新华财经雅加达 1 月 4 日电 （记者 冯钰林） 近年来，在稳定主要出口品价格、提升资源收益和财政收入等政策目标引导下，作为全球重要资源供应国，印尼持续强化资源类产品出口管控。从棕榈油、锡，再到镍，相关政策频繁出台并不断加码，已多次对全球大宗商品定价体系产生实质性影响。
具体来看，作为全球最大棕榈油生产国和出口国，印尼通过出口限制、税费调节以及生物柴油掺混政策，长期抬升全球棕榈油价格中枢，并放大价格波动；在锡领域，作为全球第二大锡供应国，印尼政府近期重拳整治非法锡矿的政策信号，推动 LME 三个月期锡价格震荡上行，并于 2025 年 12 月强势攀升至 4.3 万美元／吨上方，创下三年多来新高；在镍市，作为全球最大镍资源国，印尼 2026 年大幅压缩镍矿供应配额及调整矿产计价规则的提议，刺激国际镍价从 2025 年 12 月中旬开始自约 1.4 万美元/吨附近强势反弹，至 2026 年开年，LME 三个月期镍已逼近 1.7 万美元／吨，创近一年多新高。
在全球煤炭市场结构性调整之际，印尼这一全球最大动力煤出口国，将政策工具再度指向煤炭出口，陆续出台恢复出口关税、调整价格基准以及收紧外汇管理等措施，市场对其对国际及国内煤价的传导效应关注度明显升温。
记者对此调查发现，多名印尼煤炭从业人士透露，在国际煤价中枢下移、出口需求边际趋稳的背景下，相关政策叠加效应正在抬升煤企经营成本、压缩利润空间，或将削弱印尼煤炭的国际竞争力。与此同时，业内普遍认为，在国内煤价下行、库存水平偏高、需求修复节奏偏缓的环境下，印尼煤炭出口新政对我国动力煤市场的价格传导效应整体有限。
新政叠加冲击行业信心
印尼近期密集发布煤炭出口新政。2025 年 12 月初，印尼财政部长普尔巴亚·尤迪·萨德瓦明确表示，政府计划自 2026 年起恢复征收 1% 至 5% 的煤炭出口关税。12 月 17 日，贸易部颁布第 46/2025 号条例，对矿产品出口价格基准的制定机制进行系统性调整，客观上增强了出口关税计价的刚性，对煤炭企业成本控制和定价弹性形成约束。同月，财政部官员进一步宣布，自 2026 年 1 月 1 日起对自然资源出口商外汇管理作出更为严格的安排，这一组合政策对印尼煤炭行业经营预期产生明显影响。
印尼财政部将新政定义为 「在不削弱国际竞争力的前提下优化财政结构」，但多位煤炭从业人士对政策实际影响持审慎态度。煤炭生产商向记者表示，在当前国际煤价处于相对低位的背景下，出口税费、基准价格和外汇限制叠加，正在压缩企业本就有限的利润空间。
一位加里曼丹煤炭生产商坦言，新增成本若无法顺利向下游转嫁，部分以低热值煤为主的矿山可能不得不下调产量，甚至退出出口市场。印尼矿业协会执行董事亨德拉·西纳迪亚指出，GAR 低于 3800 大卡的低热值煤在国际市场上的价格普遍低于 40 美元／吨，「在这样的价格区间内，额外税费几乎直接侵蚀利润」。
除税费因素外，外汇管理新规亦成为企业关注重点。按照要求，自然资源出口商需将全部外汇收入存入印尼国有银行至少一年，并仅能部分兑换为印尼盾使用。上述加里曼丹煤炭生产商告诉记者，这一安排改变了企业原有的资金调度模式，鉴于煤炭出口在航运、设备采购及融资环节高度依赖美元结算，外汇留存周期拉长后，企业现金流灵活性明显下降。
印尼煤炭矿业协会代理执行董事姬塔·马赫亚拉尼认为，新政不仅推高显性成本，也削弱了企业在国际市场的议价空间。她指出，分层定价机制将政策性成本直接纳入出口合同，而国际买家并非没有替代选项，一旦成本差距扩大，订单外流风险将上升。
从事中国-印尼煤炭贸易的詹德拉告诉记者，印尼煤炭热值大多在 NAR2800 大卡至 5500 大卡之间，其中 3000 大卡至 4200 大卡热值的煤炭几乎没有替代品，因而在特定热值范围内具有市场优势。然而，中国的煤炭生产主要集中在中高热值，且可选择使用国内煤炭或进口俄罗斯、澳大利亚煤炭。如果印尼收紧产量或提高价格，这部分热值煤可能面临需求流失风险。
高增长周期结束后的再平衡
从更长周期看，出口制度收紧与行业运行环境变化密切相关。经历多年高产量、高出口的扩张周期后，印尼煤炭行业正逐步由增量扩张转向存量优化阶段，价格回落、出口放缓与政策调整同步显现。
综合印尼能矿部和统计局数据，2024 年印尼煤炭产量超过 8.3 亿吨，出口量超过 5.5 亿吨，均创历史新高。但进入 2025 年，受替代能源竞争加剧影响，全球煤炭供需格局趋于宽松，国际煤价回落，截至 2025 年 12 月 31 日，全球动力煤基准洲际交易所 （ICE） 纽卡斯尔煤炭期货合约价格徘徊在 110 美元／吨以下的阶段性低位，同比下跌 13.7%。受此影响，截至 2025 年 10 月，印尼煤炭产量约 6.6 亿吨，出口约 4.2 亿吨，出口增速明显放缓。
在此背景下，詹德拉说，印尼政府计划通过限制煤炭供应来推动价格上涨，相比关税安排，其关于矿产生产配额的规定将给矿业带来更大影响。印尼能源和矿产资源部已明确，计划下调 2026 年煤炭生产目标，并研究将煤炭国内市场义务 （DMO） 比例从目前的 25% 进一步上调。印尼方面认为，上一轮三年期工作计划和预算报告 （RKAB） 对煤炭需求的预测偏高，而当前市场已难以消化此前设定的高产量目标。
事实上，全球煤炭需求并未出现明显收缩。国际能源署 （IEA） 在 《2025 年煤炭报告》 中预计，2025 年全球煤炭需求将同比增长 0.5%，达到 88.5 亿吨的历史高位；美国能源信息署亦预测，2025 年美国煤炭消费量为 4.39 亿吨，同比上涨 6.7%。不过，业内普遍认为，上述增长更多集中于特定区域及煤种结构，并未全面覆盖以中低热值动力煤为主的出口国。在主要进口国采购结构向高热值煤倾斜的背景下，印尼主动收紧出口制度，其在全球煤炭贸易中的比较优势恐将削弱。
对中国市场影响有限
印尼煤炭出口新政出台之际，中国动力煤市场整体仍处于偏弱运行区间。业内普遍认为，在国内煤价下行、库存水平偏高、终端需求修复乏力的背景下，印尼煤炭行业系列改革举措意味着印尼煤到岸成本中枢将被进一步抬升，对中国市场形成的并非 「推涨煤价」 的力量，而是削弱进口煤对国产煤的价格优势。
宝城期货黑色金属研究员涂伟华指出，2025 年中国动力煤进口量回落，主要源于国内煤价持续走弱、进口煤性价比下降，贸易商与终端企业因此减少外煤订单签订，而非行政性干预因素所致。蒙古国、俄罗斯均计划进一步提升对华煤炭出口规模，印尼以外的进口端潜在增量将对煤价形成约束。
詹德拉也表示，2025 年初，由于印尼煤发电成本超过市场电价可承受的水平，中国大幅减少了进口，转而使用国内煤炭和其他来源的煤炭。因此，尽管印尼可以通过政策推动煤价上涨，但国际市场和电价最终会自行调整，实现供需平衡。
从成本端测算看，卓创资讯煤炭分析师赵丽表示，按当前印尼 Q3800 大卡动力煤 FOB 价格约 47 美元／吨计算，若 2026 年开始征收出口关税，印尼煤炭出口成本将增加约 0.47 至 2.4 美元／吨，预计将对中国自印尼进口煤数量形成阶段性压制，但对国内煤价的直接拉动效应有限。
国内市场方面，煤价调整幅度已显著扩大。东兴证券研报显示，截至 12 月中旬，秦皇岛港山西优混 5500 大卡动力煤平仓价已回落至 736 元／吨，单月跌幅达 11%；内蒙古乌海、大同南郊等主产区 5500 大卡动力煤车板含税价月度降幅亦在 10% 以上，国内煤价整体呈现加速回落态势。
从供需结构看，研报指出，2025 年 11 月陕晋蒙三省国有重点煤矿产量环比出现分化，港口库存持续累积，秦皇岛、黄骅、曹妃甸三港库存同比、环比双双上升，六大发电集团日均耗煤量虽较上月回升，但同比仍处于下降区间，显示终端需求恢复力度有限。在此背景下，国内煤炭运输成本明显回落，而国际煤炭海运费涨跌不一，进口煤成本支撑并不稳固。
赵丽进一步指出，自 2025 年 11 月中下旬以来，国内煤价累计回调幅度已普遍超过 100 元／吨，明显超出此前市场预期。元旦过后，煤矿生产将陆续恢复正常，国内煤炭供应仍有保障，而用煤企业库存普遍处于高位，采购节奏偏谨慎，预计市场供需格局仍将维持偏宽松状态，进口煤在定价体系中的边际影响仍然有限。
展望 2026 年，五矿期货黑色研究员陈张滢预计，动力煤市场供需状况与 2025 年相似，整体呈现小幅增长态势。供给端需密切关注 「安全生产」、「反内卷」 以及 「能源保供」 各政策平衡；需求端，新能源替代火电的趋势持续，化工和建材行业的需求变化将对整体煤炭市场产生影响，冶金、采暖等行业需求基本稳定。
浙商证券研报则认为，2026 年国内经济保持平稳，需求增长可期，煤炭供给在限产与保供之间平衡，预计动力煤均价为 800-850 元／吨。
编辑：郭洲洋
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