米国の国内石炭生産者は、2026年第1四半期の収益低下の要因としてコスト上昇圧力と需要の低迷を挙げている。アジア太平洋地域のコークス炭および一般炭に対する需要がギャップの縮小に寄与する可能性はあるものの、ホルムズ海峡危機が和らぐ中でもエネルギー市場は不透明感が残っている。春季のオフシーズン（冬の暖房需要と夏の冷房需要の間の電力需要が低下する時期）後の在庫増加が、6月を通じて米国の石炭価格をさらに下押しした。

連邦政府の政策対応——石炭火力プラントの退役延期やプラント改修・ユニット増設への資金提供など——は、石炭に対してより安定した需要・規制環境を下支えしてきた。2025年の天然ガス価格の堅調さは、ガスから石炭への切り替え（米国の2大電力源間の主要な競争関係）を通じて石炭発電を支えたが、高い石炭在庫は2027年まで生産を制約すると予測されている。2027年以降、米国石炭市場は経済性と州の政策が有利な地域における太陽光・風力発電の拡大という新たな下押し圧力に直面する。

より長期的には、S&P Global Market Indicative Power Forecastは石炭火力プラントの退役と稼働率の低下を予測している。2035年までに36.1 GWの石炭火力容量が退役すると見込まれており、石炭の総発電量に占める割合は2027年の17.1%から8.7%へと低下すると予測されている。

主要指標価格の一斉下落

石炭指標価格は6月、在庫水準の高さと天然ガス価格の安定の中で下落した。輸出指標価格が下落を主導した：CAPP地域の輸出指標は$82.00/ショートトンで$4.00/st（4.7%）下落、NYMEX CAPPは$80.00/stに下落しこちらも$4.00/st安、NAPP Pittsburgh Seam 13,000 British thermal units per poundは$71.00/stで横ばいとなった。国内指標も軟化し、Illinois Basin 11,500 mid-sulfurは75セント/st安の$55.25/st（1.3%）、NYMEX Powder River Basin指標は50セント/st安の$14.70/st（3.3%）となった。

天然ガス市場動向

世界的な原油・天然ガス価格は6月、ホルムズ海峡危機の緩和に伴い下落したが、米国の天然ガス価格は通常の季節的トレンドに従いほとんど影響を受けなかった。Henry Hubスポット価格は6月初めに$3.04/million Btuで始まり、暖候による需要増で月末にかけて上昇し$3.33/MMBtuで終了、月間平均は$3.15/MMBtuとなった。季節的な貯蔵注入は継続し、6月19日時点のワーキングガスは2,835 Bcf（billion cubic feet）で、過去5年平均を152 Bcf、2025年同週を49 Bcf上回った。

ガス供給が安定して推移する中、地域別市場のディスカウントもそれに追従した。Chicago Gateは月間平均$2.73/MMBtuで、Henry Hubに対して$0.42/MMBtuのディスカウントとなった。TCO Poolのディスカウントは$0.73/MMBtuで月間平均$2.42/MMBtu、TETCO M3は$0.76/MMBtuのディスカウントに移行し月間平均$2.39/MMBtuとなった。米国西部では、SoCal Borderが6月に再び全国最低の$2.04/MMBtuを記録し、Henry Hubを$1.11/MMBtu下回った。

石炭在庫と蓄積

米国エネルギー情報局（EIA）は2026年3月の石炭在庫を1億1,100万stと推計し、2月水準を600万st上回った。この在庫の増加は、春季オフシーズンから持ち越された余剰石炭の遅行指標として機能する。在庫水準の高さは電力事業者の追加購入ニーズを実質的に低下させ、夏期の冷房需要が電力消費を押し上げ始めている中でも短期的な需要を抑制している。

地域別石炭価格見通し

Powder River Basin（PRB）石炭の現在のフォワードプライスは平坦かつ安定しており、発電所用在庫と採掘能力が需要変動を吸収するのに十分であることを反映している。2027年以降、天然ガス価格の低下と石炭需要の減少が価格上昇を抑制すると予測されている。

瀝青炭（bituminous coal）価格は主に輸出市場の影響を受けており、現在の価格水準では国内石炭発電は概して北東部の天然ガスに対して競争力が低下している。国際エネルギー市場の混乱が輸出石炭価格を押し上げており、これは2027年まで続く可能性がある。2027年以降、天然ガス価格が正常化するにつれて石炭価格は緩和すると予測される。

$70/stを超える指標価格は東部瀝青炭にとって持続可能なリターンを示唆しており、大西洋流域の輸出石炭はこの水準を上回り、太平洋流域の輸出市場で競争する石炭は概ねこの水準に近い。発電用瀝青炭需要は2027年まで安定して維持されると予想され、より高い電力需要と有利な天然ガス価格に支えられる。蒸気炭需要の減少は2027年以降に再開すると予想され、米国東部の石炭需要全体は2025〜30年に5,000万st減少すると予測されている。

米国石炭生産・需要見通し

6月20日を終了日とする4週間において、石炭出荷量は平均900万stで、2025年同期比8.3%の減少となった。比較的低い出荷量は、夏期の需要が上向き始めているにもかかわらず、高い在庫が生産を制約していることを示している。

2026年の全体生産成長を以前は予測していたものの、S&P Global Energyは現在、5億2,200万stへの控えめな前年比減少を予測している。2027年も同様の石炭生産が見込まれ、天然ガス価格の上昇が堅調な在庫によって相殺される。2028年以降、グリーン発電の成長が石炭発電を下押しすると予測されている。国内需要と輸出からなる石炭市場全体は、2026年から2031年にかけて1億900万st減少すると予測されており、再生可能エネルギー容量の追加、プラント退役、天然ガス価格の段階的正常化の複合効果による縮小である。

Powder River Basin

MSHA（鉱山安全衛生局）の2026年第1四半期生産報告によると、年初来生産量は5,700万stで、年率換算で2億2,800万stである。2026年の生産量は現在2億2,800万stと予測され、2025年をわずかに下回る。生産は2028年まで天然ガス価格の上昇を背景に高水準が維持されると予想される。S&P Global Energyは、中西部の石炭退役とPRBの中核市場における風力発電の拡大が石炭需要を徐々に縮小させ、2030年までに2億400万st、2035年までにさらに1億8,400万stに減少すると予測している。

Illinois Basin

MSHAの2026年第1四半期生産報告によると、年初来生産量は1,590万stで、年率換算で6,360万stである。生産は2026年の6,600万stから2028年にかけて6,800万stへと控えめに成長すると予測されるが、その後は風力発電の拡大と発表された石炭退役がILBの石炭需要を浸食すると予想される。ILBの石炭生産は2030年までに6,400万st、2035年までにさらに5,600万stに減少すると予測されている。

Appalachian盆地

MSHAの2026年第1四半期生産報告によると、年初来生産量は3,920万stで、年率換算で1億5,680万stである。Appalachianの石炭需要は、PRBやILBと比較して、国内天然ガス価格よりも世界的な海運市場に敏感な傾向がある。したがって、PRBやILBに恩恵をもたらすと予想される天然ガス発電に対する需要増加は、Appalachianの生産者にとってはるかに限定的なものになる。2025年水準から2027年にかけて控えめな減少が予測される。2027年以降、残存する国内需要が浸食し、輸出成長による限定的な相殺のみとなる中、Appalachianの生産は2030年までに1億1,200万stに減少すると予測されている。

予測手法

S&P Global EnergyによるMarket Indicative石炭予測は、スポット取引商品のフォワードカーブを表し、一連の契約に類似する。短期テナー——当年およびプロンプト年、および利用可能な追加年——は観測または評価されたマーカー価格によって決定される。長期テナー——物理的に評価されるマーカーの典型的には予測3年目から20年目——は、生産キャッシュコスト、資本リターン、地域別生産能力、需要・供給予測の基本的な推計によって決定される。カーブの長期部分について、S&P Global Energyは特定の石炭マーカーの価格を予測し、残りのマーカーは過去のスプレッドを通じて定義される。

出典：Platts / S&P Global Commodity Insights