Sytuacja na międzynarodowym rynku węgla w kwietniu odwróciła trend panujący w okresie dwóch ostatnich miesięcy i przyniosła zdecydowane ożywienie zarówno w obszarze rynku Pacyfiku jak i Atlantyku. Ceny rosły systematycznie we wszystkich światowych terminalach węglowych. I tak na dzień 27 kwietnia tygodniowe indeksy w australijskim Newcastle, europejskich portach ARA, oraz południowoafrykańskim terminalu RB wyniosły odpowiednio: 95,25 USD/t; 83,41 USD/t oraz 94,91 USD/t, przy czym największy wzrost w stosunku do poziomu z 30 marca odnotowały ceny w Europie. Indeks tygodniowy DES ARA na przestrzeni całego miesiąca wzrósł o ponad 8,5%, natomiast pozostałych dwóch terminalach wzrósł o około 5%.
Znaczny wzrost cen w Europie, zwłaszcza pod koniec miesiąca, dotyczył zarówno indeksów dziennych jak i tygodniowych. Na dzień 23 kwietnia indeks dzienny osiągnął najwyższą wartość 83,40 USD/t. Jednocześnie płynność w tej części rynku była niewielka. W pierwszym tygodniu miesiąca nie odnotowano ani jednej transakcji opartej o indeks, podczas gdy w ostatnim tygodniu miesiąca tylko jedną. Cargo o tonażu 50 tys. ton z dostawą w maju sprzedano za 82,25 USD/t DES ARA, o 2,25 USD/t powyżej ceny takiej samej transakcji z 18 kwietnia.
Spadek konsumpcji węgla w Niemczech, słabsze euro jak i zwiększona produkcja energii ze źródeł odnawialnych nie wpłynęły na rynek węgla w Europie. Jednak w okresie 23-26 kwietnia produkcja energii z węgla obniżyła się do 500 GWh z poziomu 1,4 TWh w poprzednim tygodniu. Ceny węgla w Europie wspierane były również rosnącymi stawkami frachtowymi na kluczowych trasach. Stawki frachtowe pomiędzy kolumbijskim portem Puerto Bolivar i Rotterdamem wzrosły do najwyższego poziomu od 16 stycznia i wyniosły na dzień 25 kwietnia -10,50 USD/t. Według analityków, mimo zakończenia pory zimowej na półkuli północnej, węgiel pozostanie konkurencyjnym surowcem w stosunku do gazu w trzecim kwartale, gdyż niski poziom zapasu gazu całej Europie prawdopodobnie przełoży się na zwiększenie zapotrzebowania na paliwo kopalne w okresie letnim.
Natomiast sytuacja w obszarze Azja-Pacyfik zdeterminowana była głównie dwoma czynnikami - zakłóceniami eksportu z Australii na początku miesiąca wskutek cyklonu Iris oraz nałożeniem restrykcji importowych w chińskiej prowincji Fujian. Wystąpienie gwałtownych zjawisk pogodowych w Australii spowodowało liczne zamknięcia oraz zagroziło zmniejszeniem podaży w regionie Azji-Pacyfiku, co przełożyło się na wzrost cen różnych gatunków węgli w tym regionie, włączając te z RPA.
Na początku miesiąca silne zainteresowanie węglem z RPA ze strony Indii oraz Pakistanu napędzało zapotrzebowanie na ten surowiec, jednak ze względu na nadchodzącą porę monsunową w Indiach popyt wyhamował w kolejnych tygodniach, ponieważ alternatywni dostawcy oferowali lepsze ceny. Dodatkowym czynnikiem zmniejszającym popyt na surowiec z RPA jest zapowiadany kryzys w energetyce węglowej Indii, dlatego mimo bardzo dobrych parametrów, jakie posiada węgiel z RPA, surowiec kolumbijski stanowi obecnie bardzo silną konkurencję dla odbiorców w tej części rynku w przypadku zakupów na rynku spot, uwzględniając iż popyt w Indiach jest obecnie dużo słabszy aniżeli w ubiegłych latach. Zakupy spot w Indiach są relatywnie ograniczone w tym roku, gdyż nabywcy początkowo wstrzymywali się od zakupów z powodu wysokich cen a następnie oczekiwali na ich dalsze spadki.
Rosnąca cena węgla z Indonezji również nie sprzyja energetyce w Indiach. Obecnie elektrownie korzystające z węgla importowanego, należące do Adani i Essar na zachodnim wybrzeżu już wstrzymały produkcję energii, a elektrownia Mundra należąca do Tata Power zwiększyła straty. Co więcej, poza trudną sytuacją na rynkach międzynarodowych, producenci energii zmagają się z niedoborami węgla na rynku krajowym, za którymi stoi państwowy producent Coal India.
Równolegle do wzrostu cen na rynku międzynarodowym, rosły ceny węgla krajowego w Chinach, głównie w odpowiedzi na obawy dotyczące nałożenia kolejnych restrykcji na import wegla. Cena spot węgla o parametrach NAR 5500 kcal/kg wyniosła 601,25 juanów/t FOB Qinhuangdao, co odpowiada cenie 94,63 USD/t. Z końcem miesiąca znaczna część elektrowni nadbrzeżnych w Chinach przestawiła się na zakup węgla krajowego zarówno ze względu na obawy dotyczące trudności z pozyskaniem węgla z importu jak i zagrożenie nałożenia jeszcze większych restrykcji.
Kwiecień to również miesiąc uzgadniania cen pomiędzy japońskimi elektrowniami a dostawcami australijskimi w ramach kontraktów na dostawy wysokogatunkowego węgla energetycznego na kolejny rok finansowy tj. 2018-2019, który zakończy się w marcu 2019 r.
Jak podają źródła, wiodący producent węgla Glencore oraz japońska elektrownia Tahoku zawężyły swoje oferty kupna-sprzedaży, gdzie oferta Glencore wynosi 94,75USD/t a elektrownia Tahoku prawdopodobnie nie jest chętna wyjść poza poziom 93-94USD/t. Z kolei japońscy producenci energii Idemitsu i Hokuriku zakończyli negocjacje długoterminowych dostaw na początku marca, uzgadniając cenę w pierwszym roku na poziomie 90USD/t a kolejne lata w oparciu o ceny indeksowe.
Cena uzgodniona przez Tohoku z dostawcami jest istotna dla rynku Azja-Pacyfik, gdyż często stosowana jest przez mniejszych nabywców na rynku japońskim przy zawieraniu przez nich kontraktów na dostawy węgla energetycznego ale również przez nabywców w innych częściach Azji, jak Tajwan czy Tajlandia.