美國國內煤炭生產商表示，成本壓力與低需求是拖累 2026 年第一季獲利的關鍵因素。雖然亞太地區對煉焦煤與動力煤的需求可能有助於縮小缺口，但即使霍爾木茲危機緩解，能源市場仍然不穩定。春季平肩季後庫存升高——即冬季供暖與夏季製冷之間用電需求降低的時期——進一步在整個 6 月壓低美國煤炭價格。

聯邦政策行動——包括延後燃煤電廠退役，以及為燃煤電廠翻修和機組新增提供資金——支撐了煤炭更穩定的需求與監管環境。2025 年較堅挺的天然氣價格透過「氣轉煤」支持燃煤發電，這是美國兩大電力來源之間的主要競爭動態；然而，高煤炭庫存預計將限制產量至 2027 年。2027 年之後，在經濟條件與州政策具支持性的地區，太陽能與風力發電擴張將使美國煤炭市場再次面臨壓力。

較長期來看，S&P Global Market Indicative Power Forecast 預測燃煤電廠將退役且利用率下降。到 2035 年，預計將有 36.1 GW 燃煤發電容量退役，煤炭占總發電量的比重將從 2027 年的 17.1% 降至 8.7%。

各基準價格普遍下跌

在高庫存與天然氣價格穩定的背景下，煤炭基準價格於 6 月下跌。出口基準價格領跌：CAPP 地區出口基準價格收於 $82.00/short ton，下跌 $4.00/st（4.7%）；NYMEX CAPP 跌至 $80.00/st，同樣下跌 $4.00/st；NAPP Pittsburgh Seam 13,000 British thermal units per pound 持平於 $71.00/st。國內基準價格也走軟，Illinois Basin 11,500 mid-sulfur 下跌 75 cents/st 至 $55.25/st（1.3%），而 NYMEX Powder River Basin 基準價格下跌 50 cents/st 至 $14.70/st（3.3%）。

天然氣市場趨勢

隨著霍爾木茲危機緩解，全球原油與天然氣價格在 6 月下跌，但美國天然氣價格大致未受影響，仍遵循正常季節性趨勢。Henry Hub 現貨價格在 6 月以 $3.04/million Btu 開盤，並因天氣炎熱在整個月內上升，月底收於 $3.33/MMBtu，當月均價為 $3.15/MMBtu。季節性庫存注入持續進行，截至 6 月 19 日，工作氣量為 2,835 billion cubic feet，較五年平均高 152 Bcf，較 2025 年同週高 49 Bcf。

在天然氣供應保持穩定下，區域市場折價也維持不變。Chicago Gate 均價為 $2.73/MMBtu，較 Henry Hub 折價 $0.42/MMBtu。TCO Pool 折價為 $0.73/MMBtu，月均價為 $2.42/MMBtu；TETCO M3 則轉為折價 $0.76/MMBtu，月均價為 $2.39/MMBtu。在美國西部，SoCal Border 於 6 月再次錄得全國低點 $2.04/MMBtu，較 Henry Hub 低 $1.11/MMBtu。

煤炭庫存與庫存累積

美國能源資訊署（EIA）估計，2026 年 3 月煤炭庫存為 111 million st，較 2 月水準高出 6 million st。這一庫存成長是春季平肩季後剩餘煤炭過剩的滯後指標。庫存高企實際上降低了公用事業採購額外煤炭的需求，即使夏季製冷負荷開始推升用電量，也抑制了短期需求。

區域煤炭價格展望

Powder River Basin（PRB）煤炭目前的遠期定價一直持平且穩定，反映電廠庫存與採礦能力足以吸收需求變化。2027 年之後，天然氣價格下降與煤炭需求下滑預計將限制價格成長。

瀝青煤價格主要受出口市場影響，目前價格使國內燃煤發電相對於美國東北部天然氣而言普遍較不具競爭力。國際能源市場動盪已推高出口煤價格，這種情況可能延續至 2027 年。隨著 2027 年之後天然氣價格正常化，煤炭價格預計將回落。

超過 $70/st 的定價基準顯示美國東部瀝青煤可獲得可持續回報，其中大西洋盆地出口煤高於該門檻，而在太平洋盆地出口市場競爭的煤炭通常更接近該水準。受更高電力需求與有利天然氣價格支持，發電用瀝青煤需求預計將保持穩定至 2027 年。動力煤需求預計將在 2027 年後恢復下降，整體美國東部煤炭需求預計在 2025–30 年間下降 50 million st。

美國煤炭產量與需求展望

截至 6 月 20 日的四週內，煤炭出貨量平均為 9.5 million st，較 2025 年同期低 8.3%。相對偏低的出貨量顯示，即使夏季需求開始回升，高庫存仍在限制產量。

S&P Global Energy 此前預測 2026 年整體產量將成長，但目前預測產量將較上年小幅下降至 522 million st。2027 年煤炭產量預計相近，因較高天然氣價格將被充足庫存抵消。自 2028 年起，綠色發電成長預計將進一步壓低燃煤發電。整體煤炭市場——包括國內需求與出口——預計在 2026 至 2031 年間下降 109 million st，這一收縮由再生能源容量增加、電廠退役以及天然氣價格逐步正常化的綜合影響所驅動。

Powder River Basin

MSHA 2026 年第一季產量報告顯示，年初至今產量為 57.0 million st，年化產量為 228.0 million st。2026 年產量目前預測為 228 million st，略低於 2025 年。在天然氣價格較高的情況下，產量預計將保持高位至 2028 年。S&P Global Energy 預測，中西部燃煤電廠退役以及 PRB 核心市場風力發電擴張，將使煤炭需求逐步降至 2030 年的 204 million st，並在 2035 年進一步降至 184 million st。

Illinois Basin

MSHA 2026 年第一季產量報告顯示，年初至今產量為 15.9 million st，年化產量為 63.6 million st。產量預計將從 2026 年的 66 million st 小幅增至 2028 年的 68 million st；此後，風力發電擴張與已宣布的燃煤電廠退役預計將侵蝕 ILB 煤炭需求。ILB 煤炭產量預計到 2030 年降至 64 million st，並在 2035 年進一步降至 56 million st。

Appalachian Basins

MSHA 2026 年第一季產量報告顯示，年初至今產量為 39.2 million st，年化產量為 156.8 million st。與 PRB 或 ILB 相比，Appalachian 煤炭需求通常對全球海運市場的敏感度高於對國內天然氣價格的敏感度。因此，相對於天然氣發電的需求增加，預計將使 PRB 與 ILB 受益，但對 Appalachian 生產商的提振將有限得多。預計至 2027 年，產量將較 2025 年水準小幅下降。隨著 2027 年後剩餘國內需求被侵蝕，且出口成長只能提供有限抵消，Appalachian 產量預計到 2030 年降至 112 million st。

預測方法

S&P Global Energy 的 Market Indicative 煤炭預測代表現貨交易工具的遠期曲線，類似一組合約條帶。較短期限——當年與近月年度，以及在可取得情況下的額外年份——由觀察或評估的指標價格推動。較長期限——對實物評估指標而言，通常為預測第 3 年至第 20 年——由生產現金成本、可接受資本回報、區域生產能力以及供需預測等基本面估計推動。對於曲線的長期限部分，S&P Global Energy 會預測特定煤炭指標的價格，並透過歷史價差界定其餘指標。

來源：Platts / S&P Global Commodity Insights