Le recul du charbon ne s’est pas arrêté, mais il a ralenti
Les mises hors service de centrales à charbon aux États-Unis sont tombées à leur plus bas niveau annuel depuis 15 ans en 2025, selon les documents fournis de l’Energy Information Administration. Seulement 2,6 gigawatts de capacité de production au charbon ont été retirés au cours de l’année, répartis sur quatre centrales. Il s’agit du plus faible total annuel depuis 2010 et d’un net ralentissement par rapport aux réductions bien plus importantes observées il y a seulement quelques années.
Ce chiffre est important parce qu’il va à l’encontre de l’attente selon laquelle la part du charbon dans le système électrique américain continuerait de diminuer au rythme plus rapide observé au début de la décennie. À la place, 2025 est devenue une année marquée par les reports et les revirements. Les exploitants ont repoussé 4,8 gigawatts de mises à l’arrêt prévues vers des années ultérieures, annulé les plans de fermeture de deux centrales à charbon totalisant 1,1 gigawatt, et annulé aussi des fermetures prévues en 2027 pour 1,2 gigawatt supplémentaire. Une autre installation, censée fermer en 2026, a repoussé sa fermeture à 2029.
Cette combinaison n’a pas relancé les perspectives de croissance à long terme du charbon, mais elle a montré que la trajectoire à la baisse est plus dépendante des circonstances qu’on ne le pensait. Les préoccupations de fiabilité du réseau, le calendrier de remplacement et l’intervention publique ont tous joué un rôle pour maintenir plus longtemps en service des unités charbon vieillissantes.
Les centrales qui ont réellement fermé
Le texte fourni identifie quatre retraits en 2025. Indian River Unit 4 dans le Delaware, d’une puissance de 410 mégawatts, a fermé en février. Cholla Units 1 et 3 en Arizona, totalisant 383 mégawatts, ont fermé en mars. La plus grande fermeture est intervenue en fin d’année, lorsque les Units 1 et 2 du Intermountain Power Project dans l’Utah, totalisant 1 800 mégawatts, ont été mises hors service en octobre et novembre. Prairie Creek Unit 1 dans l’Iowa, une unité beaucoup plus petite de 15 mégawatts, a fermé en décembre.
Même dans ce groupe limité, l’histoire du remplacement compte. Les fermetures d’Intermountain ont été en partie compensées par une nouvelle centrale à cycle combiné au gaz naturel de 1 017 mégawatts ouverte sur le même site à la fin de 2025. Cela illustre une réalité importante de la transition énergétique. Les sorties du charbon ne se traduisent pas automatiquement par un remplacement par des renouvelables. Dans bien des cas, le substitut à court terme est le gaz, surtout lorsque les exploitants de réseau et les services publics privilégient une capacité pilotable.
Ainsi, même si le total annuel des fermetures était faible, la composition des capacités de remplacement est tout aussi déterminante. Le système évolue, mais pas toujours en ligne droite du charbon vers une électricité sans carbone.
Les ordres fédéraux d’urgence ont modifié le calendrier
Une raison majeure pour laquelle davantage de charbon n’a pas été retiré en 2025 est l’intervention fédérale. Le ministère américain de l’Énergie a émis des ordres d’urgence en vertu de la section 202(c) du Federal Power Act, demandant à plusieurs centrales à charbon de rester temporairement disponibles au nom de la fiabilité du réseau. Le texte de l’EIA fourni cite notamment des centrales dans le Michigan, l’État de Washington, l’Indiana et le Colorado.
La plupart de ces fermetures retardées sont passées des dates de fermeture prévues en 2025 au début ou au milieu de 2026, d’après les informations communiquées par les exploitants à l’EIA. En pratique, les ordres d’urgence ont accordé du temps à des unités vieillissantes qui semblaient autrement prêtes à quitter le service. Cela ne garantit pas un fonctionnement à long terme, mais montre comment les préoccupations de fiabilité peuvent interrompre les calendriers de décarbonation.
Cela compte parce que les calendriers de fermeture sont souvent traités comme des jalons figés dans les récits de transition énergétique. Les données de 2025 suggèrent qu’il vaut mieux les comprendre comme des objectifs susceptibles d’être révisés lorsque les conditions du réseau se tendent ou que les ressources de remplacement tardent. À mesure que la demande d’électricité devient plus difficile à prévoir et que les besoins de capacité deviennent plus pressants, les décideurs pourraient intervenir plus souvent pour préserver des centrales censées fermer.
La tendance récente des fermetures de charbon s’est adoucie
Les données fournies replacent aussi le chiffre de 2025 dans son contexte. Les fermetures de charbon ont généralement reculé depuis 2022, année où les exploitants ont retiré 13,7 gigawatts, soit environ 6,5 % de la flotte en service à la fin de 2021. À l’inverse, le total de 2,6 gigawatts en 2025 ne représentait que 1,5 % de la capacité charbon de fin 2024.
Ce ralentissement n’efface pas le déclin à long terme de la flotte charbon, mais il suggère que les fermetures les plus faciles ont peut-être déjà eu lieu. Ce qui reste peut être davantage imbriqué dans la fiabilité régionale, la politique locale ou les contraintes de ressources de remplacement. Plus le système se rapproche des cas difficiles, plus les calendriers risquent de déraper.
Il y a aussi ici une leçon stratégique plus large. La transition hors du charbon n’est pas influencée seulement par l’économie et les politiques d’émissions, mais aussi par la séquence des infrastructures. Si de nouvelles capacités de production, de transport, de stockage ou de gaz ne sont pas prêtes à temps, les centrales anciennes peuvent obtenir un sursis temporaire. Cela crée un système où les fermetures annoncées sont de vrais signaux, mais pas des garanties finales.
Ce que montrent vraiment les chiffres de 2025
Le chiffre phare, le plus faible total de fermetures en 15 ans, pourrait être mal lu comme un retour du charbon. Les informations fournies ne soutiennent pas cette conclusion. Elles soutiennent quelque chose de plus étroit, mais toujours important : le recul du charbon peut se figer lorsque les exploitants de réseau et les autorités fédérales estiment que la fiabilité exige plus de temps.
Cette nuance compte pour la planification énergétique. Les décideurs, les services publics et les investisseurs ne peuvent pas supposer que les trajectoires de fermeture se dérouleront exactement selon le calendrier. Ils ne peuvent pas non plus supposer que chaque fermeture de centrale à charbon sera compensée par une production renouvelable. Dans certains cas au moins, le gaz reste la technologie de transition qui arrive en premier.
L’expérience de 2025 sert donc d’avertissement contre des modèles de transition trop linéaires. Le charbon continue de sortir du système américain, mais le rythme est désormais façonné par une intervention plus active et des arbitrages plus visibles.
L’année à venir
Si les fermetures reportées identifiées par l’EIA avancent en 2026, le total exceptionnellement faible de l’an dernier pourrait n’avoir été que temporaire. Mais si de nouvelles inquiétudes de fiabilité apparaissent, d’autres retards sont possibles. Dans tous les cas, les données de 2025 marquent un changement clair de ton. La question centrale n’est plus de savoir si le charbon ferme, mais à quelle vitesse, et dans quelles conditions le gouvernement fédéral est prêt à ralentir ce processus.
Cet article s’appuie sur un reportage de CleanTechnica. Lire l’article original.
Originally published on cleantechnica.com
