1.0 东南亚煤炭进出口相关政策 前言： 东南亚地区在近年实现了全球经济增长的高速发展，资金大量涌入为其工业基础奠定了坚实的基础。伴随工业扩展，东南亚的电力需求呈现出快速增长的态势。在煤炭市场方面，该地区既是全球重要的动力煤出口国之一，同时也聚集了增长速度较快的煤炭买方。在资源出口国如印尼，长久以来依赖原材料出口以获取外汇和财政收入。然而，一旦原料以未加工形态出口，国内发电、冶炼及深加工等产业环节便难以获得稳定且可预期的原料供应基础，产业升级的进程因此屡次推迟。特别是在印尼，这一矛盾表现得尤为突出。作为区域内产能规模最大的产出国，印尼既需要维护出口规模，又不希望下游产业长期停留在原料供应地的角色。 针对这一矛盾，各国政策逐步调整，趋向于在保持资源留在境内的同时，通过设立出口关税、出口配额、生产配额、国内市场义务以及出口基准价格等管理工具，限制超出国内需求部分的产量外流，从而保障本土产业的原料供应。这一逻辑最早在镍、铝土矿等金属矿产领域得到验证，随后逐步延伸至煤炭行业，虽然强度不同。在煤炭市场，管理重点更偏重于保障国内供应和稳定价格，而非完全禁止出口。 在区域的另一端，越南、菲律宾、泰国等国的用电需求仍处于快速增长阶段，煤电在其电力结构中依然具有重要地位，煤炭进口量不断上升。然而，随着全球减碳目标的推进，能源转型规划和新建煤电项目的审批限制逐渐收紧，清洁能源的目标逐步落实，煤炭进口政策也逐渐变得更加严格。这使得买方国家在供需之间陷入矛盾：短期内需保障煤炭供应，确保电力的稳定；中长期又希望逐步退出煤炭依赖，为能源转型留下空间。这两者的要求在进口节奏上形成了明显的冲突。 东南亚地区缺乏优质炼焦煤资源，钢铁产业高度依赖澳大利亚等海外原料供应。这一地区的动力煤交易和炼焦煤的采购几乎是两个独立的系统，受到不同价格机制和政策环境的影响。将动力煤与炼焦煤一同分析常会掩盖其实际驱动因素。以下的分析将重点围绕两条平行的贸易流展开：首先探讨出口端的管制措施如何影响供给布局；其次分析进口端的转型压力如何改变需求节奏。 1.1 印尼出口政策 国内市场义务政策（Domestic Market Obligation, DMO） DMO要求印尼煤炭企业将当年实际产量的25%供应国内市场，用于公共及自用电力，以及国内工业的原料和燃料需求。政府还会根据PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) 的实际需求、煤炭品质和矿企获批的 Rencana Kerja dan Anggaran Biaya (RKAB) 分配具体供应任务。2026年，PLN煤炭需求约为154Mt，政府向持有RKAB的矿企下达了合计约212Mt的供应任务，以提高实际签约和交付量覆盖电厂需求的可能性。 与DMO配套的国内价格义务（Domestic Price Obligation, DPO）目前仍将PLN公共电力用煤的基准最高价格维持在70美元/吨，并按实际煤质调整。DMO负责限制可自由出口的煤炭数量，DPO则负责控制国内电煤成本。两者的政策目的都是防止矿企在国际煤价上涨时优先出口，造成国内电厂缺煤、电价上升或政府电力补贴增加。 这套制度有利于保障国内能源安全，但会增加矿企供应国内市场的机会成本。国际煤价越高，出口价格与DPO之间的差距越大，矿企履行DMO的经济压力也越明显。企业未完成DMO后须先缴纳补偿金；若逾期不缴，处罚才会依次升级为最长30日出口禁令、最长60日停产，最终可能被撤销许可证。因此，DMO既压缩理论出口空间，也将出口资格与国内保供表现直接联系起来。 煤炭基准价格政策（Harga Batubara Acuan, HBA） HBA是印尼政府定期公布的煤炭参考价格；煤炭指导价格（Harga Patokan Batubara, HPB）则在HBA基础上，根据实际煤炭的热值、水分、硫分和灰分进行调整。换言之，HBA是统一的基础价格，HPB则是不同品质煤炭对应的具体计费价格。 现行Kepmen ESDM No.268.K/MB.01/MEM.B/2025仍将HPB称为煤炭销售下限，但同时允许处理低于HPB的合同。当实际成交价格低于HPB时，矿企获得的收入按照合同价格计算，相关税务义务及生产特许费却继续以HPB为计算基础。因此，HPB并非完全禁止低价成交，而是确保企业不能通过低价合同同步降低政府缴费基数。 该政策主要用于防止出口低报及转移定价造成国家收入流失。它不会像DMO一样直接减少出口数量，但会压缩低价出口的利润。当国际市场价格低于HPB时，矿企可能重新谈判价格、延后销售或减少利润过低的出口；当市场价格高于HPB时，政策对出口决策的约束则相对较弱。 印度尼西亚贸易部长条例（Peraturan Menteri Perdagangan, Permendag）No.15 Tahun 2026 Permendag No.15 Tahun 2026于2026年5月29日颁布，并自6月1日起实施。2026年6月1日至12月31日属于过渡期，现有注册煤炭出口商仍可继续出口，但须向国有出口企业PT Danantara Sumberdaya Indonesia（DSI）提交出口合同、报关文件及交易资料。自2027年1月1日起，煤炭出口的报关前、报关及报关后流程原则上都将由DSI统一负责。 该政策通过集中出口主体和交易数据，加强政府对煤炭出口价格、合同及外汇收入的监督，主要目的同样是减少出口低报、转移定价和出口收入留在境外等问题。它与HBA/HPB的区别在于：HBA和HPB决定政府按什么价格计算收入，DSI制度则决定谁负责出口，以及政府如何掌握交易资料。 2026年处于过渡期，目前较明确的影响主要是申报及合规成本上升，不能据此直接判断出口量已经下降。2027年全面实施后，如果DSI能够顺利承接合同并维持付款、报关和装船效率，出口量未必明显减少；但如果系统审批或合同转换出现延误，则可能降低装船效率，短期收紧印尼煤炭出口供应。 自然资源出口所得外汇政策（Devisa Hasil Ekspor Sumber Daya Alam, DHE SDA） DHE SDA政策主要针对自然资源出口所得外汇收入，包括煤炭出口收入，而不是直接限制出口量。现行制度建立于PP No.36 Tahun 2023，并经过PP No.8 Tahun 2025、PP No.2 Tahun 2026及PP No.21 Tahun 2026修订。对于单份出口报关文件价值达到25万美元或以上的非油气矿业出口，出口商原则上须将100%的出口所得外汇汇入印尼金融体系，并至少留存12个月。 留存不等于资金完全冻结。相关资金仍可用于支付税费、外币股息、原材料及资本设备采购、服务费用和符合条件的贷款；出口商最多还可将出口报关金额的50%兑换成印尼盾。一般情况下，相关账户须设置在国有外汇银行，但符合规定的双边贸易安排可适用较宽松条件，即至少留存30%、期限至少三个月，并可使用印尼中央银行指定的其他外汇银行。 政府实施该政策，是为了增加境内外汇流动性、支持外汇储备及印尼盾汇率稳定。它主要限制煤企将出口收入自由调往境外的能力，并可能增加营运资金、融资和合规成本。若企业未按规定汇入或留存外汇，政府可以暂停其出口服务，因此DHE SDA虽然不直接设定出口配额，仍可能通过资金合规间接影响煤炭出口。 1.2 越南煤炭进出口政策 1.2.1 进口政策 国家能源规划与进口导向 Decision No.55及Decision No.363均要求越南在开发国内煤源的同时，通过合理进口和多元化供应保障能源安全，并完善进口、储运、配煤和港口基础设施。进口政策的重点不是限制煤炭进入，而是建立稳定、长期且具有价格竞争力的供应体系。 这反映了越南国内煤炭产量和煤质结构无法完全匹配电厂及工业需求的现实。进口煤已由临时补充来源转变为能源供应体系的组成部分，因此供应国集中度、长期合同、运输路线和煤质适配性均会影响越南的采购安排。 进口关税与增值税 越南HS 2701煤炭的最惠国税率（Most-Favored-Nation, MFN）目前主要为2%，并非0%。符合原产地规则并取得相应证明的印尼煤，可根据《东盟货物贸易协定》（ASEAN Trade in Goods Agreement, ATIGA）适用0%税率，因此相较MFN税率具有2个百分点的关税优势。不过，部分其他自贸协定来源同样可能享受优惠税率，零关税并非印尼煤独有的竞争优势。 Decree No.174/2025/ND-CP则将符合条件煤炭的增值税（Value-Added Tax, VAT）由10%降至8%，优惠期为2025年7月1日至2026年12月31日，并适用于进口、生产、加工和商业销售环节。由于一般企业可以抵扣进项税，VAT下降不等于最终到岸成本直接降低2%，其更明确的作用是减少进口及交易环节的现金流占用。 煤矿最高超产15%的特别机制 Resolution No.28/2026/NQ-CP允许符合技术、安全及环保条件且许可证仍有效的煤矿，在无需修改许可产能的情况下最高超产15%，实施期为2026年6月9日至2027年12月31日。超产不得突破已批准储量，新增产量只能供应发电。 该机制的直接目的是在电煤供应紧张时快速释放现有煤矿产能，避免因修改许可证耗时而影响发电。它可能替代部分边际进口需求，但新增产量受到煤质、矿山能力及用途限制，因此只能提高国内供应缓冲，不能使越南摆脱进口煤。 1.2.2 出口政策 煤炭出口管理框架 Circular No.15/2013/TT-BCT仍属于越南煤炭出口的专项管理文件，但目前仅部分有效。该文件原先规定出口煤须符合煤质标准、具有合法来源，并要求企业提交煤质分析及来源证明；不过，Circular No.13/2020/TT-BCT已经废除原第4条第2款和第5条，因此不宜再将上述文件描述为现行的专项报关必备材料。 现行框架主要保留出口煤种、煤质目录和政府监管依据，具体出口仍须符合一般海关、矿产管理及其他相关规定。其政策逻辑是让政府能够根据国内供需调整可出口煤种，同时防止国内紧缺煤种被大量外销。对企业而言，出口并非完全自由，但当前限制更侧重煤种管理和政府年度调控，而不是沿用2013年的整套专项文件要求。 TKV 2026—2030年出口计划 2025年获批的出口计划允许TKV在2026—2030年每年出口最多约300万吨煤炭。该数字是TKV的年度上限，不是全国煤炭出口配额，也不代表每年一定达到300万吨。 越南保留出口的主要是国内需求有限、但在国际市场具有较高价值的优质无烟煤。政策既避免高价值煤种因国内无法充分消纳而失去出口收入，又通过数量上限和年度调节确保电力及工业用煤优先留在国内。因此，越南出口政策更准确的特征是“选择性出口”，而不是全面退出国际煤炭市场。 煤炭出口关税 根据Decree No.26/2023/ND-CP，HS 2701项下无烟煤、炼焦煤及其他煤炭的出口税率目前主要为10%；2026年实施的Decree No.201/2026/ND-CP并未调整HS 2701税率。 出口税一方面增加政府财政收入，另一方面提高未经国内利用的资源直接出口成本。当国内外价差较小时，10%的税负会明显削弱出口吸引力；只有国际价格、煤质溢价和出口净收益足以覆盖税费及物流成本时，企业才更有动力出口。因此，出口税与TKV出口计划共同发挥控制出口规模、优先保障国内供应的作用。 1.2.3 长期能源转型影响 公正能源转型伙伴关系（Just Energy Transition Partnership, JETP）于2022年建立，目标是在最初实施阶段为越南能源转型项目吸引至少155亿美元的公共和私人资金，资金重点包括可再生能源、电网、储能和能源效率。JETP不是煤炭进口限制，也没有禁止银行为一般煤炭贸易提供信用证。 其影响主要体现在长期需求端。随着政策及国际资本逐渐转向低碳项目，新建煤电项目的融资和审批压力可能上升，从而限制未来新增煤炭需求；但在现有燃煤机组继续承担基础及调峰电力供应的情况下，越南中短期内仍需要进口煤保障发电。 1.3 菲律宾煤炭进出口政策 菲律宾是煤炭净进口国，国内产量不足以同时满足发电和工业需求。因此，其政策重点不是限制煤炭进口数量，而是保障供应、追踪煤炭来源和规范交易；在需求端，政府则通过暂停审批新的燃煤电厂，逐步限制未来煤炭消费增长。整体政策可以概括为：进口保持开放、交易逐批监管、煤炭统一征税、长期控制新增煤电需求。 1.3.1 进口政策 煤炭交易与逐批进口认证制度 同一规定要求煤炭贸易商、终端用户和物流服务商在经营前取得DOE认证；贸易商和终端用户每批进口还须申请煤炭进口合规证书（Certificate of Compliance for Coal Importation, CoC-CI）。这一制度没有限制进口总量，而是将经营主体认证和逐批货物审核结合起来，以追踪煤炭来源、品质、运输和使用情况。 因此，菲律宾煤炭进口仍然开放，但合规程序较过去更集中。企业需要预先准备供应合同、煤质资料和物流文件，并为审批预留时间。若文件不完整或申请延误，影响可能从行政成本进一步传导至船期、港口等待时间和到岸成本。 煤炭进口税收政策 菲律宾现行主要煤种的最惠国税率（Most-Favored-Nation Tariff, MFN Tariff）为0%。EO No.10将煤炭零关税延续至2023年以后，EO No.62则建立2024—2028年的综合税则框架。零关税的政策逻辑是降低进口壁垒、分散供应来源并控制发电燃料成本，反映菲律宾在国内煤炭不足的情况下仍需依靠海外供应。 不过，零关税不等于进口煤免税。《税收改革促进包容和加速法》（Tax Reform for Acceleration and Inclusion, TRAIN; RA No.10963）规定，自2020年起，国产及进口煤炭和焦炭均征收₱150/公吨的消费税；一般进口煤还适用12%的增值税(VAT)。部分COC交易可能保留特殊税务待遇，但必须由具体合同明确规定，不能理解为所有国产煤或所有COC经营者均自动免税。 这些税费使进口商必须比较完整到岸完税成本，而不能只看离岸煤价和0%关税。消费税直接增加单位采购成本；VAT则可能造成现金流占用，但企业如符合进项税抵扣条件，其最终税负未必等于进口价值的12%。 1.3.2 出口政策 煤炭出口合规认证制度 《煤炭交易与利用指南》（Guidelines on Coal Trading and Utilization, Department Circular No. DC2025-11-0027）于2025年11月27日刊登，目前已经生效。根据该规定，处于开发或生产阶段的煤炭经营合同（Coal Operating Contract, COC）经营者，每批出口前都须向Department of Energy (DOE)下属能源资源开发局（Energy Resource Development Bureau, ERDB）申请煤炭出口合规证书（Certificate of Compliance for Coal Exportation, CoC-CE）。 该制度的目的，是确认出口煤来自合法生产项目，并让DOE掌握煤炭品质、买卖双方、运输及最终流向。它并未设置全国出口配额，也没有指定单一国企负责出口，因此菲律宾煤炭属于“取得合规证书后可以出口”，而不是全面禁止出口。其主要影响是增加文件准备和审批时间；如果企业未将认证流程纳入排船计划，可能进一步产生装船延误或滞期成本。 1.3.3 间接影响进口需求的能源政策 新建燃煤电厂审批暂停政策 DOE自2020年10月27日起暂停为新的全新燃煤电厂项目提供政府背书，并于2026年5月再次确认政策继续执行。该政策不是关闭现有煤电厂，也不影响已取得不适用证明、已承诺或已取得实质进展的项目；离网供电、关键矿产加工等特定项目亦可能按照后续澄清机制申请例外。 政策目的是减少电力系统对新增煤电的长期依赖，并为可再生能源、储能和灵活电源提供发展空间。因此，它不会立即减少现有电厂的进口需求，但会限制未来新增燃煤装机，使菲律宾动力煤需求增长空间逐渐收窄。短期进口量仍主要取决于电力需求、现有机组利用率、本地煤炭供应和国际煤价。 1.4 马来西亚煤炭进出口政策 马来西亚煤炭贸易制度相对简单。进口端没有针对HS 2701煤炭设置全国性进口配额或专项进口许可证，主要影响来自销售税和一般海关程序；出口端则实行许可证管理。与此同时，国家能源转型路线图（National Energy Transition Roadmap, NETR）及后续退煤目标将长期限制发电用煤需求。整体政策可以概括为：短期保障进口供应、出口实行许可、长期退出燃煤发电。 1.4.1 进口政策 煤炭进口关税及销售税政策 现行《2025年海关关税令》（Customs Duties Order 2025, P.U. (A) 384/2025）自2025年11月1日起实施，HS 2701项下主要煤种的进口关税为0%。这一税率属于全国海关税则安排，并不是专门为煤炭进口提供的补贴，但客观上降低了马来西亚从海外采购煤炭的贸易壁垒。 另一方面，《2025年销售税税率令》（Sales Tax (Rate of Sales Tax) Order 2025, P.U. (A) 170/2025）自2025年7月1日起将HS 2701煤炭纳入5%销售税范围。该调整属于扩大销售与服务税（Sales and Service Tax, SST）税基的整体财政政策，目的主要是增加政府收入，而不是限制某一煤炭供应国。 因此，马来西亚进口煤目前呈现“0%进口关税、5%法定销售税”的结构。销售税提高了煤炭到岸后的税务成本，但符合特定主体或用途豁免条件的进口商，实际负担可能低于法定税率。煤炭采购仍须比较离岸价格、海运费、销售税、港口费用和煤质适配后的完整到岸成本。 关于进口许可证及进口配额 根据现行《2023年禁止进口令》（Customs (Prohibition of Imports) Order 2023, P.U. (A) 117/2023）及公开修订，HS 2701并未被列入全国性专项进口许可或数量限制范围。因此，目前马来西亚没有对煤炭实施进口配额、专项批准证或类似印尼DMO的年度数量控制。 这不表示煤炭可以在没有手续的情况下进口。进口商仍须完成一般海关申报、商品归类、SST缴纳及其他适用程序，只是这些要求并不构成煤炭专项数量限制。 1.4.2 出口政策 煤炭出口许可证及出口关税制度 《2023年禁止出口令》（Customs (Prohibition of Exports) Order 2023, P.U. (A) 122/2023）将HS 2701煤炭列入有条件禁止出口商品，出口至任何国家前都须取得许可证。自2026年2月1日起，相关矿产及岩石出口许可事务已转由马来西亚矿物与地球科学局（Department of Minerals and Geoscience Malaysia, JMG）负责。 该制度的目的，是让政府掌握出口主体、商品和矿产资源流向，而不是通过固定配额或政府定价控制出口。现行税则同时将HS 2701出口关税维持在0%，因此马来西亚煤炭出口制度可以概括为：税收层面不征出口关税，监管层面必须取得出口许可证。 1.4.3 间接影响进口需求的能源政策 NETR及2044年退煤目标 NETR于2023年发布，随后政府进一步明确不再新建燃煤电厂、到2035年将燃煤机组规模减少约一半，并以2044年作为退出燃煤发电的目标年份，同时争取在2050年将可再生能源装机占比提高至70%。2044年属于政策目标，并不代表现有电厂会在短期内被强制同时关闭。 短期内，现有燃煤机组仍需要进口动力煤维持运行，马来西亚也必须在能源转型过程中保障电力可靠性和价格可负担性。长期来看，随着燃煤机组逐步退役，动力煤进口将面临结构性下降；但下降速度取决于可再生能源、电网、储能及替代燃气机组能否及时投运。如果替代电源建设落后，煤炭需求下降可能延后，马来西亚也可能由依赖进口煤转向更加依赖天然气及进口液化天然气。 2.0 东南亚煤炭贸易流向 2.1 以印尼为核心的区域供应体系 东南亚煤炭贸易呈现明显的供需集中格局。越南、菲律宾、泰国和马来西亚虽然拥有不同程度的国内煤炭生产，但能够长期向区域市场大规模供应海运动力煤的国家主要仍是印尼。 印尼煤炭主要来自东加里曼丹、南加里曼丹和南苏门答腊，产品以中低热值动力煤为主。加里曼丹靠近菲律宾、马来西亚和越南，运输距离较短，因此印尼煤通常具有较好的海运和到岸成本优势。不过，印尼本身也是区域最大的煤炭消费市场之一，燃煤发电、镍冶炼及其他工业需求增长，会减少可供出口的煤炭数量。 资料来源：Badan Pusat Statistik （BPS） 2.2 主要进口市场及贸易路线 菲律宾的煤炭供应由 Semirara Mining and Power Corporation （SMPC）国内生产和进口煤共同构成。SMPC主要生产次烟煤，但不同电厂对热值、灰分、水分和硫分的要求不同，因此本地煤无法完全替代进口煤。2025年约37.70 Mt的菲律宾煤炭进口来自印尼，显示其进口来源高度集中；因此，印尼减产、出口限制或港口装运受阻，通常会较快传导至菲律宾市场。 马来西亚本地产量有限，燃煤电厂主要依靠进口。2025年马来西亚动力煤进口量约36.32 Mt，其中27.62 Mt来自印尼，占76%；澳大利亚和俄罗斯则提供补充煤源。因此，印尼→马来西亚不是区域吨数最大的路线，但属于最稳定的电煤供应路线之一。 越南拥有广宁省无烟煤资源，但国内煤种结构与电厂需求并不完全匹配，因而形成“国内生产＋大规模进口”模式。2025年越南全部煤种进口达到65.43 Mt，其中包括动力煤、炼焦煤及其他煤种，不能直接等同于动力煤进口量。阶段性数据显示，2025年第一季度越南从印尼进口约6.98 Mt，前九个月累计约19.71 Mt；全年按BPS出口统计约为26.15 Mt。阶段性数据不能简单外推为全年数据。 泰国拥有以Mae Moh Mine为核心的国内褐煤资源，但国内产量和煤质仍不足以覆盖全部电力及工业需求。2025年，泰国煤炭进口量约为17.74 Mt，其中动力煤约17.65 Mt，占进口量绝大多数。印尼是泰国最主要的进口煤来源之一，按照印度尼西亚中央统计局（BPS）出口统计，2025年印尼向泰国出口煤炭约14.44 Mt。与越南、马来西亚和菲律宾相比，泰国的海运煤进口规模明显较小，因此在东南亚进口市场中可视为第二梯队进口国。 2.3 次级及新兴贸易路线 菲律宾同时具有出口能力。SMPC出口煤主要流向中国，少量出口至越南和文莱，因此菲律宾的贸易角色可概括为“生产国＋主要进口国＋次级出口国”。 老挝→越南是正在发展的补充路线。两国曾提出将煤炭贸易扩大至每年20 Mt，但该数字属于合作目标，并非已经实现的年度贸易量。2025年，TKV继续与老挝企业推进煤炭供应合同，TKV的2026年老挝煤进口计划约为2.5 Mt，说明该路线已开始从政策合作转向实际商业供应，但规模仍远低于印尼→越南。 此外，澳大利亚和俄罗斯也是越南、马来西亚及泰国的重要外部煤源，主要补充较高热值动力煤；越南钢铁行业还需要进口炼焦煤。因此，东南亚煤炭贸易并不是单纯的区域内部流动，也受到澳大利亚、俄罗斯等区域外供应国影响。 2.4 煤质与供应风险 东南亚煤炭贸易不仅由产量决定，还受到热值、挥发分、水分、灰分、硫分及锅炉适配性影响。越南国内无烟煤不能完全替代进口动力煤和炼焦煤；菲律宾的Semirara煤也无法满足所有电厂的煤质要求。买家因此比较的不是单纯的每吨煤价，而是包括海运费、热值和配煤成本在内的综合到岸成本。 总体而言，印尼→菲律宾、印尼→马来西亚和印尼→越南构成东南亚最重要的煤炭流向，泰国属于第二梯队市场，菲律宾→越南、菲律宾→文莱及老挝→越南则属于次级或新兴路线。印尼产量、国内需求、出口政策及加里曼丹港口装运变化，仍是影响区域煤炭供应和进口成本的主要因素。