Американские производители угля на внутреннем рынке назвали давление издержек и низкий спрос ключевыми факторами, повлиявшими на прибыль в первом квартале 2026 года. Хотя спрос в Азиатско-Тихоокеанском регионе на коксующийся и энергетический уголь может помочь сократить разрыв, энергетические рынки остаются нестабильными, несмотря на ослабление кризиса вокруг Ормузского пролива. Повышенные запасы после весеннего межсезонья — периода снижения спроса на электроэнергию между зимним отоплением и летним охлаждением — дополнительно давили на цены угля в США на протяжении июня.

Меры федеральной политики — включая отсрочку вывода угольных электростанций из эксплуатации и финансирование модернизации угольных станций и добавления энергоблоков — поддержали более стабильную среду спроса и регулирования для угля. Более устойчивые цены на природный газ в 2025 году поддержали угольную генерацию за счет переключения с газа на уголь — основного конкурентного механизма между двумя крупнейшими источниками электроэнергии в США, — однако высокие запасы угля, по прогнозам, будут ограничивать добычу до 2027 года. После 2027 года рынок угля США столкнется с новым давлением из-за расширения солнечной и ветровой генерации в регионах, где этому способствуют экономика проектов и политика штатов.

В более долгосрочной перспективе S&P Global Market Indicative Power Forecast прогнозирует вывод угольных электростанций из эксплуатации и снижение их загрузки. К 2035 году, как ожидается, будет выведено из эксплуатации 36.1 GW угольных мощностей, а доля угля в общей выработке снизится до 8.7% с 17.1% в 2027 году.

Снижение цен по основным бенчмаркам

Цены угольных бенчмарков в июне снизились на фоне высоких запасов и стабильных цен на природный газ. Наибольшее снижение показали экспортные бенчмарки: экспортные ориентиры региона CAPP установились на уровне $82.00/short ton, снизившись на $4.00/st (4.7%); NYMEX CAPP опустился до $80.00/st, также снизившись на $4.00/st; а NAPP Pittsburgh Seam с теплотворной способностью 13,000 British thermal units per pound остался без изменений на уровне $71.00/st. Внутренние бенчмарки также ослабли: Illinois Basin 11,500 mid-sulfur снизился на 75 cents/st до $55.25/st (1.3%), тогда как бенчмарк NYMEX Powder River Basin потерял 50 cents/st, опустившись до $14.70/st (3.3%).

Тенденции на рынке природного газа

Мировые цены на сырую нефть и природный газ в июне снизились по мере ослабления кризиса вокруг Ормузского пролива, однако цены на природный газ в США в целом остались незатронутыми, следуя обычным сезонным тенденциям. Спотовые цены Henry Hub открыли июнь на уровне $3.04/million Btu и росли в течение месяца на фоне теплой погоды, закрывшись на $3.33/MMBtu; среднее значение за месяц составило $3.15/MMBtu. Сезонные закачки в хранилища продолжились: по состоянию на June 19 объем рабочего газа составлял 2,835 billion cubic feet — на 152 Bcf выше пятилетнего среднего и на 49 Bcf выше уровня той же недели 2025 года.

При стабильной доступности газа региональные скидки на рынках также сохранились. Chicago Gate в среднем составил $2.73/MMBtu, что соответствует дисконту $0.42/MMBtu к Henry Hub. Дисконт TCO Pool составил $0.73/MMBtu при среднемесячной цене $2.42/MMBtu, тогда как TETCO M3 перешел к дисконту $0.76/MMBtu при среднемесячной цене $2.39/MMBtu. На западе США SoCal Border вновь показал минимальный по стране уровень $2.04/MMBtu в июне, что на $1.11/MMBtu ниже Henry Hub.

Запасы угля и накопление инвентаря

Управление энергетической информации США (EIA) оценило запасы угля в марте 2026 года в 111 million st, что на 6 million st выше февральского уровня. Этот рост запасов служит запаздывающим индикатором излишков угля, перенесенных с весеннего межсезонья. Повышенные запасы фактически снижают потребность коммунальных предприятий в закупке дополнительного угля, сдерживая краткосрочный спрос даже по мере того, как летняя нагрузка на охлаждение начинает повышать потребление электроэнергии.

Региональный прогноз цен на уголь

Текущие форвардные цены на уголь Powder River Basin (PRB) остаются ровными и стабильными, отражая достаточные запасы на электростанциях и добывающие мощности для поглощения изменений спроса. После 2027 года более низкие цены на природный газ и снижение спроса на уголь, как ожидается, будут ограничивать рост цен.

Цены на битуминозный уголь в основном зависят от экспортных рынков; при текущих ценах внутренняя угольная генерация в целом менее конкурентоспособна по сравнению с природным газом на северо-востоке США. Нарушения на международных энергетических рынках повысили экспортные цены на уголь, вероятно, до 2027 года. По мере нормализации цен на природный газ после 2027 года ожидается смягчение цен на уголь.

Ценовые бенчмарки выше $70/st указывают на устойчивую доходность для восточного битуминозного угля; экспортный уголь Атлантического бассейна находится выше этого порога, а уголь, конкурирующий на экспортных рынках Тихоокеанского бассейна, в целом ближе к нему. Спрос на битуминозный уголь для электроэнергетики, как ожидается, останется стабильным до 2027 года благодаря более высокому спросу на электроэнергию и благоприятным ценам на природный газ. Снижение спроса на энергетический уголь, как ожидается, возобновится после 2027 года, при этом общий спрос на уголь на востоке США, по прогнозам, сократится на 50 million st в течение 2025–30 годов.

Прогноз добычи и спроса на уголь в США

За четыре недели, завершившиеся June 20, отгрузки угля в среднем составили 9.5 million st, что на 8.3% ниже, чем за тот же период 2025 года. Относительно низкие отгрузки указывают на то, что высокие запасы ограничивают добычу, даже несмотря на начало роста летнего спроса.

Если ранее на 2026 год прогнозировался общий рост добычи, то теперь S&P Global Energy ожидает умеренного снижения в годовом выражении до 522 million st. В 2027 году ожидается сопоставимый уровень добычи угля, поскольку более высокие цены на природный газ будут компенсироваться значительными запасами. Начиная с 2028 года рост «зеленой» генерации, по прогнозам, будет усиливать давление на угольную генерацию в сторону снижения. Общий рынок угля — включая внутренний спрос и экспорт — согласно прогнозу, сократится на 109 million st в период с 2026 по 2031 год; это сокращение обусловлено совокупным эффектом ввода возобновляемых мощностей, вывода станций из эксплуатации и постепенной нормализации цен на природный газ.

Powder River Basin

Отчеты MSHA о добыче за первый квартал 2026 года показывают, что добыча с начала года составила 57.0 million st, что соответствует годовому темпу 228.0 million st. Прогноз добычи на 2026 год теперь составляет 228 million st, немного ниже уровня 2025 года. Ожидается, что добыча останется повышенной до 2028 года на фоне более высоких цен на природный газ. S&P Global Energy прогнозирует, что вывод угольных мощностей из эксплуатации на Среднем Западе и расширение ветровой генерации на ключевых рынках PRB постепенно сократят спрос на уголь до 204 million st к 2030 году и далее до 184 million st к 2035 году.

Illinois Basin

Отчеты MSHA о добыче за первый квартал 2026 года указывают на выпуск с начала года в 15.9 million st, что соответствует годовому темпу 63.6 million st. По прогнозу, добыча умеренно вырастет с 66 million st в 2026 году до 68 million st к 2028 году, после чего расширение ветровой генерации и объявленные выводы угольных станций из эксплуатации, как ожидается, начнут подрывать спрос на уголь ILB. Добыча угля в ILB, согласно прогнозу, снизится до 64 million st к 2030 году и далее до 56 million st к 2035 году.

Аппалачские бассейны

Отчеты MSHA о добыче за первый квартал 2026 года указывают на выпуск с начала года в 39.2 million st, что соответствует годовому темпу 156.8 million st. Спрос на аппалачский уголь, как правило, более чувствителен к мировым морским рынкам, чем к внутренним ценам на природный газ, по сравнению с PRB или ILB. Поэтому рост спроса относительно газовой генерации, который, как ожидается, поддержит PRB и ILB, будет гораздо более ограниченным для производителей в Аппалачах. До 2027 года прогнозируется умеренное снижение относительно уровней 2025 года. По мере сокращения оставшегося внутреннего спроса после 2027 года, лишь частично компенсируемого ростом экспорта, добыча в Аппалачах, по прогнозам, снизится до 112 million st к 2030 году.

Методология прогноза

Прогнозы Market Indicative по углю от S&P Global Energy представляют собой форвардные кривые для инструментов, торгуемых на спотовом рынке, аналогичные полосе контрактов. Более короткие сроки — текущий год и ближайший год, а также дополнительные годы при наличии данных — определяются наблюдаемыми или оценочными ценами маркеров. Более длинные сроки — обычно прогнозные годы с третьего по 20-й для физически оцениваемых маркеров — определяются фундаментальными оценками денежных затрат на производство, приемлемой доходности капитала, региональной производственной мощности, а также прогнозов предложения и спроса. Для долгосрочной части кривой S&P Global Energy прогнозирует цены по конкретным угольным маркерам и определяет оставшиеся маркеры через исторические спреды.

Источник: Platts / S&P Global Commodity Insights