中国煤炭进口市场正在经历一轮深刻的结构性变革。天风证券2025年度策略报告指出，煤炭月均进口量从约2500万吨跃升至4000万吨以上，2024年全年有望突破5亿吨创历史新高。进口来源国从澳大利亚、印尼、蒙古"三足鼎立"演变为俄罗斯、印尼、蒙古"新三角"。蒙煤以焦煤为主导在山西减产期间抢占市场份额，俄煤受铁路系统问题和SWIFT制裁拖累下滑，澳煤虽有增长但体量有限。进口煤的持续放量正对国内煤炭销售格局形成深刻冲击。
总量突破5亿吨，进口依赖度持续提升
2024年煤炭进口量延续增长趋势，截至10月已达4.35亿吨，同比增长13.5%，预计全年将超过5亿吨，创历史最高值。进入2023-2024年之后，煤炭进口市场月均水平从以往的约2500万吨上升至4000万吨以上，提升幅度约60%。进口煤在国内煤炭消费中的占比持续提升，对沿海电厂的煤源选择形成重要影响。2024年1-9月大秦铁路发运量同比下滑9.14%，在发电量和电煤消耗量增长的背景下出现背离，大概率是沿海电厂在进口煤价格优势下优先采购进口煤，减少了北港下水煤需求，印证了进口煤对国内销售格局的冲击。
结构重塑——澳煤回归、俄煤下滑、蒙煤主导
进口来源国结构发生显著变化。澳大利亚从主要进口来源国转变为次要供应方——澳煤进口因低基数效应同比增长63.14%至5621万吨，但焦煤占比极低，以动力煤为主导，总量仍远不及历史峰值。俄罗斯进口煤同比下滑16.29%至6626万吨，主因铁路系统出现机车乘务员不足等系统性问题，叠加美国和欧盟制裁导致多数俄罗斯银行被剔出SWIFT系统，对外贸支付造成严重困难。蒙古进口量达5940万吨延续增长趋势，蒙煤以焦煤为主导，在山西1-4月大幅减产的背景下借机抢占市场份额，2-6月蒙煤进口量增长趋势强劲。印尼煤进口量小幅增长，仍以低卡动力煤为主力。
2025年进口展望——总量高位持平，结构微调
展望2025年，进口煤总量大概率高位持平在4亿吨左右。核心逻辑在于2025年电煤长协政策进一步宽松——煤企任务量从80%降至75%、电厂不再鼓励100%签约、年度履约从足额降至最低90%。电厂可获取的长协资源减少，而进口煤价格通常低于国内市场煤，采购进口煤的动机增强。结构上，俄煤因铁路和支付问题短期难以解决可能继续承压，澳煤取决于中澳价差和贸易商利润，蒙煤凭借地理优势和价格竞争力有望持平。整体来看，进口煤价格优势是决定进口量的核心变量，若海外煤价跟随国内中枢下行，进口量有望保持稳定。
进口煤对国内煤价的传导机制
进口煤对国内煤价的影响主要通过两条路径传导：一是沿海电厂在进口煤价格更具优势时减少北港采购，压低下水煤价格；二是进口煤价格本身构成国内煤价的上限约束——当国内煤价高于进口煤加运费成本时，终端用户会转向进口替代。从历史数据看，煤价和进口量大致呈现一致趋势，即在供需过剩、价格下跌期间，进口量通常会随价格一同回落。但若2025年长协宽松导致电厂主动增加进口采购，进口量可能在高位保持刚性，对国内煤价形成持续压制。
表：主要进口来源国2024年1-9月煤炭进口量变化| 进口来源国 | 进口量（万吨） | 同比变动 | 主要煤种 | 核心变量 |
|---|
| 澳大利亚 | 5621 | +63.14% | 动力煤主导 | 低基数效应，总量仍小 |
| 俄罗斯 | 6626 | -16.29% | 动力煤/焦煤 | 铁路系统问题+SWIFT制裁 |
| 蒙古 | 5940 | 延续增长 | 焦煤主导 | 山西减产期间抢份额，后续有挤出效应 |
| 印尼 | — | 小幅增长 | 低卡动力煤 | 价格竞争力稳定 |
