近年來，在穩定主要出口品價格、提升資源收益和財政收入等政策目標引導下，作為全球重要資源供應國，印尼持續強化資源類產品出口管控。從棕櫚油、錫，再到鎳，相關政策頻繁出臺并不斷加碼，已多次對全球大宗商品定價體系產生實質性影響。
具體來看，作為全球最大棕櫚油生產國和出口國，印尼通過出口限制、稅費調節以及生物柴油摻混政策，長期抬升全球棕櫚油價格中樞，并放大價格波動；在錫領域，作為全球第二大錫供應國，印尼政府近期重拳整治非法錫礦的政策信號，推動LME三個月期錫價格震蕩上行，并于2025年12月強勢攀升至4.3萬美元／噸上方，創下三年多來新高；在鎳市，作為全球最大鎳資源國，印尼2026年大幅壓縮鎳礦供應配額及調整礦產計價規則的提議，刺激國際鎳價從2025年12月中旬開始自約1.4萬美元/噸附近強勢反彈，至2026年開年，LME三個月期鎳已逼近1.7萬美元／噸，創近一年多新高。
在全球煤炭市場結構性調整之際，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，陸續出臺恢復出口關稅、調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煤價的傳導效應關注度明顯升溫。
記者對此調查發現，多名印尼煤炭從業人士透露，在國際煤價中樞下移、出口需求邊際趨穩的背景下，相關政策疊加效應正在抬升煤企經營成本、壓縮利潤空間，或將削弱印尼煤炭的國際競爭力。與此同時，業內普遍認為，在國內煤價下行、庫存水平偏高、需求修復節奏偏緩的環境下，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。
新政疊加沖擊行業信心
印尼近期密集發布煤炭出口新政。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17日，貿易部頒布第46/2025號條例，對礦產品出口價格基準的制定機制進行系統性調整，客觀上增強了出口關稅計價的剛性，對煤炭企業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經營預期產生明顯影響。
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化財政結構”，但多位煤炭從業人士對政策實際影響持審慎態度。煤炭生產商向記者表示，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，正在壓縮企業本就有限的利潤空間。
一位加里曼丹煤炭生產商坦言，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產量，甚至退出出口市場。印尼礦業協會執行董事亨德拉·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，“在這樣的價格區間內，額外稅費幾乎直接侵蝕利潤”。
除稅費因素外，外匯管理新規亦成為企業關注重點。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商告訴記者，這一安排改變了企業原有的資金調度模式，鑒于煤炭出口在航運、設備采購及融資環節高度依賴美元結算，外匯留存周期拉長后，企業現金流靈活性明顯下降。
印尼煤炭礦業協會代理執行董事姬塔·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具有市場優勢。然而，中國的煤炭生產主要集中在中高熱值，且可選擇使用國內煤炭或進口俄羅斯、澳大利亞煤炭。如果印尼收緊產量或提高價格，這部分熱值煤可能面臨需求流失風險。
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運行環境變化密切相關。經歷多年高產量、高出口的擴張周期后，印尼煤炭行業正逐步由增量擴張轉向存量優化階段，價格回落、出口放緩與政策調整同步顯現。
綜合印尼能礦部和統計局數據，2024年印尼煤炭產量超過8.3億噸，出口量超過5.5億噸，均創歷史新高。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，其關于礦產生產配額的規定將給礦業帶來更大影響。印尼能源和礦產資源部已明確，計劃下調2026年煤炭生產目標，并研究將煤炭國內市場義務（DMO）比例從目前的25%進一步上調。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量目標。
事實上，全球煤炭需求并未出現明顯收縮。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，業內普遍認為，上述增長更多集中于特定區域及煤種結構，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，其在全球煤炭貿易中的比較優勢恐將削弱。
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間。業內普遍認為，在國內煤價下行、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煤的價格優勢。
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，主要源于國內煤價持續走弱、進口煤性價比下降，貿易商與終端企業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整，實現供需平衡。
從成本端測算看，分析師表示，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量形成階段性壓制，但對國內煤價的直接拉動效應有限。
國內市場方面，煤價調整幅度已顯著擴大。東興證券研報顯示，截至12月中旬，秦皇島港山西優混5500大卡動力煤平倉價已回落至736元／噸，單月跌幅達11%；內蒙古烏海、大同南郊等主產區5500大卡動力煤車板含稅價月度降幅亦在10%以上，國內煤價整體呈現加速回落態勢。
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量環比出現分化，港口庫存持續累積，秦皇島、黃驊、曹妃甸三港庫存同比、環比雙雙上升，六大發電集團日均耗煤量雖較上月回升，但同比仍處于下降區間，顯示終端需求恢復力度有限。在此背景下，國內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固。
趙麗進一步指出，自2025年11月中下旬以來，國內煤價累計回調幅度已普遍超過100元／噸，明顯超出此前市場預期。元旦過后，煤礦生產將陸續恢復正常，國內煤炭供應仍有保障，而用煤企業庫存普遍處于高位，采購節奏偏謹慎，預計市場供需格局仍將維持偏寬松狀態，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，整體呈現小幅增長態勢。供給端需密切關注“安全生產”、“反內卷”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，化工和建材行業的需求變化將對整體煤炭市場產生影響，冶金、采暖等行業需求基本穩定。
浙商證券研報則認為，2026年國內經濟保持平穩，需求增長可期，煤炭供給在限產與保供之間平衡，預計動力煤均價為800-850元／噸。