若冲突长期化，煤炭行情如何演绎？|动力煤|天然气|油气|煤价|煤化工|煤炭行情|煤电|石油

来源：华泰睿思

核心观点

亚太具备LNG刚需，美以伊冲突长期化或构成能源断供风险敞口

若美以伊冲突长期化、油气库存逐步耗尽，亚太地区依赖能源进口的经济体或将直面能源断供风险。日韩和中国台湾地区等亚太核心经济体的石油与天然气在能源消费结构合计占比高达约60%，且中东供应敞口突出，中东分别占韩国/中国台湾地区/日本石油2025年进口来源的75%/64%/97%，同期对中东LNG依赖度分别为30%/34%/6.3%。日韩石油库存尚较充足，2025年末库存均可支撑约200天水平；但LNG因为低温液化需求通常保持低库存来支撑经济性，因此天然气对LNG断供存在风险，日本/韩国/中国台湾地区2025年末天然气库存可用天数仅31/40/12天，库存安全边际较为薄弱。

油气库存耗尽驱动亚太煤炭替代，有望直接拉动海外煤需求

一旦油气库存缓冲耗尽，电力保供压力将迫使亚太各国加速以煤炭替代油气发电。我们判断日本/韩国/中国台湾地区具备煤电代替气电，乃至扩展核电、光储支撑能源多元化的诉求，或具备短期内提升煤电利用小时数、采购电煤的需求压力。我们认为印度/东南亚等亚洲制造业承接国处于缺油比缺电更紧迫的处境，对物流成本扰动不可忽视，因此对标中国提升电气化率支撑能源保供能力或为刚需，也将拉动电煤需求。在海外煤炭出口国供给刚性下，我们判断煤炭供需或回归紧平衡，拉动煤价上涨。

亚太石油到岸溢价放大煤价弹性，澳煤有望达239~386美元/吨

中东能源冲击下，亚洲实际石油到岸价格显著高于金融市场基准，现货-金融背离极为突出。以170美元/桶金融油价为基础，叠加运费与保险后，亚洲到岸油价或达181美元/桶；1）在亚太地区需求刚性下，阿曼油价较Brent溢价高达50美元/桶；2）中东-中国VLCC运价最高升至517WS，中枢425WS，对应约8美元/桶；3）战争风险保费由0.25%升至1-1.5%，对应额外2.5-3.5美元/桶保险成本。我们按14.7% LNG-油挂钩slope测算，亚洲LNG合理价格或达26.6美元/MMBtu，若按热值煤油比价（JKM-阿曼）中枢1.09合理价格中枢约为36.8美元/MMBtu；我们基于俄乌冲突以来煤油（NEWC-阿曼）比价中枢0.48，NEWC合理煤价或达386美元/吨，煤气（NEWC-JKM）比价中枢0.45，NEWC煤价可达239美元/吨。

疆煤有望填补进口煤减量，成本支撑下国内煤价中枢或抬升至850元/吨

高油气价环境下亚洲其他经济体对进口煤炭的需求刚性强于中国，保供压力更大且对高价煤承受能力更强，或挤出中国进口煤供给。我们认为疆煤有望放量补缺，在出疆铁路运输瓶颈下，公铁联运外输成本构成国内煤价成本支撑：我们测算5500卡煤价达到794元/吨时疆煤公铁联运外输具备经济可行性；若要实现大规模放量，或需煤价进一步上行至944元/吨以保障供给侧利润空间。此外，我们认为国内煤和进口煤成本曲线最左侧印尼煤的价格倒挂也将构成一定涨价动能。

我们判断价格弹性：澳洲>印尼>中国，继续推荐动力煤龙头

我们推演煤炭整体或不会出现紧缺，但由于日韩中国台湾地区依赖高卡澳煤、而澳洲产能弹性相对较小，澳煤涨幅或最高，我们判断价格可达239~386美元/吨；中国煤炭保供产能将发挥作用，我们推演疆煤放量或支撑动力煤中枢至850元/吨，进口煤价格提涨打开向上空间。我们认为具备澳煤敞口、现货比例高的煤炭公司或有望充分享受业绩弹性；在进口煤供给缩量下，国内动力煤龙头受益量价改善。

风险提示：地缘冲突超预期风险，煤炭供给放量超预期风险，假设和测算不及预期。

正文

亚太 LNG 需求刚性凸显，能源冲击或直接拉动澳煤需求

随时间推移油气库存耗尽，进口敞口大的亚太经济体将直面断供风险

伴随美以伊冲突进入第三周、前期库存逐步消耗，对于各经济体影响开始从预期走向现实，我们推演中东油气敞口大的东亚经济体首当其冲，能源价格反应也最为激烈。从贸易流向来看，2025年霍尔木兹通行的油75%流向亚太地区，4%流向欧洲；LNG出口中，2024年中东出口约83%流向亚太市场，欧洲为11%。从需求侧来看，东亚3个经济体日本/韩国/中国台湾地区油气消费占比60%，中东敞口大（日本原油97%；韩国天然气70%）。日本/韩国/中国台湾地区2025年末天然气库存可用天数仅分别为31/40/12天。气源方面韩国/中国台湾地区对中东依赖度接近30%。

不同于俄乌冲突中欧洲能源价格领涨，本轮美以伊冲突亚太能源价格提涨幅度超过欧美。

油价：亚洲客户进口依赖度高的中东原油（阿曼）迅速飙升至170.05美元/桶，高点收盘价较冲突前（2月27日，下同）的71.39美元/桶上涨超过138%。阿曼原油价格弹性超过同期Brent/WTI，Brent油价收盘高点为120.93美元/桶，较冲突前71.10美元/桶上涨70%，WTI的亚太、欧洲出口需求弱于其他品种，冲突以来油价收盘高点99.64美元/桶，较冲突前67.02美元/桶上涨约49%。

气价：亚太LNG现货基准JKM涨幅最为剧烈，高点收盘价为22.35美元/MMBtu，较冲突前10.73美元/MMBtu上涨95%，主要因亚洲90%以上霍尔木兹进口依赖导致供需较俄乌冲突时期更加紧张。欧洲TTF收盘高点为20.93美元/MMBtu，较危机前10.82美元/MMBtu上涨86%，相对弱于JKM表现；美国作为管道气和LNG主要出口国，其本土产量弹性大但LNG产能弹性小，因此Henry Hub气价几乎不受直接影响，冲突高点/冲突前价格分别为3.27/2.99美元/MMBtu，涨幅为9%，主要系出口份额增长弹性远低于俄乌冲突时期。

煤价：澳煤NEWC本轮价格高点为146.5美元/吨，较冲突前118.5美元/吨涨幅约为24%，目前仍低于俄乌冲突时期59%，主要系俄乌冲突后欧洲在俄气替代需求下气转煤需求拉动所致，且上一轮全球煤炭供需更紧张。印尼煤本轮价格高点为70.0美元/吨，较冲突前67.5美元/吨涨幅达到4%，虽然存在印尼的减配额导致现货出口减少的供给侧因素，但是在印尼对冲原油进口损失或增产煤炭同时限制出口的预期下，表现弱于澳煤。

电价：日韩领涨最为突出，日本日前电价冲突以来高点达到16.79日元/kWh，较冲突前9.48日元/kWh上涨20%；韩国日前电价冲突以来高点达到121韩元/kWh，较冲突前111韩元/kWh上涨11%，系电力批发价受进口依赖价格传导更直接。欧洲电价涨幅也受TTF联动影响而走高，冲突以来综合电价高点达到140.5欧元/MWh，较冲突前66.6欧元/MWh上涨111%。

日韩和中国台湾地区：中东进口依赖度较高，或导致冲突影响敞口大

日、韩、中国台湾地区石油进口来源高度依赖中东，日韩原油可用天数高于IEA平均水平。中东分别占韩国/中国台湾地区/日本石油进口来源的75%/64%/97%。截止2025年底，日韩两国按IEA口径原油库存进口可保障天数分别为208/200天（俄乌冲突开始前的2022年1月为216/187天），远高于IEA净进口国平均141天。

日本/韩国/中国台湾地区2025年末天然气库存可用天数分别为31/40/12天，日本来源分散，韩国/中国台湾地区对中东依赖度更高。LNG难存储的特性天然导致库存可用天数往往明显低于石油，主要系天然气必须被冷却至零下160℃才能被液化，出于稳定性和经济性往往保持较低的库存，因此LNG进口比例高的亚洲经济体在猝不及防的中东冲突中存在天然气供给风险。进口依赖方面，日本进口结构多元，分布到澳洲、马来西亚、俄罗斯等；韩国气源高度集中于中东；中国台湾地区库存与可用天数偏低，且对中东依赖持续走高。

日本气源进口布局多元。日本2025年底天然气库存75亿立方米，可用天数31天。进口结构高度分散，以澳大利亚（39.7%）、马来西亚（14.8%）为主要来源，且19年以来进口分布格局稳定。进口来源对中东依赖度偏低，经霍尔木兹海峡气源仅6.3%，叠加阿曼气源合计约10.8%。

韩国气源高度集中于中东，相较于2019年有所分散。韩国天然气库存规模适中，2025年底库存67亿立方米，可用天数40天，略高于日本与中国台湾地区。对中东依赖度30%，较2019年的38%有所下降，主要增加澳大利亚、印尼、马来西亚的气源。

中国台湾地区储备薄弱，近年对中东依赖持续上升。中国台湾地区天然气保障能力偏弱，2025年底库存仅10亿立方米，可用天数仅12天，应急缓冲严重不足。进口来源持续向中东集中，依赖度由2019年28%升至2025年34%，在地缘紧张与航道风险上升背景下，储备不足与来源集中叠加，能源安全短板明显，供应稳定性承压。

印度和东南亚：作为全球新制造中心，或面临能源保供压力测试

印度能源安全正面临对外依存度高、中东供应敞口过大、核心能源库存安全边际不足的挑战。该国一次能源消费自给率仅60%，能源消费结构中煤炭占比58%、发电端煤炭占比高达74%，煤炭进口高度依赖印尼、澳大利亚、南非与俄罗斯，同时超45%的石油进口、60%以上的液化天然气进口均来自中东，另有38%的石油进口来自俄罗斯，对中东能源的供应敞口尤为突出。

印度煤炭储备并不充分，且具备补库需求，缺失作为压舱石支撑油气缺口的供给韧性。截至2026年3月9日的最新官方数据显示，印度火电厂煤炭库存仅54.05百万吨，仅可满足约24天发电需求，全国全口径煤炭总库存210百万吨，仅可覆盖全国88天消费需求。

印度石油扰动影响已经扩散至民生，电气化率不是可选项而是必答题。印度LPG（液化石油气）供给高度依赖石油进口，主要来源是国有炼厂加工进口原油的副产品（40%）和中东各国进口（UAE、卡塔尔、科威特和沙特占比达24%/12%/9%/8%）。印度24-25FY（24.4~25.3）LPG消费量约3130万吨，居民烹饪需求占主导地位，随着重要石油进口源（中东占45%以上的石油进口）扰动已经出现紧缺，印度政府已于3月8日要求所有炼厂和石化企业将丙烷、丁烷、丙烯等C3/C4流全部转向LPG生产，禁止用于石化下游产品，全部供给IOC、HPCL、BPCL用于民用LPG。我们测算仅电烹饪对LPG的需求替代即可创造约320TWh/年的用电需求空间，基于一户印度人家平均约974 kWh/年用于烹饪的假设，3.3亿户家庭对应电炉用电需求为320TWh/年，占印度24~25FY发电量约18%，按300克/度电供电煤耗折算，约合0.96亿吨5500Kcal电煤需求，是印度24~25FY年煤炭需求量的7%；根据EIA，2024年澳大利亚和印度尼西亚的煤炭出口量为3.63/5.55亿吨，合计9.18亿吨，印度电烹饪拉动的电煤需求占出口量的10%；亚太地区除中国外进口量为6亿吨，印度电烹饪电煤需求占进口量的16%。

全球制造业产业链向东南亚转移的进程中，作为核心承接目的地的东南亚经济体，正面临能源保供体系的全方位压力测试。东南亚各国能源消费结构中化石能源占比普遍超90%，除越南外其余国家发电结构同样以化石能源为主，且能源高度依赖外部进口。按能源品类来看，石油领域对中东供应的依赖度最为突出，除印尼外，马来西亚、泰国、越南三国对中东石油的进口敞口分布在65%-90%之间；天然气领域的区域供应依赖度相对可控，除泰国对中东卡塔尔的天然气进口敞口约19%外，其余主要制造业承接国的天然气进口基本不依赖中东，区域内供应保障的稳定性相对更强；煤炭作为东南亚发电端的核心化石能源，其供应集中度极高，除印尼本身为全球最大动力煤出口大国外，马来西亚、泰国、越南的煤炭进口对印尼、澳大利亚两国的合计依赖度分别高达89%、97%、75%。

东南亚“缺油”要比“缺电”更紧迫，发展工业过程中运输成本扰动不可小觑，我们认为东南亚进一步加快电气化是降低油依赖、提升韧性的最优路径。燃料成本占运输运营费用的30-50%，因此汽油/柴油上涨直接转化为运费/票价上调，最终也会成本转嫁传导至工业品。例如印尼物流协会主席称冲突首10天集装箱运价已涨25%，整体国内/国际物流成本短期内可能上涨20-40%；根据Times，越南自冲突爆发以来，汽油价格已上涨约30%，柴油价格上涨约40%。航空运营成本因航油涨70%，部分企业（如食品配送）已改用空运并转嫁费用；菲律宾海运/空运票价已上调，陆路物流企业征收燃油附加费。陆路货运和公交预计运费涨15-30%。我们认为电气化率在中国逐步成为全球工业中心功不可没，或成为东南亚工业化发展中可学习的对象。一方面，电动重卡不仅是东南亚减少进口油依赖的关键，也是在石油价格提涨下经济可行性提升，有望拉动东南亚EV渗透率。另一方面，中国高铁+城际铁路极大减少中长途航空和公路油耗也值得东南亚地区学习，根据UIC和EIA，中国2008年以来高铁里程从零到超4.5万公里（全球3倍），2024年铁路运输已避免每天150万桶石油当量，累计减油近1200万桶/日，相当于全球EV节油总和。

LNG紧缺推动煤代气发电，预计煤价涨幅澳煤>印尼煤>中国国内煤

我们推演煤炭整体或不会出现紧缺，但由于日韩中国台湾地区依赖高卡澳煤、而澳洲产能弹性相对较小，澳煤涨幅或最高；印尼为对冲原油进口损失或增产同时限制出口、印尼煤价涨幅或第二高；而中国能源安全建设的煤炭保供产能将发挥作用，我们推演动力煤中枢上移至850元/吨，涨幅或最小。相较俄乌冲突开始的2022年，中国释放保供产能/印尼提高RKAB/印度增加本土产能，分别带来2.4/1.5/1.6亿吨、合计5.5亿吨的增量供给，而随着中国2025年煤炭消费量基本达峰（同比微增0.1%），参考IEA估算、2025年全球煤炭消费量较2022年仅增长约2.2亿吨，即使考虑美国、俄罗斯、澳大利亚产量略有下降，供需形势净改善2.8亿吨。当天然气断供风险增加，短期提高煤电机组利用率成为快速应急的选项，我们按封锁持续到6月底、且俄罗斯天然气放量，供给净损失为0.21bcm/日，年化77bcm。按等热值折算约9500万吨标煤，考虑煤电和气电机组热效率差异（分别按45%/60%估算），则对应约1.3亿吨标煤，仍在2.8亿吨供需弹性可覆盖范围内。

若中东供给扰动长期化，或率先拉动日本/韩国/中国台湾地区气转煤电需求，增加相当于全球煤炭贸易量的3%的电煤需求。根据EI，2024年全球发电量中气电占比22%、油电占比2%、煤电占比34%。亚洲整体天然气发电量占比虽只有10%，但日本/韩国/中国台湾地区天然气发电量占比达31%/28%/42%，且3个区域天然气消费量对于中东LNG依赖度达到11%/30%/34%，因此中东LNG中断直接影响3个地区发电量分别3%/9%/12%，合计约1223亿度电，按300克/度电供电煤耗折算，约合3700万吨标煤，相当于全球煤炭贸易量的3%。

一方面，印尼主动增产有助于稳定中国大陆地区煤价，但与日/韩/中国台湾地区需求不完全匹配。伴随3月以来中东冲突引发煤价上涨，印尼能矿部（ESDM）也于3月6日提出7.33亿吨2026煤炭生产配额新方案，较此前各界普遍预期的6亿吨明显回升，也高于2025年实际约7亿吨产量，显示出应对国际能源价格上涨灵活的产能调节能力。

另一方面，日/韩/中国台湾地区煤电技术掺烧低卡煤能力较弱，更依赖澳洲高卡煤，替代LNG发电需求利好澳洲煤炭价格上涨。以煤炭进口来源地来看，韩国/日本/中国台湾地区煤炭进口的第一大来源均为澳大利亚，占比分别为37%/72%/59%。第二大来源则是印尼，占比16%/13%/18%。不同于韩国/日本/中国台湾地区更依赖高卡的澳大利亚煤炭，中国电厂经过改造后具备掺烧低卡煤能力，因此约44%煤炭进口来自印尼低卡煤、16%来自澳大利亚，因此对澳煤需求刚性相对更弱。

澳洲煤企产能利用率弹性空间有限，利好澳煤价格上行。参考Whitehaven、BHP、Stanmore的产能利用率已达到78%/78%/88%，我们测算澳洲整体煤炭产能利用率在80%~85%区间，短期放量空间有限，我们认为有望支撑澳煤涨价逻辑。

AI电力缺口超预期下，美国煤电退役节奏存在调整可能。2024年美国煤电发电量6,480亿度，占比15%，年末煤电装机172GW。一方面，化石能源中煤电转气电的趋势过去10年在美国本土持续进行，2013年以来美国煤电利用小时数中枢持续下降，天然气利用小时数持续提升，其中2021/2022年的利用小时数波动主要受天然气价格大涨影响。另一方面，煤电退役规模较大，传统电源支撑作用或进一步减弱。根据EIA最新公布的全美机组数据，若仅统计已明确退役计划的机组，2028/30年美国煤电装机将分别较2024年减少28/32GW，退役幅度达16%/19%。我们认为AIDC加剧美国电力紧张，电力行业则需要通过短期推迟煤电退役并增加储能和其他快速部署电源、中期全面建设大型燃机、长期建设核电的方式，实现AI时代的电力系统建设。煤电的重启、重新建设也是一个可能选项。

美国煤炭产量弹性或需优先覆盖本土AI电力增量需求，美国本土煤炭需求复苏可能间接减少国际可贸易煤供给，甚至拉动煤炭进口需求。在特朗普政府的政策松绑下，美国本土煤炭2025年产量同比+4%，得以增产1900万吨，但仍无法完全覆盖AI电力推动的煤炭需求高增长，我们估算美国煤炭净出口较2024年减少了1380万吨，并消耗了约920万吨库存。美国过去15年基本维持1亿吨以上的煤炭净出口，是仅次于印尼、澳洲、俄罗斯之后的第四大煤炭出口国，占比7%，而同期美国国内需求过去15年则从10亿吨回落到5亿吨。美国2025年净出口约2.2亿短吨煤炭（欧洲/印度/中国/日本4大目的地占64%），主要是炼焦煤；EIA预计美国本土26/27年煤炭产量仍将有4%/3%的下降（由于煤矿自然衰减），如果美国需要以进口方式补充，澳洲和加拿大的高品质动力煤是潜在选择。

亚洲石油到岸溢价显著，或加剧对煤炭价格传导

运费和保费飙升下，亚洲实际石油到岸价格远高于国际金融市场基准

本次能源冲击下，亚洲实际石油到岸价格远高于国际金融市场基准，到岸现货-金融价格背离极为突出。亚洲实际石油到岸价格不同于市场所关注的金融市场价格，以迪拜原油价格170美元/桶为基准，叠加8美元/桶平均运费与3美元/桶保险费用后，亚洲实际到岸油价约达181美元/桶。

中东油价溢价：虽然霍尔木兹海峡近乎物理关闭是核心驱动，但是亚洲对中东油的刚性需求不可忽视，日本、韩国等亚洲主要进口国高度依赖中东重质高硫原油，短期内难以大规模转向西非、拉美或美国原油，且替代路线运费同样高企，溢价体现了亚洲客户可能接受的价格。截至3月23日，阿曼-Brent溢价来到约60美元/桶。

运价：霍尔木兹海峡的封锁不仅直接冲击国际原油价格，更对超大型油轮（VLCC）运价产生巨大影响，中东至亚洲VLCC运费在2026年地缘紧张环境下已飙升至六年高位。中东湾拉斯坦努拉-中国宁波运价在3月17日迎来高点，运价为517WS（世界油轮运费率），已较美以伊冲突开始前增加138%，近两周以425为中枢宽幅震荡，对应约420,000美元/天的运费，测算单程毛运费约为8美元/桶。

保费：据美国经纪公司Marsh McLennan，此前保费平均占船舶价值 0.2%至 0.25%，美以伊冲突启动后已攀升至 1%至 1.5%。大多数油轮的价值在 2 亿至 3 亿美元之间，在冲突前 0.25%的保费水平下，通过霍尔木兹海峡的航程，保险费用约为 50 万至 75 万美元；若考虑到冲突后保险费率来到1%~1.5%，每次航程的费用可能达到200万~300万美元，对应约2.5-3.5美元/桶。

亚太能源价格传导更具刚性，澳煤合理价格水位或为239~386美元/吨

亚太地区存在多个受限能源资源禀赋的发达经济体，例如日本和韩国是全球LNG进口依存度最高的国家，JKM现货价格直接决定两国能源成本，因此油、气、电价格联动性极强、波动剧烈，电价和工业成本压力也远高于自供率高的美国、俄罗斯和中国。俄乌冲突以来，阿曼原油相对平稳（10-20 USD/GJ区间波动），但JKM气价在2022年俄乌冲突以来暴涨至60+ USD/GJ；电力价格和印尼煤价同步大幅波动，长期高位运行。亚太气油比（JKM/阿曼）平均1.09倍（2022年峰值超3.5倍），煤油比（印尼煤/阿曼）平均0.26倍；电油比（日本电价/阿曼）平均1.75倍，在0.2~4.5区间剧烈波动。

亚洲LNG挂钩油价斜率定价，我们测算当前油价或支撑气价达到26.6~36.8美元/MMBtu，仍具备19%~65%上涨空间。根据Columbia SIPA，亚洲LNG定价主要依据双边长期合同，通常包含定价斜率用于确定合同价格随时间变化的走势，主要与原油价格挂钩，例如布伦特原油或日本原油进口平均价格（JCC）。典型的定价斜率约为10%~16%，ACCC对亚洲LNG油挂钩slope估算为14.7%。我们基于181美元到岸油价测算JKM气价约26.6美元/MMBtu；若通过，俄乌冲突以来等热值气油比价（JKM-阿曼）中枢为1.09角度进行测算，我们基于到岸油价测算JKM气价约为36.8美元/MMBtu。美以伊冲突以来JKM价格高点为22.35美元/MMBtu，从斜率定价角度或仍有19%上涨空间，从等热值价格充分传导角度或仍有65%上涨空间。

我们预计亚太煤炭价格也将跟随煤气价比、煤油价比的回归而上行，后续NEWC 6000kcal煤价有望达到239~386美元/吨，仍具备63%~163%上涨空间。我们参考亚太地区主要供给煤种印尼动力煤和澳大利亚煤的等热值煤油价比中枢，按6000kcal动力煤热值约23.8 MMBtu/吨，我们以俄乌冲突以来等热值煤油比价NEWC-阿曼中枢0.48作为基准，若煤油比价回归中枢，在181美元到岸油价下NEWC 6000kcal煤炭价格高点有望达到386美元/吨。考虑到煤、气作为基荷电源上游的能源大宗往往价格联系更紧密，传导速度也更迅速，我们基于美以伊冲突以来JKM价格高点22.35美元/MMBtu，俄乌冲突以来等热值煤气比价NEWC-JKM0.45作为中枢，测算NEWC价格也有望达到239美元/吨。综上所述，美以伊冲突以来NEWC 6000kcal价格高点为146.5美元/吨，从价格充分传导角度或仍有63%~163%上涨空间。

我们认为此次“美以伊冲突”也有望看到澳煤较其他品种的油煤比价更加刚性、价格传导更加迅速。回顾俄乌冲突，BRENT原油与澳大利亚纽卡斯尔港煤价格比基本处于稳定状态，价格传导速度较快、趋势一致，而南非理查德港惯性较大。另一方面，迎峰度夏期间也更有利于煤价弹性的释放，我们可以看到俄乌冲突叠加6~9月电煤传统旺季使得澳煤涨价具备持续性，后于迎峰度夏需求旺季结束后先于Brent价格回落。

化工需求释放、疆煤成本支撑下，国内煤价或底部抬升

能源自主构筑能源供给韧性，煤炭供给构成缓冲垫

中国油/气供给中东敞口约35%/7%，原油库存接近260天。根据华泰石油化工组2026年3月10日《地缘冲突或彰显中国能化供应链韧性》报告， 2025年中国原油进口5.2亿吨（中东占比50%左右）、开采2.17亿吨；天然气进口1650亿方（管道气38%，LNG62%-其中卡塔尔28%）、开采2619亿方。截至25年底我国表观陆上原油库存超12亿桶，中东进口原油在进口量占比约50%，假设我国自中东的原油进口量下降80%，在需求保持稳定的情景下，通过释放陆上原油库存，仍可维持接近260天，库存天数远高于IEA净进口成员国的141天、以及日韩的约200天。

“十四五”时期，我国油气增储上产取得显著成效，“十五五有望更近一步”。国家发改委等部门统筹推进油气勘探开发，三桶油（中石油、中石化、中海油）深入实施“七年行动计划”，国内原油产量连续多年稳定在2亿吨以上，2025年达到约2.15亿吨历史新高，天然气产量突破2600亿立方米并连续多年增产超百亿立方米；“十四五”期间全国油气勘探开发投资达1.94万亿元，较“十三五”增长48%；预计全国累计新增探明地质储量石油70亿吨、天然气7万亿立方米以上，分别较“十三五”增长约43%和40%。根据中国石油集团经济技术研究院，预计“十五五”期间国内油气产量呈现“油稳气增”态势，2030年原油产量可保持2亿吨稳产，天然气产量有望增至3000亿立方米，油气产能与资源保障能力显著增强，为国家能源安全筑牢了“压舱石”。

中国能源消费中煤炭仍是压舱石，占比52%；油/气分别19%和9%。我们测算如果海外煤价上涨推动国内煤价突破750元/吨，从市场角度会驱动新疆煤炭放量（考虑乌鲁木齐-秦皇岛公铁联运400-450元/吨、秦皇岛-广州水运45-50元/吨、新疆准东5000卡动力煤坑口价200元/吨，贸易商将获得50元/吨以上利润）。另一方面2025年中国煤炭进口4.9亿吨，其中动力煤约为3.6亿吨。由于我国煤电技术具备掺烧低热值印尼动力煤的能力，国际煤价上涨推动印尼增产也有利于稳定我国煤炭供应，伴随3月以来中东冲突引发煤价上涨，印尼能矿部（ESDM）也于3月6日提出7.33亿吨2026煤炭生产配额新方案，较此前各界普遍预期的6亿吨明显回升，也高于2025年实际约7亿吨产量，显示出应对国际能源价格上涨灵活的产能调节能力。此外当前我国25个主要省份动力煤库存维持在1.1亿吨，处于近6年高点。

中东扰动或将阻碍石化原料供应，煤化工替代需求不可小觑

石化产品下游覆盖国民经济全领域，以“三烯三苯”为核心基础原料，延伸出合成树脂、合成橡胶、合成纤维等上万种细分产品，全面渗透衣食住行、新能源、高端制造、生物医药等终端场景，是现代工业体系的核心基础支撑。除丁二烯外，煤化工已基本具备经济性替代生产“两烯三苯”的能力，考虑本次中东冲突带来的原料冲击，我们认为以原料安全保供角度出发，这5种产品均有提升煤化工替代的必要性。由于油气路线仍占这5种产品79%以上的产量，考虑中国原油/天然气/煤炭分别约70%/45%/10%的进口依赖度，我们对一次能源原料的进口依赖度加权，得出这5种产品的实际进口依赖度均在53%以上。而如果煤化工对于石油化工实现50%的替代，我们推算可以降低14~27个百分点的进口依赖度。

石油与煤炭在化工领域具有一定的可替代性，当化工品价格随原油走势波动，而煤炭价格相对较低时，煤化工的成本优势将得以凸显，出于经济性的考量也会带动相关需求。以乙二醇（MEG）为例，其上游路径包括石脑油裂解制MEG与煤制MEG两种工艺，成本分别与石油和煤炭相关。在价格机制中，终端MEG产品通常受原油价格主导，当前油价走阔、煤炭成本端不涨反跌时，煤制MEG路线的边际利润显著改善。

乙烯消费当量表观进口依赖39%，生产端油气路线仍占87%：根据中国石油和化学工业联合会发布的数据，2025年建成产能6291.4万吨/年，产量4150.8万吨；2025年估算消费量增至6851万吨（同比+7%）；净进口2700万吨（主要来自韩国、日本及阿曼）。油/气/煤化工分别贡献产量的76%/11%/13%。乙烯下游应用场景广泛，核心消费集中于聚乙烯（包装行业）、乙二醇（聚酯消费，新能源冷却液）、环氧乙烷（地产行业，锂电配套碳酸乙烯酯）、PVC等品类。

丙烯产销自给自足，生产端油气路线仍占85%：2025年末总产能7703万吨/年（同比增677万吨/年），产量6338万吨（同比+12.86%）；2025年消费量达到6297万吨（同比+12.95%），与产量基本同步增长。油/气/煤化工分别贡献产量的53%/32%/15%。丙烯下游应用集中，聚丙烯占比68%，其余消费集中于环氧丙烷、丙烯腈、丙酮、丁辛醇、丙烯酸及酯等品类。

纯苯进口依赖15%，石油苯仍占79%：国内纯苯产能位居全球首位，规模约2500-3200万吨/年，消费量估算约3700万吨，2025年预计进口量550万吨，对外依存度15%左右，主要进口来源为韩国、文莱等亚洲地区；随着技术迭代，石油苯和煤焦化产出粗苯后加氢两类纯苯品质差距持续缩小，基本可实现相互替代，油/煤化工分别贡献产量的79%/21%。纯苯下游应用场景广泛，集中于苯乙烯（2025年占比45%）、己内酰胺（2025年占比18%）、苯酚（2025年占比15%）、苯胺、己二酸等产品，纯苯终端消费高度聚焦家电、纺织、房地产、汽车四大行业，合计覆盖超五成的终端消费量。

甲苯净出口，石油甲苯仍占90%以上。国内甲苯产能2025年突破3400万吨，全年产量2300万吨。2025年甲苯歧化消费量预计达到1420万吨，推算甲苯2025表观消费量在2290万吨。石油甲苯仍占90%以上。甲苯下游歧化领域消费占比高达61.9%，涵盖对二甲苯（PX，占比超45%）、TDI、溶剂等品类；汽油混调消费占比逐年下滑，医药精细化工对高品质甲苯需求快速增长成为结构性亮点。

二甲苯石油路线仍占90%以上。可通过石脑油获得，或经由甲苯获得，煤化工路线则通过焦化粗苯+MTA获得。当前石油二甲苯仍占比90%以上。二甲苯下游需求高度聚焦PX，占比接近8成，调油需求占比18%，溶剂、邻二甲苯（OX）需求各占1%。

国内煤价中枢在疆煤成本支撑下或上移至850元/吨

考虑到亚洲其他经济体对进口煤炭的需求刚性显著强于中国，高油气价环境下或导致这些地区保供压力更大，对于煤油价比尚处低位的煤炭价格承受能力也更强，进而具备从中国进口煤供应抽走高价海外煤的诉求。我们基于进口缩量预期更新中国煤炭供需平衡表（前述预测请见2025年12月14日发布的《2026年度策略-电力的超级周期》），给予印度尼西亚进口量同比-20%（考虑到印尼出口配额进一步收紧）、澳大利亚进口量同比-5%的假设，下调印度尼西亚进口6,969万吨，澳大利亚进口1,069万吨。

疆煤外输存在运力瓶颈，公铁联运构成边际成本，我们测算外输盈亏平衡成本或为794元/吨，且有望随油价进一步传导而走高；若要实现大规模放量，则需煤价进一步上行至944元/吨区间以保障供给侧利润空间，综合来看850元/吨或为中枢。2025年新疆煤炭外运量14278万吨，同比增长2.28%，其中铁路外运9533万吨，同比增长5.2%，公路全年外运量达4745万吨，占比为33%，同比略微下降2.68%。虽然疆煤外运以铁路为主，公路为辅，但铁路运能或构成瓶颈，兰新线是疆煤外输主力干线，煤炭运力约7000万吨且利用率已达高位，在运价更低、油气价格敞口小的铁路运能打满后，若疆煤进一步放量则公铁联运将构成边际成本支撑煤价。我们以吐哈煤田通过公路将煤炭从红星一场运送至张掖，再通过铁路从张掖运送至秦皇岛进行测算，公路和铁路部分运费分别为175元/吨（2月24日)和343元/吨，合计运输成本518元，叠加吐哈煤炭样矿平均生产成本146元/吨，假设点装费、装卸费等其它费用大约每吨42元，合计成本为706元/吨，考虑到疆煤热值主要为5000卡，对应秦皇岛5500煤价为777元/吨。我们考虑美以伊冲突后油价提涨对运费的传导，新疆0#柴油2月25日为6.51元/升，3月24日为8.02元/升，提涨23.2%；假设公路运输中燃料成本占40%，对应红星一场运送至张掖部分公路运输成本或提升9.2%至191元，合计成本或为722元/吨，换算对标5500卡秦皇岛煤价794元/吨。我们认为若使疆煤具备外输意愿也需给予一定利润空间，150元/吨或为合理锚定，对应5500卡秦皇岛煤价为944元/吨。

若国内煤价要实现进一步上涨，其核心驱动仍在于作为进口补充海外煤炭价格涨幅大于国内，从而推动进口煤到岸成本持续上行，国内煤价会出于同海外煤形成价格“倒挂”进一步打开涨价空间。复盘俄乌冲突时期，海外煤价创新高也拉动国内煤价提涨至接近1600元/吨实现翻倍，但回调也快于海外煤品种，我们认为系存在宏观调控机制引导煤价监控运行所致。

国内煤具备供给主观调节灵活度，我们判断国内煤价将呈现中枢抬升、以稳为主的走势。复盘供给端，去年2H25开始“查超产”来调控国内煤炭产量，我们基于维持“查超产”力度预期1H26国内产量同比下降1.5%，对应约4000万吨的供给体量，对应2~3个月的印尼进口量。我们判断若煤价提涨速度过快，国内可通过释放产量一定程度弥补进口煤的缩量，成本曲线右移有助于煤价维稳并位于健康位置。

投资建议

参考俄乌冲突后全球对能源安全与自主可控能力的高度重视，我们认为煤炭作为传统能源板块的估值弹性有望进一步释放。在宏观不确定性上升的背景下，具备稳定供给能力和现金流特征的传统能源资产，其配置价值凸显。以俄乌冲突期间国内煤炭板块为例，其稳定现金流支撑市场重新定价，对应2022年板块估值中枢出现系统性抬升。进一步看，煤炭在中国能源体系中的战略地位决定了其盈利中枢具备较强刚性，当前煤电仍承担电力系统的基础负荷与调峰保障功能，煤炭资产的盈利稳定性有望带动价值重估。