需求 56%以上。中国 23 年消费量增长 6%达到 48.83 亿吨，其中电力耗煤占比 63%，第二大消费国印度 煤炭需求增长 10%至 12.45 亿吨。 2024 年全球煤炭需求预计将增长 1%至 87.71 亿吨，创下历史新高。亚洲煤 炭需求增量部分被发达国家需求下降所抵消，导致全球需求增长放缓。全球煤炭 需求将继续东移，预计 2024 年中国、印度和东盟将消耗总需求的四分之三，较本 世纪初消耗量大幅增长约 35%。 从绝对值来看，预计 2024 年增长最显著的是印度（+0.7 亿吨，即 6%）和中 国（+0.56 亿吨，即 1.1%），以及印度尼西亚和越南等其他国家。相反，预计降幅 最大的是欧盟（-0.42 亿吨，即 12%）和美国（-0.18 亿吨，即 5%），其中发电行 业是需求下降的主要原因。由于俄乌战争，俄罗斯作为第四大煤炭消费国，预测 存不确定性，这也使乌克兰煤炭前景不明朗。 到 2027 年，IEA 预计煤炭需求将窄幅波动。尽管印度和动煤国家增长抵消欧 盟和美国下滑，但中国仍是全球煤炭需求的主要决定因素。在电力领域，尽管可 再生能源大幅扩张，但在电力需求强劲韧性下，火电发电量与 2024 年将保持相近 水平。

1.1. 分品类需求：电力需求稳定，非电小幅下降

1.1.1. 电力行业：24 年预计创下历史新高，短期需求稳定

2023 年全球火电增量 175 亿千瓦时（同比 1.7%），约等于 1.92 亿吨煤炭需 求。尽管 2023 年可再生能源发电量增长显著（426 亿千瓦时），但火电仍然是最 大的电力来源，占总量的 35%以上。从地区看，美国（-169 亿千瓦时）和欧盟（- 133 亿千瓦时）在 2023 年火电发电量降幅最大，但这些地区被中国（+347 亿千 瓦时）和印度（+125 亿千瓦时）的增长所抵消。总量上，全球总发电量增长 2.4%， 达到 29898 亿千瓦时。 IEA 预计到 2027 年，全球电煤需求将稳定在 60 亿吨左右。由于光伏成本低， 将推动布局加速，进而带动可再生能源的增长。核电和燃气发电也预计将在中国 和印度等国家出现适度增长。可再生能源、核电和天然气的预期增长预计将与电 力需求预期增长保持一致。因此，火电的发电量预计不会下降。 IEA 预计 2024-2027 年电煤将保持在 2023 年类似水平。到 2027 年，煤炭在 全球电力结构中份额预计将降至略高于 31%。

1.1.2. 非电行业：2027 年非电需求预计小幅降低

除发电以外，动力煤和褐煤还用于例如水泥制造业以及工业和住宅供热等非 电行业中。在报告中，IEA 将热电联产机组或中央区域供热机组包含在电力部门 中。2023 年非电消费量（此特指动力煤和褐煤领域，下同）增长 2.5%至 17.36 亿 吨，占全年非电消费的 23%。 这一部分增长主要由中国推动，其消费量上升至 10.94 亿吨，通过增加煤炭 转换来减少石油和天然气进口。东盟相比中国虽然非电消费只占一小部分，但东 盟国家增长百分比更高，消费量从 0.76 亿吨上升至 0.87 亿吨，同比增长 13%。 增量主要由印度尼西亚推动，该国增长了约 900 万吨。印度尼西亚战略性提高了 镍产量，以满足全球对于电池制造中关键矿物的需求。由于大多数印度尼西亚镍 是采用回转窑-矿热炉（RKEF）工艺生产，该工艺依赖煤炭作为还原剂和能源，因此镍生产正在推动印度尼西亚动力煤消耗的增长。此外，在生产中还拉动了动力 煤（发电）以及焦炭（包括焦煤）需求。 IEA 预计在印度增长的推动下，2024 年动力煤和褐煤的非电力使用总量将略 有增加，预计将抵消其他亚洲和欧盟国家的需求下降。中国致力于减少小型工业 企业和住宅供暖端的煤炭消耗，叠加上基础设施投资的下降将导致水泥需求的下 降，可能会抑制煤炭需求消费，但是煤炭加工业将继续表现出煤炭利用的潜力。 总体上，IEA 预计到 2027 年中国非电用煤需求将下降 5800 万吨。 印度的非电用煤预计将继续呈现上升趋势，未来三年工业活动预计每年增长 6%。IEA 估计到 2027 年，印度煤炭消费量预计将增长 0.44 亿吨，东盟国家预计 将增加 0.1 亿吨。 综上所述，IEA 预计全球非电用煤消费量将保持稳定，到 2027 年小幅下降 400 万吨（即 0.2%）。

冶金煤至 2027 年需求预计将持续下降。冶金煤是炼钢的主要原料，其主要 包括炼焦煤（高品质硬焦、中等和半软焦）及喷吹煤。焦炭是通过在焦炉中无氧加 热成焦煤而产生的，也用于制造碳化物、铁合金和其他化合物。IEA 对冶金煤需求 的预测主要基于世界钢铁协会等组织的钢铁产量预测，以及预期的 GDP 增长和 工业活动，同时考虑到废钢利用率有所增加以及在 2027 年之前，采用氢和其他创 新工艺来代替焦炭生产钢铁仍然非常有限。 2023 年全球冶金煤消费量仅增长 2%，即 0.22 亿吨至 10.97 亿吨，其中增长 最为显著的是中国，其中冶金煤消费需求增长 4.1%，即 0.29 亿吨至 7.37 亿吨。

2024 年，IEA 预计冶金煤消费量将减少 1.9%至 10.76 亿吨。虽然中国是 2023 年煤炭消费量增长的主要推动者，但由于工业活动减少，预计中国将带动 2024 年 冶金煤销量的下降。尽管印度和印尼预计将消费更多冶金煤，但需求增加不足以 抵消中国需求下降。印尼为满足其新的焦炉出口需求，正计划增加主焦煤消费量。 由于俄乌战争持续不断，俄罗斯局势仍然难以确定。 未来三年，根据钢铁需求与经济前景，IEA 预计煤炭消费量不会发生重大变 化。预计三年后，2027 年冶金煤消费将减少 0.47 亿吨至 10.19 亿吨，其中印度 和印尼是增长的主要贡献者，印度预计增长 1300 万吨，但中国将减少 6300 万吨。 同样，印尼需求将增长 800 万吨，但日本、韩国和欧盟预计将减少 1000 万吨。 此外，俄罗斯需求将进一步下降。

天气不确定性影响煤炭需求预测。向可再生能源的转变在预测煤炭需求时带来了短期的不确定性。风能、太阳能光伏和水电的产出随天气条件变化而波动。 在许多地区，煤炭仍是平衡这些波动的主要电力来源，从而导致火电发电量的不 确定性。 中国是拥有全球最大清洁能源产能的国家，但产量的偏差很大。随着风电和 太阳能光伏装机容量持续快速扩张，天气变化对可再生能源发电的影响规模预计 加大，导致煤炭需求波动较大。 IEa 分析了中国天气条件对可再生能源发电影响带来的煤炭需求不确定性。 通过分析历史，IEA 得出的结论是，随着中国可再生能源的持续扩张，如果考虑到 天气条件改变新能源的产量因素，到 2027 年，煤炭作为主要平衡来源的需求可能 会在 2.82 亿吨（增加 1.43 亿吨或减少 1.39 亿吨）的范围区间内变化。2.82 亿吨 的不确定量占总需求 88.73 亿吨的约 3.2%。煤炭并不是中国唯一潜在发电的原 料，但考虑到其他额外电力来源的规模，其他来源可以做一些简化。IEA 观察到， 中国天气变化对全球煤炭需求影响有能力超过任何年份其他地区的结构性变化。 印度也可以进行类似天气情况的分析，但中国煤炭消费规模是任何其他国家都无 法比拟的。

1.2. 分国别需求：中国是关键变量，印度是重要增量

1.2.1. 中国：火电需求预计保持韧性，27 年煤炭消费强劲

中国是全球最大的煤炭消费国，2023 年消费量为 48.83 亿吨，同比增长 6%， 占全球煤炭消费量的 56%，其中 85%是动力煤，达 41.46 亿吨，主要用于发电， 其余 7.37 亿吨为冶金煤。 电力行业是中国煤炭消费的主要驱动，IEA预计2024年火电需求将增长2.7%。 在非电煤消费略有下降的情况下，预计 2024 年中国动力煤总消费量将增长 1.7%， 达到 42.19 亿吨。 在 2023 年经济表现稳定后，由于消费和地产需求无较大起色，中国正在面临 经济挑战。国际货币组织预计 2024 年 GDP 将增长 4.8%，较上年下降 0.4 个百 分点。冶金煤消费预计将减少，2024 年前十个月钢铁产量同比下降约 3.7%，这种低迷归因于建筑活动低迷，房地产市场面临挑战，IEA 预计 2024 年冶金煤消费 量将减少 2.2%至 7.2 亿吨。 综上，这些需求变化将驱动

IEA 认为对中国未来三年煤炭消费的预测与电力行业发展密切相关，电力行 业是中国最大的煤炭消费行业，占全球煤炭需求的三分之一。在 50%以上一次能 源来自煤炭的国家，整体经济增长和工业生产成为了重要因素，因此 IEA 的预测 集中在电力需求的预期增长上。预计可再生能源发电量增量将满足电力需求增量， 这主要是由于太阳能光伏加速投建以及 2024 年降水量反弹至历史平均水平。 尽管大力发展可再生能源，煤炭需求仍有韧性，因为可再生能源发电的增加 主要解决的是额外的电力增量。IEA 预计 2024 年至 2027 年间，火电发电量将 小幅增长，电力需求将增长（平均每年 6%）。 2027 年，动力煤消费量预计达到 33.21 亿吨，相当于到 2027 年的年增长率低于 2%。 冶金煤消费量预计在 2024-2027 年间逐步减少，同时非电消费需求将出现萎 缩。与其他地区相比，中国非电行业的规模要大得多，并在决定未来煤炭趋势方 面发挥了关键作用。IEA 预计中国消费量将延续小幅增长，到 2027 年达到 50.05 亿吨。非电端虽存在不确定性，但也具有需求上升潜力。

电力需求预计将较长时间支撑中国火力发电。2023 年，煤炭作为中国发电主 要能源依然保持主导地位。2023 年中国火电装机量约为 1170GW，发电量为 5884 亿千瓦时。电厂用煤需求约占中国动力煤需求的 74%，占煤炭总需求的 63%。因 此，中国电力行业是需求乃至全球煤炭需求的主要驱动力。 从历史经验上看，发电量和实际 GDP 增长是呈现同向变化，主要由工业活动 所驱动。然而，2008 年金融危机之前地产建材兴起导致了两者的偏差，因为建筑 业的能源和电力密集度高于所有经济活动的平均水平，因此 2000-2007 年期间平 均电力增长率超过了 GDP 增长率，2008-2020 年间，服务业所占份额不断增加， 导致电力密集型经济增长放缓。自 2021 年以来，在清洁能源、交通和供暖电气 化、人工智能和数据中心等多个行业需求不断增长推动下，电力需求再次超过实 际 GDP 增长。 从过去看，电力行业多元化发展重点在于水电和核能。最近，风能特别是光 伏处于快速增长，但在强劲的电力需求支撑下，火电仍然保持弹性。此外，从过去 因煤炭供应问题、发电能力不足以及调度低效等原因造成的电力短缺上看，煤炭 支柱地位仍然不可撼动。2021-2022 年，中国电力产能很大一部分进行了改造： 提升了 150GW 的机组效率、对 190GW 的机组进行灵活性改造，145GW 的机组 改善了供热效率。

中国在 23 年新增 216GW 太阳能光伏和 76GW 风电，在推动可再生能源发 展的同时，中国还在扩大火电规模，以保证能源安全。在 2022-2023 年，中国新 批 220GW 火电装机容量，并于 2023 年建设 70GW，2024 年上半年追加建设 41GW。然而 2024 年上半年中国仅批准了相当于 9GW 的新增煤炭产能，这标志 快速投建的时期已经终结。同时，可再生能源的激增预计将降低燃煤电厂的平均 利用率，为解决这个问题，中国政府于 2023 年提出了容量电价政策以保证无论其 负荷率，都能实现资本回收。 IEA 预计 2024 年中国火电发电增速较 2023 年将有所放缓。2023 年上半年 的干旱影响了水力发电，从而提高了火电发电量。IEA 于 2024 年电力需求将增长 7.2%，超过 10295 亿千瓦时，火力发电将增长约 1.7%，达到 5984 亿千瓦时，相 当于动力煤消耗量增加 2.7%达到 31.34 亿吨。大约一半的燃煤电厂是热电联产， 因此供热在煤炭需求中也发挥着重要作用。电力需求增量部分是源于住宅领域的 显著增长，8-9 月的气温是 1961 年以来最炎热的一次。当然还有其他驱动原因， 比如清洁能源制造业的电力需求在前三季度同比增长 36.2%，数据中心和 AI 用电 也是如此。 到 2027 年，IEA 假设在水电经历了几年不佳之后会保持在 2024 年水平，风 能和光伏发电量增速将加快，此外核电发电量也将稳步增长。这些可以在 2027 年 满足大部分用电增量需求，剩下部分则还是火电。IEA 预计 2025-2027 年火电发 电和供热用煤将小幅增长，2027 年达到 33.21 亿吨。在 2024 年 7 月，中国政府 发布了《煤电低碳化改造建设行动方案（2024-2027）》，目前尚不清楚有多少产能 会进入改造，但考虑到中国火电的规模以及中国政府在 2030 年二氧化碳排放达 到峰值的承诺，IEA 预计该计划将调动大量资源。因此，电煤需求可能会发生变 化，现阶段很难评估该计划对煤炭需求的影响。考虑到捕获和改造过程相关的能 量损失，CCUS 将增加煤炭消耗。相比之下，选择生物质与氨掺混燃烧的火电厂 将减少碳消耗。只有制定详细计划后才能对影响进行有效评估。改造工程预计会 在 2025 年下半年开始，因此从 2027 年起就应该主要到其影响。

伴随可再生能源发电增长，短期煤炭需求不确定性增加。近期中国电力消费 的加速和可再生能源装机是决定电煤需求结构演变的关键因素。在短期，可再生 能源发电的波动会影响火力发电，从而影响煤炭需求。随着可再生能源逐步取代 煤炭，IEA 对负荷率系数测算则是基于天气情况。随着可再生能源比重增加，降 水、风速和太阳能等因素的波动将对能源生产平衡产生越来越大的影响。此外， 由于寒流和热量等情况，需求仍然取决于天气，这些因素都会影响火电的利用率， 而火力电厂通常是中国的默认供应商。 为了说明天气驱动的可再生能源发电变化对中国煤炭消耗的影响，IEA 研究 了历史上天气驱动的可再生能源负荷系数变化，并将其转化为火力发电所需的煤 炭消耗量。水电、光伏和风能都显示出历史年度负载系数的波动，过去 20-30 年， 中国水电的最小负荷率和最大负荷率相差 10%；对于风能和光伏，IEA 从历史数 据上对光伏正负 1PCT 和风能正负 2PCT 进行标准化。 当可再生能源负荷率低于平均水平时，其他能源（在中国基本上是以煤炭为 主导）必须进行补偿。鉴于中国巨大的可再生能源发电能力，这些波动极大影响 了煤炭消费。在 IEA 随后的分析中，IEA 假设火电将根据 2024-2027 年所假设的 可再生能源容量来得出不同的负载系数。 研究结果表明，自 2000 年以来观察到水力、风能和太阳能综合表现最弱的情 况下，2027 年电煤消耗量比 IEA 预测多出 1.43 亿吨。相反这些年观察到可再生 能源综合表现最强的情况下，2027 年电煤消耗量比预测减少约 1.39 亿吨。分析 中强调了天气影响对特定年份煤炭消费的不确定性。值得注意的是分析只考虑了 电力的供应侧；天气对电力需求的变化是影响煤炭消费的另一个关键因素。

中国非电需求预计小幅下降。2023 年，中国非电煤消耗同比增长 1.8%至 10.94 亿吨，占煤炭消费总量的 22%。尽管中国十多年来一直努力将煤炭转向天 然气和电力等替代能源，以减少小型、低效和过时的燃煤锅炉所造成的空气污染， 但除电力和钢铁外的其他行业的煤炭消耗量依然可观。中国将继续在食品、纺织 和造纸等各个行业使用煤炭。尽管如此，IEA 预计随着去碳化的进程不断推进，小 型工业和住宅供暖的煤炭使用量在未来几年将继续下降。 由于燃料在总成本中占比很高，在水泥生产中采用其他替代燃料具有较大的 挑战性。每年水泥所消耗的煤炭超过 2 亿吨，在工业用动力煤中是主要的消费需 求。中国的水泥产量在 2020 年创下 24 亿产量峰值，自此以后开始下降。2024 年 产量是自2010年首次下降到20亿吨以下。2024年前三季度产量同比下降10.7%， 中国建筑业的收缩可能会在整个预测期内进一步收缩水泥产量以及对煤炭的需求， 这种趋势是结构性的改变。 煤加工行业仍然是 2024 年电煤以外的主要驱动。鉴于前文发展分析，IEA 预 计 2024 年煤加工行业消费将小幅下降至 10.85 亿吨。展望 2027 年，IEA 预计煤 加工行业的增加无法抵消工业和供热需求的减少，导致非电端用煤数量减少 5% 至 10.27 亿吨。 中国煤加工行业预计会强劲增长，但具体增长幅度存在不确定性。煤炭加工 业涉及使用煤炭作为生产其他商品的基础，通常是通过煤炭气化，该过程分为煤 制油、天然气工程和煤化工。十多年来，中国一直将煤炭加工业视为在减少石油 和天然气进口增加的能源安全战略。这种战略支持国内煤炭产业，特别是因为地 理位置或品质而遭受搁置的煤炭产业，可以促进当地就业。然后，这些过程通常 并不高效，而且盈利波动较大。这些具体取决于石油和天然气等可替代燃料的价 格。尽管如此，在过去十年，煤加工业已经取得了重大的技术进步。 煤制油（CTL）涉及煤制柴油或汽油等液体燃料，通过加氢直接液化或通过合 成气和 Fischer-Tropsch 工艺的间接液化。2022 年，中国使用 4000 万吨煤炭生 产约 1100 万吨石油产品。虽然不知道具体规模，但更多的煤制油项目正在开展。 2024 年 10 月，国家能源投资集团在新疆哈密市启动煤制油项目，投资额约 241 亿美元。第一阶段计划于 2027 年底竣工，建成后，项目的目标产能为每年 400 万吨，包括 320 万吨的直接液化和 80 万吨的间接液化，每年将计划使用煤炭 1600 万吨。 天然气厂主要生产合成天然气（SNG）和化肥。与其他国家不同，中国化肥 所用的氨主要用煤气化合成生产。在 2022 年，中国煤制氨量约 4800 万吨。新疆 和内蒙古宣布的新项目如果竣工，可额外贡献 8500 万吨的煤制氨量。 煤化工(CTX)是一个动态行业，涉及将煤气化为合成气，然后将其加工成甲醇 或乙二醇等产品。2022 年，中国煤质甲醇约 8000 万吨。甲醇通常被转化为用于 塑料生产的烯烃，而乙二醇则用于聚酯和其他材料。

中国冶金煤需求受地产限制。2023 年中国冶金煤消费量 7.37 亿吨，同比增 长 4.1%，这相当于全球煤炭消费量的三分之二左右，占中国煤炭消费总量的 15%。 大部分冶金煤（87%）是炼焦煤，主要转化为焦炭用于生铁生产和其他工业用的 高炉工艺。生铁是炉子炼钢的重要原材料。剩余的 13%的冶金煤大部分是喷吹煤， 用于高炉减少焦炭消耗。 虽然 2023 年生铁产量增长 1%支撑了煤炭消费，但前景不容乐观。中国 80% 以上焦炭用于生铁生产，由于生铁产量预计下降，焦炭需求随之减少，IEA 预计 2024 年冶金煤消耗量将减少 2.2%至 7.2 亿吨。 展望未来，如果持续存在地产需求压力，IEA 预计钢铁需求将延续低迷。然 而，中国钢铁需求正慢慢从基础设施和建筑业（十年前占钢铁需求 50%以上，2023 年仅占 40%）转向机械制造和其他应用。水泥和钢铁需求曲线的脱钩就是这一趋 势的结果，使用废钢的电弧炉生产份额预计将继续增长，这将挤压高炉炼钢的产 量。由于废钢供应和价格限制的影响，预计到 27 年冶金煤消耗量将下降 9%至 6.57 亿吨。

1.2.2. 印度：需求增长的主要引擎

印度有望成为 2024 年全球煤炭需求增长的主要引擎，同比增长 0.7 亿吨至 13.15 亿吨。IEA 预计印度将保持这一地位到 2027 年，尽管中国无可争议成为全 球最大煤炭市场。印度煤炭需求预计每年增长 2.6%，到 2027 年达到 14.21 亿吨， 所有煤种的需求均出现增长。 IEA 预计 2024 年印度将使用 9.9 亿吨（即其总煤炭消耗量的 75%）用于发 电。2024 年 8 月，印度发电总装机容量达 451GW，其中燃煤发电 218GW，光伏 发电 89GW 和风电发电量 47GW。在 2023 年 11 月，印度电力部长表示，印度计 划在建设 50GW 燃煤发电容量的基础上，再新增 30GW 燃煤发电量。这和到 2030 年实现 500GW 可再生能源发电容量的目标并不矛盾，但它表明煤炭将在未来几 年继续在印度电力系统中发挥重要作用。随着可再生能源发电按照政府目标不断 扩大，煤炭在电力结构中的份额预计到2024年达到74%，到2027年下降到66%。 在此期间，可再生能源发电量预计将增加每年 16%。鉴于电力需求每年 5.4%的电 力增长需求预测，印度未来三年发电耗煤需求每年预计将增长 1.7%。因此，IEA 预计 2027 年印度发电煤炭耗煤量将增加 0.5 亿吨至 10.39 亿吨。

在 2024-2027 年工业产量年均 6%增长推动下，非电需求预计将大幅增长。 基础设施发展将促进水泥生产，而水泥生产是非电煤端需求的主要驱动力。印度 是仅次于中国的全球第二大水泥市场，水泥装机产能为每年 5.5 亿吨。通过对行 业预估，未来 5 年水泥需求年增长率预计达 9%。在印度，钢铁产量的很大一部分 来自煤基直接还原铁，产能约为 0.5 亿吨。这部分是使用动力煤替代高炉中的冶 金煤。随着钢铁和水泥需求增长，IEA 预计到 2027 年非电煤消费量将达到 3.82 亿吨，三年内增长 18%。 印度目标是到 2030 年每年气化 1 亿吨煤炭，从而减少对进口燃料的依赖。 政府已批准对煤气化项目提供 10 亿美元的财政激励。虽然一些初步项目已获批 准，并成立了各种合资企业来生产合成天然气和硝酸铵，但预计这些项目要到 2027 年之后才能完成。

1.2.3. 北美：美国煤炭消费下降放缓

在美国，煤炭消费总量预计将从 2023 年的 3.86 亿吨减少到 2024 年 3.68 亿 吨，下降 5%，低于 2023 年 17%（8100 万吨）的降幅。美国煤炭需求消费主要 由以下因素驱动：发电端占煤炭消费 90%以上，经过火电十年的衰退后，由于疫 情期间天然气价格拉升导致火电经历了短暂复苏。然而，由于可再生能源发电量 的增加和天然气市场份额的增加，复苏是非常短暂的。IEA 预计 2024 年火电发电 量降至 711 亿千瓦时，相当于总电力的 16%，大约耗煤量为 3.35 亿吨。

美国能源信息管理局预计 2024 年计划退役火电发电量约为 2.3GW。这一趋 势将在 2025 年加速，运营商计划退役 11.2GW，随后两年额外淘汰 10.7GW。过 去几个月看，美国国内天然气价格期货价一直高于现货价，从而提高了煤炭相对 于天然气发电成本竞争力的预期。因此，IEA 预计煤炭在电力结构中所占份额的 下降速度将放缓，降至 13%左右的水平。到 2027 年，这种放缓预计将导致煤炭 消耗量减少至 3 亿吨，发电量减少至 637 亿千瓦时。

随着未来三年非电煤需求下降，预计2027年美国煤炭消费总量为3.31亿吨， 每年下降 2.1%。 美国已宣布了几个利用创新技术项目，例如西弗吉尼亚的利用煤炭生产石墨 和氢气、怀俄明州使用超临界二氧化碳的新发电厂以及一个模块化煤制油项目。 这些技术的长期潜力尚不确定，但无论如何到 2027 年前预计它们不会产生任何 重大影响。 阿尔伯塔省曾经是加拿大最大的煤炭消费省份，于 2024 年 6 月关闭了最后 一座燃煤电厂，以满足该国到 2030 年逐步淘汰火力发电的目标。

1.2.4. 欧洲：欧盟煤炭需求继续下降

受俄乌冲突引发的能源危机影响，2022 年欧盟煤炭需求曾短暂上升。然而， 2023 年煤炭需求显著下降，尤其是在电力生产领域。 预计到 2024 年，欧盟的电力需求将达到 2815 太瓦时（TWh），同比增长 2.2%。 其中，煤炭发电量预计下降 16%，仅能满足 10%的电力需求。自 2023 年以来， 能源价格已大幅回落，各国的煤炭淘汰计划仍基本保持不变。例如，德国在 2024 年关闭了 5.8 吉瓦（GW）的燃煤发电装机容量，德国国家监管机构表示预计到 2027 年将进一步减少 1.4 吉瓦的装机容量。 根据 2024 年第三季度的 TTF 天然气价格和欧盟碳排放许可（EUA）期货价 格预测，煤炭和天然气发电单位之间的竞争预计将持续至 2027 年。然而，可再生 能源（特别是太阳能光伏）的加速部署，预计将进一步推动燃煤发电的下降。因 此，预计到 2027 年，煤炭在欧盟电力结构中的占比将降至 7%，对应 1.63 亿吨 的煤炭需求量，其中褐煤占 1.24 亿吨。

预计 2024 年欧盟非电力部门的煤炭消费量将达到 8800 万吨，比 2023 年减 少 3.2%，并预计到 2027 年将略微下降至 8100 万吨。因此，受电力市场变化的 驱动，欧盟煤炭总消费量预计将从 2024 年的 3.12 亿吨减少至 2027 年的 2.44 亿 吨。 2023 年，土耳其共和国超越德国和波兰，成为欧洲最大的煤炭消费国。预计 其 2024 年煤炭总消费量将较 2023 年增长 2.8%，达到 1.29 亿吨。到 2027 年， 随着可再生能源发电逐步取代煤炭发电，以及土耳其首座核电站阿库尤核电站 （Akkuyu）的投产，土耳其的煤炭需求预计将下降至 1.1 亿吨。 2024 年 9 月，英国最后一座燃煤电厂——位于诺丁汉郡的拉特克利夫电厂 （Ratcliffe-on-Soar）停止运营，标志着英国 142 年燃煤发电历史的终结。尽管这 一关闭早已被市场预计，由于英国电力行业的煤炭消费量相对较小，对煤炭市场 的实际影响有限，但这一事件具有高度象征意义：世界第一座燃煤公用电厂于 1882 年在英国投入运行。预计到 2027 年，英国的煤炭消费量将进一步减少至仅 200 万吨，仅用于非电力用途。

1.2.5. 其他亚太地区：印尼和越南推动东南亚煤炭需求强劲增长

2023 年，东盟国家煤炭消费量达到 4.57 亿吨，比上一年增长 10%。其中， 电力生产占总消费量的 76%。印尼占东盟煤炭消费总量的近一半（48%），其次是 越南（21%）、菲律宾（9%）和马来西亚（8%）。 预计 2024 年东盟煤炭消费量将增长 8%至 4.91 亿吨。与往年一样，印尼需 求的增长是主要原因。该地区经济增长前景依然强劲，同时有多座燃煤电厂正在 建设中。IEA 预计东盟国家的煤炭需求将以每年 5%的速度增长，到 2027 年达到 5.67 亿吨。其中，印尼将贡献约三分之二的增长量。 印尼：煤炭消费的增长主要来自电力生产，但镍生产也是重要驱动因素。2023 年，印尼生产了 190 万吨镍，占全球产量的一半以上。随着电动汽车及其他用途 电池需求的增长，印尼的镍产能投资持续增加。镍具有高熔点和耐腐蚀特性，是 材料加工中的重要组成部分。约 70%的初级镍用于钢铁生产，而 11%用于电池。 镍按纯度分为两类：一级镍（镍含量>99.8%），用于电池生产；二级镍（镍含量 <99.8%），主要用于钢铁生产。印尼是二级镍的主要生产国，并正在扩大一级镍的 生产能力，以满足全球电池制造商日益增长的需求。

印尼采用旋转窑电炉（RKEF）和高压酸浸（HPAL）工艺生产镍，其中 RKEF 工艺占主导地位。RKEF 工艺生产的镍铁（FeNi）或镍生铁（NPI）均为二级镍， 可用于钢铁生产，也可转化为一级镍的镍中间体。在这一过程中，煤炭和部分焦 炭被直接使用。此外，所需电力通常由自备燃煤电厂提供。而 HPAL 工艺则生产 混合氢氧化物沉淀物（MHP）或混合硫化物沉淀物（MSP），可进一步加工为一级 镍。煤炭有时用于产生蒸汽，也常被用作自备电厂的电力来源。印尼还在扩大铝 生产，以出口铝而非铝土矿。位于北加里曼丹的新工业园预计将使印尼的铝产量 增至每年 250 万吨，同时电力需求增加约 30 太瓦时（TWh）。2024 年 11 月，印 尼总统宣布计划到 2040 年逐步淘汰煤电。这一计划虽传递出强烈的长期信号，但 预计到 2027 年对煤炭需求的影响有限。 总体而言，印尼 2024 年煤炭消费预计增长 9%，达到 2.47 亿吨。随着镍需 求的持续增长以及燃煤发电注入电网，预计到 2027 年，有着世界第四多人口的印 尼煤炭需求将增至 2.94 亿吨，成为全球第四大煤炭消费国。 越南：由于持续热浪（2024 年 4 月气温超过 44°C）推高制冷需求以及上半 年水电发电量下降，煤炭需求预计在 2024 年大幅增长至 1.06 亿吨。到 2027 年， 越南年度电力需求预计增加 58 太瓦时，达到 375 太瓦时。尽管新增需求主要由 可再生能源满足，但由于燃煤发电容量的持续扩张，燃煤电厂的煤炭消费预计也 将增长。结合非电力用途的增长，IEA 估计 2027 年煤炭消费量将达到 1.28 亿吨。 菲律宾：2024 年煤炭消费预计从 2023 年的 4000 万吨小幅增长至 4200 万 吨。煤炭消费主要由发电需求推动，大部分从印尼进口。鉴于经济前景强劲，IEA 预计未来三年煤炭消费将增至 4700 万吨。尽管预计新能源发电将显著增长，但电 力需求的增速将更快。 马来西亚：2024 年煤炭需求预计保持在 3700 万吨。随着可再生能源和燃气 发电的扩张，预计到 2027 年，煤炭需求将减少 3%，降至 3500 万吨。

1.2.6. 成熟亚太经济体：煤炭需求将减少

亚太地区的煤炭消费主要以发电为主。该地区的主要消费国及地区包含日本、 韩国、澳大利亚等地区，2023 年的总消费量为 4.20 亿吨。 日本：2024 年煤炭消费量预计同比下滑至 1.55 亿吨，这主要归因于电力需 求的减少以及部分钢铁需求的影响。日本对能源结构做出以下变化：1）日本计划 到 2030 年逐步淘汰效率低于 40%的低效燃煤电厂，该类电厂目前占日本总电厂 的 20%。2）日本将增加核电发电量以满足电力需求。总体来看，预计未来三年， 日本总发电量将保持平稳。在核电增加预计超 40 亿千瓦时、可再生能源占比持续提升的背景下，天然气和煤炭发电量占比预计将有所下降。因此，预计到 2027 年， 日本煤炭消费量将减少 13%，降至 1.35 亿吨。 韩国：2024 年煤炭消费预计将减少 700 万吨，下滑至 1.14 亿吨。主要是由 于新增 280 万千瓦的核电，挤压火力发电。2024 年 5 月，政府宣布将加大对于可 再生能源和联合循环汽轮机的投资，在此背景下预计 2025 年，韩国将新增 140 万 千瓦的核电容量。但在钢铁行业的推动下，冶金煤需求将有所放缓。总的来说，预 计到 2027 年，煤炭消费量将减少到 1.06 亿吨。 澳大利亚：2024 年煤炭消费量预计将从 23 年的 9100 万吨小幅回升到 9200 万吨。水电产量减少加上风电增长停滞，使得燃煤发电需求略有增加。展望 2027 年，随着可再生能源的增加，挤压火力发电，因此 IEA 预计煤炭消费将降至 7800 万吨。

1.2.7. 南亚：煤电产能快速提升，带动需求提升

巴基斯坦、孟加拉国和斯里兰卡等新兴市场，总人口达 4.13 亿，受到 2022 年能源价格上涨的影响，导致能源短缺。 2024 年，巴基斯坦煤炭需求预计将保持 2400 万吨，同比持平。由于进口煤 炭价格维持高位，依赖进口煤炭补给的燃煤发电厂盈利能力难以保障。Jamshoro 电厂新增 660 兆瓦机组投运后，总燃煤发电能力将超过 8000 兆瓦，其中 80%使 用进口煤炭，20%使用本国褐煤作为燃料。受通胀较高影响，卢比贬值进一步导 致进口天然气和煤炭的贸易成本提升，下游需求减少，尤其是水泥行业。为缓解 此因素，巴基斯坦正减少对进口煤炭的依赖加大国内煤炭开采使用，并寻求中国 融资建设燃煤电厂。预计到 2025 年，Thar 矿区将投入使用，但鉴于 Thar 褐煤热 值低于进口煤，实际消耗煤炭总量预计将增加。因此，预计到 2027 年，巴基斯坦 煤炭消费量将从 2024 年的 2400 万吨增加至 2700 万吨。 孟加拉国已投入 4000 兆瓦燃煤机组，还有 4000 兆瓦仍在建设中。随着电力 需求的增加，预计到 2027 年用电燃煤需求将翻倍。且随着经济持续向好，将带动 非电端用煤需求提升，因此，预计 2027 年孟加拉国煤炭消费量将达 1800 万吨/ 年。

1.2.8. 非洲：南非煤炭行业面临机遇与挑战

2024 年，预计非洲煤炭消费将增加 600 万吨，达 1.9 亿吨，主要由于 Eskom 火电项目效益提升所致。2023 年，南非占非洲煤炭消费量的 86%，预计 2024 年 其煤炭消费量将增至 1.65 亿吨。南非的经济活动有所改善，且伴随着限电措施的 减少，有望带动煤炭需求增加。 虽然核能发电将增加 50%，可再生能源发电量将翻倍，但强劲的电力需求增 长预计将在未来三年为火电带来 14 亿千瓦时的增量。原计划关停的三座 4500 兆 瓦的燃煤发电厂将延长至 2030 年关停。在此背景下，预计 2027 年电厂用煤需求 将增长至 1.24 亿吨，但未来南非煤炭需求还需考虑对于火电的政策决定，是将持 续投资还是淘汰火电电厂。 摩洛哥是非洲第二大煤炭消费国，煤炭需求全部来源于电力行业。预计 2024 年摩洛哥的煤炭需求将略有下降，降幅为 3.3%，达到 970 万吨。到 2027 年，随 着可再生能源发电量增加 6 亿千瓦时，而总电力需求仅增长 4 亿千瓦时，煤炭需 求预计将适度下降至 900 万吨。

2024 年 3 月，中国青山集团在津巴布韦运营的钢铁厂开始商业运营，钢铁年 产量达 60 万吨，其长期产量目标是达 500 万吨/年，使津巴布韦成为非洲领先的 钢铁生产国。这将带动焦煤的年需求量增加 40 万吨，未来煤炭需求仍将提升，有 望达 400 万吨的煤炭消费量。2024 年 8 月，Hwange 电厂新增了一个 335 兆瓦 的机组，假设全部产能投入使用，预计将贡献 100 万吨的气煤消费量。 在赞比亚，由于 2024 年干旱影响导致停电，两个新的燃煤发电机组已获得批 准。然而，这两个发电机组很难在 2027 年前投入使用。基于上诉分析，IEA 预测 非洲的煤炭总需求将略有增长。预计到 2027 年将增至 2.03 亿吨。

2. 供给：预计 24 年全球供给达峰，未来趋于平稳

2.1. 23 年全球产量创新高，预计 24 年略有增长

全球煤炭产量 23 年同比增长 3.4%，总产量达 89.93 亿吨。为避免 2022 年 煤炭供给短缺的情况重演，中国加大了煤炭生产力度，贡献煤炭主要增量。总体 来看，2023 年的全球增长率低于 2022 年的水平，印尼和印度的煤炭产量分别增 加超过 8500 万吨。印尼煤炭产量的提升主要受到国际动力煤需求增长以及国内 需求增加的驱动；印度煤炭产量的增量则旨在保障国内用煤需求，降低对进口煤 炭的依赖。 在需求增速放缓的背景下，2024 年煤炭产量预计略有增长。印度贡献主要煤 炭增量，推动 2024 年全球煤炭产量或达 90 亿吨的历史新高。然而，美国大幅减 产及欧盟和俄罗斯小幅减产，对冲了大部分增量，使 2024 年成为自疫情以来产量 首次未大幅增长的一年。

在预测期内，全球煤炭产量预计略有下降，这与全球煤炭需求增长乏力以及 当前煤矿库存充裕的预期相符。中国海运动力煤需求预计将减少，导致美国和欧 盟产量下滑，印尼产量也将减少。印度在电力行业需求助推下，仍将贡献主要煤 炭增量。根据 IEA 模型预测，其他国家的产量下滑或将略微抵消印度增量，2027 年全球煤炭总产量将达 89.84 亿吨。

2.2. 中国：短期增量有限，27 年趋稳

2.2.1. 23 年产量延续增长，24 年增速放缓

2023 年，中国煤炭产量同比增长 3.4%，达到 46.1 亿吨，创历史新高。此前， 在 2021 年煤炭短缺之后，中国实施了煤炭增量政策，促使 2022 年煤炭产量大幅 增长，但煤炭质量出现了一定下滑。进入 2023 年，受煤矿事故导致的停工停产及 加强安全检查的影响，煤炭产量增速有所放缓。为应对小型煤矿事故风险较高的 挑战，2023 年 9 月中国发布禁令明确禁止建设产能低于 90 万吨的煤矿。此外， 继 2022 年 12 月单月产量首次突破 4 亿吨之后，2023 年 3 月、11 月和 12 月的 单月产量也均超过了 4 亿吨。 中国动力煤产量占煤炭总产量的五分之四以上，其中 83%的动力煤产自内蒙 古、陕西、山西和新疆，占比分别为 34%、23%、20%和 6%。2023 年，内蒙古 煤炭产量增速最快，超过 5%。这四大煤区需大量煤炭外运，运输设施面临挑战。 2023 年按矿山规模增量分析显示，中型煤矿增量 9100 万吨，大型煤矿增量 6300 万吨，小型煤矿增量相较于 2022 年增量较少，仅为 1300 万吨。

2024 年，中国煤炭产量预计同比增长 1%，达到 46.53 亿吨。国家统计局数 据显示，2024 年前 5 月煤炭产量下降 3%，其中 3 月同比降幅最大，达到 4.3%。 6 月份煤炭产量首次实现显著增长，同比增长 3.9%。进入第三季度，煤炭产量同 比增长 4.2%，其中 9 月份创下年内新高。此增长主要归因于矿企为应对冬季用煤 需求增加及可再生能源产量下降的影响，提前加大了煤炭生产力度。 分区域看，中国四大主要煤炭产区中：内蒙、陕西、新疆，煤炭产量在 2024 年前十月中实现同比增长，其中新疆产量增长最为显著，同比增长 22%。然而， 山西省在前三季度煤炭产量大幅减少，降幅接近 10%。这一减少主要归因于在经 过连续七年的强劲增长后，煤矿安全问题日益凸显，迫使山西省进行产量调整， 2023 年山西省矿难事故数量增加超过 50%。针对此情况，2024 年 5 月发布的安 全法规强调了地方政府应承担更多矿难责任，以避免为追求高产而放宽安全要求。 此外，中央还加大了对非法活动和矿难事故的罚款力度。

2021 年底在煤炭加大生产力度后，供需错配导致库存持续增加。提高煤炭库 存量的目的主要包括确保能源安全及稳健的煤炭库存可以有效抵御市场波动、天 气事件及地缘政治等变化所带来的短期波动，以有效避免 2020-2021 年间缺煤问 题再次发生。

中国煤炭供应链体系较为复杂，煤矿、港口、发电厂、工业设施和铁路转运站 的煤炭库存可达数亿吨。在煤炭运输方面，中国年运输量超过 40 亿吨，其中 20 亿吨通过铁路运输，8 亿吨通过船舶运输，运输过程中存在大量的煤炭损耗。总体 而言，中国煤炭供应与库存的动态变化对全球煤炭供应格局及贸易趋势具有直接 影响。 IEA 基于坑口、发电厂和港口库存数据，分析并推导出中国煤炭库存趋势。传 统上讲，夏季和冬季为中国用煤需求高峰期，夏季制冷用电需求提升带动燃煤发 电用煤需求会直接导致库存波动。在用煤旺季前，煤炭库存水平普遍较高。

在 2021 年煤炭需求短缺后，持续大幅补库，导致 2022 和 2023 年煤炭消费 过剩。2021 年坑口、电厂和港口平均库存 2.29 亿吨，2023 年煤炭库存已增长至 3.32 亿吨。2024 年前八月库存水平同比高于 2023 年，目前来看，库存或将能够 应对因供需波动带来煤炭短缺问题。（注：煤炭库存数据未包含除电厂外的其他下 游需求库存或转运站库存）。

2.2.2. 未来增量有限，27 年产量趋稳

为避免2022 年煤炭短缺重现的背景下，近三年里,中国大幅增加煤炭生产及 进口供应量。根据 IEA 推测，2024 年，中国国内产量和进口量将达 52 亿吨，需 求预计略超 49 亿吨，煤炭供需格局偏宽松，预计到 2027 年，中国供需宽松趋势 或将延续。 为了稳定煤炭价格及保障电厂供应，中国计划 2027 年初步建立煤炭产能储 备制度，2030 年形成 3 亿吨储备产能。产能储备与高库存不同，产能储备能在因 国际贸易中断导致长期供应短缺时立即启动煤炭补给，防止中国再次出现煤炭短 缺问题。 每年有超过 12 亿吨煤炭运抵中国沿海港口，其中进口煤占比约为三分之一， 国产煤炭占比约为三分之二。贸易商在选择供给煤种时，综合考虑煤炭成本及供 应稳定性。随着煤炭开采逐渐向西部转移，煤炭运输成本相应上升，使得进口煤 在价格上具备一定的优势。为稳定煤价，中国政府积极推动电厂签订煤炭长协价格。2024 年，在煤炭高库存的背景下，电厂被要求签订的长协采购量占比为 80%， 相较于 2023 年略有下降。此外，部分进口煤的质量适合与国产煤搭配使用，因此 即便在国内库存充足的情况下，进口煤仍存在一定的采购需求。 在此背景下，根据 IEA 预测估计中国到 2027 与 2024 年煤炭产量水平基本 相近。

2.3. 印度：摆脱进口依赖，供给释放空间广阔

2.3.1. 23 年煤炭产量突破 10 亿吨，未来仍将增长

2023 年印度煤炭产量首破 10 亿吨（10.2 亿吨），同比增长 10%，其中以动 力煤为主，也有部分褐煤及冶金煤。产量增长符合印度减少进口依赖、保障国内 煤炭能源安全的长期策略，有效避免因供给短缺抬高煤价的事件再次发生。 印度煤矿分别三种类型：公共开采、自备开采、商业开采。 公共开采：两大国有煤矿企业 CIL（国有印度煤炭公司） 及 SCCL（辛加瑞 尼煤矿公司）主要生产无烟煤，另一家国有煤企 NLC（国有矿产和电力公司）主 要生产褐煤。CIL 约占印度国内煤炭产量的 80%，2023 年产量增长约 7%，增量 贡献小于其他公司。2024 年 3 月，CIL 的子公司 SECL 获得环境评估核准，计划 将 Gerva 煤矿的年产能从 5300 万吨扩建至 7000 万吨，成为亚洲最大的煤矿。同 年 11 月，CIL 将在未来五年内启动 36 个煤矿项目，Singareni 和 NLC 将分别新 建 7 个和 2 个煤矿。为提高煤炭产量，CIL 将委托专业矿业开发运营商（MDOs） 来管理其所属煤矿的运营。煤炭开采、交付的整个开采流程将全权由 MDOs 负责。 2024 年 8 月，煤炭相关部门计划将 MDOs 28 个项目的总产能从 1.68 亿吨扩大 至 2.57 亿吨，包含 14 个项目已委托 MDOs，其中 6 个项目已开始生产。 自备开采：主要包括工业及电力企业的自备矿山。自备矿山的产量占比为 15%， 增速较快，2023 年产量增速达 30%。印度最大电力生产商 NTPC（印度国家火电 公司）正在快速提高其自备矿山的产量，计划 2024 财年产量达 3400 万吨，在三 年内产量翻一番。（商业煤矿将在下文进行详细分析） 根据 IEA 预测，2024 年印度煤炭产量同比增长 8%，达 10.99 亿吨。2024 年 前 10 月累计煤炭产量（不包含褐煤）同比增加 5900 万吨（yoy+7%）。其中 3 月 产量 1.16 亿吨，创下历史新高；8 月受暴雨影响产量年内首次煤炭产量同比下滑。 总体来看，2024 年前三季度，电厂+坑口煤炭库存相较 2023 年同期增加 3000 多 万吨。

印度煤炭产量的大幅增长给基础设施，特别是铁路运输系统，带来了巨大压 力。由于坑口煤矿相对集中，因此需要把煤炭输送至全国各地，导致煤炭铁路运 输抢占客运运力。为缓解此矛盾，印度联邦煤炭部计划将煤炭的铁路运输比例从 64%提升至 75%。为此，确定了 38 个优先煤炭铁路运输项目，将与铁道部合作 推进，提升输送道路的连通性，降低煤炭运输成本。 印度政府为改善煤炭供应和推动行业现代化发展，对审批流程进行了优化。 2024 年 11 月，印度联邦煤炭部设立采矿许可流程的单一窗口，以加快新煤矿审 批速度。此外，计划设立国内煤炭交易所，提高市场流动性、增加价格透明度。 随着印度煤炭需求的不断增长，以及努力减少能源进口依赖、增强能源安全 的背景下，预计未来几年印度的煤炭产量将持续上升。到 2027 年，印度煤炭产量 预计增加 1.7 亿吨，达到 12.69 亿吨。然而，这一预测仍低于印度联邦煤炭部设 定的 2027 年 14 亿吨的生产目标。

2.3.2. 商业性矿山蓬勃发展

1993 年，印度政府决定在一定程度上结束 CIL 在煤炭行业的垄断地位，因 此煤矿向私营企业开发，支持发展自备矿山。2015 年，解决供应紧张主要通过大 量进口煤，但为了提升国内煤炭行业的竞争力、刺激工业发展以及减小供需缺口， 印度政府批准了煤矿的商业开采和销售。 目前，矿山的分配机制以招标的形式进 行，首批招标已于 2020 年 6 月启动，私营和公有机构都可以参与其中。 截至目前，政府已开展 10 轮商业开采煤矿拍卖，这一举措表明政府在商业煤 矿供应方面所发挥的重要作用，未被分配的煤矿后续将依次重新招标。 截至 2024 年 11 月，在已完成的九轮和正在举行的第十轮煤矿拍卖中，共有 113 座煤矿被成功竞标，主要以动力煤矿为主，以满足自备电厂或并网燃煤发电 厂的供煤需求。在已完成煤炭勘探的项目中，煤矿核定产能峰值为 2.56 亿吨，占 印度目前年产量的 20%以上。随着剩余煤矿勘探工作的完成，预计煤矿核定产能 峰值将持续上升。截至 2024 年 12 月 5 日，政府启动第十一轮煤矿竞标提供 27 个煤炭矿区。 由于许多矿区位置偏远地形复杂，导致拍卖中煤矿中标率较低。因此，为了 激发竞标者的兴趣，将在拍卖活动前发布无人机拍摄的矿区视频，让潜在买家清 晰了解矿区地形。 截至 2024 年 1 月，已有 6 座煤矿投入运营；2024 年 6 月，增长至 11 座运 营矿区。政府计划将在 2030 年，自用煤矿和商业煤矿总产量达 3.8 亿吨煤炭，由 于获得竞标的矿区经营者以资金雄厚的大型工业集团为主，目标的可行性强。

2.4. 东盟：印尼产量增速放缓，菲律宾、老挝产量有望增加，泰国和越南 产量预计保持平稳

印度尼西亚：海运需求疲软，产量逐步平稳

印度尼西亚的煤炭产量在2023年连续第二年实现两位数增长，增幅达13%， 产量达到 7.75 亿吨。印尼煤炭的流向可分为三个规模相近的关键市场——国内使 用、出口至中国以及出口至其他国际市场。2023 年，中国对海运动力煤的需求增 长了 1.5 亿吨以上，其中很大一部分是通过印尼煤炭产量的增加来满足的。国内 需求约 2300 万吨的增长也进一步推动了产量的增长。

IEA 预计 2024 年印尼煤炭产量的增长将放缓至约 3.9%，届时总产量将达到 8.05 亿吨。印尼政府将 2024 年的生产配额提高了近 30%，达到 9.22 亿吨，不过 市场参与者反馈，2024 年部分生产商受到价格走低以及中低热值煤炭供应过剩问 题的困扰。 未来三年，IEA 预计印尼煤炭产量将受到出口以及国内需求增长情况的影响。 虽然自备工厂和工业设施对煤炭的需求将会增长，但印尼煤炭传统进口国的总需 求预计会下降。因此，IEA 预计到 2027 年，印尼煤炭产量将减少 7500 万吨，总 产量降至 7.31 亿吨。

东盟其他地区：菲律宾、老挝或将有小幅增量，泰国和越南产量预计保 持平稳

对于东盟其他地区，IEA 预计到 2027 年，泰国和越南的煤炭产量将接近当前 水平。在菲律宾，该国唯一的煤炭生产商塞米拉拉预计在 2024 年将产量提高约 9%，达到 1600 万吨。2024 年 10 月，该公司宣布将投资 50 亿美元用于煤矿扩 建，这也使得菲律宾的产量有望增加。在老挝，IEA 预计煤炭产量将会增加，主要 是受向邻国越南供应煤炭的推动。

2.5. 澳大利亚：国内需求下滑，出口情景不明

澳大利亚的煤炭生产主要以出口为导向，其煤炭产量仅有五分之一用于国内 消费。由于国内市场在过去十多年间持续萎缩，出口预期推动了投资。因此，国际 市场的需求和价格——连同短期的采矿条件（如天气）以及长期的情况（如对煤 炭的政治支持力度）——都对澳大利亚的煤炭生产有着重大影响。 2023 年，澳大利亚煤炭产量增长了 6%，达到 4.59 亿吨。大部分的增长来自 新南威尔士州，它与昆士兰州同为澳大利亚两大主要产煤州。产量增长得益于从 拉尼娜到厄尔尼诺的天气模式转变（这种转变通常与天气更为干燥相关），以及国 际市场对澳大利亚煤炭强劲的海运需求。 2024 年前三个月，澳大利亚煤炭生产因天气干扰出现下滑，但在第二季度有 所回升。2024 年 6 月，英美资源集团旗下的格罗夫纳冶金煤矿发生地下火灾，导 致运营中断；不过，英美资源集团近期的预估显示，这一事件对整体产量的影响 应该较小，尽管该煤矿何时能全面恢复运营尚不确定。在其他方面，2024 年有一 些新煤矿投入运营，包括达特布鲁克煤矿、奥利夫唐斯综合矿区以及露天的维克 里煤矿。尽管如此，鉴于年初产量的下降，IEA 预计 2024 年澳大利亚煤炭产量将持平，维持在 4.58 亿吨。 在预测期内，全球冶金煤进口量（澳大利亚目前是其最大的出口国）预计将 会缩减。此外，蒙古在 2024 年崛起成为第二大冶金煤出口国，从而降低了中国对 澳大利亚出口煤炭的依赖。澳大利亚国内对动力煤和褐煤的需求预计将继续下滑。 在此背景下，IEA 预计到 2027 年，澳大利亚的冶金煤产量将减少 900 万吨，总产 量降至 1.53 亿吨；其动力煤和褐煤产量将减少 2500 万吨，总产量降至 2.70 亿 吨。

2.6. 美国：出口缓解美国煤炭供应压力

2023 年美国煤炭产量下了 2.8%，不过其国内需求的下降幅度更为显著。产 量与需求间的差额被用于补充库存以及供应国际市场。2023 年美国煤炭总产量为 5.24 亿吨。 2024 年预计美国煤炭产量将下降 12%，总产量降至 4.63 亿吨。这一减少预 计将使产量与需求更加一致，预计 2024 年需求下降的速度相较于 2023 年的急剧 下滑会有所放缓。美国能源信息署预计 2024 年煤炭库存将大体保持不变，到年底 总量将达到 1.52 亿吨，且大部分煤炭存储在发电厂所在地。 2024 年 4 月，美国煤炭产量自新冠疫情以来首次降至 4000 万短吨以下。从 地区来看，西部地区煤炭产量降幅尤为突出，主要是国内市场，但在 2024 年煤炭 价格相较于 2023 年下降后，其对国际煤炭价格也较为敏感。与此同时，阿巴拉契 亚地区在 2024 年第二季度的产量达到了自 2020 年新冠疫情封锁以来的最低水 平。3 月在巴尔的摩的弗朗西斯·斯科特·基大桥坍塌事件后，那些提高产量用于出 口的生产商并无获得好处。 在预测期内，IEA 预计美国煤炭产量的下降幅度大体上会与国内及出口需求 的下降幅度保持一致。在三年的时间维度中，预估其产量将减少 5200 万吨，到 2027 年总产量将降至 4.10 亿吨。

2.7. 哥伦比亚：政治局面带来不确定性，但煤炭产量预计保持稳定

2023 年，哥伦比亚煤炭产量增长了 1.7%，总产量达到 6600 万吨，且大部分 产量都用于供应国际市场。与 2022 年相比，两大主要生产商德拉蒙德和嘉能可均 提高了产量，在 2022 年时，恶劣的天气状况以及抗议活动曾对产量产生了不利影 响。 预计 2024 年哥伦比亚煤炭产量将下降 7.4%，总产量降至 6100 万吨。2024 年上半年，生产商能够利用干旱期改善采矿条件，进而提高了产量。尽管哥伦比 亚的煤炭出口码头位于加勒比海沿岸，但该国煤炭出口在亚洲市场同样具有竞争 力。 然而，2024 年 9 月的新政府提案可能会对未来煤炭贸易的盈利能力构成挑 战。如果煤炭价格超过一定基准，拟征收企业所得税将加征 5%至 15%。这可能 会给煤炭公司带来额外的财务压力。更普遍的是，政府正在推动加快能源转型， 并将目标对准了煤炭开采行业，多项限制煤炭开采活动的法令都支持这一观点。 持续封锁道路和铁路以阻止煤炭运往港口的情况凸显出公众反对情绪的日益高涨， 例如哥伦比亚生产商塞雷洪（Cerrejón）在 2024 年就遭遇了长达 98 天的运营中 断情况。在预测期内，根据 IEA 预计哥伦比亚煤炭产量将下降 2.9%，到 2027 年 其年产量将降至 5900 万吨。

2.8. 加拿大：煤炭行业依赖出口

从历史上看，加拿大的煤炭生产主要分为动力煤、少量褐煤（主要供应国内 市场）以及冶金煤（主要用于出口）这几类。然而近年来，由于国内动力煤需求下 降，冶金煤所占的比例有所上升。2023 年，冶金煤产量增加了 350 万吨，而动力 煤产量减少了 60 万吨，总产量增长了 2.9%，达到 5000 万吨。 根据 IEA 预计 2024 年加拿大煤炭产量将下降 210 万吨，降幅为 4.2%，2024 年上半年产量就已减少了 220 万吨。鉴于电力行业对煤炭需求的降低，产量变化 主要体现在动力煤和褐煤上。考虑到加拿大的煤炭淘汰计划以及其在 2030 年停 止动力煤出口的决定，IEA 预测到 2027 年，动力煤和褐煤产量将下降 62%，降 至 650 万吨。与动力煤和褐煤产量的大幅下降相比，由于近期的一些发展情况， 预计到 2027 年冶金煤产量仅会下降 8%，降至 2800 万吨。一个例子是康纳玛资 源公司（Conuma Resources）的昆泰特煤矿（Quintette mine）。这座煤矿之前归 泰克资源公司（Teck Resources）所有，在 2024 年 9 月获得了重新开工的许可。 该煤矿预计产能约为 300 万吨/年，康纳玛资源公司正计划投资 5 亿美元，让这座 停产 24 年的煤矿恢复生机。

2.9. 欧盟：产量下降趋势将持续到 2027 年

在欧盟，超过 80%的煤炭总产量为褐煤，且主要供应给电力部门。因此，电 力部门是欧盟煤炭生产的关键驱动力，德国和波兰的煤炭产量占欧盟总产量的 70% （2023 年为 2.78 亿吨）。德国是最大的褐煤生产国（2023 年为 1.02 亿吨），而 波兰几乎生产了欧盟所有的动力煤和冶金煤（动力煤 3700 万吨、冶金煤 1200 万 吨以及褐煤 4300 万吨）。 在欧盟，褐煤主要在靠近煤矿的发电厂中消耗。因此，2023 年褐煤产量随着 褐煤发电情况一同下降。德国作为电力部门规模最大且燃料转换潜力最高的国家， 其煤炭产量降幅在欧盟各国中最为显著（下降 2900 万吨）。从相对比例来看，保 加利亚的煤炭产量降幅最大，下降了 41%，即 1500 万吨。在波兰，由于需求降 低以及动力煤相较于进口煤炭价格偏高，褐煤和动力煤产量均出现下降（总计下 降 1600 万吨）。捷克的产量也有所下降（下降 500 万吨）。最终，2023 年欧盟煤 炭总产量为 2.78 亿吨。 根据 IEA 预计 2024 年欧盟煤炭产量将下降 3500 万吨，降幅为 13%，其中 褐煤产量下降占大部分。天然气价格下降、电力需求疲软以及可再生能源发电量 的增加，都给褐煤的需求和生产带来了压力。此外，由于波兰耶斯维钢铁公司（JSW） 旗下两座煤矿发生火灾事故，预计该国冶金煤产量也会略有下降（下降 40 万吨）。 在预测期内，IEA 预计这些趋势仍将持续，尽管不会像前些年那么明显。在波 兰，随着无烟煤煤矿的开采深度不断增加，成本也随之上升，给生产商带来了压 力。波兰最大的两家生产商——波兰矿业集团（PGG）和耶斯维钢铁公司（JSW）， 都在艰难应对这些不断攀升的成本。因此，受需求下降的影响，根据 IEA 预计直 至 2027 年煤炭产量将进一步下降。欧盟褐煤产量下降的主要驱动因素将是德国， 鉴于该国正在快速淘汰煤炭，而波兰、保加利亚和捷克的褐煤产量预计到 2027 年 将出现个位数的小幅下降。IEA 预计到 2027 年欧盟煤炭产量将下降 5300 万吨， 总产量降至 1.90 亿吨。

2.10. 南非：基础设施有限，煤炭产量趋于平缓

2023 年南非煤炭产量小幅增长（增长 0.7%），总产量达到 2.32 亿吨。2023 年和 2024 年产量增加的主要挑战是不可靠的电力系统以及煤炭运输事故。南非 国家交通运输集团的运输碰撞、设备故障、电缆盗窃、脱轨、停电导致了成本增 加。该公司不断增加的债务已引起审计人员对其运营可行性的担忧，不过南非国 家交通运输集团表示，其于 2023 年 10 月开始借助新贷款开始了他们复苏计划， 预计不多久就会有成效。南非主要煤炭生产商通格拉（Thungela）的煤炭产量约 为 1200 万吨，该公司表示对 2025 年铁路运输表现将会改善持乐观态度。 2024 年上半年，煤炭产量增长了 2.3%。IEA 预计下半年这一趋势仍将持续， 使得 2024 年总产量达到 2.34 亿吨（增长 0.8%）。在预测期内，IEA 预计南非煤 炭产量将保持平稳。 由于煤炭价格高涨，其他非洲国家的煤炭产量在 2022 年有所增长，总产量达 到 2600 万吨；然而，2023 年变化不大。津巴布韦（增长 50 万吨）和坦桑尼亚 （增长 80 万吨）的煤炭产量有所增加，而赞比亚的产量则有所下降（下降 10 万 吨）。在非洲第二大煤炭生产国莫桑比克，2023 年煤炭产量保持平稳。 对于 2024 年直至 2027 年，IEA 预计除南非之外的大多数非洲国家将维持目 前的产量水平，埃塞俄比亚由于达沃佐内（Dawozone）一座新煤矿的公布将会出 现小幅产量增长。不过，钢铁产量的增长势必会推动莫桑比克和津巴布韦的煤炭 产量提升。例如，印度钢铁管理局（SAIL）在莫桑比克拥有的本加炼焦煤矿，计 划在未来几年内将其目前 130 万吨/年的产量提高两倍多。此外，由中国企业在津 巴布韦建造的姆武马钢铁厂于 2024 年开始运营，一期年钢铁产量为 60 万吨，未 来目标产量为 500 万吨/年，预计这将带动煤炭产量上升。

3. 贸易：中印进口萎缩，远期贸易量下降

3.1. 国际贸易 24 年再创历史新高

2023 年国际煤炭贸易量达 15.1 亿吨，同比增长 10%，其中动力煤增加 1 亿 吨，冶金煤增加 4200 万吨。煤炭贸易量约占全球煤炭总需求的 17%。其中，动 力煤的贸易份额占比超过四分之三。海运出口总量约占总出口量的 90%以上， 2024 年陆运贸易有所增长。

2023 年，亚太地区全球煤炭贸易占比提升，占全球煤炭贸易的 84%。大西洋 流域煤炭贸易占比下滑，由于地缘政治因素，俄罗斯遭西方国家制裁而导致欧洲 对其煤炭需求降低。中国煤炭进口需求强劲增长的背景下，亚洲进一步抢占大西 洋流域全球贸易市场份额。 2023 年，中国煤炭进口量最高，约为 4.81 亿吨，其次是印度（2.48 亿吨） 和日本（1.67 亿吨），这三个国家合计占据了全球煤炭进口总量的近 60%。出口 方面，印度尼西亚（5.21 亿吨）（主要供应动力煤）、澳大利亚（3.53 亿吨）和俄 罗斯（2.11 亿吨），合计占 2023 年全球煤炭出口量的近四分之三。2023 年中国 进口量和印尼出口量创下历史新记录。此外，由于受 2022 年欧盟对俄罗斯煤炭实 施进口禁令的影响，2023 年俄罗斯的煤炭出口大幅向东转移，其出口至亚洲市场 的占比从 2022 年的三分之二飙升至 2023 约 84%。 根据 IEA 预测，2024 年全球煤炭贸易量将达历史新高，达 15.45 亿吨。其 中，动力煤贸易量将增加 2700 万吨，达 11.78 亿吨；冶金煤贸易量预计将增加 1800 万吨，达 3.68 亿吨。中国煤炭进口量首次突破 5 亿吨，前三季度同比+12%， 创下历史新高，这一数值是第二大煤炭进口国——印度，进口量的两倍。此外， 2024 年，越南煤炭进口量预计将有显著增长。在需求强劲和国内生产稳定的背景 下，越南的煤炭进口量预计将增加 19%，有望超越中国台湾，跻身前五大进口商 行列。然而，俄罗斯受到西方制裁、基础设施中断以及盈利问题的影响，俄罗斯的 煤炭总出口量预计将下降 6%。 根据 IEA 预测，到 2027 年，全球煤炭贸易将因中国和印度进口的影响，贸 易趋势将有所下滑，中国煤炭需求稳定，产量充足，导致进口需求降低。印度将加 大国内动力煤生产，或将导致供需过剩。东南亚其他国家对动力煤进口的需求预 计会增加，但由于西方国家煤炭逐步淘汰计划，将对冲这部分增量。

3.2. 动力煤

2023 年，尽管在中国和印度两大进口国国内增产增量的背景下，全球动力煤 国际贸易量仍保持近 10%的增速，达 11.57 亿吨。印度和中国的全球动力煤进口 量占比从 2022 年约 40%增至 2023 年约 50%。与之相反的是，欧美和日本地区 的煤炭进口量则出现下降，主要是由于燃煤发电量的减少所致。总体来看，全球 国际贸易中的动力煤满足总动力煤需求的约 15%。 2023 年，中国以 3.69 亿吨的进口量成为全球最大的动力煤进口国。受到以 下影响：1）国内产量增速放缓，电力行业对动力煤需求增加的背景下，中国需要 加大对进口煤炭补给。2）取消澳大利亚在 2020 年至 2023 年 1 月动力煤出口限 制。此外，虽然在内外价差不明显的情况下，2024 年中国进口依然保持增长。总 的来说，2023 年中国动力煤进口增量达 1.33 万吨（yoy+56%），贡献了全球主要动力煤进口增量。

印度为第二大进口增量国家，2023 年进口量为 1.76 亿吨，同比增加了 400 万吨，电力需求带动动力煤需求增长的背景下，导致国内生产供不应求，带动动 力煤进口量增长。 进口量下降地区：2022 年，天然气价格攀升后，欧盟动力煤进口量呈现先涨 后跌。自 2022 年 8 月起，欧盟对俄罗斯煤炭实施禁令，其他出口国试图填补俄罗 斯空缺的供应部分，但 2023 年欧盟动力煤进口量仍显著下滑，从 8200 万吨减至 5100 万吨。同年，其他大型进口国的煤炭进口量受到部分天然气市场竞争力的增 强的影响，出现小幅下降，日本降 9%，韩国降 6%，中国台湾降 9%，但大多数 地区需求下降更为关键的因素是火力发电需求的减少。在欧盟地区，由于国内褐 煤的成本优势更为显著，其价格竞争力增强，导致动力煤进口量的降幅甚至超过 了火电发电量的降幅。 中国与印度的动力煤进口增量主要来自印尼（增加 5000 万吨）和澳大利亚 （增加 2200 万吨），其中澳大利亚的增量得益于中国取消了对澳煤炭的非官方禁 令。2023 年，美国煤炭出口量增长 900 万吨，总量达到 4500 万吨，出口增量有 效缓解了因国内需求放缓所带来的供给过剩问题。在面临西方制裁的背景下，俄 罗斯对欧洲的煤炭出口有所减少，但得益于中国煤炭进口的增量，其总出口量保 持平稳，达到 1.62 亿吨。南非方面，得益于东北亚地区的进口增量抵消了欧盟进 口需求的减少，其煤炭出口量增加了 300 万吨，总量达到 7300 万吨。

根据 IEA 预测，2024 年全球动力煤贸易预计将增长 1.8%。燃煤发电需求的 减少将导致日本、韩国和欧盟等成熟经济体的动力煤进口量出现小幅下滑。然而， 中国、印度和越南等其他亚洲国家的进口量预计将有所增加。总体而言，预计全 球动力煤总进口量将达到 11.78 亿吨，且主要集中在亚洲地区。 2024 年，中国用煤需求持续上升，而国内供应增幅有限，加之安全监管趋严， 预计中国煤炭进口量将继续增长至 4.08 亿吨（yoy+10%）; 印度方面，在国内大 幅扩产的背景下，预计进口增速有所放缓。但为保障能源供应安全，印度政府要 求电厂混合使用 4%的进口煤炭，并将该政策延续至 2024 年底。 越南电力需求日益增长，水电发电量不足，预计将带动煤炭进口量大幅增长 约 18%，超越中国台湾，成为第五大动力煤进口国家和地区。未来，越南计划从 老挝进口约 2000 万吨煤炭，预计两国煤炭贸易量将增十倍。为了实现这个目标越 南与老挝将拟建一条 6 公里长、年输送能力 3000 万吨的传送带，替代低效的公 路运输。 其他亚洲国家和地区，如菲律宾和中国台湾，预计 2024 年动力煤进口量将增 400 万吨。 根据 IEA 预测，至 2027 年，全球动力煤进口量将缩减 1.53 亿吨，降至 10.25 亿吨。此番减少主要源于中国，其国内需求趋于平稳且产量上升，导致 2021 至 2024 年间煤炭库存积压，对进口需求减少。同时，印度为降低进口依赖，提升国 内煤炭产量，预计其动力煤进口亦将下滑。然而，煤质偏好差异及国际市场价格 波动可能为这两大进口国的动力煤进口预测增添不确定性。相比之下，西方国家 淘汰煤炭、缩减进口的趋势或已成定局。预计未来三年内，仅菲律宾、越南及孟加 拉国的动力煤进口将显著增长，合计增量为 500 万吨至 1600 万吨。依据印度煤 炭部的物流规划，孟加拉国的部分进口增量将由印度供给。

3.2.1. 2024 年俄罗斯动力煤出口下降

根据 IEA 预测，2024 年俄罗斯的动力煤出口量将大幅下降 8%，降至 1.49 亿 吨。此减少趋势主要归因于三个方面：一是利润空间缩小；二是基础设施运输能 力受限；三是国际制裁或将持续加码。 2024 年 2 月，美国对俄罗斯最大的动力煤生产商西伯利亚煤炭能源公司 （SUEK）和梅切尔集团（Mechel）纳入制裁名单。此后 SDN 名单不断扩大，包 括 5 月的 Sibanthracite、6 月的 Elga 和 Coalstar，和 8 月的 SDS-Ugol 和 Stroyeservis。截至 2024 年 8 月，约有一半的俄罗斯煤炭出口受到美国制裁。多 数认同美国制裁措施的国家已开始减少从俄罗斯的煤炭进口。市场对二次制裁措 施及制裁可能带来的间接影响有所顾虑，如支付系统限制，这可能进一步削弱俄 罗斯煤炭的市场吸引力。经历多次国际制裁后，俄罗斯煤炭的普遍接受度已显著 降低。 2024 年前三季度，俄罗斯对韩国的动力煤出口量同比减少约 700 万吨，降至 1200 万吨。尽管韩国尚未正式发布禁止进口俄罗斯煤炭的规定，但已默认美国制 裁要求。在前三季度中，部分韩国招标已开始禁止所有源自俄罗斯的煤炭。作为 俄罗斯第二大进口商——中国，由于担心二次制裁的影响，部分中国银行开始停 止与俄罗斯进行煤炭交易。中国在 2024 年初重新征收进口关税，对动力煤征收 6%的关税，对冶金煤征收 3%的关税，该政策对俄罗斯影响较大（澳大利亚和印 尼因自由贸易协定不受此政策影响），导致 2024 年前三季度中国从俄罗斯进口的 煤炭数量减少了 1100 万吨（yoy-18%）。此外，俄罗斯对其他主要市场的动力煤 出口也出现小幅下降，其中土耳其和印度在 2024 年前三季度分别减少了 220 万 吨和 260 万吨的进口量。 由于俄罗斯东线铁路基础设施不足，导致运输能力受限，使得铁路运输更倾 向于高利润的炼焦煤而非动力煤。为缓解库兹巴斯地区运输能力短缺的问题，地 区政府已要求将东行铁路货运能力储备从 5400 万吨提升至 6800 万吨。 此外， 铁路运费和港口中转费的上涨也对煤炭出口造成了影响。以塔曼港为例，2024 年 第一季度，由于运输费用的增加，煤炭出口成本上升，导致该港口的煤炭出口量 骤降 80%，降至 140 万吨。 由于俄罗斯出口盈利下降，俄罗斯政府于 2024 年 5 月取消了为期三个月的 煤炭出口关税，并在 8 月进一步延期了三个月。该出口税率最初于 2023 年 10 月 设定，关税税率与卢布汇率挂钩，对煤炭出口征收出口关税税率为 4%至 7%。

3.2.2. 2024 年印尼出口持续增长

根据 IEA 预测，2024 年印尼动力煤出口量将增长 7%，达 5.51 亿吨。其中， 前三季度中，印尼由于煤炭产量提升，出口量同比增加约 3000 万吨。受此推动， 中国、印度和东盟国家从印尼进口的煤炭数量分别同比增加 900 万吨、1100 万吨 和 900 万吨。中国仍是印尼煤炭的主要出口国，2023 年约占印尼总出口量的 42%， 预计 2024 年这一占比将保持不变。

根据 IEA 预测，澳大利亚动力煤出口量将达 2.08 亿吨，同比增加 2.7%。在 2024 年前三季度中，中国月均进口澳大利亚煤炭量增加了 200 万吨，有效抵消了 俄罗斯煤炭进口需求减少的部分。受中国进口增量带动，澳大利亚煤炭在中国进 口煤炭中的占比从 2023 年的近 25%增长至 2024 年的超过 33%。然而，在 2024 年前三季度，澳大利亚对东盟国家的煤炭出口量减少了 700 万吨，对其他国家的 出口量则基本与 2023 年持平。 根据 IEA 预测，2024 年南非动力煤出口量将减少约 400 万吨，主要原因是欧洲需求下降以及南非煤炭出口竞争力不足所导致。其中，7 月份南非动力煤出口 同比大幅减少 36%，这主要是由于韩国市场需求下滑所致。 哈萨克斯坦在 2023 年对欧洲的煤炭出口有所增加，以填补俄罗斯煤炭禁令 后的空缺。然而，2024 年上半年，受欧洲需求疲软影响，哈萨克斯坦运往俄罗斯 和拉脱维亚港口的煤炭出货量下降约 24%。为应对这一挑战，哈萨克斯坦正积极 寻求潜在的新市场。2024 年 11 月，马来西亚开始尝试使用从哈萨克斯坦进口的 动力煤，以供应 Kapa、Jimah 和 Tanjung Bin 电厂。

3.2.3. 未来进口需求下降，将给主要出口国产生影响

根据 IEA 预测，到 2027 年，全球动力煤出口量预计将减少 1.54 亿吨，降至 10.24 亿吨，所有主要出口国的出口量均将有所下滑。其中，俄罗斯和印尼的降幅 最为显著。具体而言，俄罗斯受西方制裁、基础设施系统压力及出口盈利等多因 素影响，这些问题可能在短期内难以解决。印尼的出口下降则主要归因于中国需 求的减少。相比之下，澳洲的出口下降幅度较小，这得益于其主要供应国（如日 本）的需求降幅相对较小。总体来看，贸易关系的预测面临诸多不确定性，包括日 益凸显的地缘政治风险因素。

3.3. 冶金煤

2023 年，全球冶金煤贸易量同比增长 13%，达 3.52 亿吨，主要得益于中国 需求的增长，而欧盟和日本冶金煤进口量则有所下滑。尽管冶金煤仅占煤炭贸易 总量的四分之一，但是冶金煤供应有三分之一来自国际贸易。 中国和印度是冶金煤的最大进口国，约占全球冶金煤进口总量的一半。中国 进口冶金煤主要是为了补充国内供应，而印度则几乎完全依赖进口来满足其冶金 煤需求。2023 年，中国作为最大的冶金煤进口国，进口量激增 49%，达到 1.12 亿吨。这一增长主要是由于国内冶金煤需求增长而产量下降，导致供需错配，进 而推动进口量大幅增加。印度方面，受需求增长和产量减少影响，其冶金煤进口 量同比增长 16%。与之相反的是由于经济增长乏力，欧盟的冶金煤进口量同比减 少 1.5%，降至 4400 万吨；日本的进口量也同比减少 300 万吨，降低至 3800 万 吨。 冶金煤供应由少数几个国家主导。截至 2023 年，澳大利亚占全球冶金煤出口量的 43%，其次是内蒙古占 15%。由于内蒙古在 2023 年冶金煤出口量翻了一倍 多达 5400 万吨，反超俄罗斯成为第二大冶金煤出口国。俄罗斯全球冶金煤出口占 比为 14%，其次是美国和加拿大分别占比 13%和 9%。 2023 年，澳大利亚炼焦煤出口量下降约 5%，降低至 1.51 亿吨。尽管中国取 消了对澳大利亚的进口禁令，但受天气影响，煤矿停产停工，加之俄罗斯折价出 售煤炭带动其出口量增加，取而代之的是中国从俄罗斯和蒙古的进口量有所增加。 2023 年，尽管欧盟和日本发布了对俄罗斯煤炭实施进口禁令，但俄罗斯的炼 焦煤出口量仍增长了约 13%，达 4900 万吨。主要是由于这些地区减少的进口量 被中国（占俄罗斯冶金煤出口量接近四分之三）和印度的进口增量所抵消。

3.3.1. 2024 年中国预计贡献主要进口增量

根据 IEA 预测，2024 年全球冶金煤贸易量将增长 5%，达 3.68 亿吨。中国再 一次贡献主要进口增量，预计将从 2023 年的 1.12 亿吨，增长至 2024 年的 1.19 亿吨。 2024 年，印度冶金煤进口量预计将增加 200 万吨。欧洲和日本由于经济 增长疲乏，导致冶金煤进口量将分别减少至 4300 万吨（2023 年 4400 万吨）和 3600 万吨（2023 年 3800 万吨）。 2024 年前三季度，尽管中国冶金煤需求有所下降，但由于山西省因安全检查 导致煤炭产量减少，国内供应不足，导致冶金煤进口量同比增长 23%以上。俄罗 斯出口至中国的冶金煤量也有所增加，特别是在 2 月美国开始对俄罗斯煤炭生产 商实施制裁之后。 2024 年，印度对俄罗斯炼焦煤的进口依赖有所减小。2024 年前三季度中， 俄罗斯炼焦煤占印度总进口量的 11%，与 2023 年持平。欧盟炼焦煤的进口量减 少了约 300 万吨，绝大多数减少的进口量来自澳大利亚。

3.3.2. 2027 年印度和印尼进口增量将被中国进口减量所抵消

根据 IEA 预测，由于中国需求减少，导致 2027 年全球冶金煤进口量将减少 4000 万吨，降低至 3.29 亿吨。2024 年下半年中国政府发布的经济刺激政策对钢 铁需求及冶金煤需求的潜在影响还有待观察。与此同时，日本和韩国的冶金煤进 口量预计将分别下降 400 万吨，而欧洲预计进口量也将减少 300 万吨。相比之下，印度由于冶金煤需求增长且国内供应有限，进口量预计将持续增加。印度目前正 积极寻求从蒙古进口冶金煤，以降低对澳大利亚的依赖。此外，印尼作为传统的 焦炭进口国，目前正在积极扩大焦炭产能因此需要进口焦煤。市场人士估计在十 年内印尼有望实现 1000 万吨/年的焦炭出口量，但具体数据仍需进一步考察。因 此，印尼的冶金煤进口量预计将以每年 12%的增速增长，直至 2027 年。

3.3.3. 澳洲依然是冶金煤海运出口大国

根据 IEA 预测，2024 年全球冶金煤产量将同比增长 5%。然而，澳大利亚作 为全球最大的冶金煤出口国，增速贡献仅为 1.3%，预计出口量将达 1.53 亿吨。 这一增长放缓的主要原因在于澳大利亚冶金煤价格从 1 月超 300 美元/吨下降至 9 月不到 200 美元/吨，导致出口贸易商挺价意愿较强，进而影响了出口量。在澳大 利亚的冶金煤出口市场中，印度是除日本之外的第二大进口国，约占澳大利亚出 口量的四分之一。2024年前三季度，澳大利亚对印度的冶金煤出口量同比减少 290 万吨。但中国市场的增量有效缓解了这一下降趋势，中国同期对澳大利亚冶金煤 的进口量增加了 310 万吨，同时澳大利亚冶金煤对欧盟和日本的出口量也有所增 加。预计到 2027 年，澳大利亚的冶金煤出口量将下降 5%，降至 1.45 亿吨，尽 管如此，该国仍将保持其在炼焦煤出口领域的领先地位。

根据 IEA 预测，未来三年内，由于西方制裁持续叠加因制裁导致的支付问题， 及铁路网运输的系统性障碍，将对俄罗斯煤炭出口造成显著影响。俄罗斯的炼焦 煤出口量预计将下降 10%，至 2027 年达到 4400 万吨。为了促进贸易，俄罗斯采 取了折价出口煤炭的策略，这导致 2024 年的煤炭价格水平相对较低，进而影响了 出口贸易的利润。尽管如此，2024 年前三季度，俄罗斯仍有接近三分之二的炼焦 煤出口流向了中国，但中国进口增量无法单纯依靠俄罗斯的出口增量来满足。 蒙古国在 2024 年成为主要冶金煤出口增量国。继 2023 年出口量翻一倍多 后，2024 年前 8 月蒙古国的冶金煤出口量同比增长了 25%以上。预计 2024 年全 年，蒙古国的冶金煤出口量将达到 6600 万吨，同比增加 1200 万吨。与此同时， 美国也在 2024 年增加了炼焦煤的出口量，以满足印度需求的增长，增量约为 400 万吨。 根据 IEA 预测，2027 年蒙古国的冶金煤出口或将出现最大幅度下滑。这主要 是因为中国作为蒙古国最主要的冶金煤出口市场，预计其进口需求将减少。对于 俄罗斯而言，由于西方国家持续实施的制裁措施，其炼焦煤出口前景不容乐观。

4. 价格&成本：煤炭贸易利润下滑，盈利空间尚可

4.1. 价格：煤价下行但高于危机前水平，现货溢价消失

煤炭价格仍高于 2017-2019 年平均水平。在 2022 年的能源危机中，动力煤 价格飙升至前所未有的水平，主要受到供需基本面紧张、天然气价格飙升和地缘 政治风险的推动。高热值动力煤的基准价格多次超过 400 美元/吨的关口，远远超 过以往记录。值得注意的是，在超过六个月的时间里，动力煤价格超过了主焦煤 价格，这种现象并不常见。然而，随着 2023 年煤炭市场逐渐稳定，并跟随其他能 源商品的趋势，主焦煤价格再次超过动力煤价格，年均溢价回归到历史水平。这 一变化表明煤炭价格关系的正常化，更符合市场基本面。 总体而言，不同品质煤炭的价格通常具有相关性，因为它们可以部分替代彼 此。主焦煤主要用于生产焦炭，而焦炭在钢铁生产等过程中起到重要作用。动力 煤主要用于发电，并可分为低热值、中热值和高热值。在某些情况下，可以直接替 代，也可以通过混合高品质煤和低品质煤来达到所需质量。 在环太平洋地区，动力煤价格指标在能源危机之前表现出较好的相关性，直 到高热值煤炭出现极端稀缺的情况，其价格远远超过其他动力煤价格指标。尽管2023 年上半年煤炭市场有所降温，但澳大利亚高热值煤炭价格在 2023 年中至 2024 年中期间表现出明显高于低等级煤炭价格指标的波动性。在此期间，高热值 煤炭的价格差值为 43 美元/吨，而中发热值煤炭和低发热值煤炭的价格差异分别 为 22 美元/吨和 11 美元/吨。 自 2023 年中以来，主焦煤市场的价格波动显著高于高热值动力煤市场，并表 现出不同的轨迹。2023 年初，由于澳大利亚采矿条件的改善，主焦煤价格下降， 但在 2023 年第三季度再次飙升至超过 350 美元/吨，这主要是由于中国和印度需 求的增长所致。2024 年第二季度得益于蒙古向中国的出口增加，市场紧张情况有 所缓解。2024 年第二季度和第三季度，澳大利亚主焦煤和高热值动力煤之间的平 均价差下降至 97 美元/吨，相较于前两个季度的 190 美元/吨明显缩小。 近年来的动态表明，煤炭价格的变动只能在有限的因素上进行概括，因为其 受每个市场细分领域中特定驱动因素的影响，而这些因素因地区和煤炭品质而异。 动力煤价格指标显示，与前几年相比，2024 年的价格波动较为稳定，而主焦煤价 格仍然呈现出较大的波动。

不同动力煤价格指标之间的价差已回归历史水平。在能源危机期间，不同品 质和地区的动力煤价格指标经历了截然不同的走势。2022 年 3 月，澳大利亚和欧 洲的高发热值煤炭价格基准飙升至历史高点，超过 400 美元/吨，受紧缩市场和俄 乌冲突导致的局势动荡影响。同期，中国的中等热值煤炭价格指标在 2022 年 3 月 也显著上涨，但在 2022 年剩余时间里总体走向更加稳定，这突显了煤炭不同品级 市场的分化。 欧洲港口的动力煤价格在 2022 年下半年大幅下降，到 2023 年初稳定在更温 和的水平，约为 150 美元/吨，由于寒潮，价格在 2022 年 11 月曾短暂回升。相比 之下，澳大利亚的煤炭价格指标由于东亚国家的强劲需求和澳大利亚的供应中断， 在 2022 年下半年持续保持高位。到 2023 年第二季度，欧洲的高热值煤炭价格稳 定在每吨 99 美元至 147 美元的区间，为 2024 年第三季度的价格趋势奠定了基 础。在 2023 年底的供暖季节前，价格触及了这个区间的上限，这是欧洲煤炭价格 通常上涨的时期。2023 年中至 2024 年中，澳大利亚的高热值煤炭价格平均上涨 21 美元/吨，其中包括 2024 年 5 月东南亚热浪引发需求增加时的价格上涨。2024 年 8 月，澳大利亚高热值煤炭价格达到 11 个月来的高点，得益于向东北亚和南亚 国家的强劲出口，这些国家更倾向于使用澳大利亚的高质量煤炭。相比之下，自 2023 年中以来，中国南方的中发热值煤炭价格指标一直较为稳定，维持在约 100美元/吨，对高热值煤炭市场的短期波动表现出有限的敏感性。

俄罗斯煤炭折扣因地区和品质而异。在 2022 年初俄乌冲突之前，俄罗斯通 过波罗的海和黑海港口出口的煤炭价格与欧洲进口价格（ARA）高度相关，因为 当时俄罗斯是欧洲市场的重要供应商。然而，战争爆发后，随之而来的制裁措施 （包括欧盟对俄罗斯煤炭进口的禁令）导致市场严重扰乱，俄罗斯煤炭价格与欧 洲基准价格开始脱钩。这种分化因欧盟国家需求增加和地缘政治不确定性导致的 战争溢价而加剧，而俄罗斯煤炭由于制裁被迫以折扣价出售。在 2022 年的能源危 机期间，尽管全球煤炭价格飙升，俄罗斯在其南部和西北部港口的煤炭价格却呈 下降趋势。 到 2023 年初，随着欧洲逐渐缓解能源危机的最严重影响，ARA 价格趋于稳 定，并回归到更为温和的水平。到 2023 年年中，欧洲进口价格与俄罗斯波罗的海 和黑海港口的 FOB 价格之间的差距缩小。尽管价格相对稳定，但自 2023 年年中 以来，俄罗斯煤炭持续的折扣仍然明显。2023 年 10 月至 2024 年 10 月期间，俄 罗斯波罗的海港口出口的煤炭平均较 ARA 折价 38 美元/吨（不包括保险和运费成 本）。这反映了俄罗斯煤炭出口商在寻找替代市场时面临的持续挑战。 类似的趋势也出现在俄罗斯远东港口高发热值煤炭出口的折扣演变中。从历 史上看，俄罗斯远东港口出口的煤炭价格与澳大利亚高发热值煤炭价格密切相关， 因为它们在亚太地区共享相同的买家群体。然而，自俄乌冲突以来，该地区的一 些传统买家减少了对俄罗斯煤炭的进口，导致俄罗斯煤炭出现显著折扣，这与欧 洲的情况类似。在同一时期，澳大利亚的供应中断进一步加剧了价格差距，2022 年 4 月至 2023 年 4 月期间，纽卡斯尔高热值煤炭的平均价格比俄罗斯远东港口 的价格高出 191 美元/吨。尽管 2023 年的能源市场有所缓和，但俄罗斯东方港的 高热值煤炭折扣仍然存在，不过折扣水平已显著低于 2022 年。2023 年中到 2024 年中的平均折扣为 30 美元/吨。 高热值煤炭市场主要是受日本客户偏好澳大利亚煤炭的影响。这主要是由于 澳大利亚煤炭品质更高且更加稳定，同时供应量有限。中热值煤炭市场则呈现出 不同的模式。在俄乌冲突之前，由于中国当时禁止进口澳大利亚煤炭，澳大利亚 煤炭价格较俄罗斯煤炭存在折扣。随着能源危机的开始，价格关系发生了变化， 折扣变为溢价。然而，在能源危机期间，纽卡斯尔和东方港之间的价格差异低于 高热值煤炭市场，并在 2023 年初开始缩小。到 2023 年中，俄罗斯中发热值煤炭的价格折扣基本上已经消失。

美元升值对煤炭贸易有不小影响。国际煤炭贸易主要以美元定价，因此汇率 是影响煤炭竞争力的重要因素。当货币对美元贬值时，买家购买煤炭的成本通常 会增加，从而使采购变得更加昂贵。 2022 年，由于美联储多次加息，美元对其他货币显著升值。这进一步支撑了 原本已经高企的煤炭价格，特别是在 2022 年期间。主要的进口国家和地区的货币 出现显著贬值，其中土耳其里拉的跌幅最大，而人民币和印度卢比的贬值幅度较 小。尽管受贬值影响较小，中国和印度的进口商仍转向采购低等级煤炭，这使印 尼低热值煤市场受益。2023 年，其他国家货币兑美元贬值速度放缓，波兰兹罗提、 欧元和英镑甚至分别升值 6%、2.8%和 0.8%。这些趋势在 2024 年基本延续，人 民币、印度卢比和欧元仅出现轻微贬值。然而，2022 年美元的显著升值所带来的 影响尚未完全被后续的美元贬值抵消，使煤炭进口成本相较于危机前仍然偏高。 一个显著的例外是波兰，其兹罗提在 2023 年和 2024 年分别升值超过 5%。

签订长协的美国煤炭消费者享有比现货市场更稳定的价格。美国生产的大部 分煤炭用于国内消费，并通过长期合同销售，这些合同通常与成本通胀指标挂钩。 因此，在 2022 年能源危机期间，美国电厂的煤炭平均交货成本受到全球动力煤现 货价格大幅上涨的影响比其他地区更小。2022 年，美国燃煤电厂的煤炭平均交货 成本上涨了 20%，达到 57 美元/吨。而同时，受国际贸易影响，中阿巴拉契亚地 区和伊利诺伊盆地的现货价格在 2022 年上半年翻了一倍多。相比之下，波德河盆 地的现货价格相对不受影响，因为该地区仅有少量煤炭出口。由于美国煤炭长期 合同的比例较高，煤炭生产商在 2022 年并未完全从价格上涨中获益。但是由于生 产成本增加，矿商采取了新的措施来降低价格风险，例如与柴油价格挂钩或引入 重新协商条款。 在 2023 年上半年，阿巴拉契亚中部地区和伊利诺伊盆地的现货价格恢复到 能源危机前的水平。从 2023 年中期到 2024 年中期，这两个地区之间的价格差异 重新出现，阿巴拉契亚中部地区的价格平均比伊利诺伊盆地高 33 美元/吨。这一 价差主要反映了煤炭质量的差异，也是危机前的常态。然而在危机期间，由于煤 炭供应短缺，这一价差曾短暂收窄。2022 年 4 月俄乌冲突后，价格出现短暂分化。 此前，进口商通常将伊利诺伊盆地的高硫煤与俄罗斯的低硫煤混合使用。当俄罗 斯进口停止后，伊利诺伊盆地的煤炭价格一度停止上涨，而阿巴拉契亚中部地区 的煤炭价格则持续走高。

天然气和煤炭价格表现出强相关性。能源商品价格通常具有相关性，因为它 们可以互为替代品（例如，煤炭和天然气在发电中的替代关系）或通过供应链相 互联系（例如，石油在煤炭开采和运输中的应用）。然而，2022 年的市场动荡导 致煤炭、天然气和石油价格之间的传统相关性暂时减弱。 2021 年，布伦特原油的价格较澳大利亚高热值煤炭高出约 20 美元/兆瓦时。 然而，由于澳大利亚煤炭供应短缺和全球煤炭市场紧张，这一价差在 2022 年缩 小。2022 年下半年，市场出现了异常现象：油价下降的同时，煤炭价格持续上涨。 这表明煤炭和石油的可替代性有限，煤炭价格更多地受到需求动态的驱动，而不 是供应成本的影响。随着 2023 年 1 月澳大利亚煤炭生产的恢复以及全球市场的 稳定，煤炭价格大幅下跌至较为温和的水平。从 2023 年 7 月起，石油相较煤炭的 溢价维持在 26 美元/兆瓦时到 39 美元/兆瓦时之间，略高于 2022 年前的水平。 2022 年天然气价格的飙升（以欧洲基准 TTF 为例）比煤炭更为显著，主要原 因是俄罗斯对欧洲的多项管道天然气供应中断。为了应对这一供应冲击，欧洲不 得不将天然气进口转向更多的液化天然气（LNG），但相关基础设施（如管道和 LNG 终端）并不总是可用。这种更高的对全球 LNG 市场的依赖导致了全球天然 气价格的上涨。在 2022 年下半年以及 2023 年期间，随着更多 LNG 终端和互联 设施的建设，市场紧张局势有所缓解。 2024 年天然气价格进一步适度下降，并在 3 月达到最低点。然而，由于供应 紧张以及俄乌冲突和中东危机等问题威胁生产和分配，价格进一步下降受到阻碍。 在欧洲，需求疲软和库存水平高企缓解了这些担忧，使得 TTF 价格总体低于 2023 年的水平。此外，与前一年相比，天然气价格的波动性有所降低，但仍高于煤炭价 格。

煤炭市场不再呈现强烈的现货溢价。在 2022 年能源危机之前，欧洲的煤炭 和天然气期货价格通常与现货价格紧密联动，显示市场状况稳定。然而，从 2021 年中期开始，这两个市场的远期曲线出现了明显的现货溢价，即远期价格低于现 货价格，这种趋势是由于供应短缺造成的，短期内供应困难导致价格上涨。2022 年俄乌冲突后，市场中断导致煤炭和天然气的现货与期货价格显著上升。到 2022 年 11 月初，用于 2024 年交付的天然气和煤炭的远期价格分别达到了：TTF（欧 洲天然气基准）约 29 美元/百万英热单位（MBtu）；ARA（欧洲煤炭基准）超过 200 美元/吨。 在 2023 年，以及在较小程度上的 2024 年，煤炭和天然气的远期曲线被下调， 反映了市场参与者对未来几年供需平衡改善的预期。此外，2024 年的天然气远期 曲线趋于平缓，交付年份之间的价格差距变得不那么明显。尽管如此，2024 年的 波动仍然显著，价格在 3 月触底后反弹并接近 2023 年的水平。 通常，天然气市场的变化会影响煤炭价格，因为天然气是煤炭在电力生产中 的重要替代品。然而，2024 年 11 月，煤炭的远期曲线仍维持在 2023 年的水平， 显示市场预期更为稳定。此外，煤炭市场的远期曲线通常较为平坦，与天然气市 场价格曲线背道而驰。 总体来说，相比危机时期，稳定的市场状况反映在当前的远期曲线蕴含的市 场预期中。煤炭和天然气价格之间的关联性减弱，天然气市场仍然处于现货溢价 状态，而煤炭市场不再如此。

4.2. 成本：投入成本下降幅度小于价格

主焦煤供应曲线仍低于 2022 年的水平。2023 年高品质炼焦煤的供应成本曲 线较上一年略有下降。2022 年因投入成本大幅上涨导致供应成本增加，但随着 2023 年全球能源市场缓和，某些投入成本（如柴油成本）下降，主焦煤生产商的 整体供应成本得以降低。尽管成本下降，但炼焦煤开采的利润率显著低于 2022 年 的高点，其中加权供应成本下降约 10%，而澳大利亚高品质炼焦煤的平均价格则 从 2022 年到 2023 年骤降 19%。尽管如此，加权平均成本仍仅占澳大利亚高品质 炼焦煤平均价格的 53%，表明炼焦煤开采仍具有持续的盈利能力。 2023 年全球炼焦煤总产量相比 2022 年略有下降，减少了 500 万吨，其中美 国和澳大利亚的降幅最大，均减少了 700 万吨。相比之下，蒙古由于中国的需求 推动，其产量大幅增长，塔本陶勒盖（Talvan Tolgoi）和乌哈呼达格（Ukhaa Khudag） 两大矿山的产量均翻了一番，总产量在 2023 年达到 1500 万吨。而俄罗斯的炼焦 煤产量减少了 300 万吨。 动力煤开采的成本通常低于冶金煤，这主要是因为冶金煤大多通过地下开采 进行，通常位于较小的矿区，并且具有更高的加工成本。尽管这些额外成本存在， 但冶金煤因其质量更高和价格更高，足以支撑其更高的生产成本。 在高热值煤炭市场中，2023 年的供应成本曲线有所下降，平均供应成本同比 下降约 9%。然而，纽卡斯尔高热值煤炭价格指标显示，价格下降幅度更大——从 2022 年危机驱动的高位暴跌超 50%到 2023 年平均 172 美元/吨的价格。这一价 格下降伴随着供应曲线的扩张，市场增加了约 2500 万吨的供应能力。这些新增产 能主要集中在澳大利亚，其 2022 年的生产曾受到供应中断的影响。因此，2022 年极高的盈利水平在 2023 年趋于温和。

在低热值煤炭市场中，印尼占据主导地位，其矿富含该类型煤炭。2023 年该 细分市场的生产成本下降，平均成本减少了约 5 美元/吨。与此同时，供应曲线显 著扩张，增加了 3100 万吨的供应能力，在 2022 年该曲线已扩张了 900 万吨。然 而，价格下降幅度超过了成本下降幅度，从 2022 年到 2023 年价格平均下降了 22 美元/吨（即 26%）。

投入成本是煤炭供应成本曲线的主要驱动，呈现不同波动。煤矿的成本结构 主要由运营费用构成，包括劳动力成本、燃料成本、税费和矿权费，以及运输成本 （如内陆运输、港口费用和海运费用）。这些成本的比例因采矿方式（露天矿或地 下矿）、生产者所在国家以及矿山的具体特征而显著不同。 燃料、炸药、轮胎和钢材等投入要素是全球交易的商品，其价格受国际市场 趋势的影响。值得注意的是，在 2021 年中至 2023 年期间，炸药和轮胎的价格波 动明显小于柴油和钢材。然而，在此期间，炸药和轮胎的成本持续上升。截至 2024 年初，与 2021 年上半年相比，其价格已上涨约 25%。钢材和柴油也录得类似的 增长幅度，但它们在此期间的价格走势却截然不同。钢材价格在 2021 年底达到峰 值，是 2021 年 1 月价格的两倍以上。柴油价格在 2022 年中期的能源危机期间达 到峰值。尽管自高峰期以来，两者价格均呈下降趋势，但柴油价格的波动性尤为 显著。 投入成本的变化直接影响煤矿的运营成本。这种波动不仅取决于全球市场的 供需关系，还受到能源和原材料市场周期性变化的显著影响。 燃料成本在哥伦比亚和印度尼西亚最高。柴油燃料成本在煤炭开采的总体成 本结构中占据重要地位，尤其是在以露天开采为主的国家，例如哥伦比亚和印度 尼西亚。这些矿山依赖柴油驱动的机械和车辆，使燃料支出在总成本中占据更大 比例。相较之下，在中国等以地下开采为主的国家，燃料成本对矿山成本结构的 影响较小。 由于露天开采比例较高，哥伦比亚和印度尼西亚在煤炭开采中的绝对和相对 燃料成本始终处于最高水平。2023 年，随着能源市场在 2022 年危机峰值后逐步 缓和，大多数煤炭生产国的燃料成本下降。这一燃料价格的下降也导致燃料成本 在总采矿费用中的占比有所减少，因为劳动力等其他成本因素的变化不大。到 2024 年，各国的这一占比基本保持稳定，在中国 2%和哥伦比亚 24%的极端值之 间，与前一年类似。

劳动力成本（以美元/吨计）在总体采矿费用中占据相当大的比例，其数值因 采矿方法、生产率或薪资水平等因素在煤炭出口国家间存在显著差异。分析显示， 劳动力成本从印度尼西亚的约 6 美元/吨到澳大利亚的近 27 美元/吨不等，而劳动 力成本在总采矿费用中的占比则从南非的低两位数到中国的近三分之一不等。尽 管 2022 年至 2024 年间绝对劳动力成本波动不大，但在大多数国家，劳动力成本 在总采矿费用中的占比略有上升，其主要原因是此期间其他投入成本的下降。 煤炭价格下跌导致矿权费下降和国家收入减少。作为授予采矿许可证的回报， 大多数国家或地区政府会对每吨煤炭的生产或销售征收采矿权费。特别是在 2022 年煤炭价格高企的情况下，各地的矿权费有所调整，但具体调整幅度因国家或地 区而异。 过去三年中，矿权费占总采矿成本比例最高的是澳大利亚昆士兰州，达到了 22%至 28%。仅 2023 年，矿权费就为该州带来了超过 91 亿美元的收入。昆士兰 的矿权费体系具有累进性，即随着每吨煤炭销售价格的上升，费率也会提高。2022 年，由于煤炭价格高企，矿权费也上升，导致每吨煤的特许权使用费接近 60 美元， 这远高于任何其他地区。随后的几年内，随着煤炭价格趋于平稳，矿权费下降至 约 32 美元/吨。2024 年 5 月，昆士兰州政府发布了《2024 年煤炭累进矿权费保 护法案》，旨在防止未来政府降低矿权费率。在澳大利亚的其他州，不同的矿权费 制度各有特色，例如新南威尔士州的费率取决于煤炭开采方式。此外，在西澳大 利亚州，矿权费在采矿成本中的占比显著较低。

在印尼地区，从 2022 年到 2024 年，矿权费占总采矿成本的比例总体有所增 加，但绝对金额却明显下降。2022 年，印尼政府将矿权费率从 13.5%提高到 14% 至 28%的区间，当煤炭价格超过 100 美元/吨时适用最高费率。2024 年 9 月，印 尼采矿协会提交了一份调整矿权费率的提案，认为鉴于目前的费率过高，生产商 利润缩减。 2022 年全球煤炭价格的上涨以及矿权费政策的调整显著增加了一些主要出 口国从煤炭出口中获得的收入。根据 IEA 对贸易和价格的评估分析显示，2022 年 澳大利亚煤炭出口的总矿权费增长了三倍，达到超过 150 亿美元，而印尼的总矿 权费翻了一倍，达到 64 亿美元。尽管 2023 年全球贸易量增加，并且 2024 年可 能继续增长，但随着价格从危机推动的高点回落，总矿权费自 2022 年以来显著减 少。然而，由于 2022 年的州矿权费政策调整，预计 2024 年澳大利亚的矿权费将 保持在 2021 年的两倍左右，而印尼的矿权费预计将比 2021 年高出约 15%。 其他出口国的出口相关特许权使用费显著低于澳大利亚和印尼。然而，一些 政府已采取措施，通过调整税率或矿权费政策借助煤炭贸易获利。例如，俄罗斯 在 2023 年 9 月对煤炭出口实施了一项与汇率挂钩的关税。为了支持其陷入困境 的煤炭行业，俄罗斯在 2024 年 5 月至 8 月期间暂时取消了对动力煤和无烟煤的 出口关税。

出口国货币持续贬值。汇率波动影响煤炭出口国的全球竞争力。尽管国际煤 炭贸易主要以美元结算，但矿山运营成本中的很大一部分是以当地货币支付的。 因此，当当地货币相对美元贬值时，按美元计算的运营成本下降，从而提高生产 者的成本效率和全球市场竞争力。由于美国利率上升，2022 年至 2024 年间，大 多数货币兑美元贬值。一个例外是哥伦比亚比索，由于该国经济表现强劲，近年 来持续升值。 运费保持波动。全球煤炭贸易主要通过海运进行，占总贸易量的 90%以上。 在海运贸易中，煤炭通常由干散货船运输，根据载重吨位（dwt）分为不同类型。 使用最为广泛的主要船型包括海岬型船（载重超过 80,000 吨）和巴拿马型船（载 重 60,000-80,000 吨）。运费受船型、航线以及供需平衡等因素影响。此外，燃料 成本对运费也有显著影响。煤炭占干散货贸易总量的约四分之一，仅次于占总量 近三分之一的铁矿石。 在新冠疫情后期以及俄乌冲突的影响下，本世纪初期运费波动剧烈，在 2021 年 10 月和 2022 年 6 月达到峰值。随着经济前景黯淡以及干散货运输需求在 2022 年下半年放缓，同时港口拥堵情况缓解，运费显著下降。2023 年 1 月，运费接近 两年多来的最低水平。然而，2023 年期间，运费开始回升，这得益于铁矿石贸易 的增长。2023 年铁矿石贸易同比增长 5%，预计 2024 年增幅将进一步扩大。在 2024 年前三个季度，澳大利亚至日本航线（巴拿马型船）的运费较 2023 年同期 上涨 16%，而澳大利亚至鹿特丹航线（海岬型船）的运费则上涨了 37%。

2024 年煤矿开采仍具盈利能力。本世纪初几年，全球煤炭贸易的盈利能力出 现了显著波动。在新冠疫情期间，需求暴跌导致煤炭价格大幅下跌，煤炭生产商 普遍面临亏损。从 2021 年下半年开始，贯穿 2022 年能源危机，煤炭价格达到前 所未有的高位，盈利能力飙升。澳大利亚高热值煤炭市场的利润接近200美元/吨， 其他国家的吨煤利润也达到了三位数。然而，2023 年，随着价格大幅下跌，高热 值动力煤全球贸易的盈利能力有所下降，但仍高于 2021 年水平。 2024 年期间，采矿成本保持在较高水平，而价格则略有下降，进一步压缩了 盈利空间。因此，根据的初步分析显示，平均利润略低于 2021 年的水平。就俄罗 斯而言，成本上升、铁路运输拥堵和铁路运费增加、国际制裁以及出口关税等多 重因素使 2024 年动力煤贸易的盈利能力受到重创。市场参与者称许多矿企接近 亏损边缘，这也得到了 IEA 分析数据的支持。为改善煤炭生产商的经济状况，俄 罗斯政府宣布从 2024 年 12 月 1 日起取消出口关税。 在高品质炼焦煤市场，2022 年的价格飙升幅度不如高热值煤市场那么剧烈， 因此相对而言，利润率大多低于高热值煤贸易。然而，随后价格的下跌也较为温 和，使市场盈利能力更加稳定。2024 年，平均利润大多在 48 美元/吨至 151 美元 /吨之间，具体取决于煤炭品质和出口国家。此外，利润率总体上保持在 2021 年 水平之上，突显了煤炭市场各细分领域的差异性。

2022 年后煤炭出口国收入虽有所下降，但仍保持强劲。全球煤炭出口为主要 出口国带来了可观的收入。根据 IEA 的分析显示，2021 年全球煤炭出口收入合计约为 1580 亿美元。2022 年这一数字几乎翻了一番，飙升至接近 3000 亿美元， 随后在 2023 年稳定在约 2000 亿美元左右。因此，全球煤炭贸易市场的估值与全 球液化天然气（LNG）市场相当，尽管后者通常波动性更大。 全球煤炭出口收入的 70%以上集中在三个国家，这些国家在出口量和出口额 方面均占据主导地位。澳大利亚位列前三甲之首，2023 年占全球出口收入总额的 约 37%，即 740 亿美元。尽管印尼在出口量上超过了澳大利亚，但由于澳大利亚 在高价值冶金煤出口中占有重要份额，其收入依然领先。俄乌冲突爆发前，俄罗 斯的煤炭出口收入与印尼相当，约占全球的 20%。然而，由于买家群体的转变及 随后的供应链中断、持续的制裁和支付挑战，俄罗斯出口商在 2022 年未能充分利 用高煤炭价格，估计其收入接近 2021 年的水平。 尽管预计 2024 年全球煤炭贸易将增长，但由于大多数细分市场价格下跌，尤 其是冶金煤，总收入预计将有所减少。然而，除了俄罗斯以外，大多数出口国的收 入预计将高于 2021 年水平。俄罗斯的出口仍需以折扣吸引买家，这主要是由于战 争引发的风险、被排除在 SWIFT 支付系统之外以及买家对二级制裁的担忧。这些 持续的挑战，加上 2024 年价格略有下降，使俄罗斯的预计收入为 250 亿美元， 比 2021 年下降约 20%。 煤炭出口对某些国家的经济也发挥着重要作用。澳大利亚的煤炭出口仅占其 GDP 的个位数，而蒙古的煤炭出口在 2021 年占其 GDP 的 20%以上，2022 年则 超过 35%，凸显了煤炭出口对某些国家的重要性。

编辑：火腿肠