Pourquoi la hausse du charbon en 2026 peut renchérir durablement l’électricité des ETI françaises et compliquer leur trajectoire carbone

Le retour du charbon dans la production électrique mondiale n’est pas un débat théorique. Il redevient un « plan B » dès que le gaz et le pétrole s’envolent, sous l’effet des tensions au Moyen-Orient.

Pour les ETI industrielles françaises, l’enjeu est immédiat : plus de volatilité sur les prix de l’énergie, davantage d’incertitudes sur les trajectoires carbone, et un besoin renforcé de sécuriser des contrats d’électricité compétitifs et décarbonés.

Un choc géopolitique qui se transforme en choc électrique

Les marchés de l’électricité restent hypersensibles aux crises d’approvisionnement en gaz. Quand les flux se tendent, le système se rééquilibre souvent au détriment du climat, en sollicitant les moyens pilotables les plus disponibles, dont le charbon.

Le détroit d’Ormuz cristallise ce risque. En 2024, environ 20 % du commerce mondial de gaz naturel liquéfié (GNL) a transité par ce passage stratégique, ce qui en fait un point de vulnérabilité majeur pour l’équilibre gazier mondial.

Dans ce contexte, la hausse des coûts de production électrique ne touche pas seulement les pays importateurs de gaz. Elle se propage via les prix de marché, les arbitrages charbon-gaz et la compétition pour les molécules disponibles entre Europe et Asie.

Les faits : charbon en hausse en 2026, mais renouvelables toujours en tête sur la trajectoire

Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), « la production mondiale d’électricité à partir du charbon devrait augmenter de 1,4 % en 2026, après être restée globalement stable en 2025 ».

L’AIE relie ce mouvement à la déstabilisation des marchés gaziers, dans un environnement où les hostilités au Moyen-Orient alimentent la volatilité et renchérissent les coûts de génération dans plusieurs régions.

Effet mécanique : les émissions mondiales de CO2 liées à la production d’électricité sont attendues en hausse de 1 % en 2026, avant une stabilisation envisagée en 2027, à mesure que les renouvelables progressent.

Le signal n’est toutefois pas un basculement durable vers le charbon. L’AIE indique que les énergies renouvelables sont « en passe de devenir la première source mondiale de production d’électricité en 2026, dépassant le charbon », après une quasi-parité en 2025.

Sur la dynamique de l’offre, l’agence anticipe une progression de 8 % des renouvelables en 2026. Elle projette aussi une hausse de leur part dans l’offre mondiale, de 33 % en 2025 à 37 % en 2027.

Le solaire joue un rôle central : sa production devrait dépasser celle de l’éolien en 2026 et devenir la deuxième source mondiale d’électricité renouvelable, derrière l’hydroélectricité.

Pourquoi les ETI françaises sont en première ligne

Les ETI industrielles subissent une double contrainte. D’un côté, la facture énergétique conditionne la compétitivité, notamment dans la chimie, la métallurgie, l’agroalimentaire, les matériaux et la mécanique. De l’autre, les donneurs d’ordres et les régulateurs demandent des trajectoires de décarbonation plus rapides et plus auditables.

Le rebond du charbon en 2026 illustre un point clé pour les directions générales : la transition énergétique n’est pas linéaire. Elle dépend de la sécurité d’approvisionnement, du prix relatif des combustibles et de la disponibilité des capacités pilotables.

Dans l’Union européenne, la situation est contrastée. L’AIE évoque une baisse de 5 % des émissions liées à l’électricité en 2026, ce qui suggère que le mix européen peut continuer à se décarboner, même quand le contexte international se dégrade.

Mais pour une ETI, la question n’est pas seulement macro. Elle se joue sur trois leviers opérationnels : la stratégie d’achat (contrats long terme, exposition spot), la flexibilité (effacement, pilotage des charges) et la capacité à investir (autoproduction, PPA, efficacité énergétique).

La demande d’électricité accélère : industrie, véhicules électriques, data centers

La pression sur les systèmes électriques ne vient pas que de la géopolitique. L’AIE juge que la consommation d’électricité suit une trajectoire « nettement ascendante », tirée par l’industrie, les véhicules électriques et les data centers.

Dans ses dernières projections, l’agence prévoit une croissance de la demande mondiale de 3,6 % en 2026 puis de 3,8 % en 2027, après 3 % en 2025.

Pour les ETI, cette hausse a deux effets. D’abord, elle augmente la valeur stratégique d’une électricité sécurisée et prévisible, car la concurrence pour la puissance disponible s’intensifie. Ensuite, elle renforce l’intérêt des projets qui réduisent l’exposition aux pointes : modernisation d’outils, récupération de chaleur, variateurs, planification fine des cycles de production.

Perspectives : sécuriser le coût, tenir le cap carbone, absorber les à-coups climatiques

À court terme, le risque est celui de cycles de prix plus violents. Quand le gaz se tend, le charbon remonte, les émissions repartent et les entreprises se retrouvent prises entre contraintes budgétaires et obligations de reporting carbone.

À moyen terme, la trajectoire reste orientée vers un système plus électrique et plus renouvelable. La progression du solaire et la hausse attendue de la part des renouvelables dans le mix mondial plaident pour une baisse structurelle des émissions, mais à condition que les réseaux, le stockage et la flexibilité suivent.

Enfin, un facteur additionnel complique la planification : le climat. Le retour d’un épisode El Niño, mentionné comme susceptible d’augmenter les besoins de refroidissement tout en limitant certaines productions hydroélectriques et éoliennes, rappelle que la résilience énergétique devient un sujet de management des risques, pas un simple sujet RSE.

Pour les ETI françaises, la période impose donc une approche pragmatique : sécuriser des volumes, diversifier les sources, accélérer l’efficacité énergétique et renforcer la flexibilité, afin de rester compétitives même quand le système mondial fait un détour par le charbon.