Charbon minéral : l’industrie ne baisse pas les bras

Les appels à renoncer au charbon minéral ne sont pas inaudibles (Lire : Charbon minéral : retraits et désinvestissements se multiplient), mais ils semblent peu entendus de nombreuses compagnies, insensibles aux risques des sunk costs, parce que convaincues que le charbon a encore de beaux jours devant lui. Qui sont-elles ? Dans quels pays investissent-elles ? Sur quelles anticipations appuient-elles leurs décisions ?

1. Une production charbonnière toujours en hausse

Bien qu’encore provisoires les productions 2019 confirment la reprise de la croissance qui, selon les prévisions de cette même année, pourrait passer par 7 600 millions de tonnes (Mt) dès 2022 sous l’effet des 300 projets miniers annoncés, dont 92 déjà en construction, en Australie (57), Inde (55), Chine (54), Afrique du Sud (30), Canada (18), Indonésie (18), États-Unis (15)[1]. Au vu des entreprises qui lancent ces projets dans les divers pays charbonniers, les investissements de 370 G$ (valeur 2017) à engager ne semblent pas hors de portée de l’industrie charbonnière qui les répartirait à égalité entre ouverture de nouvelles mines (greenfield) et extension d’anciennes (brownfield), avec des résultats sensiblement supérieurs à ceux du New Policies Scenario (NPS) de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) (Tableau 1).

Tableau 1 : Évolution de la production charbonnière selon les pays

Source : IEA. Coal Information 2018 et World Energy Outlook 2018. Pour 2040, les Mtec ont été converties en Mt sur la base de 1,4 t pour 1 tec. Les données 2018 sont encore provisoires.

Pourquoi une telle dynamique opposée à toutes les recommandations actuelles ? Au-delà des différences d’un pays à l’autre, trois évolutions paraissent jouer en sa faveur :

– la géologie, car les réserves, et plus encore les ressources, sont abondantes et rendues plus faciles à exploiter par le progrès des techniques de l’open mining (Lire : Charbon minéral : géologie, ressources et réserves) ;

– l’économie, sous la forme d’une compétition entre grandes compagnies nationales (Coal of India, Suek ou Shenhua) et nouvelles entreprises, australiennes ou sud-africaines (Lire : Économie et politique du charbon minéral) ;

– la politique qu’exprime la volonté de nombreux gouvernement de ne pas renoncer à une filière géologiquement et technologiquement plus sûre que la plupart des autres.

2. Europe et Amérique du Nord : des industries sur le déclin

En Europe, l’industrie du charbon régresse, surtout depuis que l’Allemagne a décidé, en janvier 2019, la fermeture de ses deux mines de houille, soit 2,6 Mt, suivie, avant 2038, de celle de ses dernières mines de lignite à ciel ouvert dans les Länders du Brandebourg, Saxe, Saxe-Anhalt et surtout Rhénanie du Nord-Wesphalie[2]. Ailleurs, les dernières mines encore en activité devraient disparaitre au Royaume-Uni, en Espagne, en Norvège et en Roumanie[3]. Resteraient cependant une extension d’environ 6 Mt en Pologne où la fermeture de mines anciennes seraient plus que compensée par l’ouverture de nouvelles mines dans le sud, en Silésie[4] ; des capacités comparables devraient l’être en Serbie avec la mise en exploitation des grandes réserves de lignite du bassin de Kolubara ou au Kosovo riche aussi de 14 Gt de réserves ; quelques extensions sont en cours dans les autres pays balkaniques avec l’aide financière et technique de la Chine ; la Turquie, dont la production a franchi en 2018 la barre des 100 Mt, dit ne pas vouloir dormir sur des réserves de 18 milliards de tonnes (Gt) et offrir l’exploitation de 500 mines à des investisseurs, notamment chinois[5].

En Amérique du Nord, l’avenir des mines de charbon est plus contrasté.

Au Canada qui a extrait 62,3 Mt en 2018, l’exploration en Colombie britannique a fait un bond de 58% en 2018, avec la reprise des projets de charbon cokéfiable de Telkwa, Crown Mountain, Flatbed Coal Property ou Elko[6], ce qui, avec les mines d’Alberta et de Nouvelle Écosse, devrait assurer une production charbonnière, principalement cokéfiable, d’au moins 34 Mt en 2040, au moment où les débouchés des steam coal seront en voie d’extinction, suite à l’abandon de la thermoélectricité charbon par la quasi-totalité des provinces.

Aux États-Unis, la reprise de l’extraction en 2017 (+6%) et la croissance exceptionnelle des exportations en 2018 (+19%) n’interrompront pas la contraction du nombre de mines passé de 1 229 en 2012 à 682 en 2017 et la poursuite du déclin. De 496 Mt en 2008, l’extraction du Powder River Basin est tombée à 324 Mt en 2018 et à moins de 300 Mt en 2019. Spring Creek, la plus grande mine du Montana a cessé son activité en 2019 (Figure 1) Les débouchés du charbon thermique viennent en effet de baisser de 14%, soit le niveau le plus bas depuis 42 ans !

Aux yeux de l’industrie charbonnière, tout espoir n’est cependant pas perdu. De grandes compagnies comme Peabody Energy, Arch Coal, Alpha Natural Resources, Cloud Peak Energy[7] ou Consol Energy[8] tentent de conserver leurs positions dans le Wyoming et le Colorado, tandis que de plus petites comme Corsa Coal[9] ou Ramaco Resources ouvrent de nouvelles mines en Pennsylvanie, Paringa Resources dans l’Illinois et Bristol en Virginie occidentale. Depuis que Ronald Trump a déclaré, en mars 2017, la fin de la guerre contre le charbon[10], toutes ont repris espoir en jouant les cartes du charbon cokéfiable, en partie exporté, et de substantielles hausses de productivité[11]. Au point que certains n’hésitent plus à caresser l’espoir, hausse des prix du gaz aidant, d’interrompre la chute de l’extraction, entre 2019 et 2025, de 562 Mt à 500 Mt, au profit d’une remontée vers 800 Mt !

3. En Chine l’industrie charbonnière accélère sa restructuration

Jusqu’à fin 2016, la cause paraissait entendue : la production de 4,1 Gt en 2013 avait été un pic à partir duquel le déclin était inévitable, ce que semblait confirmer la production de 3,4 Gt, trois ans plus tard, soit un résultat supérieur à l’objectif affiché en 2013 d’une diminution de 500 Mt en cinq ans. Las, dès 2017, l’extraction est repartie à la hausse pour atteindre 3,7 Gt en 2018 et sans doute plus en 2019[12]. Dans ce contexte, le plan quadriennal de 2016-2020 est revenu à un objectif de 3,9 Gt qui devait être atteint par la poursuite des fermetures de petites mines et de la restructuration du reste de l’industrie charbonnière (Lire : L’énergie en Chine : le tournant de Xi Jinping). N’était-ce pas encore trop rapide et trop risqué ? Les pénuries de combustible de l’ hiver 2017, la hausse des prix domestiques et la forte croissance des importations, entraînées par la baisse de la production de 2016, ont pesé lourd dans la décision, prise au cours du deuxième semestre 2018, d’augmenter de 250 Mt la production des provinces de Mongolie intérieure, du Shanxi et du Shaanxi, de rehausser le plafond national de production à 5,1 Gt et de réduire les fonds destinés à diminuer les capacités extractives au-delà des 800 Mt déjà réalisées. En mai 2019, l’extraction de charbon cokéfiable est autorisée à passer de 536 Mt en 2018 à 551 en 2028. Quelques mois plus tard, deux nouvelles mines de 5 Mt chacune sont ouvertes dans le Shanxi et la Mongolie intérieure.

Au même moment, l’objectif de fermer 800 petites mines est réaffirmé, dont la plupart dans 12 provinces. Une cinquantaine de Mt devraient ainsi être éliminée dans la province du Hebei ; autant dans celle de Mongolie intérieure qui a fermé 48 petites mines entre 2016 et 2018 ; une vingtaine dans celle du Shandong et une centaine dans celle du Shanxi où 52 mines en 2015-2016 puis 27 en 2017 ont cessé toute activité. Début 2020, cette dernière province cherche des investisseurs pour exploiter les 70 Gm³ de gaz stockés dans les 2 000 km² de mines abandonnées. À plus long terme, le Shandong projette de réduire son extraction de 144 Mt en 2015 à 60 Mt en 2030. Le Shanxi entend fermer toutes ses mines produisant moins de 0,6 Mt/an, de ne conserver que celles extrayant plus de 3 Mt/an en souterrain, ou 5 Mt/an à ciel ouvert, et d’inciter les autres à fusionner.

Réduites, surtout dans les provinces centrales et orientales, les capacités extractives sont plus que compensées par des extensions dans les provinces occidentales qui ont le plus bénéficié des 6,7 G$ d’investissements miniers approuvés en 2018. La Mongolie intérieure dont les capacités extractives atteignent 1,33 Gt et qui a produit 975 Mt en 2018, a été autorisée, fin janvier 2019, à ouvrir une capacité additionnelle de 10 Mt/an[13]. À la même date, la province du Xinjiang, qui affiche des réserves de 2 190 Gt, projette un saut de production de 40 à 150 Mt/an et a reçu l’autorisation d’extraire immédiatement 6 Mt/an supplémentaires. Outre que 80% de leur minerai sera désormais lavé et qu’une partie en sera liquéfiée, gazéifiée ou transformée en électricité sur le carreau des mines[14], ces provinces sont désenclavées par de nouvelles voies ferrées et des trains à lourdes charges les reliant aux provinces fortes consommatrices du sud-est[15]. Fin septembre 2019, a été ouverte le Haoji Railways qui, en transportant 200 Mt/an, allègera de 10% le volume du cabotage (Figure 2).

Toutes ces nouvelles capacités de production s’inscrivent dans le cadre d’une restructuration de l’industrie charbonnière par des modernisations et des fusions débouchant sur quelques très grands groupes produisant au moins 100 Mt/an, ce qui est déjà le cas, en 2018, de Shenhua, China Coal Energy et Datong Coal Mine. Fin 2019, Hidili Industry International Development Ltd affiche une production en très forte croissance de 239 Mt, dont 97 en clean coal. Tous ces groupes sont incités à passer des contrats de fourniture à long terme avec les compagnies électriques ou même à fusionner avec elles comme l’ont fait Shenhua et Guodian en novembre 2017[16].

4. L’Inde reste fidèle au charbon

La tentative chinoise de stabiliser ou même de réduire son volume d’extraction n’est pas imitée par le sud du continent asiatique.

En Inde, bien qu’elle croisse au rythme annuel moyen de 5 % depuis le début des années 2010, la production charbonnière ne parvient pas à satisfaire une demande très soutenue de charbon vapeur[17], d’où des importations qui ont dépassé 235 Mt en 2019. Le gouvernement veut les contenir en augmentant la production nationale de 730 Mt en 2019 à 1 500 Mt en 2022, à l’aide de mesures déployées dans deux directions[18].

D’une part, il stimule la production des deux grandes entreprises publiques Coal of India Limited (CIL) et Singareni Collieries (Lire : L’énergie en Inde : la genèse de sa puissante industrie charbonnière). La première qui n’est pas parvenue à dépasser les 660 Mt en 2019-20, vise encore 710 Mt en 2020-21. Au-delà, pour atteindre 1 000 Mt en 2023-24, tout en ayant fermé 43 mines souterraines, elle développe de nombreux projets, principalement à ciel ouvert, non sans difficultés pour 17 d’entre eux qui exigent des déforestations massives[19]. À quoi s’ajoutent plusieurs projets ferroviaires que nécessitent les livraisons de minerai[20]. Début 2019, la CIL a, en outre, ré-ouvert la mine de Rajhara (Jarkhand) fermée pour raisons de sécurité. Avec l’appui technique de la Pologne, l’une de ses filiales devrait mettre en exploitation les 2 Gt du gisement de Deocha Pachami, le plus vaste d’Asie, dans le Bengale occidental[21].

Singareni Collieries, de son côté, pour passer de 70 Mt en 2019 à 90 Mt en 2021, planifie l’ouverture de 20 nouvelles mines à ciel ouvert et de 11 extensions de mines souterraines dont certaines rendues exploitables en surface. Tous ces projets sont compatibles avec un stock de minerai en terre qui, si l’on en croit le Geological Survey of India, viendrait de s’accroître de 44 nouveaux gisements, riches de 25 Gt de ressources, principalement dans le Bengale occidental, mais aussi dans le Jharkhand, le Bihar et l’Odisha.

D’autre part, le gouvernement fait de plus en plus appel à de nouveaux investisseurs

• En continuant d’allouer des mines captives à des compagnies électriques, sidérurgiques ou chimiques[22],
• En ouvrant les enchères de nouveaux blocks à des entreprises privées[23],
• En autorisant, début 2019, les compagnies propriétaires de mines captives à écouler sur le marché un quart de leur production jusque-là réservée à leur seule consommation.

Mi-2019, ces compagnies ont obtenu 27 nouveaux blocks mis aux enchères, soit des réserves d’1 G t assurant une capacité de production de 36 Mt/an dont 9 susceptibles d’être vendues librement (Figure 3). Toutes ces mesures ne seront pas immédiatement suivies d’effets car elles se heurtent à l’hostilité de la CIL et des syndicats qui les assimilent à un abandon du monopole public. La National Thermal Power Corporation (NTPC) n’en a cure : elle annonce mi-2019 qu’elle deviendra le deuxième producteur de charbon en extrayant 113 Mt/an de ses réserves de 7,3 Gt, en vue de satisfaire une consommation qui atteint déjà 160 Mt/an.

5. Du Vietnam au Pakistan et à l’Iran, l’Asie du Sud-est ouvre des mines

Après avoir tenté de limiter sa production afin de discipliner son industrie[24] et de protéger son stock en terre[25], l’Indonésie, sous contrainte de sa balance commerciale et de la croissance de ses besoins, a repris le chemin de la hausse en passant d’une extraction de 528 Mt en 2018 à un objectif de 610 en 2020, soit très au-dessus des 400 Mt du Plan à moyen terme 2015-2019[26].

Pour ce faire, le pays compte d’abord sur ses grandes compagnies nationales : Adaro, qui poursuit sa croissance, a extrait 50 Mt en 2019 ; Bukit Asam qui espère dépasser 25 Mt tirées de réserves estimées à 3,3 Gt; PT Arutmin qui vise 30 Mt, soit 7% de plus qu’en 2018, majoritairement en combustible à fort pouvoir calorifique, alors que Bumi Resources, sa maison mère, approche des 100 Mt ; la grande compagnie électrique PLN qui, pour porter à 100 Mt l’approvisionnement sécurisé de sa thermoélectricité charbon en croissance soutenue, étudie l’acquisition de deux nouvelles mines dans le Kalimantan et Sumatra ; le groupe Indika Energy qui espère retrouver en 2018 son niveau de 34 Mt. À côté de ces compagnies, nombre de firmes étrangères, telles que Black Gold Natural Resources ou Zamia Metals continuent à accroître leurs capacités de production. À plus long terme, l’extraction charbonnière pourrait aussi venir des ressources de Papouasie Nouvelle Guinée que Mayur Resources a été autorisée à explorer, mi-2018. En aval de l’extraction, sont projetés d’importants investissements, par Pertamina pour gazéifier le charbon, par Cokal pour le pulvériser à destination de la sidérurgie.

Au Vietnam, en dépit de sa restructuration décidée fin 2017, Viet Nâm National Coal and Minerals Group (Vinaconim), qui extrait 95% du charbon vietnamien, et la North-Eastern Company ne parviendront vraisemblablement pas à fournir les 44 Mt prévues sur les 54 demandées par l’économie nationale en 2019 (Lire : Viet Nâm : son développement énergétique et électrique). Les ressources en terre sont moins en cause que l’insuffisance des équipements miniers et des formations techniques que plusieurs programmes de coopération avec le Japon n’ont pu combler. De là, une vive croissance des importations, de 100% entre 2010 et 2017, qui pourrait atteindre 60 Mt en 2025 moyennant des infrastructures portuaires à construire en partenariat l’une avec la compagnie indonésienne Intra Asia[27], l’autre avec les compagnies maritimes Welhunt, Oldendorff Carriers and Haivan[28]. En septembre 2019, un contrat de 25 ans est signé avec Nippon Yusen Kaisha (NYK), filiale de Sumitomo, en vue de fournir 3,4 Mt/an de charbon australien et indonésien à la centrale de Van Phong en construction. Le gouvernement espère néanmoins limiter cette dépendance externe par l’extension et l’ouverture de nouvelles mines souterraines.

À la frontière occidentale du Vietnam, la petite production charbonnière du Laos, vient de bondir à 0,5 Mt en 2015 et espère pouvoir approvisionner la centrale thermique que son voisin cambodgien est en train de construire en partenariat avec China Heavy Machinery Corp (CHMC).

La Thaïlande n’a jamais été un grand pays charbonnier[29] mais elle est très attachée à l’expansion de sa compagnie Banpu dans toute la région Asie-Pacifique. À partir de ses 563 Mt de réserves, principalement en Indonésie et en Australie, la firme a extrait 45 Mt en 2018 écoulées en Thailande, bien sûr, mais aussi en Chine, au Vietnam, aux Philippines, en Corée du Sud et au Japon. Mi-2018, elle a encore acheté PT Nusa Perdana Resources en Indonésie dans la perspective d’extraire 60 Mt en 2020.

Avec des ressources estimées à 2,4 Gt, les Philippines sont plus riches que la Thailande, mais leur expérience charbonnière est moins avancée. La compagnie Semirara Mining and Power Corporation ne disposait en effet que d’une capacité de production de 12 Mt/an en 2016 et d’un plan pour atteindre 16 Mt en deux ou trois ans par une modernisation de ses installations minières. Pourra-t-elle aller plus loin ? Parmi les nombreux projets miniers, celui du lac Sebu, dans la province orientale de Samar, est à l’origine d’un vif débat car il devrait être exploité à ciel ouvert alors que cette technique a été bannie dans la région depuis 2002.

Plus au nord, le Bangladesh ne parvient toujours pas, début 2019, à adapter ses projets miniers à ses ambitieuses perspectives thermoélectriques charbon. La Barapukuria Coal Mining Company (BCMC) qui extrait environ 1 Mt/an de la mine de même nom a terminé mi-2018 une étude pour l’étendre et en ouvrir de nouvelles sous l’oeil intéressé de compagnies étasuniennes, allemandes, australiennes et indiennes mais sans résultat probant en mars 2019. À  défaut d’être associées à une extension minière, les indiennes Bharat Coking Coal et North Eastern Coalfieds, filiales de la CIL, projettent d’approvisionner le Bangladesh depuis le port voisin de Haldia (Ouest Bengale).

La situation est bien différente au Pakistan depuis que, dans le cadre du China-Pakistan Economic Corridor, maillon du China-led Belt and Road initiative, les autorités ont décidé d’alimenter le vaste programme thermoélectrique en construction par des combustibles extraits du stock de lignite du Thar, soit la plus grande partie des 185 Gt de ressources inventoriées dans divers gisements (Thatta-Sonda, Lakhra, Jhimpir) sous les milliers de km² des provinces du Sindh mais aussi du Balouchistan ou du Punjab (Figure 4). Depuis 2016, plus de 1 100 concessions ont été délivrées à des entreprises publiques et privées dont Sino Sindh Resources (SSR) qui projette 7,8 Mt/an ; Sindh Engro Coal Mining (SEMC) qui a commencé mi-2018 une extraction de 3,8 Mt/an ; Oracle Power (ORCP) qui, en partenariat avec PowerChina et Beijing Jingneng Power, et après avoir pris le contrôle de Sindh Carbon Energy, exploite les 529 Mt de réserves de son Thar block VI en vue d’une extraction de 8 Mt/an destinées à alimenter 2×660 MW. Résultat, fin 2018, une production de 4 Mt qui, bien que relativement coûteuse, se veut une première étape sur la voie de plusieurs dizaines de Mt, dont une partie pourrait être convertie en huile diésel par Shenhua Ningxia Coal Industry.

À l’ouest du Pakistan, l’Iran n’est pas un pays charbonnier mais il ne renonce pas à le devenir, comme en témoigne l’intense prospection engagée par l’Iranian Mines and Mining Industries Development and Renovation Organization (MIDRO), au début de l’année 2020. En outre, a commencé en 2019, à partir des mines de Tabas une production de concentrés de charbon qui pourrait atteindre 1,3 Mt/an.

6. La République d’Afrique du Sud crée des émules

Loin derrière l’Asie, l’Afrique s’apprête aussi à faire appel au charbon minéral en profitant de l’expérience de la République d’Afrique du Sud (Lire : Les industries du charbon en Afrique : histoire et perspectives)[30].

Aiguillonnée par les besoins de ses grandes compagnies Sasol et Eskom, la République d’Afrique du Sud continue d’investir dans l’exploitation de ses ressources charbonnières. La première a inauguré, en avril 2019, la grande mine Impumelelo (Mpumalanga) qui complétera de 10,5 Mt/an la production des deux autres mines ouvertes en une décennie afin d’alimenter, au moins jusqu’en 2050, Sasol Secunda Synfuels Operations. La seconde, toujours en difficulté, compte sur les nouvelles compagnies issues de la politique de black empowerment. En tête, Exxaro Resources dont la production pourrait passer de 47 Mt en 2018 à 60 Mt en 2023, à partir de ses nombreux investissements dans le Mpumalanga avec sa mine Belfast mais surtout avec sa grande mine à ciel ouvert Grooteluk sur le gisement du Waterberg dans la province du Limpopo[31]. Suivent MC Mining, anciennement Coal of Africa, très impliquée dans le développement du projet Makhado, grande mine de charbon cokéfiable du Limpopo ; Tango Mining qui exploite trois mines appartenant à Exxaro ; Seriti Resources qui, en 2018, a mobilisé Masimong Group Holdings, Thebe Investment Corporation et Zungu Investments Company pour acquérir les actifs charbonniers d’Anglo American et devenir le deuxième fournisseur d’Eskom à partir d’une extraction de 50 Mt/an ; Canyon Coal ; la junior compagnie Wescoal qui succède à Keaton Energy ; Sibanbene Coal qui tente de prendre pied sur Richards Bay Coal Terminal.

Ces compagnies se financent par appel aux capitaux privés, tels que ceux de la famille Gupta, mais elles bénéficient aussi des fonds publics de l’African Exploration Mining and Finance Corporation ainsi que des financements de banques et compagnies chinoises, mobilisés notamment lors de la visite du président Cyril Ramaphosa à Beiging, en septembre 2018. Leurs investissements suffiront-ils à relancer une production nationale stagnante ? Les 70 Gt de ressources, dont 10 de réserves, le permettraient, si la substitution des nouvelles mines à celles en voie d’épuisement assurait une croissance de la productivité du travail et si les moyens d’évacuation du minerai progressaient. Début 2020, le Council of Geosciences fait preuve d’un bel optimisme en déclarant que le pays ne pourra pas se passer de son stock en terre de 200 Gt, à l’aide notamment du progrès des clean coal technologies.

Au nord de la République d’Afrique du Sud, plusieurs pays commencent à exploiter leurs ressources charbonnières. Le plus avancé est le Mozambique dont les charbons cokéfiables du gisement du Tete ont attiré depuis le début des années 2000 la compagnie brésilienne Vale, l’australienne Riversdale Mining, les indiennes Tata Steel et Essar, la japonaise Mitsui laquelle, fin 2016, a acquis 15% des actifs de Vale. La progressive réduction de l’obstacle du transport, vers les ports de Maputo, Beira et Nacala, a permis une rapide croissance de la production, soit 12 Mt en 2018[32]. Firmes chinoises (China Tianchen Engineering ou China Machinery Engineering) et banques japonaises (Nippon Export and Investment Assurance) restent très attentives au futur des 26 Gt de réserves de cokéfiable.

Le Botswana, qui revendique 213 Gt de ressources, ambitionne de faire passer sa production de 2,3 Mt en 2017 à 3,8 en 2021. Il devrait y parvenir sans difficulté si Morupule Coal Mine (MCM), propriété de Debswana[33], reste bien sur sa trajectoire de 2,8 Mt (2018) à 8,0 Mt (2025) grâce à l’ouverture d’une nouvelle mine à ciel ouvert. D’autant qu’elle n’est plus seule depuis que Minergy, en étendant sa mine, à ciel ouvert elle aussi, de Masama dans le sud-ouest du grand gisement Mmamabula, ambitionne une extraction de 2,4 Mt, sur la base de ses premiers résultats en juillet 2019. De telles perspectives dépendent en grand partie de l’extension des moyens de transport : vers l’Est, avec la compagnie sud-africaine Transnet qui avance une possibilité de 80 Mt destinées au marché national et à l’exportation par Richards Bay, ou, plus sûrement, avec la construction de la ligne Mmamabula-Lephala annoncée pour 2021 par les Botswana Railways ; vers l’ouest, beaucoup plus hypothétiques, les 1 500 km de voies jusqu’au port namibien de Walvis Bay. D’autres projets permettraient une valorisation in situ des ressources : le coal-bed-methane sur les sites de Lesedi et Mamba de Tlou Energy, le coal-to-liquid de Botswana Oil ou, sur le même terrain, la prospection de Shumba Energy (Figure 5).

Fin 2018, le gouvernement du Zimbabwe espère, qu’avec 2 Mt en 2017, son industrie charbonnière a touché le fond, suite aux déficiences du réseau de transport et plus encore de celles d’Hwange Colliery Company, criblée de dettes et incapable de moderniser ses équipements. Le stock en terre, évalué, comme celui du Bostwana, à 200 Gt, notamment avec le gisement de Massabi, au sud du bassin de Matabeleland, devrait être mieux exploité. Ce défi est relevé par Hwange qui, après restructuration, annonce 5 Mt/an en 2019 mais aussi par de nouvelles compagnies, telles Liberation Mining qui n’hésite pas à avancer un objectif de 15 Mt, ZimCoke qui veut relancer sa production de coke, Rio Zim qui dit vouloir avec Power China développer le thermique charbon, ou la compagnie chinoise Tsingham avec laquelle le gouvernement a signé un accord fin avril 2019. Quelques mois plus tard, ce dernier affiche sa conviction d’une extraction annuelle de 20 Mt au cours des trois prochaines années[34] tandis qu’un accord passé avec un trader de Dubaï est censé ouvrir de nouveaux débouchés en Inde et au Japon.

En Zambie, le minerai ne manque pas mais la Maamba Collieries Ltd n’est jamais parvenue à l’exploiter correctement.

La Tanzanie fait beaucoup mieux. Depuis qu’en août 2016, le gouvernement a interdit l’importation de charbon, au grand dam du cimentier Dangote, les initiatives charbonnières se sont multipliées. Tancoal, contrôlée par la compagnie australienne Intra Energy et jusqu’à cette date, seule compagnie exploitant les mines de Mbalawala et Mbuyura, s’est engagée dans l’exploitation de la mine Ngaka. Elle a été rejointe par la compagnie irlandaise Kibo Mining qui veut extraire le minerai de Mbeya pour alimenter son projet de centrale thermoélectrique[35] ainsi que par la compagnie britannique Edenville Energy qui a ouvert les mines de surface Mkomolo, Namwele et Rukwa. Plus ambitieux encore, le plan charbonnier 2016-2020 appelle de nouvelles compagnies à mettre en valeur les 500 Mt de minerai de charbon de Mchuchuma en liaison avec les 120 Mt de minerai de fer de Liganga.

Ailleurs en Afrique, les industries charbonnières sont rares et peu développées, mais des embryons existent au Malawi, au Kenya, en république Démocratique du Congo, au Niger, au Nigeria et à Madagascar, tous sous l’œil attentif des compagnies chinoises et de quelques grands utilisateurs, comme le cimentier Dangote, soucieux de sécuriser l’approvisionnement de ses usines, notamment au Nigéria.

7. L’Australie, toujours tête des pays exportateurs

Environ le cinquième de l’industrie charbonnière mondiale est essentiellement tournée vers les marchés internationaux des charbons thermiques et surtout cokéfiables qui sont les plus sûrs et les plus rémunérateurs[36].

En tête de ces industries, l’Australienne, riche de ses houilles cokéfiables du Queensland (QL) et de ses excellents charbons vapeur du New South Wales (NSW) qui ont fidélisé sa clientèle japonaise et en séduisent de nouvelles en Chine, Inde, Malaisie, Philippines, Corée du sud et Thaïlande.

Parmi les producteurs les plus dynamiques, le chinois Yancoal Australia, filiale du Yankuang Group, qui a produit 33 Mt en 2018 et vise 35 en 2019, à partir des mines achetées à Coal & Allied, filiale de Rio Tinto, en annonçant un nouveau bond sur la base de ses autres acquisitions : Stratford Duralie, Yarrabee, Middlemount, Ashton et Austar, ainsi que ses participations majoritaires dans Mount Thorley Warkworth et Moolarben dans l’Hunter Valley (NSW) qui pourraient lui apporter chacune 6 Mt/an supplémentaires. Plus récemment, début 2020, Shenhua Watermark Coal attaque les forages qui déboucheront sur la mine à ciel ouvert des Liverpool Plains (NSW) en vue de produire 10 Mt/an.

Très actives, les compagnies indiennes sont moins heureuses : Wollongong Coal, filiale de  Jindal Steel and Power peine à exploiter ses mines de Russel Vale et Wongawili (NSW), tandis qu’Adani a été retardée dans la mise en route de son gigantesque projet Carmichael (QL) qu’elle devra financer par ses propres moyens après le refus de plusieurs institutions financières sous la pression des écologistes[37]. De telles difficultés ne décourageront vraisemblablement pas d’autres investisseurs asiatiques puisque, fin 2018, la CIL a commencé à négocier des prises de participation de 20 à 30% dans le capital de producteurs de charbon cokéfiable tandis que le coréen Wyong Coal a achèté Wallarah 2 (NSW), et que son compatriote Korean Resources s’apprête à extraire 5 Mt/an de charbon thermique dans le même État.

Le dynamisme des compagnies asiatiques ne signifie pas que les autres compagnies se désengagent. Dans le Queensland (Galilee, Bowen et Surat Basin, entre autres), la plus puissante d’entre elles, Glencore, a terminé en 2018 l’achat à Rio Tinto des mines Hail Creek et Valeria tandis que le projet Styx Coal était préparé par deux compagnies appartenant à Waratah Coal, filiale de Mineralogy, que Pembroke Resources s’apprêtait à ouvrir une nouvelle mine susceptible de produire 15 Mt/an de cokéfiable et que Pan Asia Corp cherchait à s’installer dans le bassin du Bowen. Dans le New South Wales (Murray et Otway Basin), le producteur australien indépendant New Hope Corp développe la mine Bengalla rachetée à Rio Tinto et à Mitsui. Il est suivi, début 2020, par Peabody qui, en joint venture avec Glencore, démarre le projet United Wambo destiné à accroître les exportations de charbon thermique. Dans l’État d’Australie du Sud, c’est Altona Energy qui s’attaque au bassin d’Arckaringa (Figure 6).

La fin du charbon australien n’est probablement pas pour demain si l’on en juge les 75 Mt/an supplémentaires qui pourraient être extraites de nouvelles mines souterraines du New South Wales[38] ou l’appel d’offre qu’a lancé en février 2019 le gouvernement du Queensland en vue de faire explorer les 369 km² des bassins du Bowen et du Surat, riches de 63 Gt. Sauf limites environnementales (coraux, forêts, eau) mieux prises en compte par la législation, l’extraction devrait passer de 409 Mt en 2018 à 444 Mt/an en 2024. À cette fin, le Minerals Council of Australia appelle Glencore et BHP à ne pas réduire leurs investissements en charbon vapeur. En dépit d’appel à restreindre l’exploitation et l’utilisation du charbon afin de limiter les émissions de GES, certains, tels Richard Denniss n’hésite pas à proclamer : « Australia is the world’s largest exporter of coal. In fact, our share of the world’s traded coal market is bigger than Saudi Arabia’s share of the world oil market. If Australia opened the Adani mine, and all the other mines proposed in Australia, we would indeed double our coal exports« [39].

À ces exportations de minerai brut pourrait bientôt s’ajouter l’exportation de dérivés du charbon, tel l’hydrogène tiré de la gazéification de brown coal dans les installations projetées d’Hastings, État de Victoria.

8. La Russie et ses proches voisins bien décidés à rester dans la course

Historiquement axée sur ses débouchés domestiques, l’industrie russe s’est tournée vers l’extérieur lorsque l’essor du gaz naturel l’a privé des premiers (Lire : Énergie en Russie avant 1917 et Le développement énergétique de l’Union Soviétique 1917-1950). Depuis, c’est donc l’exportation, proche de 200 Mt/an, notamment en direction de l’Asie (+30% en 2019), qui tire la croissance soutenue de sa production. Cette dernière a atteint 422 Mt en 2019, soit plus que celle de 1988, année record de l’Union Soviétique.

En tête des producteurs russes, la Siberian Coal Energy Company (Suek) qui poursuit l’expansion de ses 26 mines de Sibérie centrale et orientale. Elle est suivie par le groupe Evraz, propriétaire de la plus grande mine souterraine de Russie (jusqu’à 8,6 Mt/an) localisée à Mezhdurechensk ; par le groupe Mechel dont la filiale Elgaugol exploite la très grande mine Elga[40] tandis que la filiale Yakutugol se charge de la mine Neryungrinsky ; par Russian Coal dont les mines sont concentrées dans la province de Krasnoyarsk, la république de Khakassia et l’oblast de l’Amur ; par Primorskugol ouvrant une nouvelle mine dans la province de Primorye ; par Razrez Stepnoy qui devient l’un des plus gros producteurs de Khakassia ; par Siberian Anthracite qui veut doubler sa production à l’horizon 2020 dans l’oblast de Novosibirsk.

Les entreprises russes ne sont cependant plus les seules. L’australien Tiggers Realm Coal a commencé à extraire le charbon cokéfiable d’Amaan Nord dans le Kamchatka, mais les plus actifs sont les Indiens : Tata Power qui veut exploiter le dépôt Krutogorovsky, est suivi, fin 2019, par des sidérurgistes que séduisent les mines sibériennes de cokéfiable ; Coal of India a entamé l’extraction de minerai dans le bassin de la Péninsule de Taymyr avec Vostok-Coal-Diskon, tout en signant des MoU avec d’autres compagnies locales[41]. Pour le gouvernement russe, l’exploitation des dépots Chulmakanskoye et Denisovskoye mérite le développement des infrastructures de Yakoutie du sud qu’il a entrepris courant 2018.

En aval de l’extraction, de gros investissements ont été lancés pour traiter le minerai (lavoirs), le transporter sur terre (chemin de fer) et surtout l’exporter, d’où l’ampleur des moyens consacrés à l’extension et à la diversité géographique des ports d’embarquement :

– terminal de Rosterminalugol, dans l’oblast de Leningrad, le plus grand port du nord-ouest, par lequel 25 Mt, principalement du Kuzbass, ont été exportées vers l’Europe en 2017 ;

– port de Vostochny, dans la province de Primorsky, par lequel est passé un volume similaire mais destiné à la Corée du Sud, au Japon, à Taïwan ou à la Chine ; en 2019, plus de 100 minéraliers y ont été chargés ;

– nouveau terminal de Vanino TransUgol dans la province de Khabarovsky, qui accroît les capacités d’exportation de 20 à 40 Mt/an vers l’Asie ;

– terminal de Chaika, sur l’Arctique, dont l’activité pourrait passer de 2,8 Mt en 2018 à 10 puis 20 Mt/an au cours de la prochaine décennie avec l’ouverture de Bukhta Sever, plus au sud, en attendant la construction annoncée d’autres terminaux pour évacuer la production de la péninsule de Taymyr, riche de 5,7 Gt de réserves ;

– port de Beringovsky, dans le district autonome de Chukotka, par lequel Tiggers Realm Coal exportera sa production d’Amaan Nord ;

– port Vera en Sibérie orientale développé par Rosengineering, Global Resources et une filiale de Rostec ;

– port charbonnier de Kandalaksha sur la Mer Blanche à 200 km au sud de Mourmansk où, en avril 2018, a été inauguré le nouveau terminal Lavna d’une capacité de 18 Mt/an ;

– projet d’un nouveau terminal à Kamchatka en partenariat avec le danois Maersk et l’indien Tata ;

– nouveau port de Sukhodol dans la province de Primorsky d’une capacité de 20 Mt/an au service des petits producteurs ;

– terminal de Taman, sur le détroit de Kerch entre la Mer d’Azov et la Mer Noire : la capacité d’accueillir des vraquiers de 100 à 200 000 t a permis, dès 2019, d’atteindre le chargement de 6 Mt sur les 25 Mt prévues à terme, bien que ces objectifs paraissent peu réalistes.

Ces nouvelles capacités portuaires sont en ligne avec la perspective d’une croissance soutenue de la production au cours des prochaines décennies, dont celle de charbon cokéfiable qui devrait passer de 101 Mt en 2018 à 147 en 2035, soit +45%.

Au sud de la Russie, les situations charbonnières sont très variées. Le Turkménistan et l’Ouzbékistan, devenus grands producteurs et exportateurs de gaz naturel, s’intéressaient peu au charbon jusqu’à ce que le second des deux pays relance, de 2 Mt en 2003 à 5 Mt en 2017, une production qui, utilisée pour sa génération d’électricité, lui permettra d’exporter plus de gaz. Le Kirghizistan et le Tadjikistan envisagent d’accroître aussi leurs très modestes productions, 1 Mt et 1,9 Mt en 2018, mais ils devraient réaliser des investissements qui font toujours défaut. Seul, le Kazakhstan, riche de réserves estimées à 26 Gt, continue à extraire environ 50 Mt/an dont le quart exporté vers la Russie qui le brûle dans ses centrales thermiques proches de sa frontière kazakhe.

Toujours au sud, mais plus à l’est, la petite Mongolie (en termes de population) est plus ambitieuse en termes d’exportation. Elle joue cette carte en développant l’exploitation des richesses minières de son désert de Gobi, dont les 7,4 Gt de réserves du gisement de cokéfiable de Tagan Tolgoi. Les principales entreprises à l’œuvre sont Tavan Tolgoi qui a exporté 12 Mt en 2017 ; Aspire Mining qui envisage d’extraire 4 Mt/an de sa mine de cokéfiables d’Ovoot et qui souhaite contrôler celle de Nuurstei ; le groupe Baobang cherchant à prendre pied dans l’exploration du gisement d’anthracite de Jargaland et l’extaction de cokéfiable de Tavantolgoi. D’une production de 40 Mt en 2019, dont plus de 30 exportées, le gouvernement souhaiterait atteindre 107 Mt en 2027, en agissant dans deux directions. D’un côté, l’ouverture aux entreprises étrangères devrait passer par la réussite de la vente de 30% du dépôt de charbons vapeur et cokéfiables de Tavan Tolgoi, après les deux échecs de 2011 et 2015 qui avaient pourtant retenu l’attention de Shenhua Energy, Sumitomo Corporation et Mongolian Mining. De l’autre, le desserrement du goulot d’étranglement des moyens d’évacuation du minerai par la construction de nouvelles voies ferrées dont celle qui, en 2021, devrait relier les mines de Tavan Tolgoi à la frontière chinoise avec une capacité de 30 Mt/an[42]. Outre leur exportation, la Mongolie espère aussi valoriser sur place une partie de son extraction, notamment sous la forme du projet de coal-to-gas que Tian Poh Resources projette de réaliser sur la mine de Nuurst avec le chinois Shenwu Environmental Technology dans le cadre du programme One Belt One Road (Figure 7).

9. En Amérique du Sud, la Colombie

Loin des rivages du Pacifique, la Colombie reste un grand pays exportateur. Les 90 Mt de charbon vapeur écoulées en 2018 l’avaient été à partir des mines de Drummond[43] et de la grande mine à ciel ouvert Cerrejon appartenant à parts égales aux trois multinationales BHP Billiton, Anglo American et Glencore. Il ne semble pas que ces entreprises veuillent accroître leur production mais l’ouverture, fin 2019, de Puerto Bolivar aux minéraliers de plus de 200 000 t prouve qu’elles ne baissent pas les bras. En outre, de nouveaux développements pourraient venir de la volonté du gouvernement colombien de soutenir les 9 000 petites mines réparties dans les départements de Guajira, Cesar, Boyacá, Norte Santander et Cundinamarca. Les perspectives de production 2020 sont proches de 80 Mt.

Une industrie charbonnière en voie de renouvellement

Alors qu’à l’orée du 21^ème siècle, elle reposait encore très largement sur les grandes compagnies étasuniennes (Peabody, Arch Coal ou Consol Energy) et sur les puissantes compagnies multinationales (Rio Tinto, Anglo-American, Glencore), l’industrie mondiale du charbon en 2020 est largement dominée par les compagnies nationales, publiques ou semi-publiques, du continent asiatique et bientôt africain.

Aux côtés de la multinationale Glencore (n°2) et des compagnies étasuniennes Arch Coal Inc (n°18), Peabody Energy Corporation (n°19), Alliance Resources Partners (n°15) et CNX Resources Corp (n° 16),

• les plus grandes entreprises sont chinoises : China Shenhua Energy Limited (n°1), Shaanxi Coal Industry Limited (n°4), China Coal Energy (n°5), Yanzhou Coal Mining Limited (n°6), Shanxi Luan Environmental Energy Development Co (n°7), Shanxi Xishan Coal and Electric Power (n°9)
• indienne : Coal India Limited (n°3)
• indonésiennes : Adaro (n° 8), Bukit Asam TBK PT (n° 13), Indo Tambangraya Megah TBK PT (n°20)
• thaîlandaise : Banpu PCL (n° 12)
• philippines : Semirama Mining and Power Corporation (n°14)
• sud-africaine : Exxaro resources Limited (n° 10)
• et australiennes : Whitehaven Coal (n°11) et New Hope Corporation (n°17).

Cette industrie restera solide tant que la demande de charbon, vapeur et surtout cokéfiable, ne sera pas tarie (Lire : Charbon minéral : une demande soutenue).

Actualisation d’avril 2023
En forte baisse depuis 2014, la capacité mondiale d’électricité thermique charbon est repartie à la hausse en 2022, soit un total de 537 GW (+12%), uniquement du fait de la Chine, soit un total de 365 GW (+38%), notamment en Mongolie Intérieure. A quoi s’ajouteront bientôt les 86 GW de nouveaux projets en cours. Les diminutions dans le reste du monde, sauf en Inde, ne suffiront donc pas à atteindre les objectifs de l’Accord de Paris, soit l’arrêt de toutes les centrales thermiques charbon en 2040. 

Notes et références

[1]Coal Weeks 07.03.2019.

[2]Mi-mai 2019, le gouvernement fédéral a affecté 40 milliards d’euros (G€) à la reconversion des Länders concernés, en plus des 40G€ d’indemnités qui seront versées en 20 ans aux entreprises électriques.

[3]Ce qui n’exclut pas quelques surprises comme l’autorisation que le conseil du comté de Cumbria (RU) a donnée (mars 2019) à l’ouverture d’une mine souterraine de charbon cokéfiable (3,2 Mt/an) avant fin 2020.

[4] Fin mai 2019, la compagnie Jastrzębska Spółka Węglowa a obtenu une concession pour extraire houille et méthane jusqu’en 2051 du dépôt “Bzie Dębina 1-Zachód”.

[5]. China’s role in Turkey’s energy future. China Dialogue https://www.chinadialogue.net/article/show/single/en/10047-China-s-ro. 26.09.2017

[6]Elko Coal appartient à Pacific America Coal qui tente de se diversifier en direction des sources renouvelables, d’où son accord (mai 2019) avec Global Hydro Energy, compagnie autrichienne qui développe la SmarT technology pour petits aménagements de 100 kW à 1 MW.

[7]Laquelle, en dépit de vente encore supérieure à 50 Mt en 2018, a dû réclamer en mai 2019 la protection du chapitre 11 des mises en faillite.

[8]Comme Arch Coal, Consol ouvre une nouvelle mine destinée à produire 1,5 Mt de charbon métallurgique en Virginie occidentale.

[9]La compagnie annonce (mi-mai 2019) qu’elle multipliera par trois sa production de charbon métallurgique au cours de l’année.

[10] Notamment en supprimant le Stream Protection Rule institué pour protéger les cours d’eau et en vidant de son contenu le Clean Power Plan, chaque Etat étant désormais libre de fixer les normes d’émissions polluantes de ses centrales.

[11] Passée en moyenne sur tout le territoire de 5,4 à 6,8 tonnes/mineur/heure entre 2012 et 2017, moyenne entre le 2,4 du Centre-Sud des Appalaches et le 28,8 du Powder River Basin.

[12]Après comparaison de plusieurs sources, nous retenons : 2013 (4,1), 2014 (4,0), 2015 (3,8), 2016 (3,4), 2017 (3,5) ,2018 (3,7) et 2019 (3,8), toutes estimations fragilisées par de successives réévaluations. On peut voir sur ce sujet : Feng Hao and Baxter Tom (2019). China’s coal consumption on the rise. Chinadialogue, 1er mars.

[13]Soit une infime partie de réserves qui sont dites de 1 trillion de tonnes (1O¹²) ou 1 000 Gt.

[14]Xu Shuxue and others (2020).  Coal-to-electricity project is ongoing in North China. Energy, vol. 191, January, art. 116525.

[15] En 2018, sur 200 Mt de capacité ferroviaire supplémentaire, 150 ont été réservées au charbon en vue de réduire la pollution du transport par route. En janvier 2019, a été inaugurée une nouvelle ligne de 436 km pour des trains de 3 700 tonnes à destination de la province du Gansu. Au même moment, la construction de 6 800 km de nouvelles voies a été annoncée (40% de plus qu’en 2018).

[16] D’où un groupe disposant, fin 2017, d’une capacité installée de 225 GW dont 77% en thermique charbon alimenté par 49 mines et 2 155 km de voies ferrées en site propre.

[17]Fin 2017, 36 centrales étaient à l’arrêt par manque de combustible. Fin décembre 2018, les stocks de charbon de certaines centrales étaient tombés à moins de 4 jours avant de remonter à une dizaine en janvier 2019.

[18]Cet objectif beaucoup trop ambitieux a été réduit puisque, mi-2019, il n’est question que d’une augmentation de 22% à horizon 2022.

[19]En 2018-19, 5 nouvelles installations auront été ouvertes, 2 engagées et une vingtaine approuvée.

[20] Dont 3 nouvelles voies desservant les mines des filiales de CIL : Mahanadi Coalfields, South Eastern Coalfields, et Central Coalfields qui devraient évacuer 15 Mt/an.

[21]En novembre 2019, la CIL annonce qu’au cours des 5 prochaines années, elle va ouvrir 55 nouvelles mines (greenfields) soit 92 Mt/an et étendre 193 mines en activité (brownfields) soit 310 Mt/an.

[22] Dont les sidérurgistes Jindal Stee et Sail, le métallurgiste Vedanta, les énergéticiens Adani ou Essar Oil and Gas, producteur de coal-bed-methane, et surtout la compagnie électrique NTPC dont les réserves sont estimées à 7,15 Gt réparties entre 9 blocks.

[23]Au cours du premier semestre 2020, 30 blocs seront ouverts à des compagnies non-charbonnières.

[24]Soit en 2017, 2 500 mines, sur les 9 350 en activité, en défaut tant sur le plan fiscal que sur celui des normes de protection de l’environnement.

[25]Estimé à 28 Gt de réserves, dont 17 immédiatement exploitables, il serait épuisé en 70 ans pour une extraction annuelle de 400 Mt.

[26]Selon ce plan, la production 2018 avait été fixée à 485 Mt, passée ensuite à 507 Mt. L’objectif de 610 Mt pour 2020 a finalement été abaissé à 550.

[27] Soit un port de 15-20 Mt/an dans le sud du pays.

[28] Soit une plateforme dite Floating Transfer Platform (FTP).

[29]En 2019, sa mine de lignite Mae Moh qui alimente depuis 1978 la centrale thermique de même nom cesse toute activité.

[30]Pour une vue plus complète : Martin-Amouroux Jean-Marie (2017). Quel avenir pour le charbon minéral en Afrique ? Afrique contemporaine, 261-262, pp. 185-2000.

[31]Début octobre 2019, la compagnie annonce un partenariat avec la Chine (non précisé) dans le cadre d’une coal-using regional special economic zone destinée à stimuler la production de charbon cokéfiable.

[32]Laquelle a dû encore croître en 2019 puisque la seule compagnie Vale annonce une production de 12 Mt, contre 2 en 2012.

[33]Mine ouverte par Anglo American en 1973 puis vendue à Debswana, partenariat entre De Beers et le gouvernement du Botswana.

[34]CoalWeeks, 25 juillet 2019.

[35]Mi-mai 2019, ce projet mine+centrale de 100 MW, mis en œuvre par Tanesco, a été approuvé.

[36]Cette industrie comprend évidemment celles d’Indonésie et d’Afrique du Sud qui ont été traitées plus haut avec les pays dont la production est en partie tirée par la consommation domestique.

[37]Soit un ensemble de 5 mines souterraines et de 6 mines à ciel ouvert produisant 25 Mt/an au début des années 2020 puis 60 plus tard, tonnage évacué par 388 km de voie ferrée jusqu’au port d’Abbot Point dont la capacité passerait de 50 à 120 Mt/an, le tout pour un coût initial de 16,5 G$.

[38] Fin mai 2019, Boggrabri Coal a obtenu l’autorisation d’extraire 8,6 Mt/an jusqu’en 2033.

[39] Ce commentaire s’inscrit dans un article relatif à la déclaration de Nady Bay des Pacific Island Nations demandant à l’Australie de ne plus ouvrir de nouvelles mines de charbon. The Guardian 20 August 2019.

[40]Laquelle bénéficie, mi-2019, de nouvelles infrastructures routières et surtout électriques, indispensables à la mécanisation d’une extraction très proche de 5 Mt/an de cokéfiables. Très endetté, le groupe Mechel qui en a déjà vendu 49% à Gazprobank cherche, début 2020, de nouveaux acquéreurs.

[41] MoU signifie Memorandum of Understanding.

[42]Fin 2017, sur une distance de 250 km, la queue de camions chargés de charbon s’étirait sur 130 km, suite aux contrôles de la douane chinoise exaspérée par l’incapacité mongolienne à contrôler la contrebande.  La solution de passer par le port russe de Nakhodka pourrait n’être que provisoire compte tenu de son coût élevé.

[43] Originaire de l’Alabama, Drummond a vendu 20% de son capital au trader japonais Itochu en 2011. La compagnie a extrait 30 Mt en 2018.

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