Centrales au charbon

Le charbon reste la première source d’électricité au monde. Il a produit environ 10 500 TWh en 2025, un tiers de l’offre mondiale, malgré la croissance rapide du solaire et de l’éolien. C’est aussi la première source de CO₂ lié à l’énergie, environ 15 milliards de tonnes par an, dont les centrales électriques représentent la plus grosse part. Là où le charbon est extrait sur place et où les centrales sont amorties, l’électricité au charbon coûte peu à produire. Elle est pilotable, et des économies minières entières en dépendent. Par unité produite, c’est aussi de loin la source d’électricité la plus meurtrière, à cause de la pollution de l’air.

Comment ça marche

Une centrale au charbon est une centrale à vapeur (cycle de Rankine). Le charbon est réduit en poudre fine dans des broyeurs, soufflé dans une chaudière avec de l’air préchauffé et brûlé à environ 1 300–1 700 °C. La chaleur passe à l’eau qui circule dans des milliers de mètres de tubes de chaudière. La vapeur à haute pression fait tourner une turbine à plusieurs étages couplée à un alternateur, puis elle est condensée et renvoyée par pompage dans le circuit. Plus la vapeur est chaude et sous pression, plus le rendement est élevé : c’est ce qui définit les grandes classes de centrales.

Les émissions par kWh dépendent directement du rendement et de la teneur en carbone du charbon :

Le même calcul donne la consommation de charbon. À 25 MJ/kg, la tranche à 38 % de rendement brûle environ 0,38 kg de charbon par kWh, soit près de 3,3 millions de tonnes par an pour une tranche de 1 GW à pleine puissance. Le calculateur de contenu énergétique des combustibles compare les pouvoirs calorifiques de la houille, du lignite et d’autres combustibles.

Principales variantes

Au-delà d’environ 22,1 MPa et 374 °C, l’eau franchit son point critique et devient vapeur sans bouillir. Les centrales supercritiques reposent sur des chaudières à passage unique conçues autour de ce principe. Les tranches ultra-supercritiques dépassent 600 °C, et les meilleures, au Japon, au Danemark et en Chine, annoncent des rendements nets d’environ 44 à 47 % (PCI). Chaque palier exige des aciers fortement alliés plus coûteux.

L’IGCC (cycle combiné à gazéification intégrée) transforme le charbon en gaz de synthèse, l’épure et le brûle dans une turbine à gaz associée à un cycle vapeur, ce qui facilite le captage du CO₂ en précombustion. Les centrales de démonstration de Buggenum (Pays-Bas), Puertollano (Espagne), Polk et Wabash River (États-Unis) et Edwardsport (Indiana) ont connu une disponibilité inégale. Dans le Mississippi, le projet de Kemper County a renoncé à la gazéification en 2017 après une envolée des coûts à environ 7,5 milliards de dollars ; il brûle désormais du gaz naturel.

Lignite ou houille

Le lignite (charbon brun) a un pouvoir calorifique d’environ 5 à 15 MJ/kg et contient 30 à 60 % d’humidité. Le transporter n’est pas rentable : on le brûle dans des centrales situées à la sortie des mines, en Allemagne, en Pologne, en Tchéquie, en Grèce, dans les Balkans, en Türkiye, en Australie (Victoria) et en Indonésie. Évaporer l’eau coûte du rendement, et le lignite contient davantage de carbone par unité d’énergie : les tranches au lignite émettent en général 1,0 à 1,2 kg de CO₂/kWh. Les mines à ciel ouvert qui les alimentent bouleversent plus de terres que presque toute autre source d’énergie. La houille (bitumineuse, sub-bitumineuse et anthracite, environ 20 à 32 MJ/kg) s’échange par voie maritime. L’Indonésie et l’Australie sont les premiers exportateurs ; la Chine, l’Inde, le Japon et la Corée, les premiers importateurs.

Rendement et facteur de charge

Les tranches au charbon ont été construites pour fonctionner en base avec un facteur de charge de 70 à 85 %, mais sur beaucoup de marchés elles tournent désormais bien moins. Prises en étau entre le gaz bon marché et les renouvelables, les centrales au charbon américaines ont tourné en moyenne autour de 40 à 50 % ces dernières années (EIA). Le parc chinois tournait vers 50 %, car la capacité a augmenté plus vite que la demande. Moduler une centrale au charbon accroît l’usure, réduit le rendement et augmente les émissions par kWh. Le minimum technique se situe en général entre 30 et 50 % de la puissance nominale, même si des rénovations en Allemagne, au Danemark et en Chine l’ont abaissé. Le calculateur de facteur de charge traduit ces taux d’utilisation en énergie annuelle.

Coûts

• Lazard LCOE+ 2024 (États-Unis, sans subvention, construction neuve) : 69–168 $/MWh. Peu de nouvelles centrales au charbon sont proposées aux États-Unis, car l’éolien, le solaire et le gaz neufs coûtent moins cher.
• AIE/AEN Projected Costs 2020 : le charbon neuf se situe en général dans la fourchette de 75–120 $/MWh à un taux d’actualisation de 7 % dans les pays de l’OCDE. Ces chiffres intègrent un prix du carbone supposé de 30 $/t, qui ajoute environ 25 à 30 $/MWh. En Chine et en Inde, les centrales coûtent bien moins cher par kW.
• NREL ATB / EIA AEO : coûts overnight d’environ 3 500 à 4 500 $/kW pour une nouvelle centrale américaine au charbon pulvérisé, et bien davantage avec 90 % de captage.

Pour les centrales existantes déjà amorties, c’est le coût marginal qui compte : combustible, O&M variable et carbone. Avec une houille livrée à 100 $/t (environ 4 $/GJ), le combustible coûte environ 38 $/MWh. Un prix du carbone de 80 €/t ajoute environ 70 €/MWh. L’EU ETS est la principale raison pour laquelle la production européenne au charbon a été à peu près divisée par deux depuis 2015. Des analystes, dont Carbon Tracker, ont montré que faire tourner beaucoup de centrales au charbon existantes coûte désormais plus cher que construire de nouvelles installations renouvelables. Le calculateur de LCOE montre comment les prix du combustible et du carbone déplacent le résultat.

Terres, eau et matériaux

Le charbon déplace beaucoup de matière et occupe beaucoup de terres. Une centrale de 1 GW brûle environ 3 millions de tonnes de houille ou 8 à 10 millions de tonnes de lignite par an, et laisse des centaines de milliers de tonnes de cendres et, là où des épurateurs sont installés, de gypse. Des bassins de cendres ont cédé de façon catastrophique, par exemple à Kingston, dans le Tennessee, en 2008. L’arasement des sommets dans les Appalaches et les mines de lignite de Rhénanie et de Lusace, en Allemagne, ont fait disparaître des paysages et des villages entiers. La consommation d’eau est élevée. L’étude du NREL (Macknick et al., 2012) donne une consommation médiane d’environ 690 gallons américains par MWh pour les centrales au charbon refroidies par tour, et le refroidissement en circuit ouvert prélève des volumes bien plus importants. En Inde et dans le nord de la Chine, où l’eau manque, c’est devenu une contrainte d’implantation.

Émissions de CO2 sur le cycle de vie

• AR5 du GIEC, groupe III, annexe III (2014) : médiane de 820 gCO2e/kWh pour le charbon pulvérisé, fourchette de 740 à 910.
• CEE-ONU 2021 : environ 750 à 1 100 gCO2e/kWh sans captage, selon le type de charbon et la région. Avec CSC, la fourchette tombe à environ 150 à 470 gCO2e/kWh, car le captage n’est jamais total et le méthane des mines en amont demeure.

Le méthane des mines de charbon est un contributeur important et souvent sous-estimé. Le Global Methane Tracker de l’AIE estime que les émissions de méthane des mines de charbon sont comparables à celles du secteur pétrolier ou gazier. À titre de comparaison, le cycle combiné gaz émet environ 490 g, le nucléaire et l’éolien environ 10 g.

Sécurité et effets sur la santé

La plupart des dégâts du charbon passent par l’air. Sa combustion rejette des particules fines (PM2,5), du dioxyde de soufre et des oxydes d’azote (qui forment ensuite des particules secondaires et de l’ozone), ainsi que du mercure, de l’arsenic et d’autres métaux à l’état de traces. Résultat : maladies cardiaques, accidents vasculaires cérébraux, cancers du poumon et maladies respiratoires jusqu’à des centaines de kilomètres sous le vent.

• Markandya et Wilkinson (Lancet, 2007) : environ 24,5 décès par TWh pour la houille européenne et 32,6 pour le lignite, sans compter de nombreuses maladies graves.
• Synthèse d’Our World in Data : environ 24,6 décès par TWh pour le charbon, contre 18,4 pour le pétrole, 2,8 pour le gaz et environ 0,03 pour le nucléaire, l’éolien et le solaire.

Là où des dispositifs antipollution sont installés, le bilan baisse fortement. La désulfuration des fumées retire 90 à 98 % du SO₂, la réduction catalytique sélective 80 à 90 % des NOx, et les électrofiltres ou filtres à manches plus de 99 % des particules. L’injection de charbon actif capte le mercure. La norme chinoise « ultra-basses émissions » (environ 10/35/50 mg/Nm³ pour les poussières, le SO₂ et les NOx), appliquée à la majeure partie du parc depuis 2015, a contribué à une forte baisse des PM2,5 urbaines. Beaucoup de centrales en Inde et en Asie du Sud-Est n’ont toujours pas de désulfuration, et les échéances de mise en conformité indiennes ont été repoussées à plusieurs reprises. L’extraction ajoute son propre bilan, avec les accidents et la pneumoconiose des mineurs.

Le captage du carbone sur le charbon

Deux projets phares montrent ce que le captage peut faire, et combien il est difficile :

• Boundary Dam 3 (SaskPower, Canada, 2014) : une rénovation de 110 à 115 MW nets conçue pour capter environ 1 Mt de CO₂/an à 90 %. Elle a fonctionné de façon fiable ces dernières années, mais a en général capté bien moins que prévu. Une grande partie du CO₂ est vendue pour la récupération assistée de pétrole.
• Petra Nova (W.A. Parish, Texas, 2017) : captait le CO₂ d’un flux dérivé équivalent à 240 MW, conçu pour environ 1,4 Mt/an, destiné à la récupération de pétrole. Mis sous cocon en 2020 lors de l’effondrement des prix du pétrole, il a redémarré en 2023 sous un nouveau propriétaire.

Le captage consomme 20 à 30 % de la production d’une centrale pour régénérer le solvant et comprimer le CO₂. Avec les coûts d’investissement, il renchérit la production d’environ 40 à 80 %, ce qui rend le charbon avec CSC plus cher que la plupart des solutions bas carbone.

Fermetures et perspectives

L’électricité au charbon suit désormais deux trajectoires selon la région. La part du charbon au Royaume-Uni est passée d’environ 40 % en 2012 à zéro avec la fermeture de Ratcliffe-on-Soar le 30 septembre 2024. La production américaine au charbon a été plus que divisée par deux depuis son pic de 2007, environ 2 000 TWh, et sa part est désormais inférieure à 20 %. La production au charbon de l’UE a été à peu près divisée par deux depuis 2015. L’Allemagne prévoit d’en sortir au plus tard en 2038, l’Espagne, l’Italie et d’autres plus tôt.

En Asie, la part du charbon baisse, mais la production en valeur absolue a continué d’augmenter. La Chine produit plus de la moitié de l’électricité au charbon mondiale et a autorisé environ 100 GW de nouvelles capacités au charbon par an en 2022–2023, selon le CREA et Global Energy Monitor. Officiellement, ces centrales sont toujours plus souvent présentées comme des moyens de secours pour les renouvelables plutôt que comme des centrales de base. L’Inde tire environ les trois quarts de son électricité du charbon et prévoit de nouvelles capacités pour suivre la croissance de la demande. Le rapport Coal 2024 de l’AIE prévoit un plateau de la demande mondiale de charbon jusqu’à la fin des années 2020, le recul chinois compensant la croissance en Inde et en Asie du Sud-Est.

Le rythme du recul du charbon dépend de capacités de remplacement bon marché (solaire, éolien, stockage par batterie et gaz naturel), du prix du carbone, du financement des fermetures anticipées comme les accords JETP en Afrique du Sud, en Indonésie et au Vietnam, et du soutien aux régions minières. La carte des centrales électriques montre le parc au charbon restant dans le monde, et la comparaison des technologies met ses coûts et ses émissions en regard des autres solutions.