Amerykańscy krajowi producenci węgla wskazali presję kosztową i niski popyt jako kluczowe czynniki obciążające wyniki w pierwszym kwartale 2026 r. Choć popyt w regionie Azji i Pacyfiku na węgiel koksowy i energetyczny mógłby pomóc zmniejszyć lukę, rynki energii pozostają niestabilne, mimo że kryzys wokół Ormuz słabnie. Podwyższone zapasy po wiosennym sezonie przejściowym — okresie niższego zapotrzebowania na energię elektryczną między zimowym ogrzewaniem a letnim chłodzeniem — dodatkowo wywierały presję na ceny węgla w USA przez cały czerwiec.

Działania polityki federalnej — w tym opóźnienia w wycofywaniu elektrowni węglowych oraz finansowanie modernizacji elektrowni węglowych i dodawania bloków — wsparły stabilniejsze otoczenie popytowe i regulacyjne dla węgla. Wyższe ceny gazu ziemnego w 2025 r. wspierały produkcję energii z węgla poprzez przechodzenie z gazu na węgiel, czyli główną dynamikę konkurencji między dwoma największymi źródłami energii elektrycznej w USA, jednak wysokie zapasy węgla mają ograniczać produkcję do 2027 r. Po 2027 r. amerykański rynek węgla będzie ponownie pod presją ekspansji energetyki słonecznej i wiatrowej w regionach, gdzie sprzyjają temu ekonomika i polityki stanowe.

W dłuższym terminie prognoza S&P Global Market Indicative Power Forecast zakłada wycofywanie elektrowni węglowych i niższe wykorzystanie mocy. Do 2035 r. przewiduje się wycofanie 36.1 GW mocy węglowych, a udział węgla w całkowitej produkcji energii ma spaść do 8.7% z 17.1% w 2027 r.

Spadki cen w różnych benchmarkach

Ceny benchmarkowe węgla spadły w czerwcu w warunkach wysokich zapasów i stabilnych cen gazu ziemnego. Największe spadki odnotowały benchmarki eksportowe: benchmarki eksportowe regionu CAPP wyniosły $82.00/short ton, spadając o $4.00/st (4.7%); NYMEX CAPP obniżył się do $80.00/st, również spadając o $4.00/st; a NAPP Pittsburgh Seam 13,000 British thermal units per pound pozostał bez zmian na poziomie $71.00/st. Krajowe benchmarki także osłabły: Illinois Basin 11,500 mid-sulfur spadł o 75 cents/st do $55.25/st (1.3%), podczas gdy benchmark NYMEX Powder River Basin obniżył się o 50 cents/st do $14.70/st (3.3%).

Trendy na rynku gazu ziemnego

Globalne ceny ropy naftowej i gazu ziemnego spadły w czerwcu wraz z łagodzeniem kryzysu wokół Ormuz, ale ceny gazu ziemnego w USA pozostały w dużej mierze bez zmian, podążając za normalnymi trendami sezonowymi. Ceny spot Henry Hub rozpoczęły czerwiec na poziomie $3.04/million Btu i rosły przez cały miesiąc pod wpływem ciepłej pogody, kończąc na $3.33/MMBtu, przy średniej miesięcznej $3.15/MMBtu. Sezonowe zatłaczanie do magazynów było kontynuowane, a gaz roboczy wynosił 2,835 billion cubic feet na dzień 19 czerwca — o 152 Bcf powyżej średniej pięcioletniej i o 49 Bcf powyżej tego samego tygodnia 2025 r.

Przy stabilnej dostępności gazu utrzymywały się również regionalne dyskonta rynkowe. Chicago Gate notował średnio $2.73/MMBtu, co oznacza dyskonto $0.42/MMBtu względem Henry Hub. Dyskonto TCO Pool wyniosło $0.73/MMBtu, przy średniej miesięcznej $2.42/MMBtu, podczas gdy TETCO M3 przesunął się do dyskonta $0.76/MMBtu, przy średniej miesięcznej $2.39/MMBtu. W zachodnich USA SoCal Border ponownie odnotował najniższy poziom w kraju w czerwcu, $2.04/MMBtu, czyli $1.11/MMBtu poniżej Henry Hub.

Zapasy węgla i narastanie zapasów

US Energy Information Administration (EIA) oszacowała zapasy węgla w marcu 2026 r. na 111 mln st, o 6 mln st więcej niż w lutym. Ten wzrost zapasów jest opóźnionym wskaźnikiem nadwyżki węgla przeniesionej z wiosennego sezonu przejściowego. Podwyższone zapasy skutecznie ograniczają potrzebę zakupu dodatkowego węgla przez przedsiębiorstwa energetyczne, osłabiając krótkoterminowy popyt nawet wtedy, gdy letnie obciążenia związane z chłodzeniem zaczynają zwiększać zużycie energii elektrycznej.

Regionalne perspektywy cen węgla

Obecne ceny terminowe węgla z Powder River Basin (PRB) pozostają płaskie i stabilne, odzwierciedlając wystarczające zapasy w elektrowniach oraz zdolności wydobywcze pozwalające absorbować zmiany popytu. Po 2027 r. niższe ceny gazu ziemnego i spadający popyt na węgiel mają ograniczać wzrost cen.

Ceny węgla bitumicznego są przede wszystkim kształtowane przez rynki eksportowe, a obecne poziomy cen sprawiają, że krajowa produkcja energii z węgla jest zasadniczo mniej konkurencyjna wobec gazu ziemnego na północnym wschodzie USA. Zakłócenia na międzynarodowych rynkach energii podniosły ceny eksportowe węgla, prawdopodobnie do 2027 r. Wraz z normalizacją cen gazu ziemnego po 2027 r. ceny węgla mają się obniżyć.

Benchmarki cenowe przekraczające $70/st sugerują trwałe stopy zwrotu dla wschodniego węgla bitumicznego, przy czym węgiel eksportowy z basenu atlantyckiego znajduje się powyżej tego progu, a węgiel konkurujący na rynkach eksportowych basenu Pacyfiku jest zazwyczaj bliżej tej granicy. Popyt na węgiel bitumiczny do produkcji energii elektrycznej ma pozostać stabilny do 2027 r., wspierany przez wyższe zapotrzebowanie na energię elektryczną i korzystne ceny gazu ziemnego. Spadki popytu na węgiel energetyczny mają zostać wznowione po 2027 r., a całkowity popyt na węgiel we wschodnich USA ma zmniejszyć się o 50 mln st w latach 2025–30.

Perspektywy produkcji i popytu na węgiel w USA

W czterech tygodniach zakończonych 20 czerwca dostawy węgla wyniosły średnio 9.5 mln st, czyli o 8.3% mniej niż w analogicznym okresie 2025 r. Relatywnie niskie dostawy wskazują, że wysokie zapasy ograniczają produkcję, mimo że letni popyt zaczyna rosnąć.

Tam, gdzie wcześniej prognozowano ogólny wzrost produkcji w 2026 r., S&P Global Energy przewiduje obecnie umiarkowany spadek rok do roku do 522 mln st. Podobny poziom produkcji węgla oczekiwany jest w 2027 r., przy czym wyższe ceny gazu ziemnego mają być równoważone przez duże zapasy. Od 2028 r. wzrost zielonej generacji ma wywierać presję na spadek produkcji energii z węgla. Cały rynek węgla — obejmujący popyt krajowy i eksport — ma zmniejszyć się o 109 mln st między 2026 a 2031 r., co będzie wynikiem łącznego wpływu przyrostu mocy odnawialnych, wycofywania elektrowni i stopniowej normalizacji cen gazu ziemnego.

Powder River Basin

Raporty produkcyjne MSHA za pierwszy kwartał 2026 r. wskazują, że produkcja od początku roku wyniosła 57.0 mln st, co odpowiada rocznemu tempu 228.0 mln st. Produkcja w 2026 r. jest obecnie prognozowana na 228 mln st, nieco poniżej poziomu z 2025 r. Oczekuje się, że produkcja pozostanie podwyższona do 2028 r. w warunkach wyższych cen gazu ziemnego. S&P Global Energy prognozuje, że wycofywanie elektrowni węglowych na Środkowym Zachodzie oraz ekspansja energetyki wiatrowej na podstawowych rynkach PRB będą stopniowo ograniczać popyt na węgiel do 204 mln st w 2030 r., a następnie do 184 mln st do 2035 r.

Illinois Basin

Raporty produkcyjne MSHA za pierwszy kwartał 2026 r. wskazują na produkcję od początku roku na poziomie 15.9 mln st, co odpowiada rocznemu tempu 63.6 mln st. Prognozuje się umiarkowany wzrost produkcji z 66 mln st w 2026 r. do 68 mln st do 2028 r., po czym ekspansja energetyki wiatrowej i ogłoszone wycofania elektrowni węglowych mają osłabić popyt na węgiel z ILB. Produkcja węgla w ILB ma spaść do 64 mln st do 2030 r. i dalej do 56 mln st do 2035 r.

Baseny Appalachów

Raporty produkcyjne MSHA za pierwszy kwartał 2026 r. wskazują na produkcję od początku roku na poziomie 39.2 mln st, co odpowiada rocznemu tempu 156.8 mln st. Popyt na węgiel z Appalachów jest zwykle bardziej wrażliwy na globalne rynki morskie niż na krajowe ceny gazu ziemnego, w porównaniu z PRB lub ILB. W rezultacie wzrost popytu względem produkcji z gazu ziemnego, który ma wspierać PRB i ILB, będzie znacznie bardziej ograniczony dla producentów z Appalachów. Do 2027 r. prognozowane są umiarkowane spadki względem poziomów z 2025 r. W miarę erozji pozostałego popytu krajowego po 2027 r., przy jedynie umiarkowanym wsparciu ze strony wzrostu eksportu, produkcja w Appalachach ma spaść do 112 mln st do 2030 r.

Metodologia prognoz

Prognozy Market Indicative dla węgla przygotowywane przez S&P Global Energy przedstawiają krzywe terminowe dla instrumentów notowanych na rynku spot, analogiczne do paska kontraktów. Krótsze terminy — bieżący rok i kolejny rok, a także dodatkowe lata tam, gdzie są dostępne — są kształtowane przez obserwowane lub oceniane ceny markerów. Dłuższe terminy — zazwyczaj lata prognozy od trzeciego do 20 dla markerów ocenianych fizycznie — wynikają z fundamentalnych szacunków gotówkowych kosztów produkcji, akceptowanych zwrotów z kapitału, regionalnych zdolności produkcyjnych oraz prognoz podaży i popytu. Dla długoterminowej części krzywej S&P Global Energy prognozuje ceny dla konkretnych markerów węgla i definiuje pozostałe markery za pomocą historycznych spreadów.

Źródło: Platts / S&P Global Commodity Insights