印尼煤炭生产以动力煤为主，主要用于发电和工业锅炉；冶金煤在全国煤炭产量和出口结构中仅占相对较小部分。在连续两年高产之后，印尼煤炭市场进入2026年时普遍预期政府将主导供应调整。政策层面释放出收紧RKAB审批的信号，目标包括控制过剩、支撑价格、保护资源并优先保障国内需求。印尼核心中低热值煤价格因此明显反弹，但矿山产量下降速度仍慢于市场情绪所反映的程度。 因此，上半年全景并非简单的“减产故事”。印尼仍拥有充足的采矿能力和较高的名义产量，但政策不确定性、国内供应义务、煤质错配以及更具选择性的销售安排，压缩了能够立即提供给出口买方的资源。与此同时，二季度LNG供应扰动推动亚洲增加燃煤发电，使行情获得了真实的需求支撑。 一、印尼煤炭基础：规模、成本与亚洲区位 印尼的竞争优势并不只来自煤炭储量，而是来自大规模、相对低成本的开采能力，靠近亚洲主要买方的运输距离，以及可供应多种动力煤品质的能力。这使印尼成为全球海运中低热值动力煤最重要的供应国，主要面向中国、印度、菲律宾、马来西亚和韩国等市场。 截至2024年底，印尼煤炭资源量约979.6亿吨。所提供的2025年储量图表显示，按“证实+概略”口径，全国煤炭储量为332.5亿吨（33,250百万吨）。加里曼丹占69.3%，苏门答腊占30.7%，东加里曼丹和南苏门答腊是两大核心储量地区。约69%的已识别资源热值为4,200 kcal/kg GAR或以下。 许可证分布进一步印证了地区结构。加里曼丹依托成熟的河运、驳运和海运体系，是出口核心基地；苏门答腊因PLN供应、坑口电站和低热值煤消费而更偏向国内市场。高热值煤虽然存在，但并非印尼煤炭系统的主力供应。 这种煤质结构既是优势，也是风险。低热值煤按吨计价较低，但按单位热值折算后并不总是便宜。当海运费上升，或买方转向澳大利亚、南非等产地的高能量密度煤种时，印尼煤的竞争力可能迅速变化。 二、煤质分类：印尼供应处于什么位置 印尼动力煤通常按收到基高位发热量（GAR）分类。GAR反映煤炭在实际收到状态、包含水分时的能量价值，并与水分、灰分、硫分、燃烧特性和最终用途密切相关。印尼的商业定位主要集中在中低热值区间。 ICI商业评估体系和HBA行政基准体系都围绕印尼实际开采和销售的煤种设置，但参考规格与用途不同。ICI包含五个品级，现行HBA体系包含四个规格。 三、2026年政策转向前，产量持续快速增长 本世纪20年代上半段，印尼煤炭产量持续扩张：2020年为5.637亿吨，2021年约6.14亿吨，2022年增至6.87亿吨，2023年达到7.75亿吨，2024年进一步创下8.36亿吨纪录。同期出口量从2020年的4.051亿吨增至2024年的5.55亿吨，国内供应量也明显上升。 印度尼西亚煤炭产量在过去十年总体保持稳步增长，但这一趋势在2025年首次出现逆转。2020年至2024年，印尼煤炭产量由5.637亿吨增至8.36亿吨的峰值，复合年增长率约为10.4%。这一增长主要受到中国和印度出口需求扩大，以及国内工业用煤持续增加的推动。2025年，印尼煤炭产量回落至约8.17亿吨，同比下降约2.3%，为该组数据中的首次收缩，也成为生产管控趋严的早期信号，并延续至2026年RKAB审批周期。 从数据结构来看，印尼煤炭国内市场义务（DMO）在所列各年度均已完成，且实际执行量普遍高于规定要求。国内实际供应量长期约占煤炭总产量的25%至30%，明显高于法定最低比例，而非仅维持在政策底线附近。这表明，在此期间，国内供应义务并未成为限制煤企生产的主要约束。近期国内供应比例趋于上升，更多体现出政府主动提高国内煤炭配置比例的政策意图，而不是对过去供应不足的被动调整。 出口始终是印尼煤炭销售的主要渠道，但随着印尼国内煤炭配置量持续增加，出口占总产量的比重已逐步下降。这与印尼政策重心转向优先保障国内电力和冶炼行业煤炭需求的整体方向一致。 在高产之后，政府最初希望2026年将产量明显压低至6亿吨左右。据市场信息，许多企业获得的初始RKAB配额较2025年低40%—70%。政策目标并不只是支撑价格，还包括控制过剩、保护储量，以及优先保障国内电力和战略产业。 四、印尼为何同时运行两套煤炭价格基准 4.1 HBA：政府行政管理基准 印尼煤炭基准价HBA由能源与矿产资源部按月发布，主要承担行政管理功能：作为煤炭参考售价HPB、矿业权使用费和PNBP计算，以及DMO价格合规的基础。不同货物依据实际热值、水分、硫分和灰分，相对于四个规格进行调整：HBA为6,322 kcal/kg GAR，HBA-I为5,300，HBA-II为4,100，HBA-III为3,400。 HBA时间线 2023年以前，HBA采用加权价格篮子，其中包括ICI、Newcastle Export Index、GlobalCoal Newcastle Index、Platts 5900以及印尼相关评估。由于部分指数代表澳大利亚等产地的高热值优质煤，HBA可能与印尼低热值煤实际成交价严重脱节。2022年10月，HBA一度升至约330美元/吨，而许多印尼生产商实际销售的ICI 4仅约91—95美元/吨。生产商认为，这会抬高非优质煤企业的特许权使用费负担。 Kepmen ESDM No. 41/2023取消国际指数篮子，改用煤企通过e-PNBP Minerba系统申报的FOB船上实际成交价：上月平均售价权重70%，再前一个月权重30%。所提供材料指出，Kepmen ESDM No. 72/2025为现行依据，并延续交易价格法和四层热值结构。 4.2 ICI：商业市场基准 印尼煤炭价格指数ICI由Argus Media与PT Coalindo Energy联合发布，每周评估五个FOB品级：6,500、5,800、5,000、4,200和3,400 kcal/kg GAR。评估依据来自实际参与市场的买方、卖方和中间商。ICI更常用于商业谈判，原因包括更新频率高、第三方独立评估、与实际货物品级映射更细，以及便于和纽卡斯尔、理查兹湾基准比较。HBA仍不可替代，但功能主要集中在财政与行政层面。2023年改革后，两者联动性增强，但HBA仍存在结构性滞后。 五、2026年初生产：政策收紧快于矿山减产 2026年初，印尼煤炭产量并未崩塌。市场收紧更多是因为生产逐渐受RKAB政策约束，而不是采矿能力不足。原材料引用的初步数据显示，1—5月产量为3.02亿吨，同比仅下降6%；煤炭销售量则降至2.5727亿吨，同比下降17%。 按指示性估算，上半年产量约3.624亿吨，已经超过6亿吨年度目标的60%，折年化产量仍高于7亿吨。这是上半年最核心的矛盾：供应政策利多价格，但执行尚未完全体现到矿山产量。矿企仍保持较高生产，但市场消化、出口和国内分配更具选择性。 六、出口、亚洲需求与全球市场地位 按2025年海关镜像数据，印尼煤炭出口量为5.3115亿吨，占出口侧申报总量的41.9%，继续位居全球第一；澳大利亚为3.5645亿吨。美国、南非、哥伦比亚、俄罗斯和加拿大的出口规模明显较小。澳大利亚主要在高热值动力煤和冶金煤领域竞争，印尼则依靠庞大的中低热值动力煤供应领跑总出口量。 2025年全球煤炭出口国前20名（单位：百万吨；海关镜像数据排名）。 进口方面，2025年中国申报进口4.9109亿吨，占进口侧申报总量的32.5%，位居第一；印度为2.5346亿吨，占16.8%。之后是日本、韩国、越南和中国台湾。全球海运煤需求高度集中在亚洲。对印尼而言，中国和印度仍是最重要的外部需求中心，因为两国市场规模大，且能够大量使用印尼中低热值煤。 2025年全球煤炭进口国前20名（单位：百万吨；海关镜像数据排名）。 6.1 2026年1-6月合并贸易占比 据SMM基于市场交流及可获得海关信息加工的数据，2026年1—6月出口侧申报量合计4.6932亿吨。 其中，印度尼西亚为1.9558亿吨，占出口来源侧申报总量41.7%；澳大利亚占29.8%，美国占8.1%，南非占6.9%。进口侧方面，1—6月合并目的地需求以中国为首，申报量1.8282亿吨，占进口侧总量30.4%；印度占17.0%，日本占11.0%，韩国占9.5%。 来源：SMM根据市场交流及汇总海关信息加工。 上述比例反映2026年1—6月全球出口来源结构和进口侧目的地需求，并非“印尼出口至中国”的双边矩阵。由于后期海关申报尚不完整，SMM将其视为暂定上半年占比，后续可能随补报而修订。 七、DMO、penugasan与总供应和可用供应的区别 印尼煤炭DMO与“指派供应”机制 印度尼西亚国内市场义务（DMO）是一项优先保障国内煤炭供应的政策。一般基准要求煤炭生产商将经批准年度产量的25%供应给国内用户。DMO履约与RKAB审批及年度国内供应指派挂钩，并附带申报、煤质和交付等要求，以保障印尼国家电力公司（PLN）、燃煤电厂及战略性产业的用煤需求。 因此，25%更多是最低政策基准，并不意味着每家煤企的实际国内供应比例均固定为25%。未完成DMO义务的企业可能面临补偿金、罚款或海外煤炭销售限制。 “Penugasan”是指国内煤炭供应的具体指派安排，即明确由哪一家煤企向哪一个国内买方供煤，通常涉及PLN或其他战略性用户。DMO是总体国内供应配额，而“Penugasan”则是落实该配额的具体分配机制。 这一制度使不同煤企承担的国内供应压力并不均衡。获得较多PLN或国有体系相关供应任务的煤企，实际国内供应比例可能明显高于25%的名义基准。 国内煤炭供应问题更多是资源匹配，而非总量不足 印尼国内煤炭供应面临的核心挑战，与其说是全国煤炭总量不足，不如说是如何将合适煤种配置给特定用户。DMO规定了生产商总体国内销售义务，而在出现紧急供应短缺时，政府还可指定特定生产商或贸易商承担额外供应任务。 不过，不能仅根据国有或政府关联用户占国内煤炭需求的比例，判断哪些煤企承担了更重的供应义务。要准确评估企业层面的实际负担，仍需结合具体指派名单及实际交付数据。 据估算，2026年PLN集团及独立发电商的煤炭需求量为1.5251亿吨。1月至5月累计供应缺口据报约为940万吨，其中包括567万吨中等热值煤和376万吨低热值煤。 不过，报告中所称月均到货量为1,070万吨，与上述需求及供应缺口数据并不能完全对应，仍需结合PLN实际月度交付计划进一步核实。尽管如此，该缺口仍反映出，即使全国煤炭产量充足，也不代表每座电厂都能在合适时间和地点获得符合热值及煤质要求的煤炭。 国内煤炭限价机制 根据印尼能源与矿产资源部第139.K/HK.02/MEM.B/2021号决定，用于公共电力生产的煤炭价格，以6,322大卡/千克GAR煤为基准，FOB大船价格上限为70美元/吨。 根据第58.K/HK.02/MEM.B/2022号决定，供应给包括水泥行业在内的国内工业用户的煤炭价格上限为90美元/吨。两项基准价格均需根据实际发热量、水分、硫分及灰分进行调整。 需要注意的是，90美元/吨的工业煤限价制度不适用于金属矿产加工及冶炼行业，因此，冶炼厂用煤不应被自动视为适用水泥行业的煤炭限价。   出口价格与国内限价之间的利润差 当煤炭出口等值净回价高于国内限价时，国内供应与出口销售之间的商业矛盾将更加明显。 以2026年5月上半月为例，印尼官方6,322大卡GAR煤HBA价格为106.57美元/吨。按名义价格计算，其与PLN煤炭限价之间的价差为36.57美元/吨，与工业煤限价之间的价差为16.57美元/吨，尚未考虑煤质、运费、合同条款及特许权使用费等因素。 因此，承担较高DMO比例或较多“Penugasan”任务的煤企，其国内销售收入和利润率可能低于销售同等煤炭出口货物的水平，进而使企业倾向于将国内销售控制在法定义务或政府指派范围内。 但这一利润差仅反映商业层面的压力，并不意味着煤企可以合法规避DMO义务。未履行相关要求仍可能导致罚款、补偿金及出口限制。若出口煤价跌至国限价以下，或煤质和物流调整抵消了价差，出口市场的价格优势也可能收窄甚至消失。 八、2026年上半年价格上涨：RKAB、LNG替代与运营成本上升 分析2026年印尼煤价时，应以ICI 3、ICI 4和ICI 5观察实物市场。 第一季度：RKAB预期、天气扰动与现货供应趋紧 第一季度初，市场主要受到印尼可能下调2026年煤炭产量目标的预期推动。市场预计，印尼煤炭产量目标或由2025年的7.9亿吨降至约6亿吨。在企业层面的RKAB配额尚未最终确定期间，审批延迟及单个企业配额的不确定性，使部分煤矿企业在生产规划和远期销售方面趋于谨慎，导致市场可立即供应的现货资源收紧，尤其是中小型生产商的货源。 季节性降雨进一步加剧了政策预期引发的供应担忧。加里曼丹和苏门答腊部分地区的露天开采、矿区运输道路及驳船作业受到影响。1月煤炭出口量降至3,956万吨，环比下降22.7%，此后印尼中央统计局（BPS）也确认，全国煤炭产量在第一季度出现下降。 不过，不同生产商受到的影响并不一致。部分企业为应对潜在的配额削减，提前安排生产并加快完成国内市场义务（DMO）交付。因此，市场面临的主要问题是边际现货供应收紧，而非全国范围内同步、均匀的产量下降。 1月2日至3月27日，ICI 3价格由60.91美元/吨上涨23.0%至74.89美元/吨；ICI 4上涨32.7%，由45.46美元/吨升至60.31美元/吨；ICI 5则上涨17.6%，由30.97美元/吨升至36.41美元/吨。 其中，ICI 4录得最大百分比涨幅，反映出印尼核心4,200大卡/千克GAR出口煤种供应趋紧，以及买方采购竞争增强。不过，其涨幅相对突出也部分源于较低的期初价格。此外，3月初开始出现的LNG供应扰动，也推动了第一季度末煤价的进一步上涨。 第二季度：LNG供应扰动与天然气转煤需求上升 进入第二季度，煤炭市场的主要支撑因素转向区域能源安全。霍尔木兹海峡石油及LNG运输受到干扰，导致全球能源供应大幅减少，并推动亚洲天然气及国际油价快速上涨。 LNG价格上升促使部分具备燃料切换能力、且拥有可用燃煤发电机组的公用事业企业减少现货天然气采购，并提高燃煤发电量，从而带动区域煤炭需求增加。 能源运输扰动也推高了煤炭供应成本。布伦特原油价格由2月27日的约71美元/桶升至3月9日的104美元/桶，并在第二季度持续大幅波动。与此同时，柴油及其他成品油价格涨幅更为明显。 印尼露天煤矿生产高度依赖柴油驱动的采矿设备、运输车辆、驳船及辅助船舶，因此燃料价格上涨直接增加了煤炭生产和物流成本。此轮煤价上涨不仅反映天然气转煤带来的需求增长，也体现出印尼煤炭供应链整体成本重心上移。 3月27日至6月26日，ICI 3价格进一步上涨13.3%至84.83美元/吨；ICI 4上涨9.3%至65.92美元/吨；ICI 5上涨14.1%至41.54美元/吨。煤价在6月12日前后达到阶段性高点，随后在月底前小幅回落。 整个上半年，ICI 3累计上涨39.3%，ICI 4上涨45.0%，ICI 5上涨34.1%。总体来看，本轮上涨是多重因素共同作用的结果，包括RKAB相关减产预期、天气及运营限制、LNG供应扰动引发的燃料转换需求，以及油价上涨带来的生产和运输成本增加。 九、2026年下半年展望：盘整之后，第四季度货迎来修复 上半年煤价上涨行情已经暂时停滞。海外买方开始抵触更高报价，同时较为充足的库存削弱了补库紧迫性。在缺乏新驱动因素的情况下，下半年初期煤价走势更可能进入盘整，而非立即重启上行趋势。 RKAB将是决定下半年市场方向的核心变量。生产商正寻求最大化可实际使用且具备经济性的生产配额。SMM情景分析显示，2026年煤炭配额总量或约为7.3亿至7.5亿吨。需要强调的是，这一数字属于分析情景，并非政府正式公布的总量，其实现主要取决于国内煤炭需求能否得到满足。 DMO履约情况、煤炭质量以及实际交付能力，将共同决定获批产量中有多少能够最终转化为可出口供应。 冬季需求可以为市场提供一定支撑，但季节性因素本身难以推动煤价显著反弹。市场若要真正恢复上涨，需要更强的催化因素，包括RKAB执行保持严格、天气或物流出现扰动，或终端补库强度明显高于往年同期。 若最终审批量接近SMM预测区间上限，且大部分配额能够被实际使用，新增供应将更可能延长价格调整周期，而非推动市场快速结束回调。 RKAB规模将决定第四季度煤价方向 SMM认为，2026年RKAB获批规模是决定下半年煤价走势的最关键变量。 若RKAB审批量较大，最终配额接近预测区间上限，且多数配额具备实际生产和出口条件，煤价调整预计将延续。获批产量增加意味着更多煤炭可以进入出口市场，供应压力将限制年末前的价格修复空间。 相反，若RKAB审批保持偏紧，同时DMO执行继续严格，可供出口的煤炭规模将相应收缩。若再叠加第四季度季节性需求回升，以及雨季对煤矿生产和物流运输造成的扰动，市场将具备年末价格反弹的条件。 在这一情景下，推动煤价上涨的并非单纯的季节性需求，而是偏紧供应与季节性需求回升共同作用的结果。 总体而言，较大的RKAB规模意味着价格调整可能持续；较紧的RKAB配额叠加严格的DMO执行，则可能推动煤价在年末回升。配额决策将成为市场方向的分水岭，而冬季需求和雨季物流扰动，主要决定价格波动的幅度，而非根本方向编辑数据说明：2026年数据均属初步数据。7.30亿—7.50亿吨为SMM基于国内需求得到满足这一前提提出的指示性配额情景，并非政府公布的正式目标。

过去两个月，镍原料市场出现了一个看起来不太合理的现象。 含镍量更高、杂质通常更少的高镍铁（FeNi），原本应该比高镍生铁（NPI）更抗跌。但实际情况恰恰相反：FeNi相对NPI的价格优势正在快速缩水。 5月中旬，FeNi每个镍点比NPI贵231.5元；到7月8日，这一差价只剩86.5元，八周内压缩了约63%。目前虽小幅回升至98元，但仍远低于两个月前。 与此同时，NPI价格却几乎没有下跌。过去两个多月，NPI出厂均价基本维持在1122—1138元/镍点之间，波动幅度不到2%。 为什么更高品位的FeNi跌得更多，而成本已经明显下降的NPI却如此坚挺？ 答案不在“哪种原料更好”，而在于两者背后完全不同的定价方式： NPI主要看现货是否充足，当前价格受到低库存支撑； FeNi更多跟随镍价，而近期镍价整体走弱； 当精炼镍也变得便宜，部分钢厂又开始减少FeNi采购，转而用镍板补充镍元素。 三股力量叠加，最终造成了今天的价格分化。 先说清楚：什么是“元/镍点”？ 镍铁的含镍量并不完全相同，因此行业不会简单比较“一吨货多少钱”，而是把价格折算成“元/镍点”。 一个镍点，可以简单理解为一吨原料中一个百分点的镍含量。比如，一吨含镍10%的NPI，若报价为1120元/镍点，其货值大约就是1120元乘以10。 采用这一口径后，不同品位的镍铁就可以放在一起比较。 因此，FeNi比NPI贵，并不是因为其中“多出来的镍”需要另外付钱。两者都已经按镍含量折算。钢厂真正愿意为FeNi支付溢价，是因为它的含镍量更高。 生产同样多的不锈钢，使用FeNi需要投入的原料吨数更少，通常也更容易控制碳和其他杂质，配料和熔炼效率更高，品质也相对稳定。 过去八周被压缩的，正是钢厂愿意为这些便利支付的额外价格。 需要注意的是，本文比较的是到港FeNi价格与NPI出厂价格，两者包含一定的运费和交付地点差异。但物流成本相对稳定，无法解释价差在八周内收窄六成。因此，这轮变化主要仍来自市场定价本身。 两种相似的原料，实际上按两套规则定价 NPI和FeNi都可以用于生产不锈钢，也都能为钢水提供镍元素。但在实际交易中，两者的价格并不是由同一套规则决定的。 NPI更像一种现货商品。 它的价格主要取决于市场上有多少货、钢厂急不急着买，以及生产企业的成本。如果现货紧张，即使镍价下跌，持货方也不一定愿意降价。 FeNi则更多采用与伦敦镍价挂钩的公式结算，而且不少合同参考的是前一个月或过去一段时间的镍均价。 这意味着，镍价下跌后，FeNi通常会稍晚一些跟着下跌；NPI是否下跌，则更多取决于国内现货市场。 今年4月至7月的数据很好地体现了这种差别：FeNi与一个月前的镍均价走势高度接近，而NPI与镍价基本不同步。 简单来说： FeNi主要看镍价，NPI主要看现货。 平时两者可以通过钢厂的配料选择保持一定联系。但当镍价快速下跌、NPI现货又比较紧张时，两条价格线就会分开：FeNi跟着镍价下跌，NPI却留在原地。 这正是FeNi溢价大幅压缩的第一层原因。 NPI为什么跌不动？一开始靠成本，后来靠库存 4月初，NPI的价格确实已经接近阶段性底部。 当时NPI出厂均价为1080.5元/镍点，而山东RKEF产线的现金成本约为1117.7元/镍点。也就是说，部分边际产能每生产一个镍点，现金亏损接近37元。 价格低于现金成本，通常很难长期维持。再加上同期电解镍价格反弹，NPI由4月13日的1074元低点回升至5月上旬的1132.5元。 不过，这轮上涨并不是因为工厂大规模减产。 3月和4月，中国高镍生铁产量分别为1.94万和1.93万金属吨，几乎没有变化。NPI之所以见底，更多是因为市场认为价格已经过低，同时整个镍市场出现了一轮反弹。 但到了5月以后，支撑NPI的力量发生了变化。 成本已经不再是主要支撑 过去几个月，镍矿价格明显下降。 菲律宾1.4%红土镍矿到岸价由4月初的71美元/湿吨降至7月21日的57美元，跌幅接近20%；印尼1.6%红土镍矿到厂价也从5月中旬的79.3美元降至66.1美元。 矿石变便宜后，山东RKEF产线的现金成本从1117.7元/镍点降至989.9元，累计下降超过120元。 但同期NPI价格几乎没有变化。 结果是，国内相关产线从每个镍点亏损约37元，变成盈利约133元。 如果NPI只是因为成本高才不愿降价，那么成本下降后，价格也应该有所回落。现在成本已经明显下移，NPI却继续坚挺，说明真正的支撑来自别处。 真正紧张的是市场上“可以买到的货” 库存数据给出了更直接的答案。 今年1月初至7月16日，钢厂手中的NPI库存一直维持在6.3万—6.7万金属吨之间，变化不大。 但上游工厂、港口以及其他流通环节的库存，却从6.71万吨降至2.76万吨，减少了59%。其中，港口库存从5.67万吨降至2.22万吨，降幅达到61%。 换句话说，NPI的总量未必紧张到钢厂需要大幅消耗自己的库存，但市场上能够随时采购的现货明显减少了。 年初，可流通库存约占总库存的一半；目前这一比例已经降至29%。 进口量也在下降。6月中国NPI进口量为8.14万吨，环比下降17%，同比下降35%，为年内最低水平。 因此，即使矿石和生产成本都在下降，持货方仍然不急于降价。因为对于需要补货的钢厂来说，市场上可以迅速买到的资源并不充裕。 这也解释了NPI近期非常特别的走势： 4月镍价上涨时，NPI能够跟涨；5月至7月镍价下跌时，NPI却拒绝跟跌。 这正是流通现货偏紧时常见的价格表现。 NPI的坚挺还能持续多久？ 库存偏低支撑了当前价格，但这种支撑并不是没有裂缝。 随着利润修复，中国产量已经连续回升：4月为1.93万吨，5月升至2.13万吨，6月进一步升至2.30万吨。两个月内，产量增长约19%。 目前超过130元/镍点的现金利润，会继续刺激企业增产。如果印尼生产商也发现中国市场的售价更有吸引力，更多货源还可能流向中国。 7月16日当周，NPI总库存已经回升约1600吨。不过，这次增加主要来自钢厂主动补库，可流通库存仍在下降，因此暂时还不能认为现货紧张已经结束。 真正需要关注的是：上游和港口库存是否开始持续增加。 一旦新增产量和进口货源重新进入流通市场，NPI的价格支撑就可能松动。由于目前生产成本已经比4月低了120元以上，届时NPI的下跌空间，可能会比市场直觉认为的更大。 FeNi为什么跌得更多？不仅因为镍价下跌 FeNi价格走弱，首先是其定价机制的正常结果。 电解镍价格从5月6日的153350元/吨降至7月1日的125600元，跌幅约18%，之后小幅回升至130250元。 随着较低的镍价逐渐进入结算公式，FeNi到港均价也从5月中旬的1380元/镍点降至7月中旬的1225元，跌幅约11%。 但镍价下跌只能解释FeNi为什么跟跌，还不足以解释其相对NPI的升水为什么会从231.5元压缩至不足90元。 更重要的原因，是部分钢厂改变了补充镍元素的方式。 精炼镍变便宜后，开始分走FeNi的需求 生产不锈钢时，钢厂需要在不同原料之间搭配，以达到目标镍含量。 如果NPI的品位稍低，钢厂就需要用其他镍源补足缺少的镍。这部分补充过去可以使用FeNi，也可以使用镍板等精炼镍。 今年上半年，中国高镍生铁的平均品位从11.33%降至最低11.00%，7月小幅回升至11.11%。品位下降意味着生产同样的不锈钢，需要从其他原料中补充更多镍。 不过，真正决定钢厂选择FeNi还是镍板的，并不是品位变化本身，而是两者谁更划算。 4月下旬，NPI相对电解镍一度便宜380.5元/镍点；到6月底，这一差距缩小到110.5元。也就是说，精炼镍相对NPI已经没有之前那么贵了。 与此同时，电解镍相对FeNi的溢价也从5月上旬约154元/镍点，降至7月下旬约72元，减少了一半以上。 当镍板明显变便宜，一部分具备灵活配料能力的钢厂便会发现：与其继续为FeNi支付较高溢价，不如直接使用镍板补足镍元素。 镍板投入量小、杂质少、交易方便。过去它的价格较高，这些优势未必值得钢厂付费；现在额外成本减半，经济性便明显提高。 当然，这种替代并不适用于所有钢厂。 有些钢厂不仅需要FeNi中的镍，也需要其中的铁；还有一些钢厂受到设备、工艺和配料方案限制，不能随意使用镍板。因此，镍板不可能完全替代FeNi。 但商品价格往往由“最后一部分买家”决定。即使只有一部分钢厂减少FeNi采购，也足以削弱FeNi卖方的议价能力。 这就是为什么FeNi相对NPI的升水会快速压缩。在部分低品位货源和现货交易中，按镍含量折算后的FeNi价格甚至已经接近或低于NPI。 不过，这个替代窗口并非一直在扩大。 6月底是镍板替代FeNi最有吸引力的阶段。进入7月后，NPI相对电解镍的贴水已经重新扩大至约165元/镍点。如果两者差价继续扩大，使用镍板补充镍元素的优势就会减弱，部分需求可能重新回到FeNi。 接下来，看三个信号就够了 NPI和FeNi的价格分化什么时候会结束，主要取决于三个变量。 第一，可流通的NPI库存是否回升 国内NPI产量已经恢复，企业也有足够利润继续增产。如果进口货源同时增加，上游和港口库存可能逐渐回补。 一旦市场上可以采购的NPI明显增多，持货方的挺价能力就会减弱。届时，价差可能从NPI下跌这一端开始修复。 第二，镍价是否企稳 FeNi通常跟随滞后的镍均价定价。 如果伦敦镍价企稳回升，较高价格会逐渐进入结算公式。大约一个月后，FeNi价格就可能自然回升，其相对NPI的溢价也会得到修复。 第三，NPI和电解镍之间的价差 这是判断钢厂会不会继续用镍板替代FeNi的关键指标。 如果NPI与电解镍之间的差价较小，镍板的经济性较好，FeNi需求继续受到挤压，溢价就很难明显恢复。 如果NPI重新变得足够便宜，钢厂使用镍板的吸引力下降，FeNi面临的替代压力就会减轻。 结语：产品更好，不代表溢价永远不变 这轮价格分化并不意味着FeNi的品质优势消失了。 高品位原料仍然可以减少入炉量，降低碳和杂质控制难度，并提高配料和熔炼效率。这些使用价值都是真实存在的。 但“有使用价值”和“市场愿意支付多少溢价”是两回事。 当NPI现货紧张时，它可以在成本下降的情况下保持高价；当镍价下跌、镍板变便宜时，钢厂又可以减少FeNi采购。两者共同作用，便压缩了FeNi原有的价格优势。 因此，判断FeNi溢价能否恢复，不能只看其含镍品位，也不能只看FeNi自身的供应。更重要的是观察三件事：市场上可以买到多少NPI、镍价一个月前处在什么水平，以及钢厂使用镍板补镍是否划算。 品位决定一种原料有多好用，但真正决定溢价的，是最后那部分买家愿意为这种便利支付多少钱。