La demande mondiale de charbon devrait se stabiliser d’ici à la fin de la décennie, alors que la concurrence croissante des autres sources d’électricité commence à peser sur les perspectives à long terme du marché.
Une nouvelle étude indépendante montre que le maintien des centrales à charbon obsolètes augmente la facture électrique au Kentucky, alors qu’un portefeuille énergétique basé sur le renouvelable générerait jusqu’à $2.6bn d’économies d’ici 2050.
Le Queensland, principal producteur de charbon d’Australie, supprime ses cibles de production renouvelable pour 2035, invoquant des impératifs de compétitivité et de stabilité des coûts énergétiques.
La hausse des prix de gros de l’électricité en 2025 renforce les marges des centrales à charbon et à gaz aux États-Unis, avec un écart de rentabilité qui se réduit nettement entre les deux sources.
New Delhi officialise un plafond de 307 GW de capacités charbon pour 2035, intégrant les projets existants, sans engager de politique de fermeture, dans un cadre réglementaire encore peu contraignant.
Le Bangladesh bloque temporairement l’arbitrage international avec Adani Power, en attendant les conclusions d’un comité d’experts sur la régularité du contrat d’électricité signé avec le conglomérat indien.
La Commission européenne a validé une aide publique allemande de 1,75 milliard € ($2,03 milliards) destinée à compenser l’opérateur LEAG pour la fermeture anticipée de ses centrales à charbon d’ici 2038.
Séoul rejoint la Powering Past Coal Alliance et confirme un retrait progressif du charbon sans captage, avec un programme réglementaire visant la fermeture de quarante installations et l’évaluation stricte des unités restantes.
La surproduction charbonnière en Indonésie a fait plonger les recettes publiques et les bénéfices des entreprises, tandis que les émissions de méthane issues des mines dépassent largement les chiffres officiels.
Le gouvernement brésilien accorde de nouveaux contrats aux centrales au charbon jusqu’en 2040, illustrant le poids des décisions réglementaires et des intérêts industriels dans un pays majoritairement alimenté par les énergies renouvelables.
New Delhi prépare une feuille de route révisée sur ses engagements climatiques, tout en maintenant sa forte dépendance au charbon pour soutenir sa croissance économique et répondre à une pression réglementaire croissante.
J-POWER annonce la fermeture de la centrale thermique au charbon de Takasago d’ici l’exercice fiscal 2028, marquant un tournant stratégique dans son portefeuille d’investissement énergétique et ses efforts de décarbonation.
Face à une baisse de 11 % des exportations de charbon au premier semestre 2025, l’administration Trump engage $100mn pour moderniser les centrales américaines et soutenir la filière énergétique nationale.
Selon une modélisation, l’Inde n’a pas besoin de nouvelles centrales à charbon au-delà des prévisions actuelles à 2032, sous peine de surcoûts et de sous-utilisation croissante du parc existant.
Le Maroc annonce un objectif de sortie du charbon pour 2040, sous réserve d’un soutien international, tout en accélérant le déploiement des énergies renouvelables dans son mix électrique.
La chute des importations chinoises et le recentrage régional de l’Asie font peser une pression accrue sur les exportateurs australiens de charbon thermique.
Les acheteurs chinois entament les négociations pour les livraisons de charbon thermique en 2026, préférant des contrats plus courts afin de préserver leur flexibilité dans un marché aux prix stables.
Les producteurs de charbon du Queensland peinent à contenir leurs coûts, toujours supérieurs à ceux d’avant 2022, alors que les effets de la hausse des redevances et la pression sur les marges continuent de peser sur le secteur.
Le charbon redeviendra temporairement la principale source d’électricité dans les marchés du Midwest MISO et SPP durant l’hiver, selon les dernières prévisions fédérales.
L’administration Trump prévoit d’ouvrir des millions d’hectares fédéraux au charbon et d’alléger les règles environnementales encadrant cette industrie stratégique.
L'Ouganda s'apprête à lancer, en 2023, son 3ème cycle d’attribution de licences pour des blocs pétroliers. Le pays entend développer son économie grâce à son pétrole.
Dans un contexte de crise énergétique, la divergence entre les marges des raffineurs pour le gasoil et l'essence s'intensifie. Cette tendance devrait se poursuivre jusqu'à la moitié de l'année 2023, alors que l'UE s'apprête à interdire les importations de brut russe.
Au Canada, Pieridae propose la construction d'un important terminal GNL. Or, ce dernier n'est pas réalisable sans une extension du réseau de pipelines de TC Energy.
En Roumanie, la mer Noire offre un potentiel gazier important. Toutefois, son exploitation est perturbée par la législation roumaine. Les producteurs de gaz attendent des éclaircissements.
L'UE, suite aux sanctions envers Moscou, cherche de nouveaux partenaires pour assurer son approvisionnement en pétrole. Si le brut russe est populaire en Chine ou en Inde, le marché européen reste important malgré la diminution des importations.
