煤炭是电力系统中的主体能源，在未来或仍将保持该地位。2005年-2022年，东盟地区电源总机容量由110GW增长至310GW，实现增长181.8%。燃煤装机在各电源装机容量增长中增幅第一，从22GW增长至106GW，实现增长381.8%，装机容量占比从21%提升至35%；同时期燃气装机容量增长71.2%，燃油装机则减少21.4%。从发电量来看，2005年-2022年，东盟地区煤炭发电量由108.7TWH增至430.5TWH，发电量占比由27%提升至47%，在东盟发电体系中占据主导地位。而我们认为随着未来天然气储量下降、以及部分国家煤炭装机的进一步增加，煤炭在电力系统中仍将占据主体地位；此外，尽管东南亚各国都设立了较为激进的能源转型目标，然而以2023年东盟的新能源消纳能力以及清洁能源投资水准来看，风光发电很难在发电端有效出力且该情况在短期内难有明显改善。截至2022年，风电光伏装机26GW，约占东南亚总装机容量的10%，而风电光伏发电量46.1GW，对总发电量的贡献仅为5%。
 

工业发展拉动能源消费的增长，尤其是工业金属行业近几年大幅提升了煤炭需求。2000年-2020年，东盟工业能源需求保持上升趋势，东盟工业部门的能源输入中，约62%直接来自燃烧化石燃料（自备电厂），电网端的电力输入则占近23%。此外，工业金属行业在近几年发展较快，以印度尼西亚为例，印度尼西亚正执行将国家转变为电动汽车和电池的重要制造中心的战略，有大量的工业金属冶炼厂均使用自备燃煤电厂供应能源。2021年-2022年，冶金自备电厂耗煤由1139万吨增长至4938万吨，同比增长333%。在2023年，印尼综合矿物冶炼厂建设目标为17座。
 

印尼是东南亚地区占主导地位的煤炭生产、出口国，其煤炭生产、出口受政策端的影响较大。印尼煤炭资源几乎全部为露天开采，以中低卡动力煤为主，91%的产量集中在加里曼丹岛，主要依靠驳船和海运运输。印尼国家产量计划与DMO国内保供是决定印尼产量、出口量的两个重要政策。2023年印尼煤炭计划产量为6.95亿吨，实际产量为7.75亿吨，超出11.5%，而2020年-2023年偏差值均在4%以内。2024年，印尼计划产量为7.1亿吨，较2023年高出1500万吨，对应实际产量增长或也有限。DMO计划规定最少将产量的25%用于国内供应，近年来随印尼国内煤炭消费增长，国内使用的煤炭比例逐年上升，2023年DMO计划量为1.77亿吨，实际消费或为2.3亿吨左右，2024年印尼国内煤炭消费或进一步增长。
 

煤价中枢维持相对高位，煤炭出口的盈利增长刺激产量增长，同时也导致成本增加。2020年后，国际煤价进入上升通道，而低廉的成本、高供给弹性、独特的地缘优势使得印尼在国际市场上出口持续增加。基于印尼粗放的煤炭管理与露天矿自身的优秀开采条件，印尼煤炭企业在煤炭出口带来的高盈利之下积极扩产，印尼煤炭产量大增，在2020-2023年几乎每年保持10%左右的高增速。然而，从我们对于上市公司的统计来看，2020年后印尼并无新投入生产的矿井贡献产能，资本开支也多用于基础设施、运输设施改善而非新的矿井项目。考虑到持续增长的剥采比、开采条件的恶化、逐年增长的人工成本与特许权使用费的提高，印尼各煤炭公司设定生产计划也更趋于保守。
 

东南亚地区的煤炭净出口量或在未来呈逐年下降趋势。近年来印尼煤炭供给高速增长，2020-2023年化复合增速为11.04%，2023年产量为7.75亿吨，由此东南亚地区的煤炭净出口在2020年后保持了上升趋势，由2020年的2.51亿吨上升至2023年的3.68亿吨。IEA预测2024-2026印尼煤炭产量负增长，我们则认为印尼后续的产量增速或有所收窄但仍维持正增长。随着2024年后印尼供给增速逐渐收窄，印尼、越南、菲律宾等国煤炭消费的进一步提升，东南亚的煤炭净出口或呈下降趋势。