Les producteurs américains de charbon ont cité les pressions sur les coûts et la faiblesse de la demande comme des facteurs clés pesant sur les résultats au premier trimestre 2026. Si la demande en Asie-Pacifique pour le charbon à coke et le charbon thermique pourrait contribuer à réduire l’écart, les marchés de l’énergie restent instables, même avec l’apaisement de la crise d’Hormuz. Les stocks élevés après la saison intermédiaire du printemps — période de moindre demande d’électricité entre le chauffage hivernal et la climatisation estivale — ont continué de peser sur les prix du charbon aux États-Unis tout au long du mois de juin.

Les mesures de politique fédérale — notamment le report de fermetures de centrales au charbon et le financement de la remise à niveau de centrales ainsi que d’ajouts d’unités — ont soutenu un environnement de demande et de réglementation plus stable pour le charbon. La fermeté accrue des prix du gaz naturel en 2025 a soutenu la production au charbon par le biais du passage du gaz au charbon, principale dynamique concurrentielle entre les deux plus grandes sources d’électricité aux États-Unis, mais les stocks élevés de charbon devraient limiter la production jusqu’en 2027. Au-delà de 2027, le marché américain du charbon fait face à de nouvelles pressions liées à l’expansion du solaire et de l’éolien dans les régions où les conditions économiques et les politiques des États sont favorables.

À plus long terme, le S&P Global Market Indicative Power Forecast prévoit des fermetures de centrales au charbon et une utilisation réduite. D’ici 2035, 36.1 GW de capacité au charbon devraient être retirés du parc, tandis que la part du charbon dans la production totale d’électricité devrait reculer à 8.7%, contre 17.1% en 2027.

Recul des prix sur l’ensemble des indices de référence

Les prix de référence du charbon ont baissé en juin, dans un contexte de stocks élevés et de prix du gaz naturel stables. Les prix de référence à l’exportation ont mené le repli : les références à l’exportation de la région CAPP se sont établies à $82.00/short ton, en baisse de $4.00/st (4.7%) ; le NYMEX CAPP est tombé à $80.00/st, également en recul de $4.00/st ; et le NAPP Pittsburgh Seam à 13,000 British thermal units par livre est resté stable à $71.00/st. Les références domestiques ont également fléchi, l’Illinois Basin 11,500 à teneur moyenne en soufre perdant 75 cents/st à $55.25/st (1.3%), tandis que la référence NYMEX Powder River Basin a cédé 50 cents/st à $14.70/st (3.3%).

Tendances du marché du gaz naturel

Les prix mondiaux du pétrole brut et du gaz naturel ont reculé en juin avec l’apaisement de la crise d’Hormuz, mais les prix du gaz naturel aux États-Unis sont restés largement inchangés, suivant les tendances saisonnières normales. Les prix spot du Henry Hub ont ouvert le mois de juin à $3.04/million Btu et ont progressé tout au long du mois sous l’effet du temps chaud, pour clôturer à $3.33/MMBtu, avec une moyenne mensuelle de $3.15/MMBtu. Les injections saisonnières dans les stockages se sont poursuivies, avec un gaz utile à 2,835 milliards de pieds cubes au 19 juin — soit 152 Bcf au-dessus de la moyenne sur cinq ans et 49 Bcf au-dessus de la même semaine en 2025.

La disponibilité du gaz étant restée stable, les décotes régionales du marché ont suivi la même tendance. Chicago Gate a affiché une moyenne de $2.73/MMBtu, soit une décote de $0.42/MMBtu par rapport au Henry Hub. La décote du TCO Pool a été de $0.73/MMBtu, pour une moyenne mensuelle de $2.42/MMBtu, tandis que TETCO M3 est passé à une décote de $0.76/MMBtu, pour une moyenne mensuelle de $2.39/MMBtu. Dans l’Ouest des États-Unis, SoCal Border a de nouveau enregistré le plus bas niveau national à $2.04/MMBtu en juin, soit $1.11/MMBtu sous le Henry Hub.

Stocks de charbon et accumulation des inventaires

L’US Energy Information Administration (EIA) a estimé les stocks de charbon de mars 2026 à 111 millions de st, soit 6 millions de st de plus qu’en février. Cette hausse des stocks constitue un indicateur retardé de l’excédent de charbon reporté après la saison intermédiaire du printemps. Des stocks élevés réduisent effectivement le besoin des services publics d’acheter du charbon supplémentaire, freinant la demande à court terme alors même que les besoins de climatisation estivale commencent à accroître la consommation d’électricité.

Perspectives régionales des prix du charbon

Les prix à terme actuels du charbon du Powder River Basin (PRB) sont restés stables et inchangés, reflétant des stocks suffisants dans les centrales électriques et une capacité minière permettant d’absorber les variations de la demande. Après 2027, la baisse des prix du gaz naturel et le recul de la demande de charbon devraient limiter la croissance des prix.

Les prix du charbon bitumineux sont principalement influencés par les marchés d’exportation, les prix actuels rendant la production domestique au charbon généralement moins compétitive face au gaz naturel du Nord-Est. Les perturbations des marchés internationaux de l’énergie ont fait monter les prix du charbon à l’exportation, probablement jusqu’en 2027. À mesure que les prix du gaz naturel se normaliseront après 2027, les prix du charbon devraient s’assouplir.

Des références de prix supérieures à $70/st suggèrent des rendements durables pour le charbon bitumineux de l’Est, le charbon exporté du bassin atlantique se situant au-dessus de ce seuil et le charbon en concurrence sur les marchés d’exportation du bassin pacifique étant généralement plus proche de celui-ci. La demande de charbon bitumineux pour la production d’électricité devrait rester stable jusqu’en 2027, soutenue par une hausse de la demande d’électricité et des prix favorables du gaz naturel. Le recul de la demande de charbon vapeur devrait reprendre après 2027, la demande globale de charbon dans l’Est des États-Unis étant prévue en baisse de 50 millions de st sur 2025–30.

Perspectives de production et de demande de charbon aux États-Unis

Pour les quatre semaines terminées le 20 juin, les expéditions de charbon ont atteint en moyenne 9.5 millions de st, soit 8.3% de moins que sur la même période en 2025. Ces expéditions relativement faibles indiquent que les stocks élevés limitent la production, même alors que la demande estivale commence à se redresser.

Alors qu’une croissance globale de la production était auparavant prévue pour 2026, S&P Global Energy prévoit désormais une légère baisse sur un an à 522 millions de st. Une production de charbon similaire est attendue en 2027, la hausse des prix du gaz naturel étant compensée par des stocks importants. À partir de 2028, la croissance de la production d’électricité verte devrait exercer une pression à la baisse sur la production au charbon. Le marché global du charbon — comprenant la demande intérieure et les exportations — devrait reculer de 109 millions de st entre 2026 et 2031, une contraction due aux effets combinés des ajouts de capacité renouvelable, des fermetures de centrales et de la normalisation progressive des prix du gaz naturel.

Powder River Basin

Les rapports de production de la MSHA pour le premier trimestre 2026 indiquent une production depuis le début de l’année de 57.0 millions de st, soit un rythme annualisé de 228.0 millions de st. La production pour 2026 est désormais prévue à 228 millions de st, légèrement en dessous de 2025. Elle devrait rester élevée jusqu’en 2028 dans un contexte de prix du gaz naturel plus élevés. S&P Global Energy prévoit que les fermetures de centrales au charbon dans le Midwest et l’expansion de l’éolien dans les marchés principaux du PRB réduiront progressivement la demande de charbon à 204 millions de st d’ici 2030, puis à 184 millions de st d’ici 2035.

Illinois Basin

Les rapports de production de la MSHA pour le premier trimestre 2026 indiquent une production depuis le début de l’année de 15.9 millions de st, soit un rythme annualisé de 63.6 millions de st. La production devrait augmenter modestement, de 66 millions de st en 2026 à 68 millions de st jusqu’en 2028, après quoi l’expansion de l’éolien et les fermetures annoncées de centrales au charbon devraient éroder la demande de charbon de l’ILB. La production de charbon dans l’ILB devrait tomber à 64 millions de st d’ici 2030, puis à 56 millions de st d’ici 2035.

Bassins appalachiens

Les rapports de production de la MSHA pour le premier trimestre 2026 indiquent une production depuis le début de l’année de 39.2 millions de st, soit un rythme annualisé de 156.8 millions de st. La demande de charbon des Appalaches tend à être plus sensible aux marchés maritimes mondiaux qu’aux prix domestiques du gaz naturel, par rapport au PRB ou à l’ILB. Par conséquent, l’augmentation de la demande par rapport à la production au gaz naturel qui devrait bénéficier au PRB et à l’ILB sera beaucoup plus limitée pour les producteurs des Appalaches. De modestes baisses par rapport aux niveaux de 2025 sont prévues jusqu’en 2027. À mesure que la demande domestique restante s’érode après 2027, avec seulement de modestes compensations liées à la croissance des exportations, la production appalachienne devrait tomber à 112 millions de st d’ici 2030.

Méthodologie de prévision

Les prévisions Market Indicative pour le charbon de S&P Global Energy représentent des courbes à terme pour des instruments négociés au comptant, analogues à une série de contrats. Les échéances plus courtes — l’année en cours et l’année suivante, ainsi que des années supplémentaires lorsque disponibles — sont déterminées par les prix marqueurs observés ou évalués. Les échéances plus longues — généralement les années de prévision trois à 20 pour les marqueurs évalués physiquement — reposent sur des estimations fondamentales des coûts de production en numéraire, des rendements acceptés du capital, de la capacité productive régionale et des prévisions d’offre et de demande. Pour la partie longue de la courbe, S&P Global Energy prévoit les prix de marqueurs spécifiques du charbon et définit les marqueurs restants au moyen des écarts historiques.

Source : Platts / S&P Global Commodity Insights