地缘冲突推动全球能源替代，并传导至煤炭市场

2026年3月，随着中东地缘冲突升级，霍尔木兹海峡航运受限，自卡塔尔、沙特及阿联酋等终端各国的油气田与相关设施遭遇袭击后，国际油气市场供应端出现实质性收缩。

国际能源署在5月13日发布的月度报告中指出，由于霍尔木兹海峡实质性封锁导致的供应损失已累计超过10亿桶，目前每日有逾1400万桶原油无法产出，构成一场“史无前例的供应冲击”。

天然气方面，供应端同样遭受重创。卡塔尔作为全球最大的LNG出口国之一，其一处液化天然气生产设施遭袭后，17%的出口产能中断，预计修复将耗时三至五年。阿联酋最大的Habshan天然气加工厂在4月初两度遇袭，运营方Adnoc Gas表示，乐观情况下，到2026年底将工厂加工能力恢复至80%，到2027年方能恢复满负荷生产。

5月上旬，布伦特原油现货价格最高曾突破144美元/桶，欧洲TTF基准荷兰天然气期货在5月19日曾触及51.82欧元/兆瓦时的阶段性高点，亚洲LNG现货价格继续受到价格传导。油气基础设施的物理性损毁与关键航道的通行受阻，以及地缘冲突的持续不确定性，使本轮供应冲击的恢复周期较此前政策驱动的价格波动更为持久。

油气价格上涨通过三条路径传导至煤炭市场，推动煤炭在能源结构中的替代性需求上升，分别是电力与热力领域的替代，化工领域的替代，以及运输及生产成本端的传导。

有关运输及生产成本端的传导，可以回顾新湖能源原油与地缘相关专题，本文暂不做延伸。

地缘因素驱动电力与热力领域的煤代气需求增长

电力与热力领域的气煤转换已经拉动部分需求。天然气在发电和供暖领域与煤炭存在直接替代关系。当天然气价格上涨时，燃煤发电的相对经济性提升，部分电厂和工业企业转向燃煤锅炉以控制成本。以日本、韩国、欧洲为代表的天然气进口地区已启动燃煤机组重启或负荷提升。

作为全球最大的两个LNG进口国，日本和韩国在此次供应危机中首当其冲。其LNG库存安全边际相对薄弱，为应对危机，两国均已解除燃煤限制，并出台明确的煤电重启政策。根据中金公司数据，两国共有约50-60GW的煤电装机容量具备短期提负荷的潜力。

欧洲由于长期“退煤”政策，可调用的煤电装机容量仅为危机前的约55%，因此其替代潜力更多地取决于价格，而不是装机规模。

东南亚多国面临的是缺电与高价的双重压力。尤其印度、泰国高度依赖LNG现货，受冲击最明显。该地区存在大量可调度的煤电灵活产能，自中东能源冲击以来，多国已转向煤炭应急方案。对于印尼、越南等煤炭生产国，甚至考虑优先保障国内用煤。东南亚各国在利用煤电替代天然气时，都不同程度地面临装机容量的“天花板”效应。短期看，印尼、菲律宾的替代潜力较大，但印尼受制于电网瓶颈，菲律宾则面临存量煤电机组不足的问题。

我国在本轮冲击受到的影响多集中在沿海地区。据中电联数据，2026年3月至5月，南方地区由于气电出力下降等因素影响，燃煤电厂发电量和耗煤量出现反季节性走高。自中东冲突以来，国际气价飙升，接收站LNG现货成本与国内销售价严重倒挂，迫使部分气电企业降低负荷。在保供和成本双重压力下，沿海地区的电力缺口正由煤电填补。

国内气电总装机已超1.66亿千瓦，主要集中在粤苏浙等沿海五省，合计约118.6 GW。气电具备灵活的调峰能力，联合循环机组调峰能力达70%以上，单循环机组调峰能力可达100%，因此在以上地区主要作为电力调峰角色。2026年以来，受LNG价格高企与区域控气政策双重影响，沿海气电出力明显下降。

根据中国能源与清洁空气研究中心4月简报数据，2026年4月气电发电量同比下降约3.3%。而根据各省的相关数据可知，在中东海峡能源冲击后，各地区气电用气量与发电量均有不同程度下降。2026年3月，江苏省发电用气量同比下降7.5%，而发电用气量是气电运行小时数的关键替代指标，该数据下降直接反映了气电发电活动的收缩。为疏导上游成本，江苏省发改委已于2024年9月起上调了部分燃气电厂的上网电价。2026年第一季度，上海电力股份有限公司的合并口径气电发电量为16.90亿千瓦时，同比大幅下降19.10%。2026年3月30日，广东省能源局发布通知，为应对供应风险，保障民用气，重塑气电定位，明确2026年全省天然气发电用气量上限为193亿立方米，较2025年下降了1.6%。

基于最新的行业数据与测算框架，我们设定如下核心假设：沿海江浙沪闽粤五省气电装机合计约118.6 GW，4月基准发电量约270亿千瓦时；全国供电标准煤耗率取国家能源局公布的294.3克/千瓦时，并以5500大卡动力煤为替代煤种，热值换算系数为1.2727；同时考虑煤电替代过程中的有效出力系数取0.65（合理区间0.60-0.70）。在此基础上，设定气电出力降幅分别为5%、10%、15%、20%四种情景。

测算结果显示：当出力降幅为5%时，对应替代负荷约5.93 GW，月减发电量13.5亿千瓦时，实际月耗5500大卡动力煤约32.8万吨，日均约1.09万吨；降幅10%时，替代负荷11.86 GW，月减发电量27.0亿千瓦时，实际月耗65.7万吨，日均约2.19万吨；降幅15%时，替代负荷17.79 GW，月减发电量40.5亿千瓦时，实际月耗98.6万吨，日均约3.29万吨；降幅20%时，替代负荷23.72 GW，月减发电量54.0亿千瓦时，实际月耗131.5万吨，日均约4.38万吨。上述测算结果可作为评估迎峰度夏期间气电出力下降对动力煤需求冲击的参考基准。

基于以上假设，再根据江浙沪闽粤五省对5至7月全社会用电量的推算，并结合国家能源局及中电联对夏季用电的供需分析推算，不同省市用电需求预计增速在5%至8%左右。



根据2026年最新用电数据与气电运行情况，我们对4至7月沿海粤苏浙沪闽五省气电出力下降导致的煤电替代量进行了分月测算。测算采用沿海五省气电装机合计118.6 GW、全国供电标准煤耗率294.3克/千瓦时、5500大卡动力煤热值换算系数1.2727、有效出力系数0.65等核心参数，并设定气电出力降幅为5%、10%、15%、20%四种情景。

以4月沿海气电发电量约270亿千瓦时为基准，假设5月和6月受高温提前及用电负荷攀升影响，发电量基准上调至约275亿千瓦时，7月预计全国全社会用电量或将首次突破万亿千瓦时，沿海气电发电量基准大幅提升至约365亿千瓦时。

据此测算，在5%降幅下，4至7月每月替代的5500大卡动力煤分别为32.8万吨、33.4万吨、33.4万吨、44.4万吨；10%降幅下，每月替代量依次为65.7万吨、66.8万吨、66.8万吨、88.7万吨；15%降幅下，每月替代量分别为98.6万吨、100.2万吨、100.2万吨、133.1万吨；20%降幅下，每月替代量则分别达到131.5万吨、133.6万吨、133.6万吨、177.5万吨。

根据以上推算，迎峰度夏期间，因气电发电量基数显著扩大，同等降幅下的煤电替代量较淡季月平均高出30%左右，而在LNG价格高企、气电降负持续的背景下，迎峰度夏期间的电煤需求将面临明显增量压力。

煤制气盈利窗口打开，但增量替代空间有限

通过现代煤化工技术，煤炭可转化为油品、天然气及化工原料。当国际油价上行时，煤制油、煤制气、煤制烯烃等路线的盈利空间扩大，企业生产负荷提升，直接带动化工用煤需求。关于煤制烯烃的详细分析，新湖化工团队已发布系列专题，可关注其煤化工及聚烯烃相关资讯。

在此轮气价上涨中，煤制气的经济性显著改善，但其实际增量替代能力受多重制约。

根据中国化工信息周刊及钢联数据推算，2025年煤制天然气产量约70亿立方米；2025年初统计口径全国天然气总产量约2464亿立方米，煤制气占比不足3%，整体规模相对较小。当前煤制气行业正处于存量项目高负荷、增量产能待释放的产能切换阶段。截至2025年，国内已投产煤制天然气项目总产能约75亿立方米/年，按70亿立方米产量计算，产能利用率约93.3%，短期已接近饱和。

具体煤制气工艺的原理，以及市场供需关系等基础知识方面内容，可以回顾新湖期货天然气相关专题。

煤制气盈利的关键瓶颈在于煤价与气价的剪刀差。新疆地区因煤炭成本优势，部分项目已具备持续盈利能力；而内蒙古等非新疆区域项目对气价敏感度更高，盈利稳定性较弱。本轮中东地缘冲突带来的气价上涨，为全行业打开了阶段性盈利窗口，但行业长期利润中枢仍取决于天然气市场化定价机制的演进及煤炭价格的走势。

煤制气主要发挥区域性应急调峰和保障国家能源安全的作用。在当前油气大涨背景下，其成本相对优势获得边际改善，但由于当前产能利用率已超93%，产能弹性有限，且面临管网接入、环保标准、政策审批等现实瓶颈，无法大规模增产以对冲外部供应冲击。本质上，煤制气在天然气供应体系中扮演的是战略性、区域性、可快速响应的补充角色，供给增长的上限较为明确，并非能从总量上大幅扩张的高增量角色。

高油价打开煤制油盈利窗口，战略价值凸显但增量弹性受限

在上文提到的煤化工三条路径中，煤制油是连接油气价格上涨与煤炭需求变化的典型环节。一方面，煤制油直接产出汽柴油等液态燃料，与进口原油形成替代关系，其盈利能力对油价变化高度敏感；另一方面，成品油消费税作为固定成本，对煤制油项目的盈亏平衡点构成显著影响。

煤制油主要分为直接液化和间接液化两大技术路线，另外还有一些小规模的煤焦油加氢、甲醇制汽油（MTG） 以及煤油共炼等技术作为补充，但并非主流。中国煤制油的技术路线以间接液化为主。截至2025年的数据显示，其产能占比约75%，并预计将持续提升。

煤直接液化流程是将煤先进行破碎干燥后制成煤浆，再在400–450℃、10–30MPa的高温高压条件下，借助催化剂进行加氢反应，使煤直接转化为液态产物，最后通过分馏精制得到汽柴油，其化学本质是降解和加氢反应。

该工艺对煤种要求较高，主要以烟煤为主，优点是油收率高，通常1吨煤可产0.5–0.6吨油，且流程短、能耗相对较低，缺点是设备要求苛刻、投资大且产品芳烃含量中等。神华鄂尔多斯项目是全球首套百万吨级商业化装置，代表了这一技术路线。

煤间接液化是目前工业化最成熟、应用最广的主流煤制油路线，其核心技术是费托合成反应。该工艺先将煤进行气化，制备以一氧化碳和氢气为主的合成气，其中氢气与一氧化碳的摩尔比需根据后续催化反应的要求，调整至1.4至2.5之间。净化后的合成气进入反应器，在铁基或钴基催化剂的作用下，于270–350°C、2–3MPa的温和条件下发生费托合成反应。在这一过程中，一氧化碳和氢气首先在催化剂表面吸附并解离，碳原子逐步聚合成链，最终生成长链烃，再经过加氢精制等一系列加工，转化为柴油、石脑油等清洁油品及烯烃、蜡等多种高附加值化学品。

该技术路线的主要优势在于产品品质出众，生产的柴油具有无硫、无氮、无芳烃的超清洁特性，汽油则无硫、无氮、且芳烃含量合理，可达到超欧V标准。此外，其反应条件温和，对烟煤、褐煤、无烟煤等煤种的适应性强，工艺设备易于大型化。尽管产品品质优异，但也存在流程长、总体能耗高、吨油耗煤量大（约3.3至4.1吨煤产一吨油）等不足。

在实际应用中，国家能源集团宁夏煤业的400万吨/年间接液化项目是该技术路线的杰出代表。该项目是目前全球单体规模最大的煤制油工程，工艺设备国产化率高达99%，已稳定运行近十年，年转化煤炭超过2400万吨，累计生产油化品已超过3200万吨。当前，该项目还积极进行产业链延伸，正在利用费托合成尾气建设年产近17万吨LNG的资源化利用项目，预计于2026年内投产，将单一油品模式扩展为“油化品+清洁能源LNG”的综合利用格局。

虽然间接液化在产能上占优，但直接液化在战略上同样不可或缺。两者是互补关系，共同构成国家能源安全战略的双保险。根据国内的技术发展路线，这两种技术正在融合发展，国能哈密项目创新性地采用了“直接液化+间接液化”的一体化布局模式，标志着我国煤制油技术正朝着更大型、更集成化的方向快速发展。

根据金联创数据，截至2025年7月，中国煤制油产能超过900万吨/年。目前统计内2025—2027年在推进项目合计约1020万吨，其中在建或拟建项目对应新增煤制油产能约800万吨/年，新增投资额约1257亿元。其中，国能集团煤化工产业共运营煤化工项目30个，油化品产能规模约2600万吨，其中煤制油531万吨，约占全国的64.5%。近五年煤制油及煤焦油加氢供需体量缓慢增长，供应量及需求量复合增长率分别为10.77%和9.40%。

煤制油完全成本的核心构成包括以下部分：原料煤成本、公用工程成本（电力、水、蒸汽）、固定费用（折旧、财务费用、人工及管理、安全生产与维修）、碳排放成本、综合消费税。

当前三大煤制油主产区煤价整体处于历史中低位运行。新疆哈密动力煤Q5500坑口含税价约225-470元/吨，内蒙古鄂尔多斯Q5500坑口含税价约580-650元/吨（5月29日数据），宁夏宁东Q4500坑口含税价约500元/吨。鄂尔多斯地区年初动力煤平均坑口价为417.50元/吨，虽较年初小幅上涨，但仍显著低于历史高位。

煤制油项目可通过调整产品结构，将产能更多配置到化工品方向，从而绕过成品油消费税的刚性支出，实现综合税负大幅降低。如费托合成蜡不在成品油消费税征收范围，因此发展基于费托合成的精细化学品可有效提升项目盈利能力。在前期低油价+高消费税的双重挤压下，国内煤制油项目均主动加大化工品产出比例，以规避消费税对经济性的侵蚀。所以实际煤制油产品结构多样，部分产品（如液化气、石蜡、化工轻油）不征或减征消费税。所以可以推导出公式综合消费税=(应税油品产量×对应消费税率+化工品产量×0)÷总产量。

根据兖矿集团的项目披露，以其100万吨/年低温费托合成煤间接液化示范项目为例，其产品为柴油79万吨（约69%）、石脑油26万吨（约23%）、液化石油气10万吨（约8%）。LPG不征收消费税，柴油与石脑油均需缴纳，综合税负可降至1,445元/吨。

在以上条件基础上，对成本作出假设。技术参数方面，直接液化路线吨油煤耗2.4吨，间接液化路线3.3吨。参考神华宁煤项目及国标，假设公用工程单耗统一为电力795kWh/吨、水11.8吨/吨、蒸汽25.2GJ/吨。煤价采用2025年坑口实际运行区间，新疆哈密310元/吨、内蒙古鄂尔多斯430元/吨、宁夏宁东500元/吨。固定费用（折旧、财务、人工、维修）按大型项目规模经济性取值1,500元/吨。消费税以兖矿百万吨级间接液化典型产品结构（柴油79万吨、石脑油26万吨、LPG10万吨）为基准加权计算，取1,445元/吨。碳排放成本按全国碳市场履约均价估算为200元/吨。副产品收益抵扣250元/吨；汇率按7元/美元、吨桶换算按7.3桶/吨。据此推算出三地两种路线的综合完全成本及盈亏平衡油价。

间接液化路线的综合完全成本呈现明显的区域梯度：新疆最低（5,245元/吨），内蒙古居中（5,641元/吨），宁夏最高（5,872元/吨），对应的盈亏平衡油价分别为102.7美元/桶、110.4美元/桶和114.9美元/桶。在当前95美元/桶的油价下，三大产区均处于亏损状态，表明典型间接液化项目（应税油品占比约90%）在高消费税和汇率7.0的条件下，尚不具备经济性。

煤间接液化路线的综合完全成本呈现显著的区域梯度：新疆最低（5,245元/吨，盈亏平衡102.7美元/桶），内蒙古居中（5,641元/吨，110.4美元/桶），宁夏最高（5,872元/吨，114.9美元/桶）。在当前95美元/桶的油价下，三大产区均处于亏损状态，表明典型间接液化项目（应税油品占比约90%）在现行消费税和汇率条件下尚不具备盈利基础。

煤制油的盈利能力对煤价与油价的剪刀差高度敏感。模型测算表明，煤价每波动100元/吨，对煤制油总成本的影响因技术路线而异，直接液化路线因吨油煤耗2.4吨，原料成本直接增加240元/吨，总成本变化约240元/吨；间接液化路线因吨油煤耗3.3吨，总成本变化约330元/吨。按行业产能权重（直接液化25%、间接液化75%）加权平均，综合成本变化约为308元/吨。考虑到煤制油产品的多元结构，以前文提及的兖矿集团案例为参考，柴油与石脑油占比约为90%，加权吨油消费税约1,445元/吨，基于汇率7.0元/美元，对应的盈亏平衡油价变动约为6.0美元/桶。

模型测算在当前油价95美元/桶、市场煤价条件下，两条路线在三大产区均处于亏损状态，这与企业实际声称的盈利状况存在明显矛盾。这一差异的核心原因在于，企业实际使用的原料煤为集团内部“中长协煤价”，而非市场价格。集团内部结算的长协煤价通常显著低于市场坑口价，从而大幅压低了煤制油项目的综合完全成本。

根据自然资源部油气资源战略研究中心测算，按当前技术水平条件，煤价500-600元/吨、油价60-70美元/桶的情况下，煤制油项目可达盈亏平衡点。根据券商、Mysteel等多家机构文献判断，直接液化盈亏平衡点约55-60美元/桶，间接液化约60-65美元/桶。据此，可以反向推算企业实际采购的中长协煤价区间。推算出的各地中长协煤价参考区间为：新疆哈密200-280元/吨，内蒙古鄂尔多斯300-400元/吨，宁夏宁东350-450元/吨。



基于推算出的中长协煤价，可以重估煤制油各路线的盈亏平衡情况。当模型采用市场坑口煤价测算，盈亏平衡点远高于当前95美元/桶油价。若改用企业集团内部中长协煤价估算，并将消费税按多元化产品结构加权，两条路线的盈亏平衡油价将大幅下移，在当前油价下将普遍实现盈利。这意味着，评价煤制油项目的真实盈利能力，必须优先考虑企业是否通过集团内部煤炭资源获取了显著低于市场价格的原料煤，以及产品结构中化工品比例是否有效降低了综合消费税负担。

在本轮地缘因素带来的油煤价差走阔的窗口期，煤制油行业迎来了一定的盈利空间，但受制于产能规模有限、消费税及碳成本刚性，叠加政策端对煤化工产能的有序发展导向，行业增量替代空间的天花板非常清晰。本质上，煤制油和煤制气一样，在能源安全体系中扮演战略储备和应急保障的角色，中期来看，仍不能够从总量上大幅扩张、对冲外部能源供应的冲击。