Charbon minéral : retraits et désinvestissements se multiplient

Pollution atmosphérique de Beijing à New Delhi et émissions mondiales de gaz à effet de serre (GES)[1], le charbon minéral est au banc des accusés[2]. Peut-on s’en débarrasser rapidement ou faudra-t-il vivre avec lui encore plusieurs décennies ?

À l’appui de la première option, les appels à ne plus le développer se sont multipliés depuis qu’en 2014 l’université de Stanford a lancé le mouvement « divest-invest » mobilisant des centaines d’investisseurs et de financiers à travers le monde. De nombreuses études concluent également à la possibilité d’une transition énergétique rapide dans les grands pays consommateurs de charbon : Chine, Inde, Afrique du Sud, Pologne, Allemagne et Australie

Cet optimisme est-il de mise ? Ceux qui se demandent « Why is coal so hard to quit ?« , avancent qu’il est encore un  » powerful incumbent« , doté d’énormes ressources en terre, appuyé par de puissantes compagnies et de puissants États qui voient en lui le moyen « to deliver cheap electricity« [3] (Lire : Charbon minéral : l’industrie ne baisse pas les bras). Ce dernier constat semble confirmé par la part que la thermoélectricité charbon occupera vraisemblablement dans les parcs de production des diverses régions du monde à l’horizon 2040[4](Lire : Charbon minéral : une demande toujours soutenue).

Les évolutions récentes n’aident guère à opter entre les deux perspectives. La croissance de la consommation mondiale, après s’être tassée depuis 2010, est bien devenue négative en 2015 et 2016, mais ce retournement de trajectoire a été de courte durée puisque la croissance est repartie en 2017, 2018 et 2019[5]. Durera-t-elle ? (Figure 1). À l’horizon 2040, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) table sur une quasi-stabilité ou une croissance annuelle moyenne de 1%, selon ses scénarios[6].

Fig. 1. Le charbon dans la consommation mondiale d’énergie. Source : EIA. https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=32912

Ces perspectives peuvent-elles être remises en cause par les nombreuses déclarations, voire décisions, de tourner le dos au charbon ? En dépit de prix encore très rémunérateurs début 2020[7], les campagnes anti-charbon ont commencé à porter leurs fruits auprès des bailleurs de fonds mais aussi des entreprises industrielles. Elles sont orchestrées par la Powering Past Coal Alliance (PPCA) que le Canada et le Royaume-Uni ont créée en vue de réduire le recours à la thermoélectricité charbon dans le monde : début 2019, 28 pays, dont Israël, l’ont déjà rejointe[8].

1. Banques, compagnies d’assurance, fonds souverains, fonds de pension et autres

En Europe, les annonces se succèdent depuis qu’en 2015 le parlement norvégien a décidé que le Norvegian Sovereign Wealth Fund (NSWF) qui dispose de 900 milliards de dollars (G$) se retirerait du capital de toutes les compagnies engagées à plus de 30% dans des activités charbonnières. Dix grandes compagnies ont immédiatement perdu son appui. D’autres ont suivi : 52 en 2016 puis 122 en 2017, pour un total de 8 G$[9].

Au même moment, la Compagnie française pour le commerce extérieur (COFACE) n’a plus été autorisée à financer de centrales thermiques alimentées en charbon et non équipées de dispositifs de Carbon Capture and Storage (CCS) (Lire : Captage et stockage du carbone). Parmi les banques commerciales, la Société Générale, en mai 2019, a décidé d’arrêter de traiter avec des entreprises dont 50% de l’activité est en lien avec le charbon thermique et qui n’ont pas de stratégie de transition énergétique. Fin 2019, Europe Beyond Coal, coalition d’ONG européennes hostiles au charbon, absout le Crédit Agricole qui se comporte bien, après avoir pourtant investi 1 G€ dans les entreprises électriques les plus polluantes d’Europe (RWE, PGE, EPH, Fortum/Uniper, CEZ, Enel/Endesa), mais dénonce BNP Paribas qui les aurait financé à hauteur de 2,57 G€ et qui continuerait à soutenir PLN Persero en Indonésie, de même qu’Axa Finance qui aiderait Adani Mining en Australie[10].

Au Royaume-Uni, le Lloyds Banking Group, après la Royal Bank of Scotland, en a fait autant et refuse tout nouveau client dont le charbon est la principale source de revenu. La banque HSBC n’apporte plus son concours à un quelconque projet charbonnier à l’exception de ceux du Bangladesh, de l’Indonésie et du Vietnam qui ont besoin d’un délai sur la voie d’une économie bas carbone. Aux Pays Bas, ING a adopté des principes équivalents.

En Allemagne, après la Deutsche Bank, le grand réassureur Munich RE n’achète plus d’actions de compagnies dont plus de 30% des revenus sont tirés d’activités charbonnières et n’assure plus d’activités de ce type. Il imite en cela l’autre grand réassureur Swiss RE et l’assureur norvégien Storebrand qui, fin 2018, a retiré ses avoirs de 64 compagnies dans la perspective d’un retrait avant 2026 de toute activité charbonnière. Fin 2019, UniCredit en Italie décide de ne plus financer de thermoélectricité charbon à partir de 2023, tandis que Crédit Suisse confirme qu’il n’intervient plus sur ce terrain et que Liberty Mutual ne couvre plus les risques de compagnies dont plus de 25% des revenus viennent du charbon.

Dans tous ces pays, les opinions publiques n’hésitent plus à contester certaines décisions industrielles comme celle, en Allemagne, de l’engagement de Siémens dans le grand projet charbonnier du groupe indien Adani en Australie. En novembre 2019, la Banque européenne d’investissement dit ne plus vouloir financer de projets charbonniers à compter de 2022 (Figure 2).

Fig. 2. La Banque Européenne d’Investissement dit vouloir tourner le dos au charbon. Source : European Scientists. https://www.europeanscientist.com/fr/environnement/la-banque-europeenne-dinvestissement-tourne-le-dos-aux-energies-fossiles/

Jusqu’en 2020, les États-Unis n’avaient pas fait preuve de grandes initiatives à l’encontre du charbon, mais les choses semblent en train de changer. Le troisième plus grand consortium de fonds de pension dit suspendre tous ses investissements dans les compagnies électriques (utilities) qui tirent plus de 10% de leurs revenus de la thermoélectricité charbon. Au même moment, Blackrock affirme qu’à travers ses placements il jouera un rôle de premier plan dans la sauvegarde du climat.

Au Japon, plusieurs compagnies d’assurance telles que Dai-ichi Life Insurance, Nippon Life Insurance ou Meiji Yasuda Life ont décidé de réduire l’exposition de leur portefeuille aux investissements dans les compagnies charbonnières. Depuis mai 2019, Mitsubishi UJF Financial Group ne finance plus le charbon. Dans la même région, la Commonwealth Bank of Australia déclare, en août 2019, qu’elle ne financera plus les installations thermiques charbon à partir de 2030. Elle est suivie, quelques mois plus tard, par la National Australia Bank qui ne soutiendra plus de projets charbonniers sauf si leur technologie contribue à réduire les émissions de GES.

Même la Chine, dans le cadre de sa politique de verdissement de ses financements, déclare, début 2019, vouloir pénaliser les projets de développement de sources fossiles. Parmi les banques impliquées dans la thermoélectricité charbon du Sud-Est asiatique, 110 affirment avoir limité leurs financements en 2019 et, par-là, avoir diminué de moitié les pré-constructions. Début 2020, la CLP Holdings, basée à Hong Kong, révèle qu’elle ne financera plus les deux centrales thermiques charbon vietnamiennes, Vung Ang 2 et Vinh Tan 3. À la même date, la China Development Bank (CDB) et la China Exim Bank (CEB) signent le Green Finance Leadership Program qui réunit 27 instituts financiers adhérant aux principes d’un financement vert.

Fin 2019, l’African Development Bank (AfDB) annonce qu’elle n’interviendra pas dans le projet thermoélectrique charbon de Lamu (1 050 MW), dans l’est Kenya. En Afrique, au titre d’un green comportement revendiqué, la Nedbank South Africa décide, à la même date, de ne plus financer de mines de charbon.

2. Compagnies minières, électriques et autres

Tous les désinvestissements charbonniers qui ont suivi ne répondent pas aux appels de boycotter le charbon car certains résultent simplement d’une volonté de diversification vers des activités minières plus rentables et/ou moins risquées que celles du charbon thermique. Tel semble bien le cas des ventes de certains actifs charbonniers par les grandes compagnies multinationales.

Rio Tinto est la première à s’être engagée dans cette voie, en janvier 2013, avec la vente de sa mine australienne de charbon cokéfiable Mount Pleasant (10,5 Mt/an) à Match Energy Australia, de ses 40% de part dans Bengalia (15 Mt/an) à New Hope Corporation puis de sa filiale Coal & Allied Industries[11] à la compagnie chinoise Yanzhou Coal Mining alors même que l’offre de Glencore était supérieure. La poursuite de ce mouvement jusqu’aux mines de charbon cokéfiable du Queensland a été plus hésitante, mais finalement Winchester South a été vendue à Whitehaven Coal, Hail Creek (10 Mt/an) et Valeria Coal à Glencore, puis, en 2018, Kestrel (5 Mt/an) à un consortium formé de l’indonésien Adaro Energy et d’EMR Capital, le tout pour 4,15 G$ (Figure 3). En Afrique du Sud, le désengagement charbonnier de Rio Tinto s’est traduit par la cession de sa filiale Riversdale Anthracite Colliery (RAC) à Acacia Coal.

Fig. 3. Rio Tinto vend ses mines de charbon aux Chinois. Source : Pressfrom.info. https://pressfrom.info/fr/actualite/finance/entreprise/-51935-charbon-rio-tinto-prefere-vendre-ses-mines-au-chinois-yancoal-qua-glencore.html

Dans ce même pays, Anglo American a vendu en 2018 plusieurs mines, dont New Vaal, Kriel, New Denmark et New Largo, soit une capacité de 24 Mt/an. En outre, après être revenue sur sa décision d’abandonner les mines Grosvenor et Moranbah, dans le Queensland, lorsque les prix du charbon cokéfiable étaient repartis à la hausse en 2016[12], la compagnie a cédé sa mine Drayton à Malabar Coal, puis fin 2019, ses parts de Grosvenor. Elle en a fait autant, dans le New South Wales, en vendant sa mine Dartbrook à Australian Pacific Coal. Aux yeux de ses dirigeants « thermal coal was taking the backseat on the company’s future investments« .

La stratégie du groupe Glencore est moins nette. Début février 2019, il a bien annoncé sa volonté de plafonner sa production de charbon thermique, au nom de la défense du climat, mais il a encore extrait entre 138 et 142 Mt en 2019, puis table sur 135-145 Mt en 2022, dont une production de charbon cokéfiable qu’il vient de consolider par l’achat des mines de Rio Tinto dans le Queensland. Il est par ailleurs parti-prenante, avec Peabody, au projet de « super pit« , soit une extraction de 10 Mt/an, dans l’Hunter Valley.

Reste BHP-Billiton, seul ou dans le cadre de Billiton Misubishi Alliance (MBA) : après avoir vendu plusieurs mines de charbon vapeur en Australie (New South Wales), Colombie et États-Unis (Nouveau Mexique) en 2017, puis avoir quitté la World Coal Association (WCA), annoncé une priorité en faveur des métaux et dénoncé le rejet de l’accord de Paris par Donald Trump, la grande compagnie australienne a continué ses investissements dans le Queensland et a accru sa production de charbon cokéfiable à partir de Caval Ridge et de South Walker Creek. Début mai 2019, elle annonce son retrait progressif de l’extraction de charbon thermique mais elle n’abandonne pas celle de cokéfiable et poursuit sa collaboration avec l’université de Beiging sur le CCS, car, contrairement à celle d’électricité, la production d’acier ne pourra pas se passer de charbon avant longtemps.

Jusqu’à récemment, les compagnies étasuniennes ne semblaient pas pressées d’abandonner le charbon. Les choses ont cependant commencé à changer en 2017 avec la vente par Peabody Energy de sa mine Burton (Queensland) à New Hope[13], la décision de Consol Energy de quitter la WCA avant de vendre en deux ans 2,8 G$ d’actifs charbonniers pour se diversifier hors charbon, et la mise en faillite de Cloud Peak Energy en mai 2019.

Au Japon, la politique de Mitsubishi Corporation n’est pas aussi claire. Sous la pression de groupes écologistes très actifs, la firme a vendu en 2017 et 2018 la quasi-totalité des mines de charbon thermique qu’elle détenait en Australie, notamment les 31,4% de la mine Clermont, en copropriété avec Glencore et Sumitomo Corporation ainsi que les 10% du capital de la mine Ulan contrôlée par Glencore, mais, au même moment, elle a réaffirmé que le charbon cokéfiable restait son core business. Début février 2019, c’est au tour du trader Itochu Corporation de se défaire de sa mine Rolleston en Australie au nom de sa participation à la lutte contre le changement climatique tandis que Marubeni Corporation divise par deux ses capacités thermoélectriques charbon au profit des énergies renouvelables. Un mois plus tard, Sojitz Corporation vend 30% de ses parts dans la mine de charbon vapeur Bara Utama du South Sumatra, mais ce dans le but de recentrer ses activités sur le charbon cokéfiable. Mi-2019, Komatsu vend ses actifs charbonniers pour se concentrer sur le cuivre et le nickel. Fin 2019, en Russie, Irkutsk Energo cherche à vendre ses six mines à ciel ouvert de Sibérie occidentale pour se recentrer sur l’hydroélectricité (Figure 4).

Fig. 4. Evacuation du charbon d’Irkutsk. Source : Britannica. https://www.britannica.com/place/Irkutsk-oblast-Russia

En France, le groupe Total, après avoir vendu Total Coal South Africa à la compagnie Exxaro en 2014, affirme qu’il se sera totalement retiré de ce secteur d’activité en 2020.

S’il se poursuit, ce mouvement pourrait faire boule de neige car « lorsqu’un investisseur a restructuré son portefeuille de cette manière, il a intérêt à soutenir les politiques publiques susceptibles d’augmenter la valeur de ses nouveaux investissements. Par exemple, des politiques de tarification plus sévère du carbone. En ce sens, des intérêts privés et des politiques publiques favorables à la préservation du capital naturel peuvent être amenés à converger »[14].

3. Un nombre croissant d’États appuient le mouvement

De telles convergences s’observent dans nombre de pays ayant adopté des stratégies nationales away from fossil fuels inscrites dans les Contributions déterminées au niveau national (Intented Nationally Determinaded Contribution –INDC) de la COP 21. À cet égard, les situations diffèrent cependant très sensiblement selon les pays. En se retirant de l’Accord de Paris dès l’été 2017, les États-Unis ont pris la tête de ceux, peu nombreux, qui affichent un total rejet de tout abandon du charbon (Figure 5).

Fig. 5. Hostilité du président Trump à toute manifestation anti-charbon. Source.2000watts.org. http://www.2000watts.org/index.php/energies-fossiles/peak-oil/1040-energies-et-economie-revue-mondiale-janvier-2016.html

Argument de campagne électoral de Donald Trump, la fin de la guerre contre le charbon s’est traduite par l’annulation du Clean Power Act (CPA) de Barack Obama, remplacé par l’Affordable Clean Energy Rule (ACER) qui laisse chaque État libre de fixer une limite à ses émissions de GES. Début 2020, le Department of Energy (DOE) appuie de toutes ses forces la Coal First Initiative (FIRST signifiant Flexible, Innovative, Resilient, Small Transformative) censée rendre compatible le développement du charbon et la protection de l’environnement, car, aux dires de Dan Brouillette, secrétaire à l’énergie, « there is still a bright future for coal and we just have to continue to develop that ».

À l’autre extrémité du spectre, l’Union européenne se voudrait exemplaire. Suite à son engagement dans le cadre de l’Accord de Paris, de réduire ses émissions de GES d’au moins 40% à l’horizon 2030, avec l’aide d’une forte remontée des prix du carbone passés de 6 à 18€/tonne entre 2013 et 2018 et un nouvel appui attendu du pacte vert pour l’Europe, (Lire : Union européenne : climat et énergie 2030), la plupart des États européens ont décidé de fermer leurs dernières mines de charbon et de renoncer à la thermoélectricité charbon (Lire : Charbon minéral : l’industrie ne baisse pas les bras).

Entre les pays qui ont décidé de tourner définitivement le dos au charbon et ceux qui, hors usages spécifiques, ne souhaitent pas l’abandonner, d’autres hésitent entre le désir d’entrer dans le camp des défenseurs de l’environnement et celui de poursuivre l’exploitation d’une source d’énergie sûre et souvent très économique.

Le plus important de ces derniers est la Chine (Lire : L’énergie en Chine : les réformes de Xi Jinping). Dans sa  contribution à la COP 21, elle s’est engagée à stopper la croissance de ses émissions de GES, à l’horizon 2030, en réduisant l’intensité de ses émissions carbone de 60 à 65% par rapport à 2005 et en augmentant jusqu’à 20% la part des sources non fossiles dans sa consommation primaire, ce qui signifie leur substitution au charbon. En dépit de scénarios tendant à prouver qu’elle pourrait y parvenir[15], la construction de centrales thermiques charbon se poursuit.

L’Inde s’est aussi engagée à réduire de 33-35%, sur base 2005, ses émissions de GES à l’horizon 2030, tout à la fois en accroissant l’efficacité de ses usages énergétiques et en installant, avant 2022, 175 GW de puissance renouvelable, dont 60% en solaire. Les évolutions observables en 2020 ne permettent cependant pas d’imaginer qu’elle y parviendra, tant reste forte l’addiction au charbon.

Les perspectives du Japon sont moins critiques mais elles sont aussi éloignées de l’engagement d’une diminution de 26% des émissions de GES en 2030. Suite à la fermeture des centrales nucléaires imposée par la catastrophe de Fukushima, la part de la thermoélectricité charbon a repris le chemin de la croissance, de 25% en 2010 à 30% en 2018. À cette date, 90 centrales étaient en activité, vraisemblablement complétées par une vingtaine de GW dont la construction est envisagée.

4. Un financement toujours pas tari

En 2019, les effets des campagnes anti-charbon ont incontestablement rendu plus difficile le financement d’une source d’énergie rejetée comme un Hollywood villain, aux États-Unis[16] et ailleurs[17]. Elles ne l’ont cependant pas totalement tari.

Entre 2013 et 2016, les seules banques de développement ont apporté au charbon, de la mine à la centrale thermoélectrique, 38 G$ et s’apprêteraient à leur en fournir 28 autres, contre 14 aux énergies renouvelables. Les principaux contributeurs seraient la Chine (15 puis 13 G$), le Japon (10 puis 9 G$), l’Allemagne (4 G$), la Russie (3 G$) et la Corée du Sud (2 puis 3 G$)[18]. Selon le World Resources Institute (WRI), entre 2014 et 2017, 91% des crédits et 61% des prêts affectés à des investissements énergétiques par la China Development Bank (CDB) et la China Exim Bank (CEB) ont profité aux sources d’énergie fossiles.

Bien d’autres financeurs, entreprises industrielles, banques privées ou fonds de pension, sont sur les rangs. Entre 2007 et 2014, les plus actifs à l’échelle mondiale ont été les Japonais, à travers notamment leurs investissements en Indonésie et aux Philippines.

À l’opposé de certains désinvestissements institutionnels, l’actionnariat privé (private equities) a continué de se laisser séduire par les actifs charbonniers. La mise sur le marché des actifs de Rio Tinto en 2018 a attiré 1,2 G$ dans la seule Australie et 2 G$ réunis par les Fonds Apollo et Canada Pension Plan[19]. Au Japon, le secteur bancaire, le groupe Mitsubishi UFJ Financial, Mizuho FG et Mitsui Sumitomo FG projettent, toujours en 2018, d’investir plus de 10 G$ dans de nouveaux projets charbonniers.

Vers qui sont orientés ces flux financiers ? Qui sont les investisseurs ? Quels sont les pays qui ont leur préférence ? (Lire : Charbon minéral : l’industrie ne baisse pas les bras).

L’actualisation ci dessous par Claire Bargelest (2022). L’Afrique du Sud, laboratoire de la transition énergétique des pays émergents. Les Echos, 09/11/2022.

Lors de la COP 21, plusieurs pays, dont les Etats-Unis et l’Union Européenne, ont promis à l’Afrique du Sud une aide de 8,5 milliards de
dollars (G$), soit 10% de son plan pour sortir de sa dépendance charbon en 5 ans. Cette évolution passe par une modernisation de la
compagnie électrique ESKOM qui tire 80% de sa production de l’exploitation de ses centrales thermoélectriques alimentées au charbon. A
cette fin, la compagnie doit fermer 9 de ses 15 centrales d’ici 2035, ce qu’elle vient de commencer avec l’arrêt de Komati en octobre 2022.
Aux yeux des promoteurs de cette perspective de transition énergétique vers les renouvelables, le nucléaire et un peu de gaz naturel, cette
évolution devrait devenir un modèle pour nombre de pays en développement tels que le Sénégal, le Vietnam, l’Indonésie ou l’Inde, mais en
Afrique du Sud elle fait l’objet de plusieurs critiques : le financement d’une compagnie électrique déjà très endettée, à hauteur de 96%
sous forme de prêts concessionnels, est inadapté ; l’abandon du charbon minéral ne aurait précéder le reclassement des 90 000 mineurs
actuellement au travail.

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. 

Du même auteur : Charbon minéral, pourquoi est-il si difficile de lui dire adieu ? Revue de l’Energie, n°645, juillet-août 2019 , pp. 60-72.

Notes et références

[1] Soit, en 2014, 42% des émissions de C0₂ liées à la combustion d’énergie, lesquelles correspondent à 65% des émissions totales de GES, y compris méthane et oxydes d’azote, à partir de l’utilisation des sources fossiles, des terres et des forêts. Source : Emissions Database for Global Atmospheric Research  (EDGAR), programme du Joint Research Center de la Commission européenne.

[2] Henry Claude (2019). Réchauffement climatique : »A quoi se raccrocher quand tout parait perdu mais qu’on se refuse à baisser les bras ». Le Monde, 25.01.2019.

[3] Sengupta Somini (2018). The world needs to quit coal : why is it so hard ? The New York Times, 24.11.18.

[4] Sebi Carine (2019). Comment expliquer la hausse de la consommation de charbon dans le monde ? The Conversation, 29 janvier. Pour l’année 2019, CoalWeeks.

[5] Elle est passée, en millions de tonnes équivalent charbon (Mtec) de 5 411 en 2017, à 5 458 en 2018 et 5 564 en 2019, selon le Coal 2019 de l’International Energy Agency (IEA).

[6] A l’exclusion du « Sustainable » qui est un scénario normatif sans rapport avec les évolutions observées.

[7] Soit en moyenne 70$/t pour les charbons thermiques et 150$/t pour les cokéfiables.

[8] Une vue d’ensemble de ce mouvement est présentée par Braungardt and others. (2019). Fossil fuels divestment and climate change : reviewing contested arguments. Energy Research and Social Sciences, April, pp. 191-200.

[9] En janvier 2019, les défenseurs de l’environnement ont néanmoins protesté contre la règle des 30% qui a permis au NSWF d’accroître de 10% ses placements dans l’industrie minière dont les multinationales Glencore et BHP Billiton.

[10] La Tribune 15.11.2019

[11] Coal & Allied contrôle de nombreuses mines dans la Hunter Valley et dispose de 36,5% du capital de Port Waratah Coal Services, propriétaire d’un terminal charbonnier sur le port de Newcastle.

[12] Etat dans lequel, Anglo American continue aussi à exploiter la vieille mine à ciel ouvert de Dawson et le projet d’Aquila en joint-venture avec Mitsui.

[13] Mais début juin 2019, la même compagnie annonce qu’elle continuera à extraire du cokéfiable dans le Queensland.

[14] Henry Claude. Réchauffement, op. cit.

[15] Une sortie ambitieuse du charbon est possible selon un rapport publié le 6 janvier par des institutions américaines et chinoises qui démontre qu’une sortie progressive du charbon en Chine à un rythme qui permettrait de limiter l’augmentation de température à 2°C ou même 1,5°C d’ici environ 2050 est possible. Plus précisément, l’étude a été réalisée par l’Université du Maryland, l’Institut de recherche sur l’énergie (ERI) de la Commission nationale chinoise de développement et de réforme et l’Université de l’énergie électrique de Chine du Nord. Le rapport ajoute que cette transition devra s’organiser selon trois principes majeurs : aucune construction de nouvelle centrale à charbon ; une fermeture rapide des centrales à charbon vieillissantes ; et utiliser les centrales  à charbon uniquement pour répondre aux pics de demande sur le réseau. Concernant le second pilier de cette stratégie, l’étude estime que 18 % des centrales actuellement en fonctionnement dans le pays, soit 112 GW de capacité, devront être rapidement fermées. Un premier scénario de sortie du charbon, réalisé à l’horizon 2050-2055 et compatible avec une augmentation de 2°C et qui serait, selon les experts, sans réelles conséquences économiques est détaillé dans le rapport. Un second, plus ambitieux, réalisé à l’horizon 2040-2045 et compatible avec une augmentation de 1,5°C est également explicité mais ce dernier nécessiterait un « plan de retrait soigneusement conçu et un mécanisme de compensation financière ». Enerpresse, 12488, 13.01.20.

[16] Aux dires de Glenn Kellow, PDG de Peabody Energy. Coal Weeks, 18.03.2019.

[17] Notamment dans l’Asie du Sud-est où 170 GW de thermique charbon ont été  programmés pour permettre à 250 millions de personnes d’accéder à l’électricité, « the corporate social responsability (CSR) initiatives by banks call for investment or loan decisions based not on risks and rewards in a competitive market, but on judgment by corporate management on what  is in the interest of society ». Doshi Tylak K. (2019). What Would Adam Smith Say About the Rush by Banks to Stop Funding Coal Power Plants? IAEE Energy Forum, second quarter.

[18] Coal Weeks, 06.12.2017

[19] Coal Weeks , 11.02.2019

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