【国投证券｜煤炭】煤炭海外供需专题：全球海运煤供给缺口与价格弹性探讨

来源：市场资讯

（来源：国投证券环保公用研究）

■全球煤炭市场虽整体供需宽松，但区域性割裂与结构性错配使海运煤市场的阶段性松紧成为价格波动主因

从中长期维度看，价格下限由高成本边际产能的FOB现金成本决定，在市场价击穿成本线时，供给被动退出，形成价格的底部支撑。价格上限则由中国内外市场的套利空间锁定，如进口煤到岸成本出现倒挂，中国将主动收缩进口采购量，从而压制全球煤价的上行空间。此外，短期扰动因素（如地缘冲突、极端天气等）通过现货市场上对最后一吨煤边际竞价释放价格弹性，加剧阶段性波动。

■新一轮供给收缩源于印尼减产，并优先保障国内需求，导致出口量下降

其他主要出口国方面，澳洲动力煤出口以长协合同为主导，短期市场弹性偏弱，长期产能更面临系统性约束，增量空间持续收窄。俄罗斯在运力饱和背景下，铁路运价连续上调，出口经济性明显下滑。美国因AI数据中心用电需求增量加速拉动本土煤电消耗，国内供需趋紧或引发美国煤炭出口量缩减。整体上，除中国、印度、美国三大内循环市场外，全球海运动力煤供给弹性长期弱化，一旦需求脉冲出现，供给端响应能力受限，价格易涨难跌。

■中东地缘冲突导致卡塔尔LNG出口中断，亚洲能源替代趋势明确

东北亚日韩通过煤电政策松绑形成临时替代，南亚及东南亚因本土气源枯竭、LNG高价形成刚性长期替代。欧盟虽维持去煤主线，但气价高企可能阶段性推高煤电需求。综合来看，考虑印尼煤炭出口预计减少8090万吨，其中约60%流向中国和印度。假设中印两国可通过国内增产或去库予以对冲，则剩余40%（即3200万吨，占全球海运煤贸易总量约2.5%）将形成面向其他市场的贸易缺口，对应澳煤价格抬升幅度约15-45美元/吨。在此基础上，考虑全球气转煤需求持续释放，叠加厄尔尼诺背景下迎峰度夏用电负荷的额外增量，边际买家为争夺最后一吨货源所支付的溢价往往高于线性推算。

■投资组合及建议：

具体推荐标的，欢迎联系国投证券环保公用煤炭研究团队。

■风险提示：海外供给超预期恢复风险、气转煤替代不及预期风险、国内调控政策超预期风险、干散货运输不及预期风险

1.亚太地区主导下的全球动力煤定价

全球海运煤炭进入平台期，近年来贸易格局加速向亚洲倾斜。全球煤炭年产量超过90亿吨，但约85%在中国、印度、美国三个独立产煤大国内部消纳，真正参与国际贸易的海运贸易煤占比约15%。从总量上看，全球海运煤炭贸易量自2018年起进入高位平台期，维持在13亿吨左右。根据Banchero Costa数据，2025年全球海运煤炭装船量（不包括各国国内沿海货物运输）累计13.3亿吨，较2024年-2.9%。主要出口国方面，印尼/澳洲/俄罗斯/美国/南非分别出口4.9/3.5/1.7/0.8/0.6亿吨，同比-7.2%/-0.6%/+6.7%/-10.3%/+4.1%。南非出口量受益亚洲需求韧性及运力改善，俄罗斯以量补价支撑出口增长，但削弱了煤企的盈利水平，行业亏损面持续扩大至70%。进口方面，中国/印度/日本/韩国/中国台湾分别进口3.8/2.2/1.5/1.1/0.5亿吨，同比-11.1%/-5.6%/-3.7%/-3.2%/-5.7%。同期，东盟/欧盟海运煤炭进口1.5/0.6亿吨，同比+2.8%/-1.4%。区域结构上，受欧美退煤政策持续压制需求影响，叠加俄乌冲突后俄罗斯煤全面转向亚太市场，据IEA《Coal 2025》报告，2024年亚太地区已占全球煤炭进口的85%，主导地位进一步巩固。

虽全球煤炭供需格局整体宽松，不存在长期、全局性的供应短缺，但由于区域性割裂与结构性错配，叠加运费、长协、政策、船期等多重因素对跨区域调运的制约，海运煤市场的阶段性松紧变化成为价格波动的主要驱动力。从中长期维度看，价格下限由高成本边际产能的FOB现金成本决定，在市场价击穿成本线时，供给被动退出，形成价格的底部支撑。价格上限则由中国内外市场的套利空间锁定，如进口煤到岸成本出现倒挂，中国将主动收缩进口采购量，从而压制全球煤价的上行空间。此外，短期扰动因素（如地缘冲突、极端天气等）通过现货市场上对最后一吨煤边际竞价释放价格弹性，加剧阶段性波动。

从定价下限来看，全球煤价具备成本锚定效应，展望未来，成本曲线呈现底部上移、尾部收紧的特点。海外无长协、无政策庇护的高成本边际产能，其FOB现金生产成本构成市场价格的刚性底部。根据IEA市场定价的经验法则，当市场价格跌至全球约90%生产商的FOB现金成本时，这部分高成本、缺乏长协或政策保护的产能将因无法覆盖可变成本而被迫退出，虽退出门槛高，但长期来看市场供需仍会逐步走向再平衡。实际退出速度或慢于理论预期，主因印尼、澳大利亚等主要出口国的矿方已与铁路、港口签订固定支付协议，使得账面现金成本部分成为沉没成本，即使在售价低于账面现金成本时，实际有效边际成本仍可能低于价格水平，从而延缓了产能退出。根据IEA，2025年随价格及贸易量的下降，高卡煤/中低卡煤供给曲线-2000/-6000万吨。展望2026年，煤炭供应成本曲线预计较2025年有所抬升：1）油价中枢抬升，系统性推高开采及运输成本。以兖煤澳洲为例，2025年直接采矿成本中，柴油成本约为7澳元/吨，假设2026年油价中枢从68美元/桶抬升至80美元/桶，预计柴油成本提升1.2澳元/吨。2）以印尼为代表的资源民族主义抬头，改变尾部成本曲线的形态；3）受东部铁路运力饱和及铁路运价上涨影响，俄罗斯煤企成本压力加剧。按基准运费40美元/吨测算，考虑2026年多项运价调整政策（1%附加费+指数化调整+空车返回运费于26/27年各上调5%），保守预计推升吨煤成本4美元/吨；4）博茨瓦纳、莫桑比克等新增区域边际产能因基础设施薄弱、运输半径长，位于成本曲线右侧，加剧曲线陡峭程度。

价格上限由中国内外市场的套利空间动态锁定。中国作为全球最大煤炭进口国，当进口煤到岸成本低于国内煤价时，套利窗口打开，中国买家转向采购进口煤，托底国际价格。反之，当进口煤到岸成本持续高于国内煤价并形成倒挂时，进口需求将主动收缩，从而压制全球煤价的上行空间。考虑国内煤炭产量向上弹性充足，煤价很难出现大幅持续的单边上涨空间。因此，CIF到岸成本的上限预计在多数时间趋于收敛，形成国际煤价长期的上限锚定。2026年以来，因干散景气周期与中东地缘冲突共同驱动，波罗的海干散货指数（BDI）自2026年3月起大幅攀升，进口到岸成本抬升。当前考虑地缘冲突反复、运力供给收紧、吨海里需求周期扩张，海运费预计将维持偏高水平，对进口煤套利空间存在一定压制。

尽管套利空间对价格上限形成长期约束，但短期扰动因素仍可通过现货竞价对价格产生阶段性推升。考虑超产难度、港口吞吐量以及运力瓶颈，当突发供需缺口出现时，市场无法通过新增边际产能来实现价格收敛，价格依靠对最后一吨煤竞价来完成出清。2022年，俄乌冲突触发欧洲气转煤替代与俄煤断供，NEWC（澳洲纽卡斯尔港）煤价一度飙升至400美元/吨以上。此后，随着俄煤转向亚洲、欧洲库存重建，边际缺口收敛，价格逐年回落。进入2026年，新一轮中东地缘冲突导致国际油气价格迅速拉升，亚洲主要经济体气转煤替代需求再度显现，带动区域动力煤需求明显走强。受区域替代刺激，纽卡斯尔煤价上涨至140美元/吨左右，但由于此次冲突未显著扰动欧洲和南部非洲的海运供应或需求，ARA（欧洲三港）及RB（南非理查兹湾）煤价基本维持稳定，价格未现明显联动上涨，反映煤炭定价的区域性分化。

库存水平决定了价格冲击的传导效率。2022年，欧洲ARA三港煤炭库存于2022年2月已降至400万吨以下的历史极低水平，同时天然气库存也远低于同期均值。当时欧盟约45%的煤炭进口依赖俄罗斯，冲突后主动切断俄煤渠道。2022年欧盟海运煤炭进口量同比大幅增长33.9%至1.2亿吨，欧洲抢煤潮叠加低库存放大了短期价格弹性。当前，国内港口库存处于中性区间，4月受大秦线检修影响港口库存进入持续去化通道。终端电厂库存偏低，部分电厂因前期主动去库或面临过度去库的风险。虽目前高煤价抑制补库意愿，随着5月中下旬迎峰度夏备煤窗口临近，叠加高温预期下日耗持续回升，下游集中备煤需求预计集中释放，带动价格进一步上涨。印度方面，高位库存快速消耗，库存处于临界水平的电厂数量已上升至20座左右，补库压力持续增加。

对比2022年俄煤断供+能源替代+库存低位，2026年中东冲突并不直接扰动煤炭贸易流，而是通过推高油气价格，经运费上行与气转煤替代两条间接路径传导至煤炭市场。当前各国库存仍有一定缓冲，但随后续迎峰度夏备煤需求集中释放，买方仍存在被迫进入现货市场竞价的风险。此外，还需考虑印尼资源民族主义驱动的出口量下降，进一步收紧了全球海运煤现货市场的可流通量，使得买方在竞价过程中所能获取的有效供给更趋紧缺。

2.海外供给：主要出口国供给弹性长期弱化

与2022年俄乌冲突后欧洲主动切断俄煤进口不同，新一轮供给收缩源于印尼减产，并优先保障国内需求，导致出口量下降。其他主要出口国方面，澳洲动力煤出口以长协合同为主导，短期市场弹性偏弱，长期产能更面临系统性约束，增量空间持续收窄。俄罗斯在运力饱和背景下，铁路运价连续上调，出口经济性明显下滑。除中国、印度、美国三大内循环市场外，全球海运动力煤供给弹性长期弱化，一旦需求脉冲出现，供给端响应能力受限，价格易涨难跌。

2.1.印尼：配额刚性上限压制现货出口，可销量大幅收紧

印尼作为全球最大的动力煤出口国，2025年出口量占产量67%，占全球海运煤贸易总量40%。长期以来，中国和印度稳居印尼煤炭出口的前两大目的地。2025年，印尼煤炭出口量为5.3亿吨，同比-6.3%，缩减的出口量主要来自于中国（-2895万吨，同比-12.0%），印度（-739万吨，同比-6.6%），菲律宾（-243万吨，同比-5.9%），越南（-240万吨，同比-8.4%）。出口需求增量主要来自于孟加拉国（+474万吨，同比+35.8%），韩国（+126万吨，同比+4.5%），泰国（+66万吨，同比+4.8%）。孟加拉国因本土天然气资源持续枯竭、电力需求刚性增长叠加进口LNG稳定性不足，共同推动煤炭进口量逐年增长。

2026年起印尼年度工作计划（RKAB）大幅收紧，国内保供有限，出口迎趋势性收缩。2025年10月3日，印尼能矿部发布《2025年第17号部长条例》，将此前2023年出台的三年期RKAB审批恢复为年度审批，要求IUP/IUPK持有者在每年10月1日至11月15日期间提交下一年度RKAB申请，逾期未提交或未获批将面临书面警告、业务暂停乃至吊销许可证的行政处罚。同时，此前在2024-2025年已获批的2026年RKAB生产配额全部作废，企业须重新提交申请。2026年1月，印尼能矿部宣布将煤炭产量目标削减至约6亿吨，较2025年实际产量7.9亿吨减少1.9亿吨。截至3月27日，已批准RKAB总量达5.8亿吨，接近审批完成。配额本身成为刚性上限，实际产量将趋近于配额。

中小矿因合规、物流及对国内市场供应（DMO）贡献偏弱，成为此次年度RKAB机制下的主要压缩对象。从分配结构看，印尼能矿部计划2026年DMO供应量为2.479亿吨，略低于2025年实际供应量2.54亿吨。在获批的生产商中，仅Adaro、Arutmin、RMB、Kideco、KPC五家大型矿山全额获得申报额度批复，其余矿山获批额度普遍削减，部分降幅高达70%，中小矿与边缘矿份额被显著压缩。在配额大幅收紧、年度审批机制回归及中小矿产能结构性压缩的约束下，印尼实际出口现货可销量进一步收紧，预计2026年印尼煤炭出口量约为4.3亿吨，较2025年减少8090万吨。

从时间节奏看，一季度为政策过渡期，二季度预计呈现产能修复与分化放量，三季度存在边际微调窗口，全年维持结构性偏紧格局。1-3月为政策过渡期，未获年度配额的企业可按原产能25%弹性生产，煤矿维持生产但非满负荷运行，通过控制运输节奏调节外流量，主动压缩产量来规避RKAB审批不确定性带来的违约和滞销风险。随着3月下旬年度RKAB审批落定，二季度行业进入产能修复和阶段性放量阶段，大型露天矿有望凭借完备的剥离、运输能力及充足的配额将产能快速拉升，而中小型边际矿因资本、油价、运输方面的约束，即便获批产量恢复也较为谨慎。三季度虽存7月RKAB总量小幅上修的窗口，但增量仍集中在头部大矿和合规中矿，结构性偏紧格局延续。

2.2.澳洲与俄罗斯：澳煤长期产能收缩，俄煤出口受运力限制

澳洲动力煤供给短期出口以长协合同为主导，市场弹性偏弱。而长期产能更面临系统性约束，增量空间持续被压缩。短期来看，澳大利亚煤炭出口以年度长协合同为主要框架，大部分产量已提前锁定至特定客户，剩余可供现货市场的比例有限，即便价格信号强烈，短期内也难以通过大幅增产来响应市场变化。长期来看，政策收紧未来产能投放。2026年3月，新南威尔士州政府正式发布《NSW Coal Industry 2026-50》政策，明确不再受理任何新的绿地煤矿项目申请，并取消9个绿地勘探许可证，或切断未来长期潜在产能约3000-7000万吨/年的资源投放路径。

现有扩建项目虽未完全封堵，但审批门槛和司法挑战已显著抬升。新政策允许相邻扩建及矿山延寿项目按个案审批，但审批流程正面临更严格的环境审查。2025年7月，新南威尔士州上诉法院在“Denman案”中裁定，审批机构必须将下游Scope 3温室气体排放纳入考量范围，直接导致Mount Pleasant煤矿扩建计划被驳回。叠加昆士兰州联邦法院叫停Adani Carmichael项目等因素，环保诉讼已成为实质性制约。2025年澳洲全国煤炭项目数已从47个降至40个，部分中小企业因采矿证附带成本、环保要求及审批不确定性被迫暂停或放弃项目，进一步削弱了供给的潜在增量基础。

俄罗斯东部铁路运力饱和，出口通道约束显现。俄罗斯煤炭向亚洲出口高度依赖以贝加尔-阿穆尔铁路干线（BAM）与西伯利亚大铁路为骨架的东部铁路网络，当前两大干线年总运力约1.73亿吨、实际承载已接近满负荷，东向能力扩张面临长周期、制裁与融资等多重约束，短期增量有限。既有扩能路径虽在推进，远期规划至2030/2032年提升至约2.1/2.7亿吨，但三期工程已出现延后与不确定性上升，且施工期内对既有能力形成阶段性扰动，难以在中短期内显著缓解瓶颈。此外，东向配额下调叠加铁路检修占用运力，通道拥挤的长期化风险上行。

在运力饱和背景下，铁路运价连续上调。自2024年12月1日起，2025年铁路货运费上调13.8%，并取消煤炭运价优惠系数。同时加征针对性附加费（大修费7%、运输安全费1%），空车运行费上调10%，并在2026年继续追加附加费与指数化调整，物流成本中枢持续抬升。与成本上行并行的，是俄煤长期存在的系统性出口折价，对欧洲及亚太市场均以低于主流价格的水平销售，盈利持续承压。2024年俄罗斯煤炭企业净亏损14亿美元，2025年净亏损扩大至54亿美元，不盈利企业占比升至70%。

2.3.美国：算力拉动煤电需求，煤炭出口面临下降趋势

美国电力需求进入结构性上行周期，AI数据中心是核心驱动力。EIA的《2026年度能源展望》显示，经历了近15年几乎持平的电力消费后，过去五年美国电力需求年均增长约2.1%，且预计将持续增长至2050年，数据中心服务器能耗是其中最主要的影响因素。

AI电力缺口的核心约束在于可调度电源接入，存量煤电成为关键补缺选项。根据国际能源署（IEA）的预测，美国数据中心用电量将从2024年的约183 TWh持续攀升，2026年将超过250 TWh，2027年超过300 TWh，到2029年接近400 TWh。面对这一急剧增长的需求，新建天然气发电通常需要约5年的建设周期，输电扩容亦受限于审批流程和设备供应瓶颈，短期内难以快速形成实际的供电能力。在此背景下，存量煤电站的利用价值正被重新评估。

政策从环保约束到支持煤电为AI供电。2025年美国联邦政策面对AI缺电已明显转向。3月17日，特朗普表态将立即推动利用“清洁煤炭”生产能源；4月8日，其签署行政令，放松对煤炭产业的环保监管和开采限制，并明确提出评估和利用煤电基础设施为AI数据中心供电。相关政策并非口号，而是涵盖资源开发、监管豁免、电厂保留到融资支持的系统性组合。政策效果已在发电端显现，2025年上半年美国煤电发电量同比增长15%。

根据EIA 2026年1月的基准假设，考虑大型计算设施（包括数据中心）需求增长，预计2026/2027年商业部门的电力销售+2.4%/+4.3%（2025年+2.4%），则2026/2027年总电力消耗量达4256/4364十亿千瓦时。因天然气价格预测下调，中西部可再生能源发电量增加，以及部分燃煤电厂退役，预计2026/2027年煤炭消耗量4.10/4.06亿吨，同比-9.3%/-1.1%。供给方面，预计2026/2027年煤炭产量5.12/4.96亿吨，同比-3.9%/-3.0%。在基准假设下，预计2026/2027年美国净出口1.02/0.91亿吨，如数据中心用电超预期，有望促使美国煤炭出口量收缩。

受政策收紧、环保审查趋严、运力瓶颈和成本上行等多重约束影响，澳洲、俄罗斯、美国等其他主要煤炭来源国难以释放增量出口形成有效补充。在此背景下，印尼供给收缩的缺口具备刚性，全球海运煤市场供给端的支撑逻辑强化。

3.海外需求：用电旺季临近，气转煤需求增量可期

中东地缘风险加剧LNG供应扰动，亚洲能源替代趋势明确。受中东冲突与霍尔木兹海峡航运中断影响，卡塔尔LNG出口在2026年3初基本全面中断。卡塔尔/阿联酋分别出口8244/510万吨，经该海峡外运的LNG合计占全球LNG供应量的20%。亚洲地区对中东LNG高度依赖，根据Vortexa数据，在亚洲买家中，南亚经济体对卡塔尔LNG的依赖程度最为显著。该区域国家卡塔尔LNG进口占LNG总进口量45%-99%，约占其天然气总供应量的20%。而北亚国家天然气发电占比高（韩28%/日31%），天然气发电缺口短期内无法通过其他清洁能源填补，只能重启煤电并提升核电以保障电力安全。

面对天然气供给风险，东北亚政策松绑驱动临时煤电需求增量，短期或推升区域煤炭消耗与进口需求。韩国煤电总装机约43.4GW，为应对中东危机，韩国政府将优先通过提高燃煤和核电发电量来减少对燃气发电的依赖。从3月16日起，取消原本燃煤机组80%的负荷上限，煤电出力空间被打开。日本煤电总装机43.6GW，其中低效亚临界机组（效率低于40%）占日本总煤电机组的22%，即低效机组容量约为9.6GW。经济产业省原有政策要求低效煤电厂年运行负荷不超过50%，今年4月起启动为期一年的紧急措施，允许低效机组满负荷运行。由于日韩本土几乎没有煤炭产能，新增煤耗依赖进口填补。参考全球先进基准假设平均供电煤耗300g/kWh，在保守/中性/乐观情景下，对应月均新增煤炭进口需求分别达到115/229/344万吨。

与东北亚政策松绑的临时替代不同，南亚及东南亚的气转煤逻辑更为刚性且长期化。孟加拉国、巴基斯坦等国本土天然气资源濒临枯竭，进口LNG成本高企且供应受地缘冲突严重扰动，叠加电力需求刚性增长，迫使这些国家从能源结构层面抬升煤炭消费。其中，印度计划2026-2035年新增煤电装机97GW，届时煤电总装机将达约307GW。孟加拉国方面，高煤价增加了电力发展委员会（BPDB）财政亏损和信用证开立难度，可能导致采购节奏延迟。BPDB正积极推动与印尼签订长期煤炭采购合同，以稳定燃料供应并缓解信用证开立困境，这种锁量行为将为进口煤需求提供直接且稳定的支撑。南亚及部分东南亚国家通过新建煤电、提高煤电利用率和持续增加进口煤炭，实现对燃气发电的长期替代，煤电需求增量具备持续性。

欧盟长期去煤主线明确，但能源安全扰动或阶段性推高煤电需求。2024年，欧盟主要国家发电结构中，天然气和煤炭分别占比约16%和10%，可再生能源（包括风光等）合计占比约47%。德国、英国等国持续推进煤电退役，2024年英国已实现零煤电，德国计划2027年前进一步压降煤电装机。但短期内，能源供需现实约束阶段性影响去煤进程，欧洲天然气库存低于近年来同期均值，同时，卡塔尔LNG中断推高全球现货气价，现有欧洲天然气发电成本较煤电高出约30%，天然气与煤电经济性短时倒挂，部分地区煤电盈利能力反超气电，驱动企业阶段性增加燃煤电量。若今夏出现持续高温、风电出力偏弱，煤电的兜底作用将被动放大。伦敦证券交易所集团估算，若TTF气价维持在50欧元/兆瓦时附近，今夏欧洲煤电发电量可能同比增加约20%。在全球煤炭贸易流向加速重构的背景下，欧洲买家的现货询价行为将边际上收紧大西洋市场的供给，与东北亚补库形成跨区域共振。

欧盟气转煤实际替代空间受多重因素限制：一是煤电机组可用容量连年下调，紧急重启需技术和审批周期，物理天花板突出；二是高比例新能源使煤电出力深度依赖天气，风电偏弱、极端天气时煤电作用放大，如2025上半年德国煤电发电量占比提升至23%“气转煤”更多体现为边际性、阶段性的应急兜底，难以重现2022年危机期间的规模。

综合来看，考虑印尼煤炭出口预计减少8090万吨，其中约60%流向中国和印度。假设中印两国可通过国内增产或去库予以对冲，则剩余40%（即3200万吨，占全球海运煤贸易总量约2.5%）将形成面向其他市场的贸易缺口，对应澳煤价格抬升幅度约15-45美元/吨。在此基础上，考虑全球气转煤需求持续释放，叠加厄尔尼诺背景下迎峰度夏用电负荷的额外增量，边际买家为争夺最后一吨货源所支付的溢价往往高于线性推算。

4.投资建议

在供给端趋势性收紧与需求端被动替代的共振下，全球海运动力煤现货边际供需趋紧，价格中枢上移的确定性增强。印尼通过配额审批、内贸保供及关税等政策组合持续压制出口弹性；澳洲、美国等主要出口国供给增量受限，全球海运煤炭贸易量已进入收缩通道。同时，地缘冲突引发LNG供应缺口，东亚、欧洲等主要消费区域被动增加煤电替代，迎峰度夏前的补库需求提前释放，二季度中后期至三季度的价格具备抬升基础。

运输与交易层面，虽然煤炭出口总量受抑制，但区域性能源替代带来的采购前置与补库集中化，或将提升夏季海运煤炭的活跃度及吨海里需求。地缘扰动叠加航线绕行与贸易流向再平衡，干散货市场运距拉长、运价中枢获得支撑。

具体推荐标的，欢迎联系国投证券环保公用煤炭研究团队。

5.风险提示

海外供给超预期恢复风险：印尼若放松RKAB配额审批、澳洲天气及采矿证制约缓解、俄罗斯东部铁路运力改善，均可能导致全球海运动力煤供给释放快于预期，从而压制价格中枢。

气转煤替代不及预期风险：欧洲及亚洲部分国家可能因环保政策、碳成本高企或电网接纳能力限制，实际煤电增发幅度低于假设，导致进口煤需求增量不足。

国内调控政策超预期风险：中国作为全球最大煤炭进口国，若后续出台更严格的进口限制、电煤保供稳价措施或释放更多国内优质产能，可能对冲海外煤价上涨，影响相关标的的盈利弹性。

干散货运输不及预期风险：若煤炭贸易量实际降幅超预期、航线绕行缓解或运力释放加快，BDI指数及航运公司盈利可能低于预期。