2026年春，美以伊冲突让全球能源市场陷入动荡。霍尔木兹海峡的运输风险成为焦点，推高了国际油气价格。原油从战前的每桶55到70美元，飙升至100美元以上，并在高位大幅波动；霍尔木兹海峡也是中国、日本、韩国、印度等亚洲国家进口液化天然气的主要通道，亚洲的液化天然气价格已经翻倍。 而经济价值相对更低、运输更便利的固体燃料——煤炭的价格也一路上涨，尽管程度上弱一些。
战争带来的供给冲击通常会沿着两个方向传导：一是直接推高总体能源成本，二是搅动了能源间的‘性价比’天平。不少市场与观察者分析认为，全球油气价格上升意味着煤炭的价格相对下降，从而竞争力提升，刺激消费需求反弹。过去几十年, 一些亚洲国家确实出现过这种情况。
但在中国，当前的煤炭体系并不支持这一逻辑。在油气价格持续高企的情形下，中国煤炭消费量是否具备反弹的条件？笔者的答案是明确的：否。
中国的煤炭价格由什么决定？
中国一次能源消费中煤炭占比约50%；在电力系统中，发电占比最近几年维持在60%左右。中国的二氧化碳直接排放中，电力部门排放95%以上来自动力煤；钢铁部门在15-17%，其排放主要来自焦炭使用和（自备）电力消耗。可以说，中国的碳排放轨迹基本由煤炭决定。
过去十年，中国能源政策强调的是“总量控制”，也就是给能源消费设定一个总体目标，来约束排放逐渐达峰。今年开始的“十五五”阶段，政策重心从控制“能耗总量”转向控制“碳排放”。
目前，中国还没有设定明确的碳排放总量上限。4月23日，中国政府出台《关于更高水平更高质量做好节能降碳工作的意见》，提出要加快完善重点行业能耗和碳排放限额。
在总量控制目标暂时缺位的情况下，中国的煤炭消费多少，不由政策文件提供的纪律限制，也不由市场需求决定，而是取决于供给侧的动态，即众多煤炭生产者的分散行动。
发改委对煤炭中长期合同的价格设定了一个“指导区间”，也就是规定秦皇岛港下水煤（5500千卡动力煤）的交易价格应该在 570元/吨到770元/吨之间。
秦皇岛港是中国北方最大的煤炭中转港口，内蒙古和山西等主产区的煤炭从这里运往全国其他地方电厂，其价格有代表性和影响力。5500千卡是电厂常用的动力煤热值标准。发改委在设定价格区间时，用秦港5500千卡煤的现货参考价来作为基准，引导中长期合同价格保持在合理区间，避免市场过度波动。
这一煤炭价格区间在近年来已成为发改委市场干预的操作“锚点”。当价格下行时，政府通过“产量核查”等手段减少供应，让价格回升；当价格上行过快时，则动员国有企业增加市场投放、释放库存储备。这种做法与央行调节货币供给的逻辑很像：央行通过利率和准备金率影响市场资金多少；发改委则用供给和库存影响煤炭价格。
如果把发改委形容为给煤炭定价的“央行”，那么，国有企业国家能源集团则扮演了类似”稳定币发行机构”的重要角色：它不仅是中国最大的煤炭生产商，也承担着发改委价格调控的任务。当市场价格异常时，国家能源集团可以通过调整现货供给节奏、动用港口库存来补充市场以减少进口、调整长期合同的履行比例以缓解供需紧张等方式，不需要政府文件即可稳定市场。
在煤价高企时，根据《价格法》发改委有权启动价格干预措施，但其干预能力有限。
若要使煤价降低，政府会强制增产，但矿井复产需要安全验收、设备检修与人员调配，往往需要半年到几年时间才能真正增加产量。而且增产降价对于企业和地方政府并没有利润和税收方面的好处，执行起来阻力很大。
更大的问题在于长期激励机制不匹配。政府对煤炭行业的监管长期呈现出一种不对称性：当煤价高涨时，政府会拿走超额利润；而当价格低迷或成本上升时，企业则需自行承担。对于煤矿企业而言，煤价区间多年没有调整、而开采和经营成本不断上升，企业利润空间越来越小，甚至出现“多产多亏”现象。因此，从供给侧来看，中国煤企并无扩大生产的动力。
市场割裂已经开始
如果国内产量很难明显增加，进口能否补位？答案是否定的。美以伊冲突推高全球能源价格之后，国际煤价也一路上涨。而中国国内限价，煤价低于国际价格。贸易商进口煤炭会亏钱，电厂也不会愿意花比长期合同价格更高的成本去买进口煤。这一价差，使得国内市场与国际市场割裂。
割裂不仅仅发生在国际、国内两个市场，也可能在短期和长期两个时间维度上呈现。中国煤炭市场依赖长期合同。价格稳定的时候，这一机制运转顺畅；一旦市场价格和预期差距过大，这套机制就会出问题。如果现货市场的煤价突然上涨10%至20%，煤矿企业就有动机把煤拿去卖给现货市场去赚钱，而不是认真履行长期合同，也可能甚至减低煤质来减少相对损失。换句话说，长协机制在价格剧烈波动时容易失效。企业会更倾向于追求短期利益，而不是长期稳定供货。
电力、钢铁等行业无力消费更多煤炭
电力行业是最大的煤炭消费部门，也是受长期合同约束最严格的。由于长协电价是政府管控的，煤价上涨的成本无法转嫁给用户。一旦现货煤价超过某一临界水平，发电企业的利润就会变成负数。发电越多，则亏损越大，企业就没有动力去多发电。这一“多发多亏”的困境在2020-2022年曾导致大范围限电。在当前外部冲击环境下，类似情况可能再次发生。其结果是发电量收缩，从而抑制煤炭消费扩张。
钢铁行业的情况则更为直接。国内房地产市场低迷，钢材需求下降，加上出口面临新的贸易壁垒，钢铁产量没有扩张的空间，行业整体处于收缩周期。在这种背景下，焦煤价格如果上涨，只会进一步压缩钢厂的利润，加速淘汰落后产能，而非刺激焦煤采购增加。也就是说，焦煤需求几乎没有反弹的可能。
煤化工是过去数年中为数不多保持明显增长的领域，部分原因在于2022年开始的”原料用能不纳入能源消费总量控制“政策，让煤化工绕过了能耗约束；另有部分原因是煤炭价格持续下降，降低了生产投入成本。但这一增长逻辑同样面临天花板，因为煤化工的产能利用率在海湾冲突之前已经很高了。比如合成氨和尿素的产能利用率已经在95%左右。
2025年，煤制烯烃、煤制油、煤制天然气以及煤制甲醇等煤化工四大产业平均产能利用率达87%，部分企业超过100%，这意味着再提高产能的空间几乎没有了。虽然煤化工产品能替代部分石油化工产品，但是扩张余地有限。
结构性短缺
在计划经济时代，煤炭分配依靠政府指令而非市场价格。电厂、钢厂与化工企业并不通过市场出价来获取燃料，而是凭借行政关系、计划配额等方法来保障供应。煤炭价格长期被压低，用煤企业需要用非价格手段争取优先供货。
当前的煤炭市场在价格被冻结、市场自动稳定机制失灵的时候，结果就是可能出现结构性短缺。这种短缺不一定表现为全面断供，更可能表现为：部分用户稳定有煤，另一部分用户在高峰时间（比如每年冬季储备之前）反复面临供应紧张。
笔者认为，国际油气价格居高不下，不大可能让中国煤炭消费增加。更可能出现的是两个结果：一是国内外煤炭市场的进一步割裂，国际价格随油气价格显著波动，国内价格维持在发改委锁定的区间内，两个市场渐行渐远；二是局部性、结构性的供应短缺，从而限制煤炭用量的增长。
行政价格压制了煤企增产，进口又因价差倒挂而停滞，供给将压制消费，最终对煤炭消费起到了约束作用。
2025年6月，国家发展改革委发布课题招标，提出“改革完善煤炭市场价格形成机制”的研究方向）。 这项课题明确指出，要围绕煤炭价格政策执行效果进行系统评估，研究现行机制存在的关键问题，并提出具体完善建议。在管理机制方面，实证性的改变尚未发生。目前的煤炭市场很大程度上处于”冻结“状态。
笔者认为：中东冲突影响外溢不会引发中国煤炭消费反弹。尽管如此，战争会持续多久，伊朗未来的经济与能源格局会如何，这些因素可能会改变市场结构，包括进口比例、煤化工规模等。如果战争时间上长期化，低烈度对峙常态化，那什么都有可能进一步发生。
