2025年我国煤炭进口总量高位回落，结构分化明显。
全年进口煤炭49,027万吨，同比下降9.6%，结束了连续两年的高速增长。进口量占国内煤炭消费量的比例稳定在10%—11%，煤炭作为国内能源供应“调节器”的战略地位依然稳固。
来源国格局重塑，蒙古国逆势崛起。
2025年主要进口来源国呈现“一增三减”：印度尼西亚、俄罗斯、澳大利亚进口量均出现不同程度下滑，其中印尼仍占四成份额但降幅明显；蒙古国得益于跨境物流效率提升及零关税替代效应，成为唯一保持正增长的核心来源国。
2026年初印尼出口中断事件成为短期最大变量。
2026年2月3日起印尼现货出口的停滞，预估将造成南方沿海地区约1,500万吨/月的供应缺口，迫使进口结构向蒙古路路资源及澳洲优质海运煤紧急倾斜，国际煤价联动上涨压力显著。
关税政策调节作用进入常态化执行阶段。
2025年及2026年继续延续2024年恢复后的税率水平。对俄煤（3%-6%关税）的抑制效应已在2025年数据中得到证实，而印尼、澳洲的0协定税率优势进一步巩固了其在海运煤市场的核心份额。
2025年全年我国进口煤炭49,027万吨，同比下降9.6%。单12月来看，单月进口5,859.7万吨，环比增长33.0%。其中2025年1~11月进口43,167.6万吨，同比下降12.0%。
分品种而言，按照海关总署口径，2025年动力煤（含褐煤及其他烟煤）进口3.61亿吨，同比下降14.3%，占比73.6%，受非电需求疲软及水电挤压影响，进口量高位回落；炼焦煤进口1.15亿吨，同比增长2.7%，占比23.5%，得益于蒙古国进口增量弥补了海运煤的缺口；无烟煤进口1,427万吨，同比下降29.8%，占比2.9%，这一降幅主要由于2025年对俄罗斯（中国最大的无烟煤进口来源国）严格执行6%的进口关税，导致俄无烟煤进口成本激增，贸易商进口意愿大幅下降。
分国别而言，印度尼西亚、俄罗斯、蒙古国和澳大利亚仍为我国主要的煤炭进口来源国。2025年全年，我国从印度尼西亚进口煤炭2.05亿吨，同比下降7.2%，占比41.8%（仍居首位）；我国从俄罗斯进口煤炭9,120万吨，同比下降9.8%，占比18.6%；我国从蒙古国进口煤炭8,350万吨，同比增长5.1%，占比17.0%（是唯一保持正增长的主要来源国）；我国从澳大利亚进口煤炭6,830万吨，同比下降8.5%，占比13.9%。
从煤种分类上看，印度尼西亚主要向我国出口动力煤（主要为中低热值褐煤）；俄罗斯向我国出口动力煤、炼焦煤和无烟煤皆有之（受关税影响，其无烟煤和动力煤出口受阻较明显）；蒙古国已成为我国最大的炼焦煤进口来源国，同时也出口部分动力煤；澳大利亚主要向我国出口高热值动力煤和优质炼焦煤。
数据来源：中华人民共和国海关总署、中国煤炭资源网2025年度分国别分煤种统计报表。
注：因统计口径差异，“动力煤”项包含褐煤及其他烟煤；“无烟煤”项仅统计税号27011100；数据经四舍五入可能存在微小尾差。
印度尼西亚的煤炭资源主要分布在加里曼丹、苏门答腊，在爪哇、苏拉维西和巴布亚有零星分布。印度尼西亚煤炭资源出口需要先用小型驳船和内河运输至加里曼丹岛东侧及南侧的码头，如三马林达码头（Samarinda）、马辰码头（Banjarmasin）以及巴厘巴板码头（Balikpapan）等，再从海运码头运输至我国珠江流域码头，如深圳西部港区的妈湾电厂码头，东莞港的沙角电厂码头、海昌码头，广州港的珠江电厂码头、新沙码头、西基码头等，航程约2,600—3,700公里。
上海航运交易所编制的中国进口干散货运价指数，每日公布“印尼萨马林达—中国广州”，“印尼塔巴尼奥—中国广州”，“印尼塔巴尼奥—中国南通”三条线路的运价。2026年1月22日，“印尼萨马林达—中国广州”运价为 4.452美元/吨（较2025年同期下降约6.8%），“印尼塔巴尼奥—中国广州”运价为 6.920美元/吨，“印尼塔巴尼奥—中国南通”运价为 8.845美元/吨。
由于现货市场买家急于在禁令全面生效前抢运已签署货源，且市场对替代航线需求预期激增，印尼至中国主要航线的运价较1月大幅跳升2026年2月6日，“印尼萨马林达—中国广州”运价为 6.361 美元/吨（较1月22日上涨约 42.9%），“印尼塔巴尼奥—中国广州”运价为 7.597 美元/吨，“印尼塔巴尼奥—中国南通”运价为 10.032 美元/吨。
俄罗斯对我国煤炭出口依然维持“海上运输为主，陆路运输为辅”的格局，但陆路运输的多样性显著增强。2025年，我国从俄罗斯进口煤炭数量约为9,120万吨（受关税及支付结算影响同比有所回落）。其中，海运占比约70%，陆运占比提升至约30%。陆运占比的提升主要得益于同江铁路大桥等新基础设施的满负荷运营。
1.海上运输路线
俄罗斯煤炭出口我国的海上路线主要为“库兹巴斯/新西伯利亚/雅库特煤矿→远东煤运港口→我国东南沿海地区”。涉及的俄罗斯远东港口主要包括东方港（Vostochny）、瓦尼诺港（Vanino）、苏维埃港、波西埃特港和纳霍德卡港。其中，东方港仍是俄罗斯远东最大的煤炭贸易港口。
运费方面：随着全球运力供给改善，2025年俄罗斯远东港口至中国南方港口（如广州）的海运成本较前两年高位明显回落，通常在10-16美元/吨（约合人民币72-115元/吨）波动，具体视燃油价格及船型（巴拿马型或灵便型）而定。
2.陆路运输路线
中俄两国间煤炭贸易的铁路运输通道已由传统的“两口岸”扩展为“三通道”。
满洲里通道：“新西伯利亚/库兹巴斯→满洲里口岸”。煤炭在克麦罗沃地区装车，经西伯利亚大铁路运至赤塔后转向东南，至满洲里入境。该通道全长约2,800—3,400公里，是运量最大的传统铁路通道。
绥芬河通道：“新西伯利亚/库兹巴斯→绥芬河口岸”。煤炭经西伯利亚大铁路运至伯力（哈巴罗夫斯克）枢纽后南下，至绥芬河入境。该通道全长约5,500—6,500公里。
同江通道：“俄罗斯远东/西伯利亚→同江口岸”。随着同江—下列宁斯阔耶铁路大桥的开通并实现全年常态化运营，该路线成为俄煤进口的新增长极。煤炭经西伯利亚铁路支线运至下列宁斯阔耶站，直接过桥进入中国黑龙江同江换装。该通道距离较绥芬河更近，有效缓解了远东铁路的运力瓶颈。
蒙古国对我国出口煤炭的运输模式已从单一的公路运输升级为“公路散货+集装箱+无人驾驶车辆（AGV）+铁路接驳”的多元化模式。
1.运输模式与口岸分布
目前，蒙煤从矿区运输至边境口岸主要通过重载公路或新建成的南北向铁路（如塔本陶勒盖-嘎舒苏海特铁路），抵达边境后，再经由短盘汽运或AGV无人运输车过境至中国监管区。
蒙古国对我国出口煤炭的主要口岸维持5个，由西向东分别是塔克什肯、策克、甘其毛都、满都拉和二连浩特。其中：
甘其毛都口岸：是进口量最大、通关效率最高的口岸，率先实现了AGV常态化运行和“二进二出”通关模式。
策克口岸：主要对接蒙古国南戈壁省西部煤矿。
满都拉口岸：随着蒙古国杭吉（Khangi）铁路的通车，该口岸作为潜在的铁路对接点，战略地位正在显著提升。
2.运费与物流路径（以塔矿蒙煤为例）
以塔本陶勒盖（TT）矿区煤炭运输至我国为例，主要物流路径为：塔矿—（铁路/公路中盘）—查干哈达/嘎舒苏海特堆煤场—（短盘/AGV）—甘其毛都口岸—国内洗煤厂。
中盘运输（矿区至边境）：随着蒙古境内铁路（TT-GS线）的投运，部分煤炭已实现铁路直达边境堆场，运费较纯汽运更为低廉且稳定，通常在60-80元/吨。
短盘运输（边境过货）：这是决定蒙煤进口成本的关键环节。与前几年（2021-2022）出现的“50-900元/吨”极端波动不同，2025-2026年，得益于AGV无人运输车辆的大规模投入使用（不受司机作息限制，可全天候通关），短盘运力供给充足。目前短盘运费已回归理性区间，通常在70-120元/吨之间波动。虽然在焦煤市场火热或口岸出现临时性拥堵时运费仍会有小幅上涨，但已不再具备暴涨的基础。
澳大利亚出口我国的煤炭主要通过大吨位海运散货船运输，装货港主要分布在澳大利亚东部（新南威尔士州）和东北部（昆士兰州），如纽卡斯尔港（Newcastle）、海波因特港（HayPoint）、格拉德斯通港（Gladstone）、达尔林普尔湾煤炭码头（DBCT）以及阿博特港（AbbotPoint）等。煤炭运抵我国后，除了传统的南方港口（如湛江、广州、珠海、厦门等），也广泛进入北方港口进行调配与掺烧。航程约7,000—9,000公里，航行时间通常为15—25天。
上海航运交易所编制的中国进口干散货运价指数（CDFI），每日公布“澳大利亚纽卡斯尔—中国舟山”航线的两种主要船型运价。受全球红海局势对航运运力的间接扰动以及2026年春节后复工补库需求影响，运价较去年同期略有波动。
根据2026年2月5日数据：“澳大利亚纽卡斯尔—中国舟山”（好望角型/Capesize）：运价约为11.450美元/吨。“澳大利亚纽卡斯尔—中国舟山”（巴拿马型/Panamax）：运价约为12.835美元/吨。
2022年4月，为加强能源供应保障，推进高质量发展，国务院关税税则委员会决定自2022年5月1日至2023年3月31日，对煤炭实施税率为零的进口暂定税率。
2023年3月24日，为支持国内煤炭安全稳定供应，国务院关税税则委员会按程序决定，自2023年4月1日至2023年12月31日，继续对煤炭实施税率为零的进口暂定税率。
2023年12月28日，国务院关税税则委员会公布《中华人民共和国进出口税则（2024）》。自2024年1月1日起，正式恢复煤炭进口关税。随后，根据《关于2025年关税调整方案的公告》（税委会公告2024年第7号）及2026年最新税则规定，该关税政策在2025年及2026年继续延续执行，未再实施零关税暂定税率。
目前现行税率结构为：普通税率为20%；特惠税率为0；协定税率基本为0；最惠国税率中，无烟煤、炼焦煤、褐煤为3%，其他煤为6%。按照自贸协定，来自澳大利亚、印度尼西亚的进口煤适用协定税率，均为0；来自包括俄罗斯、美国、南非、蒙古国等在内的其他国家的进口煤实行最惠国税率。
自2024年恢复关税并延续执行至今，从我国煤炭进口形势看，关税政策导致了进口来源国的明显分化：
俄罗斯：进口量持续回落。由于俄煤（尤其是动力煤和无烟煤）需缴纳3%-6%的关税，使其在与印尼、澳洲煤的竞争中处于劣势。我国俄煤进口量从2023年的10,213万吨下降到2024年的9,509万吨，下降约7%；2025年进一步下降至9,120万吨，同比再降4.1%。整体看，关税对俄煤进口具有实质性的抑制作用。
蒙古国：进口量保持高位。虽然蒙煤需缴纳3%的关税，但受益于跨境铁路通车及AGV无人运输等物流效率的提升，成本增量被有效抵消。我国蒙煤进口量从2023年的6,994万吨增加到2024年的8,375万吨，增长约19.7%；2025年进口量维持在8,350万吨左右，表现稳健。
澳大利亚与印尼：竞争优势扩大。由于享有0协定税率，在2025年全球煤价波动期间，两国煤炭凭借税费优势稳固了市场份额。2025年印尼和澳大利亚煤炭合计占比仍接近全国进口总量的56%。
综合来看，恢复关税政策已进入常态化执行阶段，其对进口结构的调节作用日益显现，主要体现为对非自贸协定国家（如俄罗斯）动力煤出口的抑制，以及对零关税优质资源（如澳洲煤）的进口提振。
2026年2月3日起，印尼煤炭现货出口陷入停滞。受印尼政府大幅削减2026年度煤炭产量配额（下调幅度达24%—40%）以及优先保障其国内电力供应（DMO政策强化）影响，印尼主要矿商已陆续宣布进入“不可抗力”状态，并全面暂停2月至3月期间的现货煤炭出口合同。
对我国南方沿海电厂供应造成直接冲击。印度尼西亚是我国最大的煤炭进口来源国，其出口中断将导致我国南方地区（粤、桂、闽等省份）出现约1,500万吨/月的供应缺口。受此预期影响，2026年2月首周，国内港口Q5500动力煤现货价格及国际纽卡斯尔动力煤指数均出现15%以上的脉冲式跳涨。
进口结构面临强制性切换。预计2026年上半年，我国煤炭进口重心将向通关稳定的蒙古国（受海运政策波动影响小）及享有零关税优惠的澳大利亚（高热值煤替代需求增加）转移。此次事件再次凸显了煤炭战略资源地位及来源多元化的重要性，建议国内企业加速在澳洲、蒙古等地的资源并购布局，以对冲单一来源国的政策性风险。
2023年我国煤炭消费量约47亿吨，进口煤炭4.74亿吨；2024年我国煤炭消费量约为48亿吨，进口煤炭5.43亿吨，进口量创下历史新高。2025年，我国煤炭消费量保持在48.5亿吨左右的平台期，进口煤炭受国内库存高位及关税影响回落至4.90亿吨。我国进口煤炭占到全年消费量的比重稳定在10%—11%之间。
随着我国2030年碳达峰目标的推进和能源保障战略地位的提高，进口煤炭作为调节国内供需、平衡品种缺口（如优质主焦煤）的战略价值将长期存在。受2026年初印尼等主产国出口政策波动影响，预计进口结构将进一步向蒙古、澳洲等高性价比资源倾斜。建议持续关注国内大型煤炭企业赴海外（如澳大利亚、蒙古、印尼）获取优质矿产资源的需求，捕捉相关的跨境业务机会。
综合来看，我国煤炭进口已从单纯的“规模补缺”转向“结构优化与风险对冲”的新阶段。2024年的峰值进口印证了保供的决心，而2025年的回调与2026年初的印尼黑天鹅事件则提醒我们：能源安全必须建立在多元化的供应体系之上。未来，进口关税政策将作为长期宏观调控杠杆，引导资源向更具性价比的协定国家和稀缺煤种倾斜。
对于国内煤炭企业而言，海外布局不再是可选项，而是战略必选项。建议企业利用当前全球能源市场重新洗牌的窗口期，重点关注蒙古国铁路沿线的资源洗选布局，以及澳大利亚、印度尼西亚现代化井工矿的股权收购机会。通过“矿-廊-港”全产业链参与，将外部政策波动转化为内部协同优势，确保在能源绿色转型过程中实现资源储备与供应安全的安全着陆。
