En 2026, le charbon reste l’énergie la plus polluante au monde, responsable de 40 % des émissions mondiales de CO₂ liées à l’électricité, selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE). Pourtant, malgré les engagements climatiques et les records de chaleur qui s’enchaînent, sa consommation continue d’augmenter, notamment en Asie et en Afrique. Comment expliquer cette persistance ? Trois facteurs dominent : l’urgence industrielle, les contraintes géopolitiques et les limites techniques des alternatives. Alors que l’Europe accélère sa sortie du charbon, d’autres régions n’ont ni les moyens financiers ni les infrastructures nécessaires pour s’en passer rapidement.
En 2024, le monde a atteint un record qui défie la logique climatique : la consommation de charbon a dépassé les 8,8 milliards de tonnes, un niveau jamais atteint. Ce chiffre, spectaculaire, s’inscrit dans une tendance qui semble contradictoire. Les alertes scientifiques se multiplient, les accords internationaux se succèdent, et pourtant cette énergie fossile, principale responsable du réchauffement climatique, reste davantage utilisée qu’auparavant. Le contraste est net entre les discours de réduction des émissions et la réalité des centrales qui tournent toujours à plein régime.
Le charbon n’est donc pas une énergie en déclin absolu. Sa part dans le mix électrique mondial a bien reculé, pour atteindre en 2024 35 % de la production mondiale d’électricité (contre près de 40 % en 2020). Mais cette baisse relative masque une donnée plus inquiétante : la consommation mondiale de charbon augmente toujours en volume. La baisse observée dans les pays industrialisés est plus que compensée par la hausse, continue et rapide, de la demande dans d’autres régions. Les centrales ferment en Europe ou en Amérique du Nord, tandis que de nouveaux complexes se construisent en Asie et en Afrique.
Une consommation mondiale du charbon : un record paradoxal
Le basculement géographique de la demande est l’un des phénomènes les plus marquants de ces dernières années. En 2023, les économies avancées – Union européenne et États-Unis en tête – ont réduit leur consommation de charbon de 20 %, sous l’effet combiné des politiques climatiques, de la montée des renouvelables et du recours accru au gaz naturel. Ce mouvement s’est poursuivi en 2024 avec des fermetures de centrales à un rythme soutenu, comme celle de Datteln 4 en Allemagne, l’une des dernières unités mises en service dans le pays. Mais ces efforts restent effacés par la croissance rapide de la demande en Asie, où le charbon demeure au cœur des systèmes énergétiques.
La Chine illustre ce déplacement. Avec une consommation équivalant à 58 % de la demande mondiale, le pays brûle désormais plus de charbon que le reste de la planète réunie. En 2024, la demande d’électricité y a progressé de 7 %, portée par une industrie toujours gourmande et par l’urbanisation massive. Rien qu’en 2023, la Chine a ajouté plus de 100 gigawatts de capacité charbonnière, un record, selon l’AIE. Derrière elle, l’Inde et plusieurs pays d’Asie du Sud-Est – Indonésie, Vietnam, Philippines – suivent une trajectoire comparable, avec des croissances annuelles dépassant parfois les 10 %. Ces trois zones concentrent désormais près des trois quarts de la consommation mondiale de charbon, ce qui fixe largement la trajectoire globale.
Un pilier électrique et industriel difficile à remplacer
Si le charbon résiste, c’est d’abord pour des raisons très concrètes : fiabilité et coût. Dans des pays où l’accès à l’électricité reste fragile pour des centaines de millions d’habitants – plus de 770 millions de personnes n’avaient toujours pas accès au réseau en 2024, selon la Banque mondiale –, le charbon offre une solution immédiate, abondante et bon marché. Une centrale à charbon se construit en général en 3 à 5 ans, contre 5 à 10 ans pour un ensemble éolien ou solaire de puissance équivalente. Dans de nombreuses régions, le coût de production reste 30 à 50 % inférieur à celui des renouvelables, d’après les données de l’AIE, ce qui pèse lourd dans les arbitrages budgétaires.
Le charbon est aussi profondément ancré dans l’industrie lourde. Il demeure au cœur de la production d’acier, de ciment et de chimie de base, trois secteurs majeurs pour l’économie mondiale. Ces filières utilisent le charbon pour ses propriétés énergétiques, notamment sa capacité à atteindre des températures supérieures à 1 500 °C dans les hauts fourneaux et les fours à chaux. En Chine, environ 70 % de l’acier mondial est produit via des procédés dépendant du charbon, et aucune technologie alternative n’est encore déployée à grande échelle. Dans un rapport publié en 2023, le directeur exécutif de l’AIE, Fatih Birol, prévient que, sans percée technologique rapide, l’industrie lourde continuera de s’appuyer massivement sur ce combustible.
À ces contraintes industrielles s’ajoute une dimension géopolitique : la dépendance aux importations d’énergie. Pour des pays comme l’Inde ou l’Indonésie, qui importent une part croissante de leur pétrole et de leur gaz, le charbon représente une forme d’autonomie énergétique relative. Les réserves mondiales sont estimées à plus de 1 000 milliards de tonnes, dont 13 % en Chine et 9 % en Inde (source : US Energy Information Administration). Stockable sur de longues durées, accessible sur le territoire national ou à proximité, le charbon offre une sécurité d’approvisionnement que les renouvelables, tributaires du vent, du soleil et des chaînes d’approvisionnement en équipements, ne garantissent pas encore partout.
Cette dépendance a cependant un prix, au sens propre. Selon l’Organisation mondiale de la santé (OMS), la pollution issue du charbon provoque plus de 800 000 décès prématurés par an, principalement en Asie du Sud. En Inde, où le charbon représente encore près de 70 % du mix électrique, les maladies respiratoires liées à la qualité de l’air coûtent plus de 3 % du PIB annuel, d’après une étude publiée en 2024 dans la revue The Lancet. L’énergie supposée la moins chère devient ainsi l’une des plus coûteuses dès que l’on intègre les impacts sanitaires et sociaux.
En 2024, un autre paradoxe a frappé l’Europe et l’Asie : alors que les records de chaleur se succédaient, les centrales à charbon ont été fortement sollicitées, faisant grimper les émissions mondiales de CO₂ de 1,1 % – une première depuis 2022. Cette hausse survient au moment même où de nombreux gouvernements promettent de tourner la page du charbon. La réalité est plus nuancée : à mesure que les événements extrêmes se multiplient, les États s’appuient encore sur ce combustible pour stabiliser leurs réseaux.
La Chine, premier consommateur mondial de charbon, offre un exemple frappant. L’été 2023 y a été le plus chaud jamais observé, avec des températures dépassant par endroits les 50 °C. En un mois, la demande d’électricité a bondi de 12 %, selon l’AIE. Dans le même temps, les barrages hydroélectriques du sud du pays ont vu leur production reculer de 20 % sous l’effet de la sécheresse. Face à ce double choc, Pékin a approuvé le redémarrage ou la construction de 100 gigawatts supplémentaires de capacités charbonnières en 2024, soit l’équivalent d’environ 80 réacteurs nucléaires. Les autorités expliquent qu’il s’agissait d’éviter des coupures massives dans les grandes villes, illustrant le dilemme entre stabilité sociale et objectifs climatiques.
En Europe, le contexte est différent mais la mécanique similaire. La guerre en Ukraine a révélé la vulnérabilité d’un continent dont 60 % du gaz importé transitait par la Russie avant 2022. Pour éviter une nouvelle crise comme celle de l’hiver 2022-2023 – où les prix du gaz avaient été multipliés par 5 –, plusieurs pays ont réactivé ou prolongé des centrales à charbon. L’Allemagne, pourtant considérée comme l’un des moteurs des énergies renouvelables, a ainsi doublé sa production d’électricité à base de charbon en 2023. La Pologne a ouvert la mine de Turów, malgré l’opposition d’ONG environnementales. Pour de nombreux responsables européens, le charbon reste un instrument de secours, utilisé pour couvrir près d’un tiers de la production électrique lors des périodes de tension, contre environ 20 % en 2019.
Assurer la sécurité énergétique nationale : le charbon, rempart contre les crises
Pour de nombreux gouvernements, le charbon fonctionne comme une assurance tous risques. Contrairement au gaz ou au pétrole, il est facile à stocker et moins exposé aux tensions sur les routes maritimes ou les oléoducs. En Inde, où environ 70 % de l’électricité provient encore du charbon, les réserves nationales couvriraient plus de cinq années de consommation. Une marge jugée essentielle dans un pays qui a connu 12 pannes majeures de réseau entre 2020 et 2024, selon le ministère indien de l’Énergie. Les autorités insistent sur la nécessité de garantir une alimentation continue pour des centaines de millions de foyers et d’entreprises.
Cette logique dépasse largement le cas indien. Des pays comme la Turquie ou la Serbie, où le charbon pèse encore pour plus de 50 % du mix électrique, défendent également son rôle stratégique. Pour eux, la fermeture rapide des centrales créerait un risque politique majeur dans des sociétés déjà confrontées à l’inflation et à la hausse du coût de la vie. Le charbon sert alors de garantie de stabilité, même lorsqu’il retarde l’investissement dans les renouvelables et l’efficacité énergétique.
En Europe, la notion de sécurité se traduit davantage par la diversification des risques. Après le choc gazier de 2022, les États membres ont accéléré la construction de terminaux de gaz naturel liquéfié (GNL) pour réduire leur dépendance à la Russie. Mais le charbon reste un filet de secours. En France, par exemple, les centrales de Cordemais et du Havre, censées fermer en 2022, ont été maintenues au moins jusqu’en 2025. Selon RTE, gestionnaire du réseau de transport, ces unités ont permis d’éviter une quinzaine de jours de coupures potentielles en 2023, lors de fortes tensions hivernales. Leur utilisation demeure très ponctuelle, mais leur disponibilité est jugée stratégique.
L’influence des conditions météorologiques extrêmes : quand la nature force la main
Les aléas climatiques compliquent encore davantage la sortie du charbon. En Indonésie, deuxième exportateur mondial, les pluies diluviennes de 2024 ont inondé une grande partie des mines de Kalimantan, réduisant la production de 30 %. Pour compenser, Jakarta a augmenté de 40 % ses importations de charbon australien, tout en relançant plusieurs centrales existantes. Les autorités admettent être prises au piège : leurs mines sont vulnérables aux événements extrêmes, mais l’économie ne peut pas se passer du charbon du jour au lendemain.
Cette spirale se retrouve ailleurs. En Chine, les sécheresses à répétition ont réduit la production hydroélectrique de 15 % en moyenne depuis 2020. Pour éviter les coupures de courant, les autorités ont autorisé la construction d’environ une centaine de nouvelles centrales à charbon par an, selon plusieurs organismes de suivi indépendants. Chaque épisode de sécheresse ou de canicule renforce ainsi l’argument en faveur du recours au charbon, même si ce dernier contribue lui-même au dérèglement climatique.
En Europe, les canicules estivales compliquent également la planification énergétique. En Espagne, la demande en électricité a progressé de 8 % par degré supplémentaire lors de l’été 2023. Pour répondre à ce surcroît de consommation, le charbon a assuré jusqu’à 20 % de la production électrique estivale, contre environ 5 % en période normale. Le gestionnaire de réseau Red Eléctrica de España estime que, sans ces centrales, il aurait fallu recourir à des coupures tournantes. L’AIE anticipe une augmentation de 10 à 20 % de la demande estivale en Europe du Sud d’ici 2030, ce qui pourrait encore retarder la fermeture définitive des unités les plus anciennes.
Compétitivité économique : le charbon, moins cher que les alternatives (pour l’instant)
Derrière les considérations de sécurité et de résilience, l’économie reste un argument central. Dans de nombreux pays émergents, le charbon demeure la source d’électricité la moins coûteuse. En Inde, le kilowattheure produit par une centrale à charbon est facturé autour de 0,05 €, contre 0,08 € pour le solaire et 0,10 € pour l’éolien, selon la Banque mondiale. Cette différence explique pourquoi près de 85 % des nouvelles capacités électriques installées en Inde en 2024 reposaient encore sur le charbon, malgré des appels répétés à diversifier le mix.
Les infrastructures existantes renforcent cette compétitivité. En Allemagne, une partie du réseau électrique a été pensée pour intégrer des centrales à charbon proches des grands bassins de consommation. Démanteler ces équipements et adapter le système à un mix largement renouvelable représenterait des dizaines de milliards d’euros d’investissements, selon plusieurs estimations. Aux États-Unis, où environ 200 centrales à charbon sont encore en service, leur fermeture progressive entraînerait la disparition d’environ 1 200 emplois directs par an, d’après l’Union of Concerned Scientists. Dans des régions comme la Virginie-Occidentale, où le secteur emploie près de 15 000 personnes, ces chiffres pèsent lourd dans le débat public.
S’ajoutent à cela des soutiens financiers souvent invisibles. Dans plusieurs pays, le charbon bénéficie encore de subventions implicites. En Inde, les prix sont maintenus artificiellement bas par des subventions croisées via les tarifs d’électricité. En Chine, des études relayées par Greenpeace Chine estiment que certaines mines d’État vendent leur production à environ 20 % en dessous de leur coût réel. En Europe, certaines centrales charbonnières profitent de mécanismes de capacité qui leur garantissent une rémunération lorsqu’elles sont mobilisées en période de pointe, notamment en Pologne ou en Roumanie. Ces soutiens retardent la bascule vers des alternatives bas carbone plus compétitives à long terme.
Dans ce contexte, le poids climatique et sanitaire du charbon prend une dimension encore plus lourde. L’AIE estime que cette énergie est responsable de près de 40 % des émissions mondiales de CO₂ liées à l’énergie. Autrement dit, elle reste la principale source unique d’émissions, bien devant le pétrole et le gaz pris séparément. Pourtant, cette place dominante ne reflète pas seulement une inertie industrielle : elle résulte aussi de choix politiques répétés, au nom du coût à court terme.
Un bilan environnemental et sanitaire catastrophique
Le charbon est le combustible qui émet le plus de gaz à effet de serre par unité d’électricité produite. Pour générer 1 kilowattheure (kWh), une centrale à charbon rejette en moyenne 820 à 1 000 grammes de CO₂, contre environ 490 g pour le gaz naturel et seulement 40 g pour l’éolien (source : Global Carbon Project, 2024). Une grande unité au charbon peut ainsi émettre, en quelques heures, autant de CO₂ qu’une flotte entière de véhicules en plusieurs mois. Cette intensité carbone en fait l’ennemi numéro un des trajectoires de neutralité.
Mais la combustion du charbon ne se résume pas au CO₂. Elle libère aussi de grandes quantités de dioxyde de soufre (SO₂), à l’origine des pluies acides qui dégradent les sols et les écosystèmes aquatiques. Les oxydes d’azote (NOₓ) contribuent à la formation de smog persistants, comme ceux qui enveloppent régulièrement Delhi ou Pékin, avec des concentrations de particules fines supérieures à 200 µg/m³, bien au-delà du seuil de 50 µg/m³ recommandé par l’OMS. À cela s’ajoutent des métaux lourds comme le mercure, neurotoxique, qui contamine les rivières et s’accumule dans la chaîne alimentaire, exposant durablement les populations riveraines.
Les conséquences sanitaires sont massives. Une étude publiée en 2023 dans la revue The Lancet Planetary Health attribue environ 2,3 millions de décès prématurés par an à la pollution de l’air liée au charbon. Maladies respiratoires chez les enfants, pathologies pulmonaires chroniques chez les adultes, cancers du poumon plus fréquents autour des grands bassins miniers : les impacts se mesurent en années de vie perdues. En Inde, où le charbon fournit encore près de 70 % de l’électricité, la pollution atmosphérique réduit l’espérance de vie moyenne de 5,5 ans, selon le programme Global Burden of Disease (2024).
Une bombe à retardement pour le climat
Sur le plan climatique, le charbon concentre une part disproportionnée du problème. Bien qu’il ne représente qu’environ 35 % de la production mondiale d’électricité, il est responsable de près de 55 % des émissions du secteur électrique. Il constitue l’obstacle majeur à la limitation du réchauffement à 1,5 °C, objectif inscrit dans l’Accord de Paris. Entre 2020 et 2025, la demande mondiale de charbon a pourtant augmenté d’environ 8 %, tirée principalement par la Chine et l’Inde, qui l’utilisent pour soutenir une croissance rapide. En 2024, les émissions mondiales de CO₂ liées au charbon ont atteint un record de 15,3 gigatonnes (source : Global Carbon Budget).
Pour rester dans les clous de Paris, l’AIE estime qu’il faudrait fermer l’équivalent d’environ 360 centrales à charbon par an d’ici 2030. Or la capacité installée a encore progressé d’environ 10 % depuis 2020. En 2025, près de 1 200 nouvelles centrales étaient en construction ou à l’étude, surtout en Asie et en Afrique. Le directeur exécutif de l’AIE, Fatih Birol, résume régulièrement ce décalage entre discours et décisions concrètes lors des grandes conférences climatiques.
Pollution atmosphérique : un cercle vicieux pour la santé et l’économie
Les effets du charbon dépassent la sphère sanitaire et agitent toute l’économie. Les pluies acides appauvrissent les sols, réduisant les rendements agricoles, tandis que l’acidification de certains lacs rend les milieux aquatiques quasi stériles. En Europe de l’Est, des zones forestières entières ont été affaiblies par des décennies d’émissions soufrées, nécessitant aujourd’hui des programmes coûteux de restauration écologique. Ces dégradations s’ajoutent aux dépenses directes liées aux soins médicaux et aux pertes de productivité.
La Banque mondiale estime que la pollution de l’air liée au charbon représente entre 3 et 4 % du PIB annuel dans les pays les plus dépendants. Maladies, journées de travail perdues, infrastructures dégradées : la facture globale surpasse largement le prix affiché du kilowattheure. Pourtant, dans de nombreux États, le charbon demeure la solution retenue pour garantir une électricité immédiatement disponible et financièrement accessible, ce qui installe un véritable cercle vicieux.
En Inde, où près de 80 % de l’électricité provient encore du charbon dans certaines régions, le gouvernement met en avant la nécessité de fournir une énergie abordable à des centaines de millions de citoyens. En Chine, le charbon représente encore environ la moitié du mix électrique, et les importations restent élevées pour alimenter usines et grandes métropoles en pleine expansion. Dans ces pays, la priorité donnée à la croissance et à l’emploi pèse encore plus lourd que les dommages sanitaires, pourtant largement documentés.
Cette apparente stabilité est trompeuse. Le recours massif au charbon accentue les tensions sur la ressource en eau – indispensable au refroidissement des centrales – et nourrit des rivalités autour des gisements, notamment entre grandes puissances asiatiques. Il alourdit surtout la « dette climatique » transmise aux générations futures, qui devront gérer un climat plus chaud et plus instable. Pour plusieurs experts, le charbon ne peut pas être qualifié d’énergie de transition : il ferme des options à long terme plutôt qu’il n’en ouvre.
Charbon et avenir énergétique : trois scénarios possibles
En 2026, le charbon reste au centre des contradictions de la transition énergétique. Il fournit encore environ 35 % de la demande mondiale d’électricité (AIE, 2025), tout en étant au cœur de la crise climatique. Les données récentes montrent toutefois une évolution en forme de courbe, marquée par des reculs régionaux et des rebonds ponctuels. Comprendre ces mouvements permet de dessiner les marges de manœuvre pour en sortir plus vite.
Premier élément : la progression spectaculaire des énergies renouvelables. En Europe, la part du charbon dans le mix électrique est passée de 25 % en 2020 à moins de 12 % en 2025, grâce à des fermetures programmées (comme en Allemagne, où RWE a arrêté ses dernières unités à Niederaußem en 2024) et à une forte hausse du solaire et de l’éolien. Mais ce succès européen contraste avec la situation asiatique : en Chine, près de 60 % des nouvelles capacités de production installées en 2025 reposaient encore sur le charbon, malgré le fait que le pays concentre à lui seul environ 50 % des investissements mondiaux dans les renouvelables.
Face à ce décalage, de nombreux États choisissent des trajectoires hybrides. Le charbon ne disparaît pas, il se veut partiellement décarboné. Le CCUS (captage, utilisation et stockage du carbone) illustre cette stratégie. Ce procédé vise à capturer jusqu’à 90 % des émissions d’une centrale pour les stocker en profondeur ou les valoriser dans l’industrie. En théorie, il permettrait de prolonger la durée de vie des centrales existantes tout en réduisant leur empreinte carbone. En pratique, son déploiement demeure très limité : en 2025, il ne concernait qu’environ 0,1 % des émissions mondiales de CO₂, selon le Global CCS Institute. Les coûts élevés – entre 60 et 100 € par tonne de CO₂ évitée – et les difficultés techniques en limitent l’essor.
Parallèlement, le gaz naturel liquéfié (GNL) s’impose comme une solution de transition pour plusieurs pays. Moins émetteur que le charbon – ses émissions de CO₂ par kilowattheure sont environ 40 % plus faibles –, il est perçu comme un moyen de réduire rapidement l’empreinte carbone sans bouleverser les infrastructures. En 2025, la demande mondiale de GNL a augmenté d’environ 8 %, soutenue par des contrats de long terme signés avec des producteurs comme QatarEnergy ou Cheniere Energy. Mais cette option comporte aussi des risques : le méthane, principal composant du gaz, est un gaz à effet de serre 28 fois plus puissant que le CO₂ sur 100 ans, selon le GIEC. Des fuites mal contrôlées peuvent donc annuler une partie du bénéfice climatique attendu.
À partir de ces tendances, l’AIE dessine trois trajectoires possibles d’ici 2030 :
- Scénario 1 : déclin accéléré – La demande de charbon recule d’environ 30 % d’ici 2030. Ce scénario repose sur une combinaison de solaire, nucléaire et stockage, avec une capacité mondiale de batteries qui double tous les deux ans. Il suppose aussi des mécanismes financiers pour accompagner la fermeture des centrales dans les pays les plus pauvres, et l’arrêt des subventions publiques aux énergies fossiles à l’étranger, comme l’a décidé l’Union européenne en 2025.
- Scénario 2 : transition étirée – La demande de charbon diminue d’environ 15 %. Le combustible reste une source de secours en Asie, appuyée par un recours accru au CCUS et au GNL. Dans ce cas, les objectifs de l’Accord de Paris ne sont pas tenus et le réchauffement pourrait se stabiliser autour de +2,5 °C d’ici 2100.
- Scénario 3 : rebond inattendu – La demande stagne ou augmente légèrement. Des prix de l’énergie durablement élevés, des crises géopolitiques ou des tensions sur les matériaux nécessaires aux renouvelables pourraient conduire certains pays à rouvrir des centrales au charbon, comme l’a fait l’Allemagne en 2022 pendant la crise gazière.
Dans tous les cas, trois leviers apparaissent décisifs pour accélérer la sortie du charbon :
- Accélérer les renouvelables : pour remplacer le charbon, l’AIE estime qu’il faut doubler la capacité solaire et éolienne tous les trois ans. En France, EDF vise 40 GW de solaire en 2030, soit environ cinq fois plus qu’aujourd’hui, en complément du parc nucléaire existant.
- Renforcer les réseaux : sans lignes suffisantes pour transporter l’électricité décarbonée, jusqu’à 30 % de la production renouvelable peut être perdue ou inutilement bridée, selon l’AIE. L’Europe prévoit d’investir environ 200 milliards d’euros dans des projets de « supergrids » d’ici 2030 pour mieux relier les pays et intégrer l’éolien offshore.
- Mettre en place des financements adaptés : les pays en développement auraient besoin de près de 1 000 milliards de dollars par an pour financer leur transition énergétique (Banque mondiale, 2025). Parmi les pistes proposées figure une taxation des superprofits des énergies fossiles, évoquée par l’OCDE en 2024, afin de rediriger ces recettes vers des projets bas carbone.
En 2026, l’avenir du charbon se joue donc moins dans les mines que dans les décisions politiques, financières et technologiques à venir. La rapidité de la montée en puissance des alternatives, l’acceptation sociale des fermetures de centrales et la capacité à protéger les plus vulnérables seront déterminantes pour trancher entre ces trois trajectoires.
Réduire la place du charbon, c’est arbitrer entre sécurité immédiate et climat futur.
Christiana Figueres, fondatrice de Global Optimism, 2025
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