美国国内煤炭生产商称，成本压力和低需求是拖累2026年第一季度盈利的关键因素。尽管亚太地区对炼焦煤和动力煤的需求可能有助于缩小缺口，但即使霍尔木兹危机缓解，能源市场仍然不稳定。春季肩峰期之后库存上升——即冬季取暖需求与夏季制冷需求之间电力需求较低的时期——进一步在整个6月对美国煤炭价格构成压力。

联邦政策行动——包括推迟燃煤电厂退役，以及为燃煤电厂翻新和机组新增提供资金——支撑了煤炭需求和监管环境的相对稳定。2025年较坚挺的天然气价格通过天然气转煤炭发电转换支撑了煤炭发电，这是美国两大电力来源之间的主要竞争动态；但高企的煤炭库存预计将限制产量直至2027年。2027年以后，在经济性和州政策支持的地区，太阳能和风能发电扩张将使美国煤炭市场再次面临压力。

从更长期看，S&P Global Market Indicative Power Forecast预计燃煤电厂将退役且利用率下降。到2035年，预计将有36.1 GW燃煤装机容量退役，煤炭在总发电量中的占比将从2027年的17.1%降至8.7%。

各基准价格普遍下跌

6月，在库存高企和天然气价格稳定的背景下，煤炭基准价格下跌。出口基准价格领跌：CAPP地区出口基准价收于$82.00/short ton，下跌$4.00/st（4.7%）；NYMEX CAPP跌至$80.00/st，同样下跌$4.00/st；NAPP Pittsburgh Seam 13,000 British thermal units per pound持平于$71.00/st。国内基准价格也走软，Illinois Basin 11,500 mid-sulfur下跌75 cents/st至$55.25/st（1.3%），而NYMEX Powder River Basin基准价下跌50 cents/st至$14.70/st（3.3%）。

天然气市场趋势

随着霍尔木兹危机缓解，全球原油和天然气价格在6月下跌，但美国天然气价格基本未受影响，遵循正常季节性趋势。Henry Hub现货价格6月开盘为$3.04/million Btu，并在温暖天气推动下整月上涨，收于$3.33/MMBtu，当月均价为$3.15/MMBtu。季节性储气注入继续进行，截至6月19日，工作气量为2,835 billion cubic feet——较五年均值高152 Bcf，较2025年同期高49 Bcf。

在天然气供应保持稳定的情况下，区域市场折价也保持相应走势。Chicago Gate均价为$2.73/MMBtu，较Henry Hub折价$0.42/MMBtu。TCO Pool折价为$0.73/MMBtu，月均价为$2.42/MMBtu；TETCO M3折价扩大至$0.76/MMBtu，月均价为$2.39/MMBtu。在美国西部，SoCal Border 6月再次录得全国低点$2.04/MMBtu，较Henry Hub低$1.11/MMBtu。

煤炭库存与累库

美国能源信息署（EIA）估计，2026年3月煤炭库存为111 million st，较2月水平高6 million st。这一库存增长是春季肩峰期结转过剩煤炭的滞后指标。库存高企实际上降低了公用事业企业购买额外煤炭的需求，即使夏季制冷负荷开始推高用电量，也会抑制近期需求。

区域煤炭价格展望

Powder River Basin（PRB）煤炭当前远期定价一直保持平稳稳定，反映出电厂库存和采矿产能足以吸收需求变化。2027年以后，较低的天然气价格和煤炭需求下降预计将限制价格增长。

烟煤价格主要受出口市场影响，当前价格使国内煤炭发电相对于美国东北部天然气总体竞争力较弱。国际能源市场的扰动推高了出口煤价格，这一状况可能持续到2027年。随着2027年后天然气价格正常化，煤炭价格预计将回落。

超过$70/st的定价基准表明美国东部烟煤可实现可持续回报，其中大西洋盆地出口煤高于该门槛，而参与太平洋盆地出口市场竞争的煤炭通常更接近该水平。在较高电力需求和有利天然气价格支撑下，用于发电的烟煤需求预计将稳定至2027年。动力煤需求预计将在2027年后恢复下降，2025–30年期间美国东部煤炭总需求预计将下降50 million st。

美国煤炭产量与需求展望

截至6月20日的四周内，煤炭发运量平均为9.5 million st，较2025年同期低8.3%。相对较低的发运量表明，即使夏季需求开始回升，高库存仍在限制产量。

此前曾预计2026年总产量将增长，而S&P Global Energy目前预计同比小幅下降至522 million st。2027年煤炭产量预计相近，较高的天然气价格将被充足库存所抵消。从2028年开始，绿色发电增长预计将对煤炭发电形成下行压力。整体煤炭市场——包括国内需求和出口——预计将在2026年至2031年间下降109 million st，这一收缩由可再生能源装机增加、电厂退役以及天然气价格逐步正常化的综合影响推动。

Powder River Basin

MSHA关于2026年第一季度的生产报告显示，年初至今产量为57.0 million st，年化产量为228.0 million st。2026年产量目前预计为228 million st，略低于2025年。在天然气价格较高的背景下，产量预计将保持高位至2028年。S&P Global Energy预计，中西部燃煤电厂退役以及PRB核心市场风电扩张，将使煤炭需求逐步降至2030年的204 million st，并到2035年进一步降至184 million st。

Illinois Basin

MSHA的2026年第一季度生产报告显示，年初至今产量为15.9 million st，年化产量为63.6 million st。预计产量将从2026年的66 million st小幅增长至2028年的68 million st；此后，风电扩张和已宣布的燃煤电厂退役预计将削弱ILB煤炭需求。ILB煤炭产量预计到2030年降至64 million st，并到2035年进一步降至56 million st。

Appalachian Basins

MSHA的2026年第一季度生产报告显示，年初至今产量为39.2 million st，年化产量为156.8 million st。与PRB或ILB相比，Appalachian煤炭需求往往对全球海运市场比对国内天然气价格更为敏感。因此，相对于天然气发电的需求增长预计将惠及PRB和ILB，但对Appalachian生产商的影响将有限得多。预计到2027年，产量将较2025年水平温和下降。随着2027年后剩余国内需求减弱，而出口增长仅提供有限抵消，Appalachian产量预计到2030年将降至112 million st。

预测方法

S&P Global Energy的Market Indicative煤炭预测代表现货交易工具的远期曲线，类似于一组连续合约。较短期限——当前年度和近月年度，以及可获得的其他年份——由观察到或评估的基准价格驱动。较长期限——对于实物评估基准通常为预测第3年至第20年——由生产现金成本、资本可接受回报、区域生产能力以及供需预测等基本面估算驱动。对于曲线的长期部分，S&P Global Energy预测特定煤炭基准的价格，并通过历史价差界定其余基准。

来源：Platts / S&P Global Commodity Insights