[SMM Analysis] Le charbon indonésien entre dans un nouveau cycle d’approvisionnement : dynamisme des exportations, discipline du RKAB et perspectives pour le second semestre 2026

L'Indonésie est principalement un producteur de charbon thermique destiné à la production d'électricité et aux chaudières industrielles ; le charbon métallurgique ne représente qu'une part relativement faible de la production et des exportations du pays. L'Indonésie a entamé l'année 2026 avec un marché du charbon qui s'attendait à une correction menée par le gouvernement, après deux années de production exceptionnellement élevée. Les décideurs ont signalé un durcissement des approbations RKAB pour contrôler l'offre excédentaire, soutenir les prix, préserver les réserves et donner la priorité à la demande intérieure. Le résultat a été une forte reprise des prix du charbon à pouvoir calorifique bas et moyen du pays, même si la production minière n'a pas baissé aussi rapidement que le sentiment initial le laissait entendre.

Le tableau complet du premier semestre est donc plus complexe que la simple histoire d'une réduction de l'offre. L'Indonésie a conservé d'abondantes capacités minières et une production globale importante, mais l'incertitude politique, les obligations intérieures, les inadéquations de qualité du charbon et la commercialisation sélective ont réduit la quantité de charbon immédiatement disponible pour les acheteurs à l'exportation. Parallèlement, les perturbations du GNL au deuxième trimestre ont encouragé une plus grande combustion de charbon en Asie et ont donné au rallye une composante de demande réelle.

1. Le fondement charbonnier de l'Indonésie : échelle, coût et proximité asiatique

L'avantage concurrentiel de l'Indonésie ne réside pas simplement dans la taille de ses réserves de charbon. C'est la combinaison d'une exploitation minière à grande échelle et relativement bon marché, de courtes distances de transport maritime vers les principaux acheteurs asiatiques et de la capacité à fournir une large gamme de qualités de charbon thermique. Cela fait de l'Indonésie le principal fournisseur en volume de charbon thermique à pouvoir calorifique bas et moyen transporté par voie maritime, en particulier vers la Chine, l'Inde, les Philippines, la Malaisie et la Corée du Sud.

L'Indonésie disposait d'environ 97,96 milliards de tonnes de ressources en charbon à la fin de 2024. Le tableau des réserves fourni pour 2025 indique 33,25 milliards de tonnes (33 250 Mt) de réserves prouvées et probables. Kalimantan détient 69,3 % et Sumatra 30,7 %, le Kalimantan oriental et le Sumatra du Sud étant les deux plus grandes régions de réserves. Environ 69 % des ressources identifiées étaient du charbon à faible pouvoir calorifique, soit 4 200 kcal/kg GAR ou moins.

 
L'Indonésie déclare approximativement des réserves nationales de charbon de l'ordre de 33,25 milliards de tonnes. Le Kalimantan oriental représente à lui seul 47,2 %, suivi du Sumatra du Sud à 23,5 % ; les autres îles contribuent collectivement à seulement environ 0,05 %. Cette structure est visible dans la répartition des permis miniers en Indonésie. Kalimantan est la principale base d’exportation, soutenue par une logistique fluviale, de transport par barges et maritime bien établie. Sumatra a une importance domestique plus grande grâce à l’approvisionnement de PLN, aux centrales électriques en bouche de mine et à la consommation de charbon à faible pouvoir calorifique. Du charbon à pouvoir calorifique plus élevé existe, mais il ne constitue pas la base volumique dominante du système indonésien.

Ce profil qualitatif crée à la fois un avantage et une vulnérabilité. Le charbon à faible pouvoir calorifique est bon marché à la tonne, mais il ne l’est pas toujours après ajustement en fonction du contenu énergétique. La compétitivité à l’exportation peut donc évoluer rapidement lorsque les taux de fret augmentent ou que les acheteurs se tournent vers du charbon plus dense en énergie provenant d’Australie, d’Afrique du Sud ou d’autres origines.

2. Classification de la qualité du charbon : où se situe l’offre indonésienne

Le charbon thermique indonésien est traditionnellement classé selon son pouvoir calorifique sur base brute telle que reçue (GAR). Le GAR reflète la valeur énergétique du charbon, y compris son humidité telle que reçue, et est étroitement lié à l’humidité, aux cendres, au soufre, au comportement de combustion et à l’utilisation finale typiques de chaque cargaison. L’identité commerciale de l’Indonésie se concentre dans la partie à faible et moyen pouvoir calorifique de ce spectre, généralement comprise dans la gamme ICI 3 à ICI 5.

Les étiquettes de qualité sont des descripteurs commerciaux généraux. La valeur réelle d’une cargaison dépend également de l’humidité, du soufre, des cendres, de la localisation de la mine et de la logistique.

Le système d’évaluation commerciale ICI et le système administratif HBA sont tous deux structurés autour des qualités que l’Indonésie extrait et vend réellement, bien qu’ils utilisent des spécifications de référence différentes et servent des objectifs différents. L’ICI comporte cinq catégories ; le cadre HBA actuel en compte quatre.

3. Une production en forte croissance avant le tournant politique de 2026

La production de charbon de l’Indonésie illustre une décennie de croissance régulière de la production, interrompue par un premier repli en 2025. La production est passée de 563,7 millions de tonnes en 2020 à un pic de 836 millions de tonnes en 2024, soit un taux de croissance annuel composé d’environ 10,4 %, un rythme largement tiré par l’expansion de la demande d’exportation de la Chine et de l’Inde, parallèlement à une hausse de la consommation industrielle intérieure. Cette croissance s’est inversée en 2025, la production reculant à environ 817 millions de tonnes, soit une baisse d’environ 2,3 % en glissement annuel, marquant la première contraction de la série et un signal précoce du resserrement de la discipline de production qui se prolongerait dans le cycle RKAB 2026.

Une caractéristique notable des données sous-jacentes est que l’obligation de marché intérieur de l’Indonésie a été respectée, et généralement dépassée, chaque année présentée. La part allouée au marché intérieur s’est constamment située entre environ 25 % et 30 % de la production totale, confortablement au-dessus du minimum réglementaire, plutôt que de se limiter au plancher légal. Cela suggère que les engagements d’approvisionnement intérieur n’ont pas constitué une contrainte contraignante pour les producteurs durant cette période ; au contraire, le récent resserrement de la part intérieure traduit une volonté politique délibérée d’accroître encore cette part, et non une réponse à des manquements antérieurs. Les exportations sont restées le principal débouché tout au long de la période, mais leur part dans la production totale s’est progressivement réduite à mesure que la part intérieure augmentait, en cohérence avec la priorité accrue accordée à la demande des secteurs de l’électricité et de la fonderie en Indonésie.

 

Après cette période de production élevée, le gouvernement a d’abord cherché à opérer une réduction bien plus marquée pour 2026, avec l’ambition de ramener la production autour de 600 Mt. Selon les informations disponibles, de nombreuses entreprises ont reçu des quotas RKAB initiaux inférieurs de 40 à 70 % à leurs niveaux de 2025. Les objectifs de cette politique dépassaient le simple soutien des prix : il s’agissait de contrôler l’offre excédentaire, de préserver les réserves et de garantir la priorité aux secteurs stratégiques et à la production nationale d’électricité.

4. Pourquoi l’Indonésie dispose de deux indices de référence pour le charbon

4.1 HBA : la référence administrative du gouvernement

Le Harga Batubara Acuan est fixé mensuellement par le ministère de l’Énergie et des Ressources minérales. Son rôle principal est administratif : le HBA sert de base au prix de vente de référence Harga Patokan Batubara, au calcul des redevances et des PNBP, ainsi qu’à la conformité au prix de la DMO. Les ajustements par cargaison reflètent le pouvoir calorifique réel, l’humidité, la teneur en soufre et en cendres par rapport à quatre spécifications de référence : HBA à 6 322 kcal/kg GAR, HBA-I à 5 300, HBA-II à 4 100 et HBA-III à 3 400.

Historique du HBA

Avant 2023, le HBA s’appuyait sur un panier pondéré comprenant l’Indonesian Coal Index, le Newcastle Export Index, le GlobalCoal Newcastle Index et le Platts 5900, ainsi que des évaluations indonésiennes. Plusieurs de ces composantes représentant du charbon de haute qualité à fort pouvoir calorifique provenant de l’extérieur de l’Indonésie, le HBA pouvait s’écarter nettement de la valeur réalisée par les vendeurs indonésiens de cargaisons à faible pouvoir calorifique. En octobre 2022, par exemple, le HBA a atteint environ 330 $/t, tandis que l’ICI 4, représentatif d’une qualité effectivement expédiée par de nombreux producteurs indonésiens, se situait autour de 91–95 $/t. Les producteurs ont fait valoir que l'écart surestimait les obligations de redevance pour les entreprises ne vendant pas de charbon de qualité supérieure.

Le Kepmen ESDM n° 41/2023 a remplacé le panier d'indices internationaux par une formule basée sur les prix de transaction réels FOB navire déclarés via le système e-PNBP Minerba. Le calcul attribue une pondération de 70 % au prix de vente moyen du mois précédent et de 30 % à celui du mois antérieur. Le document fourni indique que le Kepmen ESDM n° 72/2025 est la réglementation en vigueur et qu'il conserve l'approche basée sur les transactions et la structure à quatre niveaux.

4.2 ICI : la référence du marché commercial

L'Indonesian Coal Index est une série de prix évalués chaque semaine par le marché, produite conjointement par Argus Media et PT Coalindo Energy. Il couvre cinq qualités FOB – 6 500, 5 800, 5 000, 4 200 et 3 400 kcal/kg GAR – et s'appuie sur les données des acheteurs, vendeurs et intermédiaires actifs sur le marché physique. L'ICI est plus couramment utilisé dans les négociations commerciales en raison de sa fréquence, de son indépendance, de sa cartographie granulaire des qualités réelles des cargaisons et de sa comparabilité avec les indices de Newcastle et de Richards Bay. Le HBA reste indispensable, mais pour une fonction fiscale et administrative plus restreinte. Étant donné que le HBA est désormais dérivé des transactions intérieures qui reflètent elles-mêmes les conditions du marché, les deux séries évoluent de manière plus proche qu'avant 2023, bien que le HBA ait encore tendance à accuser un retard.

Cette largeur est en grande partie la raison pour laquelle l'ICI sert de référence de prix principale pour le charbon indonésien de manière plus générale, utilisé à la fois pour les contrats nationaux et internationaux, le calcul des redevances et des taxes, la finance d'entreprise et la planification de la production, plutôt qu'une série de prix plus étroite et spécifique à une origine. Sa cadence hebdomadaire, par rapport à la construction mensuelle et rétrospective du HBA, est l'autre raison clé pour laquelle il reste la référence sur laquelle les parties commerciales négocient réellement : il répond aux conditions actuelles du marché plutôt que d'accuser un retard pouvant aller jusqu'à deux mois, il est élaboré indépendamment de l'administration gouvernementale, et il est coté aux côtés des indices de Newcastle et de Richards Bay pour une comparaison entre marchés. Le HBA continue de remplir une fonction plus restreinte mais essentielle, déterminant les obligations de redevance et le règlement du prix DMO plutôt que la valeur des transactions commerciales.

5. Production début 2026 : la politique s'est resserrée plus vite que la production minière

La production de charbon de l'Indonésie ne s'est pas effondrée début 2026. Le marché est devenu plus contraint car la production était de plus en plus déterminée par la politique RKAB plutôt que par la capacité minière. Les chiffres préliminaires cités dans l'analyse fournie indiquent que la production de janvier à mai s'est élevée à 302 Mt, en baisse de seulement 6 % en glissement annuel, tandis que les ventes et la commercialisation de charbon ont chuté bien plus fortement à 257,27 Mt, soit une baisse de 17 %.

Une estimation indicative pour le premier semestre d'environ 362,4 Mt représenterait déjà plus de 60 % d'un objectif annuel de 600 Mt et impliquerait un rythme annualisé supérieur à 700 Mt. C'était la contradiction centrale du premier semestre : la politique de l'offre était haussière pour les prix, mais sa mise en œuvre restait incomplète. Les mineurs produisaient encore à un rythme relativement élevé tandis que l'absorption du marché, les exportations et les allocations intérieures devenaient plus sélectives.

6. Exportations, demande asiatique et position mondiale de l'Indonésie

Dans la comparaison des données miroir douanières de 2025, l'Indonésie est restée le plus grand exportateur mondial de charbon en volume avec 531,15 Mt, soit 41,9 % des déclarations d'exportation. L'Australie suivait avec 356,45 Mt. Les États-Unis, l'Afrique du Sud, la Colombie, la Russie et le Canada étaient nettement moins importants en volume. L'Australie est le concurrent le plus direct pour le charbon thermique et métallurgique à haut CV ; l'Indonésie domine le volume total des exportations grâce à sa vaste base de charbon thermique à CV faible et moyen.

Les 20 principaux pays exportateurs de charbon en 2025 (millions de tonnes ; classement selon les données miroir douanières).

Du côté des importations, la Chine a été le plus grand acheteur déclaré en 2025 avec 491,09 Mt, soit 32,5 % des déclarations d'importation, suivie de l'Inde avec 253,46 Mt, soit 16,8 %. Le Japon, la Corée du Sud, le Vietnam et Taïwan formaient le groupe suivant. La demande mondiale de charbon maritime est donc fortement concentrée en Asie. Pour l'Indonésie, la Chine et l'Inde restent les principaux centres de demande extérieure en raison de leur taille et de leur capacité à consommer le charbon indonésien à CV faible et moyen.

Les 20 principaux pays importateurs de charbon en 2025 (millions de tonnes ; classement selon les données miroir douanières).

6.1 Parts déclarées au S1 2026 et composition des destinations en juin

Selon les données traitées par SMM et les informations douanières disponibles, les déclarations d'exportation de janvier à juin 2026 ont totalisé 469,32 Mt. L'Indonésie représentait 195,58 Mt, soit 41,7 % de ce total déclaré du côté de l'origine, suivie de l'Australie à 29,8 %, des États-Unis à 8,1 % et de l'Afrique du Sud à 6,9 %. Du côté des importateurs, la demande cumulée de janvier à juin par destination était dominée par la Chine avec 182,82 Mt, soit 30,4 % du total déclaré, suivie de l'Inde à 17,0 %, du Japon à 11,0 % et de la Corée du Sud à 9,5 %.

Ces proportions décrivent la structure d’origine mondiale de janvier à juin et la demande à destination des importateurs ; il ne s’agit pas d’une matrice bilatérale Indonésie-Chine. Les déclarations douanières tardives étant incomplètes, SMM les considère comme des proportions provisoires du premier semestre, susceptibles d’être révisées après déclarations supplémentaires.

7. DMO, « penugasan » et la différence entre offre totale et offre utilisable

L’Obligation de marché intérieur (DMO) de l’Indonésie est une règle de priorité nationale. Le seuil général impose aux producteurs de charbon d’allouer 25 % de leur production annuelle autorisée aux utilisateurs domestiques. La conformité est liée aux approbations RKAB et aux attributions nationales annuelles, avec des obligations de déclaration, de qualité et de livraison protégeant PLN, les centrales au charbon et les industries stratégiques. Le seuil de 25 % constitue donc une référence politique minimale plutôt qu’un ratio effectif uniforme pour chaque mineur. Le non-respect peut entraîner des fonds de compensation, des amendes ou des restrictions sur les ventes de charbon à l’étranger.

Le « penugasan » désigne l’attribution pratique de l’offre nationale, identifiant quel mineur fournit quel acheteur domestique, généralement PLN ou un autre utilisateur stratégique. La DMO est le quota global, tandis que le penugasan est le mécanisme d’allocation. Cela rend la charge inégale : les mineurs disposant d’importantes attributions liées à PLN ou à l’État peuvent effectivement fournir plus que le pourcentage annoncé.

Le défi du charbon domestique indonésien tient moins à la disponibilité nationale globale qu’à l’allocation d’un charbon adapté à des utilisateurs spécifiques. La DMO fixe les obligations générales de ventes intérieures des producteurs, tandis que le gouvernement peut désigner des producteurs ou négociants particuliers pour répondre à des pénuries d’approvisionnement urgentes. Cependant, la charge qui en résulte ne peut être déduite de la seule part de la demande liée aux utilisateurs étatiques ; des données sur les attributions et les livraisons à l’échelle des entreprises sont nécessaires pour montrer quels fournisseurs portent la plus lourde obligation.

La consommation du groupe PLN et des producteurs d’électricité indépendants était estimée à 152,51 Mt en 2026. Le déficit signalé de janvier à mai d’environ 9,4 Mt comprenait 5,67 Mt de charbon de rang moyen et 3,76 Mt de charbon de bas rang. Toutefois, la moyenne des réceptions déclarée de 10,7 Mt par mois ne concorde pas totalement avec ces chiffres et devrait être vérifiée par rapport au calendrier de livraison mensuel effectif de PLN. Cette pénurie illustre néanmoins qu’une production nationale suffisante ne garantit pas la disponibilité du bon grade de charbon, au bon endroit et au bon moment pour chaque centrale.

Cadre de plafonnement des prix : le charbon destiné à la production d’électricité publique est plafonné à 70 $US/t FOB navire, sur la base de la spécification de référence de 6 322 kcal/kg GAR selon le décret MEMR 139.K/HK.02/MEM.B/2021. Le charbon fourni aux utilisateurs industriels domestiques, y compris le ciment, est plafonné à 90 $US/t selon le décret 58.K/HK.02/MEM.B/2022. Ces deux prix de référence sont ajustés en fonction de la valeur calorifique réelle, de l’humidité, du soufre et des cendres. Le régime à 90 $US/t exclut la transformation et l’affinage des minerais métalliques, de sorte que le charbon destiné aux fonderies ne doit pas être automatiquement traité comme soumis au plafond du ciment.

La tension commerciale devient significative lorsque les revenus nets équivalents à l’exportation dépassent les plafonds intérieurs. Par exemple, pour la première période de mai 2026, le HBA officiel pour le charbon 6 322 GAR était de 106,57 $US/t, ce qui implique un écart de référence de 36,57 $US/t par rapport au plafond PLN et de 16,57 $US/t par rapport au plafond industriel, avant prise en compte des effets de qualité, de fret, de contrat et de redevances. Un mineur supportant une part élevée de DMO ou de penugasan peut donc percevoir moins de recettes et de marge que lors d’une vente à l’exportation d’un charbon comparable, ce qui incite à limiter l’exposition domestique aux volumes requis ou attribués. Il s’agit d’une préoccupation de marge, non d’une option légale pour contourner la DMO : le non-respect peut entraîner des amendes, des paiements compensatoires et des restrictions à l’exportation. Si les prix à l’exportation tombent en dessous des plafonds, ou si les ajustements de qualité et de logistique absorbent l’écart, la prime à l’exportation peut se réduire ou disparaître.

8. Tendance des prix au premier semestre 2026 : T1 dicté par les politiques, T2 par la demande

Pour analyser les prix de 2026, les indices ICI 3, ICI 4 et ICI 5 offrent la vision la plus claire car ils représentent le marché physique indonésien des charbons de moyen et bas pouvoir calorifique. Le HBA reste pertinent à des fins administratives et fiscales, mais son calcul rétrospectif mensuel signifie qu’il tend à suivre le marché physique avec un décalage.

T1 : anticipations RKAB, météo et resserrement de l’offre spot

Le premier trimestre a initialement été porté par les anticipations selon lesquelles l’Indonésie réduirait son objectif de production de charbon pour 2026 de 790 millions de tonnes en 2025 à environ 600 millions de tonnes. Alors que les allocations RKAB au niveau des entreprises étaient encore en cours de finalisation, les approbations retardées et l’incertitude sur les quotas individuels ont rendu certains mineurs prudents dans la planification de la production et les ventes à terme. Cela a resserré les cargaisons spot immédiatement disponibles, en particulier chez les petits et moyens producteurs.

Les pluies saisonnières ont renforcé les inquiétudes sur l’offre liées aux politiques en perturbant l’exploitation minière à ciel ouvert, les voies de transport et les opérations de barges dans certaines parties de Kalimantan et de Sumatra. Les exportations de janvier sont tombées à 39,56 millions de tonnes, en baisse de 22,7 % par rapport au mois précédent, tandis que BPS a confirmé par la suite que la production nationale de charbon avait diminué au premier trimestre. L’impact a toutefois été inégal : certains producteurs ont anticipé la production et les livraisons DMO avant d’éventuelles réductions de quotas, ce qui signifie que le marché a été confronté à une offre marginale limitée plutôt qu’à une baisse de production uniforme à l’échelle nationale.

Du 2 janvier au 27 mars, l’ICI 3 a augmenté de 23,0 %, passant de 60,91 $US/t à 74,89 $US/t, l’ICI 4 a progressé de 32,7 %, de 45,46 $US/t à 60,31 $US/t, et l’ICI 5 a gagné 17,6 %, de 30,97 $US/t à 36,41 $US/t. L’ICI 4 a enregistré la plus forte hausse en pourcentage, ce qui est cohérent avec une disponibilité plus restreinte et une concurrence accrue pour le grade d’exportation indonésien de référence de 4 200 kcal/kg GAR. Cependant, une partie de sa surperformance reflète son prix de départ plus bas, tandis que la perturbation du GNL début mars a également contribué à la phase finale de la hausse du premier trimestre.

T2 : perturbation du GNL et report gaz-charbon de la demande

Au deuxième trimestre, le soutien du marché s’est orienté vers la sécurité énergétique régionale. La perturbation des flux pétroliers et de GNL dans le détroit d’Ormuz a retiré une part substantielle de l’offre énergétique mondiale, entraînant une forte hausse des prix du gaz asiatique et du pétrole international. La hausse des prix du GNL a encouragé les services publics disposant d’une flexibilité suffisante en matière de combustibles et de capacités de production au charbon à réduire leur consommation de gaz spot et à augmenter la production à base de charbon.

La perturbation a également affecté les coûts de l’offre de charbon. Le Brent est passé d’environ 71 $US/baril le 27 février à 104 $US/baril le 9 mars, et est resté volatil au deuxième trimestre, tandis que les prix du diesel et d’autres produits raffinés ont augmenté encore plus fortement. La production de charbon à ciel ouvert en Indonésie dépendant fortement des équipements miniers, des camions, des barges et des navires de soutien fonctionnant au diesel, la hausse des prix des carburants a accru les coûts de production et de logistique. La reprise des prix du charbon a donc reflété à la fois une demande accrue de report du gaz vers le charbon et une base de coûts plus élevée dans l’ensemble de la chaîne d’approvisionnement indonésienne.

Du 27 mars au 26 juin, l’ICI 3 a encore progressé de 13,3 % à 84,83 $US/t, l’ICI 4 a gagné 9,3 % à 65,92 $US/t, et l’ICI 5 a augmenté de 14,1 % à 41,54 $US/t. Les prix ont atteint un pic autour du 12 juin avant de légèrement fléchir vers la fin du mois. Sur l’ensemble du premier semestre, l’ICI 3 a augmenté de 39,3 %, l’ICI 4 de 45,0 % et l’ICI 5 de 34,1 %. Dans l’ensemble, la reprise a reflété les effets combinés des anticipations liées au RKAB sur l’offre, des contraintes météorologiques et opérationnelles, du report du gaz vers le charbon provoqué par le GNL et de la hausse des coûts de production et de transport liés au pétrole.

9. Perspectives pour le second semestre 2026 : une pause avant une éventuelle reprise au T4

La reprise du premier semestre s’est essoufflée. Les acheteurs étrangers résistent aux offres plus élevées, et des stocks confortables ont supprimé l’urgence du réapprovisionnement. En l’absence d’un nouveau catalyseur, l’évolution des prix au second semestre ressemble davantage à une consolidation qu’à une reprise de la tendance haussière.

Le RKAB est la variable décisive du second semestre. Les producteurs cherchent à maximiser les approbations économiquement utilisables, et le scénario indicatif de SMM place la disponibilité totale des quotas pour 2026 autour de 730-750 Mt. Il s’agit d’un scénario analytique, non d’un total officiel annoncé, et il est conditionné principalement à la satisfaction des besoins domestiques en charbon. Le respect de la DMO, la qualité des cargaisons et la capacité de livraison effective détermineront quelle part du volume approuvé pourra devenir une offre exportable.

La demande hivernale offre un certain soutien, mais la saisonnalité à elle seule ne fera pas l’essentiel du travail. Un véritable rebond nécessite plus qu’un effet calendaire — une discipline stricte du RKAB, une perturbation météorologique ou logistique, ou un réapprovisionnement plus rapide que la normale. Si les approbations se situent près du haut de notre fourchette et sont pleinement utilisées, le tonnage supplémentaire plaide pour une correction plus longue, et non plus courte.

SMM estime que la taille du RKAB est le facteur déterminant pour l’orientation des prix au T4

La taille des approbations RKAB pour 2026 est la variable unique qui décide de la direction des prix au second semestre.

• Si les approbations sont importantes, avec des quotas émis près du haut de la fourchette et largement utilisables, on s’attend à ce que la correction se poursuive. Davantage de tonnage approuvé signifie plus de charbon éligible à l’exportation, et ce surplus d’offre limite toute reprise des prix d’ici la fin de l’année.
• Si les approbations restent restreintes et que l’application de la DMO demeure stricte, le volume exportable se réduit. Ajoutez à cela la reprise saisonnière de la demande qui accompagne généralement les perturbations de la production et de la logistique liées à la saison des pluies au T4, et la configuration évolue vers une reprise des prix d’ici la fin de l’année — une offre tendue rencontrant un regain de demande saisonnier, plutôt que la saisonnalité agissant seule.

En résumé : RKAB important → la correction persiste. RKAB restreint + DMO stricte → reprise des prix en fin d’année. La décision sur les quotas est la bifurcation ; tout le reste (demande hivernale, logistique de la saison des pluies) ne fait que déterminer l’ampleur du mouvement une fois cette bifurcation décidée.