US-amerikanische Kohleproduzenten nannten Kostendruck und geringe Nachfrage als zentrale Faktoren, die die Erträge im ersten Quartal 2026 belasteten. Zwar könnte die Nachfrage aus dem asiatisch-pazifischen Raum nach Kokskohle und Kraftwerkskohle dazu beitragen, die Lücke zu verringern, doch die Energiemärkte bleiben trotz der Entspannung der Hormus-Krise unsicher. Erhöhte Lagerbestände nach der Frühjahrssaison mit geringerer Stromnachfrage — dem Zeitraum zwischen winterlichem Heizbedarf und sommerlicher Kühlung — setzten die US-Kohlepreise im gesamten Juni zusätzlich unter Druck.

Politische Maßnahmen auf Bundesebene — darunter verzögerte Stilllegungen von Kohlekraftwerken sowie Finanzmittel für die Modernisierung von Kohlekraftwerken und den Ausbau von Blöcken — haben ein stabileres Nachfrage- und Regulierungsumfeld für Kohle gestützt. Höhere Erdgaspreise im Jahr 2025 unterstützten die Kohleverstromung durch den Wechsel von Gas zu Kohle, die wichtigste Wettbewerbsdynamik zwischen den beiden größten Quellen der US-Stromerzeugung. Dennoch dürften hohe Kohlelagerbestände die Produktion bis 2027 begrenzen. Nach 2027 steht der US-Kohlemarkt erneut unter Druck durch den Ausbau von Solar- und Windenergie in Regionen, in denen wirtschaftliche Bedingungen und staatliche Vorgaben unterstützend wirken.

Langfristig prognostiziert der S&P Global Market Indicative Power Forecast Stilllegungen von Kohlekraftwerken und eine geringere Auslastung. Bis 2035 sollen 36.1 GW an Kohlekraftwerkskapazität stillgelegt werden; der Anteil der Kohle an der gesamten Stromerzeugung dürfte von 17.1% im Jahr 2027 auf 8.7% sinken.

Preisrückgänge bei Referenzwerten

Die Referenzpreise für Kohle fielen im Juni vor dem Hintergrund hoher Lagerbestände und stabiler Erdgaspreise. Export-Referenzpreise führten die Rückgänge an: Die Exportbenchmarks der CAPP-Region lagen bei $82.00/short ton, ein Rückgang um $4.00/st (4.7%); NYMEX CAPP fiel ebenfalls um $4.00/st auf $80.00/st; und NAPP Pittsburgh Seam mit 13,000 British thermal units pro Pfund blieb unverändert bei $71.00/st. Auch inländische Benchmarks schwächten sich ab: Illinois Basin 11,500 mid-sulfur sank um 75 cents/st auf $55.25/st (1.3%), während der NYMEX Powder River Basin Benchmark um 50 cents/st auf $14.70/st (3.3%) nachgab.

Trends am Erdgasmarkt

Die weltweiten Preise für Rohöl und Erdgas gingen im Juni zurück, als sich die Hormus-Krise entspannte. Die US-Erdgaspreise blieben jedoch weitgehend unbeeinflusst und folgten normalen saisonalen Trends. Die Henry Hub Spotpreise eröffneten den Juni bei $3.04/million Btu und stiegen im Monatsverlauf aufgrund warmen Wetters auf $3.33/MMBtu zum Monatsende; der Monatsdurchschnitt lag bei $3.15/MMBtu. Saisonale Einspeicherungen setzten sich fort, wobei das Arbeitsgas zum 19. Juni bei 2,835 Milliarden Kubikfuß lag — 152 Bcf über dem Fünfjahresdurchschnitt und 49 Bcf über derselben Woche im Jahr 2025.

Bei stabiler Gasverfügbarkeit blieben auch die regionalen Marktrabatte bestehen. Chicago Gate lag im Durchschnitt bei $2.73/MMBtu, ein Abschlag von $0.42/MMBtu gegenüber Henry Hub. Der Abschlag von TCO Pool betrug $0.73/MMBtu bei einem Monatsdurchschnitt von $2.42/MMBtu, während TETCO M3 auf einen Abschlag von $0.76/MMBtu bei einem Monatsdurchschnitt von $2.39/MMBtu kam. Im Westen der USA verzeichnete SoCal Border im Juni erneut den landesweit niedrigsten Wert von $2.04/MMBtu, $1.11/MMBtu unter Henry Hub.

Kohlelagerbestände und Bestandsaufbau

Die US Energy Information Administration (EIA) schätzte die Kohlelagerbestände im März 2026 auf 111 Millionen st, 6 Millionen st mehr als im Februar. Dieses Bestandswachstum gilt als nachlaufender Indikator für überschüssige Kohle, die aus der Frühjahrssaison mit geringerer Nachfrage übernommen wurde. Erhöhte Lagerbestände verringern faktisch den Bedarf der Versorger, zusätzliche Kohle zu kaufen, und dämpfen damit die kurzfristige Nachfrage, selbst wenn der Stromverbrauch durch sommerliche Kühllasten zu steigen beginnt.

Regionaler Ausblick für Kohlepreise

Die aktuellen Terminpreise für Kohle aus dem Powder River Basin (PRB) waren flach und stabil, was ausreichende Kraftwerksbestände und Förderkapazitäten widerspiegelt, um Nachfrageschwankungen aufzufangen. Nach 2027 dürften niedrigere Erdgaspreise und eine rückläufige Kohlenachfrage das Preiswachstum begrenzen.

Die Preise für Steinkohle werden hauptsächlich von Exportmärkten beeinflusst; die aktuellen Preise machen inländische Kohleverstromung im Vergleich zu Erdgas im Nordosten der USA im Allgemeinen weniger wettbewerbsfähig. Die Störung der internationalen Energiemärkte hat die Exportpreise für Kohle erhöht, voraussichtlich bis 2027. Wenn sich die Erdgaspreise nach 2027 normalisieren, werden die Kohlepreise voraussichtlich nachgeben.

Preisbenchmarks von mehr als $70/st deuten auf nachhaltige Renditen für östliche Steinkohle hin, wobei Exportkohle aus dem Atlantikbecken über dieser Schwelle liegt und Kohle, die auf Exportmärkten im Pazifikbecken konkurriert, im Allgemeinen näher daran liegt. Die Nachfrage nach Steinkohle für die Stromerzeugung dürfte bis 2027 stabil bleiben, gestützt durch höhere Stromnachfrage und günstige Erdgaspreise. Rückgänge bei der Nachfrage nach Kraftwerkskohle werden nach 2027 voraussichtlich wieder einsetzen; die gesamte Kohlenachfrage im Osten der USA dürfte im Zeitraum 2025–30 um 50 Millionen st sinken.

Ausblick für US-Kohleproduktion und -nachfrage

In den vier Wochen bis zum 20. Juni lagen die Kohlelieferungen im Durchschnitt bei 9.5 Millionen st und damit 8.3% unter dem entsprechenden Zeitraum 2025. Die vergleichsweise niedrigen Lieferungen zeigen, dass hohe Lagerbestände die Produktion begrenzen, selbst wenn die Sommernachfrage anzieht.

Nachdem zuvor für 2026 ein Wachstum der Gesamtproduktion prognostiziert worden war, erwartet S&P Global Energy nun einen moderaten Rückgang gegenüber dem Vorjahr auf 522 Millionen st. Für 2027 wird eine ähnliche Kohleproduktion erwartet, wobei höhere Erdgaspreise durch robuste Lagerbestände ausgeglichen werden. Ab 2028 dürfte das Wachstum grüner Stromerzeugung die Kohleverstromung weiter unter Druck setzen. Der gesamte Kohlemarkt — bestehend aus Inlandsnachfrage und Exporten — wird zwischen 2026 und 2031 voraussichtlich um 109 Millionen st schrumpfen, getrieben durch die kombinierten Effekte zusätzlicher erneuerbarer Kapazitäten, Kraftwerksstilllegungen und sich allmählich normalisierender Erdgaspreise.

Powder River Basin

MSHA-Produktionsberichte für das erste Quartal 2026 weisen eine seit Jahresbeginn erzielte Produktion von 57.0 Millionen st aus, was einer annualisierten Rate von 228.0 Millionen st entspricht. Die Produktion für 2026 wird nun auf 228 Millionen st prognostiziert, leicht unter 2025. Angesichts höherer Erdgaspreise dürfte die Produktion bis 2028 erhöht bleiben. S&P Global Energy erwartet, dass Kohlekraftwerksstilllegungen im Mittleren Westen und der Ausbau der Windenergie in den Kernmärkten des PRB die Kohlenachfrage schrittweise auf 204 Millionen st bis 2030 und weiter auf 184 Millionen st bis 2035 reduzieren werden.

Illinois Basin

Die MSHA-Produktionsberichte für das erste Quartal 2026 zeigen eine seit Jahresbeginn erzielte Produktion von 15.9 Millionen st, was einer annualisierten Rate von 63.6 Millionen st entspricht. Die Produktion dürfte moderat von 66 Millionen st im Jahr 2026 auf 68 Millionen st bis 2028 steigen. Danach werden der Ausbau der Windenergie und angekündigte Stilllegungen von Kohlekraftwerken voraussichtlich die Nachfrage nach ILB-Kohle schwächen. Die Kohleproduktion im ILB wird bis 2030 voraussichtlich auf 64 Millionen st und bis 2035 weiter auf 56 Millionen st sinken.

Appalachen-Becken

Die MSHA-Produktionsberichte für das erste Quartal 2026 weisen eine seit Jahresbeginn erzielte Produktion von 39.2 Millionen st aus, was einer annualisierten Rate von 156.8 Millionen st entspricht. Die Nachfrage nach Kohle aus den Appalachen reagiert im Vergleich zu PRB oder ILB tendenziell stärker auf globale Seemärkte als auf inländische Erdgaspreise. Folglich wird der erwartete Nachfragezuwachs gegenüber der Erdgasverstromung, der PRB und ILB zugutekommen dürfte, für Produzenten in den Appalachen deutlich begrenzter ausfallen. Bis 2027 werden moderate Rückgänge gegenüber dem Niveau von 2025 prognostiziert. Da die verbleibende Inlandsnachfrage nach 2027 erodiert und nur begrenzt durch Exportwachstum ausgeglichen wird, dürfte die Produktion in den Appalachen bis 2030 auf 112 Millionen st sinken.

Prognosemethodik

Die Market Indicative-Kohleprognosen von S&P Global Energy stellen Terminkurven für spotgehandelte Instrumente dar, vergleichbar mit einem Streifen von Kontrakten. Kürzere Laufzeiten — das laufende Jahr und das Folgejahr sowie zusätzliche Jahre, sofern verfügbar — werden durch beobachtete oder bewertete Markerpreise bestimmt. Längere Laufzeiten — bei physisch bewerteten Markern typischerweise die Prognosejahre drei bis 20 — beruhen auf fundamentalen Schätzungen der Cash-Kosten der Produktion, akzeptierter Kapitalrenditen, regionaler Produktionskapazitäten sowie prognostizierter Angebots- und Nachfrageentwicklungen. Für den langfristigen Teil der Kurve prognostiziert S&P Global Energy Preise für bestimmte Kohlemarker und definiert die übrigen Marker über historische Spreads.

Quelle: Platts / S&P Global Commodity Insights