截至2026年7月28日，亚太地区动力煤现货价格延续年初以来的下行通道，澳大利亚纽卡斯尔港6,000大卡动力煤现货基准价跌至每吨85美元，创2023年10月以来最低水平。与2024年同期相比，跌幅超过35%，而印尼加里曼丹5,500大卡级煤价也已跌破每吨70美元，市场看空情绪浓厚。
供应端：主要产煤国增产步伐不停
印尼能源与矿产资源部最新数据显示，2026年上半年印尼煤炭产量累计达到4.2亿吨，同比增长8%，全年产量目标8.5亿吨有望超额完成。澳大利亚方面，随着拉尼娜现象结束，昆士兰和新南威尔士州煤矿恢复满负荷生产，1-6月出口量同比增加12%。蒙古国对华铁路运输能力提升后，每月向中国出口煤炭稳定在800万吨以上。供应过剩格局进一步加剧。
需求端：中印进口量双双下滑
中国海关总署7月25日公布的数据显示，6月中国进口煤炭3,950万吨，环比下降7%，同比降幅达15%。尽管夏季电力需求高峰来临，但水电出力强劲（长江流域来水偏丰两成）、风电光伏新增装机同比增38%，有效缓解了火电压力。印度方面，截至7月中旬，印度国内煤炭库存已升至4,500万吨，远超2,500万吨的警戒线，印度电力部已推迟原定于8月进行的1000万吨进口招标。
替代能源冲击：可再生能源份额创纪录
根据亚太清洁能源追踪（APCET）数据，2026年第二季度亚太地区可再生能源发电占比突破42%，其中中国达到45%，印度达32%。越南、菲律宾等东南亚国家太阳能光伏装机快速增长，6月越南午间光伏出力最高占电力需求的28%，直接压制了煤电机组出力。孟加拉国因LNG现货价格回落，气电负荷提升，煤炭采购量同比减少22%。
后市展望：价格底部尚未明朗
行业分析机构标普全球亚太煤炭市场主管指出，当前煤炭现货市场面临“三低”困境：低需求、低运费、低替代能源成本。印尼煤炭矿商HBA指数已连续三个月低于每吨82美元，部分小型矿企出现亏损。但大型矿商通过长协合同和低生产成本仍能维持正现金流。短期内，若中国8月高温天气持续，可能带来阶段性采购，但整体供需宽松环境下，煤价预计将在每吨75-90美元区间震荡。
远期来看，亚太各国碳中和目标加速落地，日本计划2026年底前再关停3座老旧煤电厂，韩国碳边境调节机制（KCBR）逐步推开，煤炭贸易格局面临结构性调整。投资者需密切关注中国三中全会后能源政策走向及印度雨季对水电的影响。
