2026年6月，印尼爪哇岛、马都拉岛及巴厘岛地区发生大范围停电，印尼政府初期将事件归因于技术故障，但印尼国家电力公司后续调查显示中热值煤炭供应短缺系核心原因。2026年8月4日，加里曼丹岛发生大面积停电。直接原因为阿萨姆燃煤电厂54兆瓦发电机组故障、两家IPP电厂锅炉及汽轮机管道泄漏，以及马来西亚进口电力因出口方技术问题中断，反映电网备用容量不足、峰值负荷调节高度依赖进口电力的结构性风险。我们认为频繁出现的大规模停电事件将导致印尼进一步重视国内电力供应安全，强化DMO和煤炭出口政策管控，利好国际煤价并有望给我国国内动力煤价形成支撑。

煤质数据失真叠加DMO倒挂，暴露印尼煤电供应结构性矛盾

2024年印尼煤电装机/煤电发电量占比56.08%/60.90%、印尼/爪哇地区/非爪哇地区负荷因子（年总供电量/峰值负荷*8760h）分别为64.05%/63.86%/63.93%，煤电出力下降将显著影响供电系统稳定性。

贪腐 DMO价格倒挂导致中热值煤供应紧张：印尼DMO政策要求矿企以70美元/吨的封顶价向PLN供应至少25%的产量，而6月底国际市场煤价高达144美元/吨，导致矿企缺乏供煤动力；同时，印尼国家警察刑侦局调查发现2018-2026上半年间部分煤企涉嫌篡改煤炭热值报告，将低热值煤伪报为高热值煤，后者在锅炉中燃烧速度更快、更快耗尽，库存加速缩减。

印尼煤炭供应面临总量与结构的双重制约：总量上，截至6月26日PLN煤炭库存仅能维持15.9天需求（爪哇、马都拉、巴厘岛地区仅10.3天），远低于20-25天的安全标准；结构上，热值5000大卡及以上煤炭占印尼总产量比例不超过20%，导致PLN发电厂所需的中热值煤炭供应紧张。

增加国内市场义务并严管煤炭出口

针对6月事件，印尼政府推动增加PLN煤炭供应保障。7月PLN额外获得约180万吨4500大卡以上煤炭供应，8-12月计划进一步增加约300万吨；截至7月中旬，印尼国家电力公司煤炭库存已回升至安全线以上，但PLN总裁表示夏季电力需求持续上升或将再次导致供电危机。同时，PLN推进燃煤机组改造以适配低热值煤，Suralaya6、7号机组已完成改造，可使用4100-4300大卡煤炭，以缓解中热值煤供应瓶颈。

9月1日起印尼煤炭出口管理新政正式实施，煤炭出口交由指定国企独家专营。新政旨在遏制大宗商品出口低报偷税及资金外流，但客观上将从9月起严格限制超产，使出口量向RKAB（煤炭产量配额）靠拢，进一步压缩出口供给弹性。

中国自印尼进口量缩价升，利好国内煤价中枢上移

1-6月我国从印尼进口动力煤累计8962.0万吨，占同期我国动力煤进口总量的58.5%、我国动力煤消费总量的4.39%；同比下降40.7万吨，呈小幅递减趋势。6月单月进口1645.9万吨，环比增长35%，同比增长42%，反映6月印尼供应端政策扰动下，国内进口商提前备货行为。进口价格持续高位运行，CCI进口3800价格6月30日/8月7日报572.46/581.41元/吨，较年初上涨32.79%/34.87%，同比涨幅45.48%/39.57%。

在印尼国内保供压力持续加大、高低卡煤结构性错配、厄尔尼诺气候影响与出口新政落地叠加的背景下，进口煤供应或将进一步收缩，利好国内动力煤价格中枢上移。

风险提示：印尼政策执行不及预期风险、国内需求不及预期风险。