L'essor surprenant du charbon au 21e siècle

Malte HELFER

Maître de conférence Université Sarrebrück

Résumé Article complet

Europe de l'Ouest: L'exploitation de houille en disparition

Les derniers temps les nouvelles, qu'on entend sur le charbon en Europe de l'Ouest, sont en général de mauvaises nouvelles: Elles concernent l'abaissement de l'extraction, le licenciement des mineurs et la fermeture des mines. La progression du pétrole et la baisse des tarifs de fret après la Seconde Guerre mondiale, menant à une croissance de l'importation de charbon d'outre-mer, ont causé en 1957 une crise du charbon. Tout d'un coup, il fallait rationaliser et diminuer l'extraction du charbon se trouvant jusque là en expansion.

Tous les efforts de concentration et de rationalisation n'arrivaient pas à conserver la compétitivité face au charbon importé, qui est meilleur marché à cause de conditions d'extractions largement moins chères. Ainsi, dès les années soixante quelques pays avaient essayé de freiner le déclin de leur exploitation et la perte d'emplois par des subventions étatiques. Dans le traité de la CECA, les conditions pour la concession des aides au charbon étaient fixées. Après de multiples renouvellements, dès 2002 le règlement de la CE concernant les aides constitue la base légale. Dès 1996, la diminution continuelle des aides accélérait l'abaissement de l'extraction et la fermeture progressive des sites les moins rentables.


Fig. 1 : Chevalement abandonné « Itzenplitz III » de 1886 en Sarre
Foto : Helfer 2007

En France, l'exploitation de la houille terminait définitivement avec la fermeture de la mine de La Houve en 2004. En Belgique, la dernière mine fermait en 1992 dans le bassin de Campine, tandis qu'en Wallonie l'exploitation était déjà finie 5 ans plus tôt. Aussi l'Irlande (1992), la Suède (1993), l'Italie et le Portugal (1994) cessaient l'exploitation au début des années 90. Les Pays-Bas l'abandonnaient déjà en 1974, quand on avait découvert le grand champ de gaz de Groningen, offrant une source d'énergie propre et plus facile à exploiter. Aujourd'hui, en Europe de l'Ouest seulement quatre pays s'engagent dans l'exploitation du charbon : l'Allemagne, la Grande-Bretagne, l'Espagne et la Norvège. Mais aussi dans ces pays, l'extraction se trouve en diminution continuelle.

En Allemagne, le chiffre des mines se réduisait de 153 en 1957 à seulement 8 en 2007, dont 6 dans le bassin de la Ruhr, et 1 dans le bassin d'Ibbenbüren et 1 dans le bassin sarrois. L'extraction a baissé de 150 à 20 millions de tonnes. Dans le bassin d'Aix-la-Chapelle, le bassin le plus vieux, l'extraction cessait en 1997. Le plan actuel de la restructuration de l'industrie minière allemande, comportant presque la moitié de l'extraction Européenne de charbon, prévoit une diminution progressive des aides étatiques de 2,6 Mrd. € en 2006 à 2,1 Mrd. € en 2010. Jusqu'alors, l'extraction doit baisser à 18,2 mégatonnes, deux autres mines vont être fermées, et le nombre de personnes employées va diminuer de 35.000 à 25.000. La fin définitive de l'extraction de houille en Allemagne est prévue pour 2018, sous réserve d'une révision en 2012.


Fig. 2 : Développement de l'extraction de charbon dans les bassins de houille allemands. Source : DSK

En Grande-Bretagne, le pays disposant dans le passé de l'extraction nettement la plus grande de l'Europe, les conditions géologiques sont un peu meilleures. Au milieu des années 80, un radical procès de réduction a été introduit sous le gouvernement Thatcher. Malgré une grève des mineurs durant une année entière, une diminution radicale des subventions, une vaste restructuration et la privatisation de British Coal en 1994 menaient à une baisse dramatique des employés de plus que 97% (entre 1985 et 2006 de 220.000 à 6.000). L'extraction, comportant encore 89,3 million de tonnes en 1990 chutait à 20,5 mégatonnes en 2005, obtenues de 13 exploitations au fond et 29 mines à ciel ouvert. Des aides au fonctionnement sont seulement payées de manière limitée et temporaire pour compenser les fluctuations du marché mondial. En principe, le charbon britannique est exposé entièrement à la concurrence du charbon importé, même si la marge de manœuvre de leur compétitivité reste ainsi très étroite.

En Espagne, troisième plus grand d'extracteur en Europe, l'extraction se distribue sur six régions houillères au nord de l'Espagne en Asturies et León ainsi que sur les bassins Palencia, Cataluña, Teruel et Sur. Le bassin asturien au sud d'Oviedo comprend déjà 60% de l'extraction nationale. Les bassins sont relativement petits, isolés et très dépendants de l'industrie minière. Dans le contexte de la privatisation, l'Espagne réduit son extraction entre 1990 et 2005 de 19,6 à 10,2 mégatonnes. Le nombre d'employés faisait encore 15.000 en 2005. En Espagne, la situation de l'industrie minière n'est pas si défavorable qu'en Allemagne, mais une amélioration essentielle de la compétitivité n'est pas en vue, et ainsi il n'existe non plus une perspective à long terme.

Seulement le quatrième pays minier ouest européen, la Norvège, a connu un petit développement positif, bien que sur un niveau très bas : L'extraction sur l'archipel arctique de Svalbard, étant de 300.000 tonnes dans les années 90, a été élargie dès l'année 2000. Après un maximum de presque 3 mégatonnes en 2003, l'extraction des 9 mines a de nouveau baissé jusqu'à 2,3 mégatonnes en 2005.

Le total de l'extraction en Europe de l'Ouest a diminué depuis 1970 à un sixième et ne fait aujourd'hui (2007) plus que environ 60 mégatonnes ou 1,2 % de l'extraction mondiale. Est-ce que le charbon est devenu insignifiant en Europe de l'Ouest?

Pas du tout: Tandis que l'extraction continue à diminuer fortement et l'industrie minière est abandonnée de manière progressive, la consommation de charbon en Europe de l'Ouest ne baisse guère. Seulement, le coûteux charbon propre est substitué de plus en plus par du charbon importé, beaucoup moins cher. Mais le développement diffère d'un état à l'autre : Tandis qu'en Allemagne la consommation de charbon a baissée de 10% entre 1994 et 2004, en France de 9% et en Belgique et le Luxembourg même de 28%, elle a augmentée en Portugal de 15%, en Espagne de 17% et en Italie même de 60% (www.kohlestatistik.de).

Europe de l'Est : Développement rattrapant

Aussi en Europe de l'Est, l'extraction de charbon continue à diminuer, mais seulement après l'orientation vers une économie de marché dès 1990. Avant le charbon étant une source d'énergie de bon marché, servait comme force motrice au développement économique. Ainsi le prix fixé par l'Etat pour le charbon-vapeur faisait encore en 1989 seulement 5 US$/t, ce qui correspond à environ un sixième des coûts d'exploitation (Fuchs/Schiel 1997). Pour la Pologne l'exportation de charbon vers l'Europe de l'Ouest jouait d'ailleurs le rôle principal de son approvisionnement en devises. Les conditions géologiques des gisements en Pologne et Tchéquie sont plus ou moins similaires à celles de l'Europe de l'Ouest.

La Pologne, le plus important pays d'extraction en Europe de l'Est, a réalisé 5 plans de restructuration dès 1990, et elle a ainsi diminué le nombre d'employés de deux tiers et a commencé avec la privatisation en 1998. En 1990 le pays exploitait avec 370.000 employés dans 70 mines encore 150 mégatonnes de charbon. Depuis 1994 l'extraction nationale surpasse celle des l'UE-15. En 2005 la Pologne exploitait avec 127.000 employés presque 100 mégatonnes, ce qui correspond à 58% du charbon exploité dans l'UE-25. Un cinquième de l'extraction polonaise est exporté, ce qui faisait en 2005 environ 21 mégatonnes (VDKI 2005). Le bassin Haut-Silésien est éloigné environ à 1.100 km des ports polonais dans mer Baltique. Ainsi le charbon est transporté là-bas avec le train ou directement vers l'Allemagne ou la Tchéquie (Ritschel/Schiffer 2005).

Actuellement, l'industrie minière en Haute-Silésie et des bassins considérablement plus petits en Basse-Silésie et Lublin est profitable. Cependant, la croissance prévisible des salaires causée par l'adhésion à l'UE va influencer les coûts d'extraction, de sorte que d'ultérieures mesures pour maintenir la compétitivité vont être indispensables. Dépendant du développement du prix mondial, l'extraction va continuer à diminuer pendant les prochaines années à 95 ou 85 mégatonnes.

Aussi dans l'Ukraine l'extraction a chuté considérablement depuis 1990. Elle baissait de 1990 à 2005 par 42% de 135 à seulement 78,4 mégatonnes (Pleines 2006). Le centre de l'industrie minière ukrainienne, s'élevant à environ quatre cinquièmes de l'extraction polonaise, se trouve dans le grand bassin de houille Donbass dans l'Est du pays. Là-bas, environs 100 mines exploitent la moitié de l'extraction nationale, qui a surtout une grande importance pour l'industrie sidérurgique du pays. Le port de Mariupol à la Mer Noire, situé à seulement 100 km au sud du Donbass, est le plus important port d'exportation de charbon dans l'Ukraine. Le petit bassin L'vov-Volynsk près de la frontière de l'Ouest est le prolongement du bassin polonais de Lublin. A cause de la haute consommation nationale, les exports ukrainiens sont relativement faibles. Pour protéger la propre consommation, le gouvernement a considérablement augmenté en 2005 les primes de train et de port (Ritschel/Schiffer 2005).

Après la fin de l'économie planifiée soviétique, le soutien étatique pour l'industrie minière ukrainienne, organisée d'après le modèle russe, s'est écroulé. Déjà en 1990/91, les mines étaient attribuées à un nouvel comité public pour l'industrie charbonnière basé à Donezk, qui adoptait les fonctions du ministère soviétique de charbon. En 1994, le comité a été remplacé par un ministère de charbon à Kiev. Dès 1996, le gouvernement a réalisé une première restructuration dans le cadre de l'orientation vers une économie de marché, ce qui a engendré de massives grèves de la part des mineurs. Jusqu'à la fin de l'an 2000, 70 mines ont été fermées, et le nombre d'employés a été réduit par la moitié. Depuis 2003, une deuxième phase de restructuration est en cours. Elle prévoit une union de la plupart des mines avec les entreprises de traitement et de commercialisation dans 20 entreprises publiques, verticalement intégrées. Les autres mines doivent être privatisées ou fermées. Jusqu'à l'an 2015, l'extraction doit augmenter de 96 à 112 mégatonnes.

L'industrie charbonnière en République Tchèque a la même dimension que celle de l'Espagne. Après une première restructuration et privatisation en 1993, une deuxième phase est actuellement en cours. Le nombre d'employés a été réduit par deux tiers, l'extraction a chutée de 22,4 à 13,2 mégatonnes en 2005. L'industrie minière dans les bassins Ostrava-Karvina – le prolongement du bassin Haut-Silésien dans la Tchéquie de l'Est – et dans les bassins du Nord-ouest Plzen-Radnice, Kladno-Rakovnik et Melnik est gérée ­par deux entreprises partiellement privées. Des aides publiques sont limitées aux mesures de clôture des mines. Comme en Pologne, l'industrie minière souffre des salaires montants.

En plus il y a encore de l'industrie charbonnière en Roumanie, où l'extraction a été réduite entre 1990 et 2005 de 4,4 à 3,1 mégatonnes, et des quantités négligeables en Hongrie (2005: 250.000 t) et en Bulgarie (100.000 t) (www.kohlestatistik.de).

Comment va évoluer la consommation de charbon en Europe de L'Est?

A cause de la hausse importante du prix de charbon, dû à la transformation vers une économie de marché, les premières améliorations d'efficacité et l'avancement retardé d'autres sources d'énergie font émerger des différences entre le développement en Europe de l'Est et celui en Europe de l'Ouest : Tandis que l'extraction baissait entre 1994 et 2004 seulement de 25%, ce qui correspond à la moitié de la régression connue en Europe de l'Ouest. La consommation de charbon en Europe de l'Est s'est en même temps réduite de 17,7%, étant presque trois fois plus élevé que le recul dans l'Ouest, bien que démarrant d'un niveau nettement plus élevé.

Le développement mondial

Comment se présente la situation à l'échelle globale? Tandis que l'industrie minière en Europe a pendant les décennies passées fortement reculée ou a même été définitivement arrêtée dans de nombreux pays, et la consommation du charbon a légèrement régressée, au niveau global le développement se déroule absolument différemment : De 1980 à 2004 l'extraction mondiale de charbon montait de 81%, c'est-à-dire de 2.700 à 4.500 mégatonnes (VDKI). L'exploitation chinoise est responsable pour deux tiers de cette hausse, comme elle a pendant cette période quadruplé son extraction de 572 à 2.134 mégatonnes. La part chinoise de l'extraction mondiale a augmentée de 21% à 47,5% en 2005. De nettes hausses ont aussi été constatées dans les Etats-Unis, faisant monter leur extraction de 1980 par 1/3 à 952 mégatonnes, en Inde et dans les pays exportateurs : Australie, Afrique du Sud et Indonésie.


Fig. 3 : Développement du marché mondial du charbon Source : Ritschel/Schiffer 2005

La consommation mondiale du charbon a aussi augmenté par la moitié de 1980 à 2004, en gardant ainsi sa part d'un quart de l'alimentation globale en énergie primaire. Cependant, la répartition régionale a changée : Tandis qu'en 1980 l'Asie ne consommait seulement un tiers (32,4%), sa part faisait en 2004 déjà 56,7%, dont 37% étant la part chinoise. La consommation en Inde montait aussi considérablement. La part de l'Amérique du Nord est restée constante à 22%, tandis que celles de l'Europe et de l'URSS/CEI chutaient considérablement de 20,5% à 8,7%, respectivement de 19% à 6,3%.

En outre, l'utilisation du charbon a changée: La part utilisée pour produire d'électricité doublait de 36% à 73%. Ainsi, aujourd'hui presque 40% de l'électricité globale sont générés avec du charbon, en Pologne même 94%, en Afrique du Sud 92%, en Chine 77% et en Australie 76%. En revanche, la part du marché de chauffage (fabriques de ciment, de papier etc.) baissait de 43% à 15% et le marché de l'industrie sidérurgique, utilisant du charbon de coke, baissait de 21% à 12% (Ritschel/Schiffer 2005).

Consommation propre et exportation

Cinq sixièmes de tout le charbon extrait dans le monde sont utilisés dans les pays d'extraction eux-mêmes. Seulement un sixième du total extrait (environ 4,5 milliards de tonnes), c'est-à-dire 790 mégatonnes, arrive sur le marché mondial. Dont 10% (ou 78 mégatonnes) représentent les livraisons entre pays voisins ou associés. Par contre, le commerce maritime, qui a fortement augmenté depuis la 2e crise de pétrole, comprend 90% du commerce international (712 mégatonnes). Pendant les deux décennies passées, le transport maritime de charbon-vapeur croissait de 8% par an, tandis que celui du charbon de coke n'augmentait, comme la consommation mondiale du charbon, que de 2% par an. La raison pour laquelle un pays importe du charbon ne dépend pas seulement de la disponibilité des propres réserves, mais aussi du besoin en certaines sortes ou qualités de charbon. Egalement il est possible que pour des raisons logistiques, il est plus rentable d'exporter d'une région et en même temps d'importer par une autre.


Fig. 4 : Marché mondial maritime du charbon Source : VDKI 2006

Le marché mondial est servi par 400 mines de 120 entreprises, dont une partie agit sur le plan international et dont cinq représentent un tiers du marché mondial maritime. Face à la part importante des coûts de transport au prix final, pouvant obtenir dans le cas extrême jusqu'à 70%, le marché mondial de charbon-vapeur consiste de deux marchés régionaux, qui se recoupent en temps de prix élevés. Le marché Atlantique, représentant 40% du commerce mondial, est principalement influencé par les grands pays importateurs de l'Europe de l'Ouest, notamment la Grande-Bretagne, l'Allemagne et l'Espagne, qui remplacent leur extraction non rentable. En Amérique latine, le croissant besoin d'électricité entraîne une augmentation de la demande. Mais la part des Etats-Unis est entre-temps aussi montée à 12%.

Trois quarts du marché atlantique sont servis par l'Afrique du Sud, la Colombie, la Russie, mais aussi par la Pologne, le Venezuela et les Etats-Unis. Le marché Pacifique, qui est avec 60% du marché mondial le plus grand, est dominé par les pays importateurs asiatiques, notamment le Japon, la Corée et le Taiwan. Il est principalement servi par l'Australie et l'Indonésie, mais aussi par la Russie et le Vietnam. La Chine devenait en 2005 importateur net. L'Afrique du Sud et notamment l'Australie, le plus grand exportateur de charbon au monde, exportant ¾ de son extraction, servent tous les deux marchés. Plus que 75% des exportations australiennes vont sur le marché asiatique, et le reste vers l'Europe, l'Amérique et l'Afrique. Avec une part de 2/3, l'Australie est aussi avant les Etats-Unis et le Canada le plus grand exportateur du cher charbon de coke (Ritschel/Schiffer 2005).

Séparation et stockage de CO2 – la clé pour le futur du charbon ?

En 2004 les émissions de CO2 des pays non-OCDE-Länder surpassaient pour la première fois légèrement celles des pays OCDE. Face à une augmentation annuelle de 2,6 contre 0,8%, les émissions des pays non-OCDE vont déjà excéder en 2030 celles des pays OCDE de 57%. Tandis qu'aujourd'hui le charbon est dans le secteur de la production d'électricité après le pétrole la deuxième source d'émissions de CO2, il va probablement en 2030 être responsable pour la plupart des émissions. Les centrales de charbon causent particulièrement beaucoup d'émissions CO2 en relation avec leur relativement faible degré d'efficacité.

L'optimum est aujourd'hui un degré d'efficacité de 44 à 45%, comparé aux 58% d'une centrale turbine gaz-vapeur (TGV) moderne. Le degré d'efficacité de nombreuses centrales plus vieilles s'élève seulement à 20%. Uniquement par leur renouvellement, une diminution considérable des émissions de CO2 peut être achevée. Jusqu'à 2020 l'industrie prévoit une augmentation à 50% du degré d'efficacité des centrales de charbon.


Fig. 5 : Options pour la déposition de CO2
Source : Cooperative Research Centre for Greenhouse Gas Technologies (CO2CRC)

Tandis que les améliorations d'efficacité vont seulement entraîner une diminution modérée des émissions du gaz carbonique, qui seront compensées par la consommation croissante, une réduction significative est seulement réalisable si le CO2 est séparé du gaz résiduel et stocké de sorte, qu'il ne puisse plus entrer dans l'atmosphère. Une production d'électricité presque sans émissions de CO2 sur base de charbon, qui est une ressource disponible en abondance, semble être une option séduisante pour résoudre le conflit entre une demande d'énergie croissante et la problématique de l'effet de serre. Par conséquent le développement d'un tel processus est examiné de manière intensive dans le monde entier.

Du point de vue technique, une séparation de CO2 est déjà faisable, mais coûteuse et peu puissante, comme qu'elle diminue le degré d'efficacité et la consommation de combustible ainsi augmente. On estime qu'une séparation de CO2 pourrait avoir lieu vers l'an 2020. Cependant, une procédure fiable et sûre à long terme pour stocker le CO2, par exemple dans des mines abandonnées ou des gisements de gaz exploités, manque encore,

En principe, il existe trois solutions pour séparer le CO2:

a) Pour des centrales à vapeur conventionnelles, une séparation du CO2 est seulement possible après dépoussiérage et désulfuration des fumées. Ceci est très coûteux, nécessite beaucoup de place additionnelle et cause une radicale diminution de l'efficacité de plus d'un tiers sur maximalement 28%.

b) Chez le processus « oxyfuel », la combustion s'effectue avec un mélange d'oxygène et de CO2 réintroduit. Après la dépuration le gaz de fumées consistant principalement de vapeur d'eau et de CO2 est refroidit, pour que la vapeur d'eau condense et le CO2 demeure seul. Un degré d'efficacité de 37% est réalisable.

c) Chez les centrales combinant turbines à gaz-vapeur avec une gazéification du charbon, la séparation du CO2 avant la combustion est possible. Le gaz de combustion sous pressure a un volume cent fois plus faible, ce qui facilite la séparation. Cette technologie, largement étudiée où le degré d'efficacité des centrales actuelles de 42% peut presque être atteint, est la moins chère des trois méthodes et la plus promessante pour l'avenir. Cependant, les coûts d'investissements surpassent encore celles de 80% d'une centrale conventionnelle (Ritschel/Schiffer 2005, WCI 2006).

Le charbon comme substitut pour le pétrole ?

Charbon liquéfié peut servir comme substitut pour le pétrole. Il y a deux méthodes importantes pour la liquéfaction dans un combustible utilisable pour la production de carburants et d'autres produits, comme par exemple des dissolvants ou de la matière plastique :

Chez la liquéfaction directe, le charbon est transformé par un seul processus dans un combustible liquide. Chez la liquéfaction indirecte (processus Fischer-Tropsch), le charbon est d'abord gazéifié et après transformé dans un liquide. Ceci est le seul processus utilisé jusqu'à présent dans la production industrielle.

La rentabilité de la liquéfaction du charbon dépend surtout du prix de pétrole. Pendant la 2e guère mondiale, l'Allemagne avait produit des quantités considérables de liquides de charbon, de même l'Afrique du Sud dans les années 50 et 80, quand le pays était soumis à un embargo. Les 7 installations d'essai, construites en Allemagne entre 1977 et 1980 après les crises pétrolières, fermaient en 1985 à cause d'un manque de rentabilité. Aujourd'hui, à Secunda en Afrique du Sud, un site construit en 1955 et modernisé en 1982 produit avec le processus Fischer-Tropsch, développé en Allemagne, par jour 150.000 barils de combustible liquide pour environs 25 US$/bbl et couvre ainsi 28% des besoins du pays en combustible liquide.

Entre-temps, la Chine et les Etats-Unis veulent aussi utiliser la liquéfaction du charbon pour – grâce à leurs grandes réserves en charbon – gagner plus d'indépendance du pétrole importé : A Majata dans la Mongolie intérieure, le premier site industriel pour la liquéfaction directe du charbon d'après le processus Bergius est actuellement construit. Par an elle devrait transformer 9,7 mégatonnes de charbon en 5 mégatonnes d'essence, de kérosène, de diesel etc. Sa rentabilité est atteinte dès un prix de pétrole brut de 20 US$/bbl (WCI 2006, EIA 2007).

Comment l'avenir du charbon, va-t-il se présenter ?

Les estimations les plus solides sur la consommation mondiale de charbon sont l'International Energy Outlook (IEO) 2007 de l'administration américaine Energy Information Administration  (EIA) et le World Energy Outlook 2006 de l'International Energy Agency (IEA). Les deux couvrent une période de 25 ans et leurs estimations concernent le charbon et le lignite, où le charbon représente 83% et le lignite 17%. Le lignite est toujours consommé près des gisements et ne possède même pas la moitié du contenu en énergie du charbon. Les estimations de l'EIA et de l'IEA sont similaires, cependant l'EIA attend une plus forte croissance économique en Chine et au niveau mondial une plus haute augmentation de la part de l'énergie nucléaire.

S'il n y aura pas d'essentiels changements, par exemple dans le contexte de la réduction du gaz à effet de serre, l'International Energy Outlook 2007 (EIA 2007) prévoit le suivant: La consommation mondiale en énergie va augmenter entre 2004 et 2030 de 57%, avec une croissance attendue de 24% pour les pays OCDE et de 95% pour les pays non-OCDE. Cette estimation est justifiée avec une croissance économique plus forte, notamment des nouveaux pays industrialisés, et le recul progressif des processus industriels intensifs en énergie dans les pays industrialisés. Tandis que les pays OCDE représentaient en 1980 encore 52% de la consommation d'énergie industrielle, en 2004 ce n'étaient plus que 44%; et pour 2030 on attend seulement 33%.


Fig. 6 : Développement de la consommation de charbon dans les pays OCDE et non-OCDE
Source : EIA : International Energy Outlook 2007

On attend la plus forte croissance sectorielle pour le charbon. Face à une rate d'augmentation annuelle de 2,2%, on estime une progression de la consommation mondiale de 74% jusqu'à l'an 2030. Les économies en rapide croissance de la Chine et de l'Inde vont être responsable pour plus que ¾ de cette augmentation, dont la plupart va être utilisée là-bas pour la production d'électricité. La Chine et l'Inde profitent du fait, que le charbon ne nécessite pas une propre infrastructure pour le transport. Comme la plus forte croissance est attendue en Chine, on attend seulement une augmentation du commerce mondial de charbon de 44%.

Après la Chine, la deuxième plus forte croissance en chiffres absolus en consommation de charbon est prévue pour les Etats-Unis. Expectant des prix stables du charbon autochtone les capacités des centrales à charbon vont être considérablement élargies. En 2030, les Etats-Unis veulent encore générer plus que 50% de leur électricité avec le charbon. On attend aussi une augmentation de la consommation en charbon de 50% pour le Canada.

Le développement en Amérique du Sud est notamment dominé par le Brésil, qui représente plus que la moitié (56%) de la consommation sud-américaine en charbon. La construction de nouvelles centrales à charbon dans les Etats du Sud riches en charbon et l'élargissement envisagé de l'industrie sidérurgique, font estimer une progression annuelle de la consommation de presque 3% jusqu'à 2030.

L'Afrique du Sud représente 94% de la consommation africaine en charbon. A cause d'une demande d'électricité croissante, on réactive actuellement 3 grandes centrales de charbon, fermées il y a plus d'une décennie. D'autres pays africains planifient aussi la construction de nouvelles centrales de charbon, et ainsi on attend pour l'Afrique une augmentation annuelle de la consommation de charbon de 1,6%.

Pour la Russe, couvrant 16% de son besoin d'énergie et 20% de son besoin d'électricité avec du charbon, l'intention déclarée de construire des centrales modernes dans la région centrale de houille du pays, fait que l'on estime une progression annuelle de la demande de 1%. L'extraction doit être augmentée entre 2004 et 2020 de 210 à 260 ou 290 mégatonnes dépendant du développement du prix de gaz. Pour les autres Etats de la CEI, qui intentent d'utiliser d'avantage leurs centrales de charbon, une augmentation de la consommation annuelle de 0,6% est prévue.

Tandis que pour l'Australie et Nouvelle-Zélande une légère augmentation annuelle de 1,2% est estimée, on prévoit pour le Japon une stagnation de la consommation de charbon. Ceci est dû au déclin démographique, à la croissance économique freinée et à l'utilisation croissante de gaz naturel, d'énergies renouvelables et d'énergie nucléaire.

Pour l'Europe de l'Ouest et Centrale, une diminution annuelle de la consommation en charbon d'environ 1% est attendue. Cette évolution s'explique avec une augmentation modérée de la consommation d'énergie, la réduction continuelle des aides au charbon, et l'utilisation croissante de gaz naturel et des énergies renouvelables.

Le charbon couvre aujourd'hui déjà un quart de l'alimentation mondiale en énergie. En cas de conditions générales inchangées, les prévisions d'EIA et IEA attendent pour la période de 2004 à 2030 une croissance de la consommation de charbon de 74% face à une croissance mondiale de 57%.

Au cours des deux prochaines décennies on attend un pic pétrolier. Le gaz naturel, étant le « plus propre » porteur d'énergie fossile, connaît déjà aujourd'hui une demande croissante de la part du marché d'électricité. Il ne peut que de manière partielle et temporaire remplir la lacune crée par le pétrole. Ceci augmentera bientôt la demande pour d'autres porteurs d'énergie. Comme les énergies renouvelables et l'éventuelle fusion nucléaire pourront au plus tôt dès la 2ième moitié du 21ième siècle garantir l'alimentation mondiale en énergie, il reste pour l'instant que la fission nucléaire, qui avec l'utilisation du concept de la surgénération pourra jouer un rôle important au 21ième siècle, et le charbon.

Les réserves en charbon – 625.000 mégatonnes SKE de houille, 70.000 mégatonnes SKE lignite, ensemble 54,6% de toutes les réserves énergétiques mondiales (BGR 2005) – suffisent au-delà du 21ième siècle, toutefois leur usage provoque les plus fortes émissions de CO2. En tenant compte des réductions envisagées en émissions, un usage du charbon peut seulement être envisagé, si on pratique les technologies de « Clean Coal », qui sont aujourd'hui encore non rentables. À côté de la production d'électricité le secteur des transports, consommant jusqu'à présent en général des produits pétroliers, devra également utiliser d'avantage du gaz naturel, des combustibles biologiques et des dérivés de charbon. Ainsi d'autres applications pour le charbon, à côté de la liquéfaction étant jusqu'à présent seulement rentables sous des conditions optimales, seront possibles. Vue la croissance de la consommation mondiale en énergie et la pénurie en pétrole et gaz naturel, dont les prix vont continuer à monter, la liquéfaction du charbon et les technologies de « Clean Coal » vont bientôt être compétitives. Ainsi, il pourrait être tout à fait possible que la croissance en importance estimée de l'houille pour l'alimentation mondiale en énergie après 2030 sera encore largement dépassée.

Sources

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http://www.deutschebp.de

Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) (Hrsg.): Reserven, Ressourcen und Verfügbarkeit von Energierohstoffen 2005. Hannover 2006.
http://www.bgr.bund.de

Cooperative Research Centre for Greenhouse Gas Technologies (CO2CRC)
http://www.co2crc.com.au

Energy Information Administration (EIA) (Hrsg.): International Energy Outlook (IEO) 2007. Washington D.C. 2007.
http://www.eia.doe.gov

EU-Kommission (Hrsg.): Vorschlag für eine Verordnung des Rates über staatliche Beihilfen für den Steinkohlenbergbau [KOM(2001) 423 - C5-0438/2001 - 2001/0172(CNS)]. Brüssel 2001.

Fuchs, M. und T. Schiel: Der Preis der Kohle. Eine vergleichende Studie über den Kohlebergbau in Kolumbien, Südafrika und Polen. München 1997.

International Energy Agency (IEA) (Hrsg.): World Energy Outlook. Paris 2006.
http://www.worldenergyoutlook.org

Pleines, H.: Der politische Einfluss der Kohlelobbies in Polen, Russland und der Ukraine. Eine vergleichende Politikfeldanalyse. Arbeitspapiere und Materialien – Forschungsstelle Osteuropa, Nr. 80: Bremen 2006

Ritschel, W. und H. Schiffer (Hrsg.): Weltmarkt für Steinkohle. Essen 2005.

Schmidt, S., P. Gerling, T. Thielemann und R. Littke: Comparability of hard coal reserves and resources in Europe. o.O. 2006. http://www.bgr.bund.de

World Coal Institute (WCI) (Hrsg.): The Coal Resource. Richmond, UK 2006. http://www.worldcoal.org

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Verein der deutschen Kohlenimporteure (VDKI) (Hrsg.): Jahresbericht 2005. Hamburg 2006.
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