Crise d’Ormuz : le charbon rafle la mise, la transition passe à la caisse

Pas une tonne de charbon ne franchit le détroit d’Ormuz. C’est pourtant le plus sale des combustibles qui sort grand vainqueur de la guerre contre l’Iran, et c’est la presse de la transition énergétique elle-même qui l’admet. La planète va en brûler comme jamais. La Nouvelle-Calédonie, dont le nickel tourne au charbon et au fioul au moment où ses tarifs d’électricité s’alignent sur les coûts réels, aurait tort de se croire à l’abri.

Dossier spécial. Temps de lecture : 12 minutes.

Cette guerre, ouverte fin février par les États-Unis et Israël contre l’Iran, a ses gagnants : constructeurs de voitures électriques, producteurs de pétrole et de gaz éloignés du Golfe, raffineurs qui vendent au prix fort. Mais le vrai bénéficiaire, absent des communiqués, est noir, poussiéreux et sent le soufre : le charbon.

Rappel des faits. Dans la nuit du 28 février, des frappes américano-israéliennes visent l’Iran, qui riposte en fermant de fait le détroit d’Ormuz, entre l’Iran et Oman, par où passait environ un cinquième des flux mondiaux d’hydrocarbures. Huit mois plus tard, le verrou tient toujours : de février à août, le trafic des navires de matières premières a été divisé par six, de 95 bateaux par jour à une quinzaine, avec un rebond à 36 après le protocole d’accord irano-américain de fin juin. Début octobre, un tanker touché par un projectile signalait encore des dégâts en salle des machines.

L’aveu qui vient du camp de la transition

Le constat aurait pu venir d’un lobby minier australien ou d’un éditorialiste allergique aux éoliennes. Il vient de l’autre rive. Le 12 octobre, Transitions & Énergies, titre spécialisé dont la transition énergétique est la raison d’être, désignait sans détour le charbon comme premier bénéficiaire de la crise énergétique. Il concédait que les efforts de transition perdent presque tout sens si le charbon continue de grimper, rappelant que les institutions internationales avaient annoncé à répétition le déclin d’un combustible qui bat ses records chaque année.

Dans la profession, l’aveu fait l’effet d’un pavé dans la mare. Il y a quelques mois encore, des agences internationales aux grands énergéticiens et aux bureaux d’ingénieurs, le discours dominant était limpide : le charbon a passé son pic, reste à savoir à quelle vitesse il décline. L’Agence internationale de l’énergie (AIE) elle-même prévoyait en décembre un léger recul de la demande en 2026, puis un lent déclin d’ici 2030. Quand les porteurs de ce récit concèdent que le plus vieux des combustibles a remporté la manche, ce n’est plus une opinion. C’est un constat.

Le grand gagnant n’a même pas besoin du détroit

Paradoxe : le conflit a bouleversé le marché du charbon alors que quasiment aucune cargaison n’emprunte Ormuz. Près d’un cinquième du commerce mondial de gaz naturel liquéfié (GNL) passait par le détroit, et environ 17 % des capacités de production du Qatar ont été endommagées. Le gaz se raréfie et flambe ; tout pays doté de centrales à gaz et de vieilles chaudières à charbon en réserve fait le même calcul et rallume le charbon. En Europe, au Japon, en Corée, en Chine, la consommation a dépassé les prévisions.

L’AIE a dû manger son chapeau : sa mise à jour de mi-année prévoit une hausse de 1,2 %, à 8,94 milliards de tonnes, nouveau record après les 8,84 milliards de 2025. La tonne a dépassé les 145 dollars à la mi-septembre, au plus haut depuis trois mois. L’électricité suit : au deuxième trimestre, ses prix spot moyens ont bondi de plus de 30 % sur un an dans l’Union européenne comme au Japon.

L’Asie charbonne à pleins poumons

L’Asie tourne à plein régime. La Chine devrait consommer environ 5 milliards de tonnes cette année (+1 %), l’Inde 1,353 milliard (+4,2 %). La Corée du Sud, censée réduire sa consommation, l’augmente d’environ 6 %, à quelque 119 millions de tonnes. L’Asie du Sud-Est grimpe à environ 574 millions de tonnes, tirée par l’Indonésie et le Vietnam.

La météo en rajoute. Un El Niño vigoureux gonfle les besoins en climatisation et réduit l’hydroélectricité de gros consommateurs de charbon comme l’Inde ou le Vietnam : moins d’eau dans les turbines, plus de charbon dans les chaudières. Le Japon et la Corée, eux, compensent le gaz manquant avec le charbon australien haut de gamme embarqué à Newcastle.

L’Europe vertueuse remet du lignite dans la chaudière

L’Europe, prompte aux leçons de sobriété carbone, n’y échappe pas. En mars, l’Italie a annoncé repousser de treize ans la fermeture de ses centrales à charbon. Treize ans. L’Allemagne envisage d’en relancer certaines pour garantir une électricité pilotable, et le chancelier Friedrich Merz assume : pas question, selon lui, de sacrifier le cœur industriel du pays à des plans de sortie devenus irréalistes.

Le pays de l’Energiewende est au pied du mur. Vingt ans d’investissements massifs dans l’éolien et le solaire, doublés de la sortie du nucléaire, l’ont laissé dépendant du charbon et du lignite, ce charbon médiocre qui abonde dans son sous-sol. Sans vent ni soleil, il faut bien produire : même avec une quarantaine de centrales à gaz lancées en urgence, Berlin ne peut se passer du charbon, a fortiori avec un gaz hors de prix. L’AIE table tout de même sur une demande européenne contenue à 276 millions de tonnes (renouvelables, nucléaire plus disponible dans certains pays, politiques de sortie du charbon, industrie en petite forme). Maigre consolation : l’Europe brûle moins de charbon en partie parce qu’elle produit moins.

Le paradoxe américain : Trump adore le charbon, le marché beaucoup moins

Seule exception : les États-Unis, où l’AIE prévoit une baisse d’environ 7 % de la demande de charbon en 2026, malgré le soutien politique à la filière. Explication : le gaz de schiste, abondant et bon marché, qui a protégé l’Amérique des secousses mondiales, plus d’importantes capacités solaires et éoliennes mises en service cette année, héritage de l’accélération lancée sous Joe Biden. Le président qui promettait de sauver les mineurs regarde leur combustible reculer.

Chez le voisin australien, les mineurs sabrent le champagne

Le gagnant le plus visible est à deux heures d’avion de Nouméa. Deuxième exportateur mondial de charbon, l’Australie est, selon l’AIE, la mieux placée pour absorber la demande, et ses mines s’agrandissent. Ses exportations de charbon thermique ont gagné 8 millions de tonnes, à 213 millions, sur l’exercice 2025-2026, et Canberra prévoit des prix élevés au second semestre, portés par la pénurie de GNL.

Mines de charbon à ciel ouvert dans la Hunter Valley, arrière-pays du port de Newcastle, d’où le charbon australien part vers l’Asie. Photo : Tim J Keegan / Wikimedia Commons (CC BY-SA 2.0), recadrée

Le calendrier fait sourire : ce boom tombe au moment où l’Australie s’apprête à mener les négociations du prochain sommet climat de l’ONU. Prôner la sortie des fossiles d’une main, creuser de nouvelles mines de l’autre : la diplomatie climatique a ses contorsions.

Et le Caillou ? Du charbon à Prony, du fioul à Doniambo

Sans raffinerie ni réserve connue de combustibles fossiles, la Nouvelle-Calédonie s’approvisionne par la mer, à Singapour pour les produits pétroliers et en Australie pour le charbon. Et son industrie dévore l’électricité : en 2025, les métallurgistes ont absorbé les deux tiers des 2 018 gigawattheures consommés, avec un mix fossile à 82 %.

Dans le Grand Sud, la centrale de Prony, voisine de l’usine hydrométallurgique, aligne deux tranches de 50 mégawatts au charbon pulvérisé et peut importer jusqu’à 360 000 tonnes de charbon par an à pleine puissance. Choisie en commun par Enercal et l’industriel du Sud, elle est aujourd’hui filiale d’Enercal. Dans le Nord, la centrale au charbon de Koniambo est à l’arrêt avec l’usine depuis septembre 2024 ; le chinois Lygend a déposé une offre de rachat en mars. À Doniambo, la SLN tourne avec une centrale flottante au fioul louée à Karpowership depuis septembre 2022, près de 5,5 milliards de francs par an, dans une filière où l’énergie pèse en moyenne 60 % des coûts de production.

L’usine SLN de Doniambo, à Nouméa. Dans la métallurgie du nickel, l’énergie pèse en moyenne 60 % des coûts de production. Photo : Monofruit / Wikimedia Commons (CC0)

Chaque dollar pris par le charbon ou le baril alourdit donc le prix de revient d’un nickel calédonien déjà plombé. Et Ormuz frappe là où on ne l’attendait pas : le 16 septembre, l’État a accordé à Prony Resources un nouveau prêt, au montant non précisé, notamment pour acheter du soufre, dont le prix a flambé avec le conflit, quelques jours après le retrait de New Battery Metals, seul candidat à la reprise. Le Golfe est loin, ses factures beaucoup moins.

La fin du rattrapage tarifaire tombe à pic... pour personne

Au 1er octobre, les tarifs réglementés de l’électricité ont pris 10,28 %, dernier des trois paliers du rattrapage engagé en 2024. La période transitoire s’achève : les tarifs pourront varier à la hausse comme à la baisse, avant un alignement automatique sur le coût réel à partir de 2027. Vérité des prix sur le papier ; dans les faits, fin d’un amortisseur au moment où les fossiles flambent.

Le chemin parcouru est réel : production publique renouvelable à 65 %, CO2 par kilowattheure passé de près d’un kilo en 2016 à 320 grammes en 2025. Mais les 35 % restants coûtent cher quand le monde s’embrase. Le pays connaît le scénario : en 2022, l’envolée du charbon liée à la guerre en Ukraine avait menacé Enercal de cessation de paiement, quand 80 % de l’électricité locale venait de fossiles importés. La collectivité doit encore plus de 15 milliards de francs à Enercal.

À la pompe, le message est passé : +17 % en moyenne au 1er avril, l’essence à 191,40 francs le litre en juin, le gazole à 190,60 francs au 1er octobre après une nouvelle hausse de près de dix francs, et le retour de l’aide carburant aux professionnels.

El Niño, l’invité qui assèche les barrages

Le ciel s’en mêle. L’Organisation météorologique mondiale évoque un El Niño peut-être le plus puissant depuis quarante ans, culminant en fin d’année. Météo-France anticipe pour le pays une sécheresse marquée jusqu’en décembre, avec environ 20 % de pluie en moins, surtout en octobre et novembre, généralement les mois les plus secs. Or Yaté couvre près d’un tiers de la consommation publique d’électricité. Quand ses réservoirs baissent, la relève ne tombe pas du ciel : elle se brûle.

Le barrage de Yaté couvre près d’un tiers de la consommation publique d’électricité. La sécheresse annoncée avec El Niño menace ses réserves. Photo : ToucanWings / Wikimedia Commons (CC BY-SA 3.0)

Le gaz, une promesse qu’on nous a déjà vendue

Reste l’après. Enercal étudie la conversion de Prony du charbon au gaz, sans décision d’investissement à ce stade. La SLN verrait bien sa centrale flottante devenir la centrale pays, éventuellement convertie au gaz. L’idée a près de dix ans, et son bilan mérite relecture avant toute signature.

En 2013 déjà, la SLN avait renoncé au gaz, faute de fourniture garantie sur toute la durée de vie de sa future centrale. L’obstacle sera balayé cinq ans plus tard. En janvier 2018, le gouvernement de l’époque choisit officiellement le gaz pour la centrale pays : environ 200 mégawatts, dont 160 pour Doniambo, quelque 47 milliards de francs d’emprunt garantis par l’État. L’argumentaire est soigné : électricité vendue au réseau public moins cher que celle de la SLN, production souple pour épauler solaire et éolien, CO2 divisé par deux (de 950 000 à 440 000 tonnes par an), black-out quasi exclu. La vieille centrale B devait s’arrêter en 2023.

Le discours tenait en trois mots : propre, abondant, prévisible. En 2019, Nouvelle-Calédonie Énergie cherche un fournisseur pour quinze ans : environ 200 000 tonnes de GNL par an, premières livraisons au second semestre 2023. Le marché nage dans l’abondance, les prix asiatiques sont au plancher, et en décembre la messe est dite : centrale entièrement au gaz, l’option hybride avec ferme solaire étant jugée trop coûteuse. Mais l’appel d’offres prévoyait noir sur blanc un prix indexé sur le pétrole brut ou le Henry Hub américain. La stabilité promise tenait donc au baril, celui qui frôlait les 120 dollars au printemps dernier.

Un méthanier de Qatargas. C’est par ce type de navire que la centrale pays devait être ravitaillée ; depuis le 28 février, le prix du GNL livré en Asie a bondi de 143 %. Photo : devopstom / Wikimedia Commons (CC BY-SA 2.0)

Dix ans plus tard, le verdict est sans appel

La centrale pays n’a jamais vu le jour. À sa place, la SLN a fait venir de Turquie, en 2022, une centrale flottante... au fioul, censée être temporaire et qu’elle voudrait rendre définitive. Dix ans de promesses gazières pour finir au fioul lourd.

L’Orhan Bey, centrale flottante au fioul louée par la SLN à Karpowership et amarrée à Doniambo depuis 2022. Censée être temporaire, elle occupe la place de la centrale pays au gaz jamais construite. Photo : DR

C’est peut-être la meilleure nouvelle de la décennie. Calendrier tenu, les premiers méthaniers seraient arrivés en 2023, juste après le choc ukrainien qui avait porté le GNL asiatique à des records historiques. Puis Ormuz a remis le couvert : depuis le 28 février, le GNL livré en Asie a bondi de 143 %, jusqu’à 25,30 dollars le million de BTU, au plus haut depuis plus de trois ans, et frôlait encore les 25 dollars début septembre. Deux crises majeures en quatre ans : le gaz prévisible n’aura pas tenu dix ans.

Le charbon, lui, a pris un peu plus de 20 % en mars avant de se stabiliser entre 135 et 150 dollars la tonne australienne. Il arrive d’Australie en quelques jours de mer, sans détroit stratégique. Voilà pourquoi ceux qui en avaient l’ont gardé ou rallumé, de Tokyo à Rome, en attendant Berlin, tandis que les seuls à reculer, les Américains, ont leur propre gaz. La Nouvelle-Calédonie, elle, achèterait chaque molécule au cours mondial, face à Tokyo et Séoul. Or en temps de crise, les méthaniers vont au plus offrant, et un acheteur de 200 000 tonnes par an ne l’est jamais.

Prony au gaz : la facture tombera sur les ménages

La conversion de Prony n’est pas neuve. En 2022, le gouvernement voulait déjà basculer la centrale au gaz, pour quelque 65 milliards de francs, en comptant sur l’État pour une garantie ou un prêt à long terme. Une somme à amortir pendant des décennies, qui finira d’une manière ou d’une autre dans le prix du kilowattheure.

Or, dès 2027, le prix de l’électricité suivra automatiquement son coût réel, réajusté chaque trimestre comme celui du carburant. Vertueux sur le papier, ce mécanisme devient, avec du gaz importé, une machine à transmettre les crises : chaque flambée du GNL arrivera sur la facture des Calédoniens dans les trois mois. Le gouvernement pourra tenter de lisser, comme pour les carburants ce printemps. Avec quel argent ? La collectivité n’a quasiment jamais versé à Enercal la compensation due, d’où sa dette de plus de 15 milliards.

On objectera que la part fossile de la production publique n’est plus que de 35 % et doit encore baisser. Exact, et c’est le piège. Après la fermeture de Népoui en 2027, Prony deviendra le principal pilier thermique du réseau public, celui qu’on appelle quand le soleil se couche, que le vent tombe ou que Yaté manque d’eau, comme avec El Niño. Une part réduite mais incompressible, qui fixe la facture les mauvais jours : qu’elle pèse 35 % ou 20 %, si son prix double, ménages et entreprises encaissent. Le gaz importé n’est plus une énergie de transition, mais de crise.

Troquer le charbon australien, voisin et prévisible, contre un gaz suspendu aux humeurs d’un détroit, quand le monde fait le chemin inverse, mérite mieux qu’une étude technique : un vrai débat au Congrès, chiffres à l’appui. Quand les promoteurs de la transition actent eux-mêmes le retour du charbon, vendre le gaz importé comme l’avenir relève du contresens. La leçon de la centrale pays devrait faire jurisprudence.

Les seuls électrons qu’aucun détroit ne peut bloquer sont produits sur place. La batterie de Boulouparis, attendue en août 2027 au moment où ferme Népoui, doit porter la part renouvelable à 70 % pour les Calédoniens, et le projet de station de pompage de Tontouta franchit une étape avec le financement d’un avant-projet détaillé. Encore faut-il que l’argent suive, quand l’opérateur public a dû reporter ses investissements faute d’avoir été payé.

Le climat attendra

Pour 2027, tout dépendra du détroit. Si le GNL circule de nouveau et que le gaz repasse sous ses niveaux de 2026, l’AIE prévoit un repli de 0,4 % de la demande mondiale de charbon, à 8,91 milliards de tonnes ; si Ormuz reste fermé aux méthaniers, elle pourrait grimper encore. Dans les deux cas, on est loin de la COP26 de Glasgow (2021), où la quasi-totalité des pays s’étaient engagés à réduire leur recours au charbon. Plus de 6 500 centrales au charbon tournent toujours, et il reste la première source d’émissions de CO2 liées à l’énergie.

Un bras de mer de quelques dizaines de kilomètres aura suffi à balayer cinq ans de promesses climatiques, et à faire admettre noir sur blanc le retour du charbon aux avocats les plus convaincus de la transition. La transition se proclame dans les sommets ; elle se finance en temps de paix. Quand la guerre éclate, c’est le plus vieux, le plus sale et le plus fiable des combustibles qui ramasse la mise.

À suivre.

Un dossier de La Dépêche de Nouméa