Synthèse de rapport d’Ember Energy – 2026-04 – Global Electricity Review 2026

En quelques mots

En 2025, pour la première fois depuis un siècle, les renouvelables ont dépassé le charbon dans le mix électrique mondial. Pour la première fois hors récession, les fossiles n’ont pas progressé. Et pour la première fois simultanément, la Chine et l’Inde – 42% de la génération charbonnière mondiale – ont vu leur production fossile reculer. C’est une bascule structurelle: le solaire associé aux batteries est désormais moins cher qu’une centrale à gaz neuve dans la majorité des marchés mondiaux. La transition a franchi le seuil de la compétitivité brute — indépendamment de toute politique climatique.

En 2026, un second choc fossile – la guerre américano-israélienne avec l’Iran, après l’invasion ukrainienne de 2022 – a de nouveau exposé la vulnérabilité systémique d’une économie mondiale adossée à des marchés de combustibles volatils et géopolitiquement instables. Trois quarts de la population mondiale vivent dans des pays importateurs nets de fossiles. Les choix faits maintenant définiront le niveau d’exposition à la prochaine crise. La transition est devenue question de survie économique nationale.

L’Australie et le Chili démontrent qu’on peut déjà déplacer plus de 50% de la nouvelle génération solaire vers des heures non-solaires grâce aux batteries – dont le coût a chuté de 45% en un an, à 70 $/kWh. Le Pakistan, qui n’est pas une économie avancée, devrait économiser plus de 6 milliards de dollars en importations de gaz en 2026 grâce à son boom solaire. La compétitivité n’est plus du côté du fossile.

La ressource

🔗 Ember Energy – 2026-04 – Global Electricity Review 2026

Sommaire

Chapitre 1 — « 2025 en revue : la bascule que personne n’attendait si tôt »

En 2025, la génération d’électricité fossile mondiale a reculé de 38 TWh, soit -0,2%. Le chiffre paraît modeste. Il est historique. C’est seulement la cinquième fois depuis le début du siècle que les fossiles n’ont pas progressé – et la première fois que cela se produit hors récession mondiale ou pandémie, dans un contexte de croissance économique de 3,2% selon le FMI. La rupture n’est cependant pas conjoncturelle, mais bien structurelle.

Le moteur de cette bascule est l’énergie solaire, et son échelle dépasse ce que les modèles anticipaient. La génération solaire mondiale a bondi de 636 TWh en 2025 – +30% sur un an, meilleure progression en huit ans malgré une base désormais gigantesque – pour atteindre 2 778 TWh. À ce niveau, la production solaire mondiale équivaut à la demande totale de l’Union européenne. Ce seul bond de 2025 aurait suffi à déplacer l’équivalent de toutes les exportations de GNL transitant par le détroit d’Ormuz cette année-là. Le solaire a ainsi couvert 75% de la croissance nette de la demande électrique mondiale (+849 TWh). Ajoutez l’éolien (+205 TWh), et les deux sources ensemble ont absorbé 99% de la croissance. Il n’est pas resté d’espace pour les fossiles.

La Chine et l’Inde : le double renversement qui change tout
La dynamique globale est indissociable d’un renversement simultané dans les deux plus grands consommateurs de charbon de la planète. En Chine, la génération fossile a reculé de 56 TWh (-0,9%) – première baisse depuis 2015 – alors même que la demande électrique progressait de 503 TWh (+5%). Le solaire chinois a crû de 336 TWh (+40%), couvrant à lui seul les deux tiers de la croissance de la demande nationale. La Chine a installé 378 GW de solaire en 2025, soit 58% des installations mondiales, et 119 GW d’éolien, soit 72% du total mondial. Ces chiffres ne sont plus de la politique industrielle : ils sont de la géologie économique.

En Inde, la chute du fossile (-52 TWh, -3,3%) s’explique par la conjonction d’un record de déploiement renouvelable (+98 TWh, +24% – soit le double du record précédent) et d’une croissance de la demande inhabituellement modérée (+49 TWh, +2,4%). Facteurs climatiques et ralentissement industriel ont joué. Mais le rapport est clair : au-delà des éléments temporaires, « les additions record de génération renouvelable indiquent une dépendance décroissante à la génération fossile pour répondre à la demande croissante. » C’est la première fois ce siècle que les fossiles reculent simultanément en Chine et en Inde.

Le charbon sous le tiers, les renouvelables au-dessus : un siècle de domination prend fin
Deuxième fait majeur du chapitre : les renouvelables (33,8%, 10 730 TWh) ont dépassé le charbon (33,0%, 10 476 TWh) dans le mix électrique mondial. C’est la première fois en cent ans que cela se produit dans un système électrique de cette taille. En 1919, les renouvelables – essentiellement l’hydroélectricité – avaient brièvement devancé le charbon dans un monde électrique trois cents fois plus petit. Depuis lors, le charbon avait régné sans partage, maintenant une part autour de 40% du mix mondial des années 1970 aux années 2010. Cette part est tombée à 33,0% en 2025, soit en dessous du tiers pour la première fois de l’histoire. La décennie 2015-2025 a vu la part du charbon chuter de 38,7% à 33%, pendant que le vent et le solaire passaient de 4,5% à 17,3%.

L’intensité carbone du kWh mondial a reculé de 2,7% en un an, à 458 gCO2e – la plus forte baisse annuelle enregistrée depuis deux décennies, hors année Covid. La direction de voyage n’est plus ambiguë.

Chapitre 2 — « L’ère de la croissance propre : pourquoi le plateau fossile va devenir déclin »

2.1 — Comment le monde a quitté l’ère de la croissance fossile

La rupture n’est pas survenue d’un coup. Dans la seconde moitié des années 2000, les fossiles couvraient encore 73% de la croissance annuelle de la demande électrique mondiale. Entre 2010 et 2014, cette part était encore de 67%. Le point d’inflexion se situe après 2015 : les fossiles ne couvrent plus que 36% de la croissance entre 2015 et 2019, puis 29% entre 2020 et 2024 – malgré une demande annuelle moyenne qui dépasse désormais 800 TWh de croissance nette. En 2025, leur contribution tombe à zéro. 81% de toute la croissance du vent et du solaire depuis 2000 s’est produite dans les dix dernières années. La courbe est exponentielle, et elle commence seulement à prendre de la vitesse.

Si le vent et le solaire n’avaient pas crû depuis 2000, la génération fossile mondiale serait 30% plus élevée aujourd’hui, et les émissions du secteur électrique 28% plus hautes – soit 4 065 MtCO2e supplémentaires chaque année, davantage que les émissions cumulées de tous les pays de l’OCDE dans leur secteur électrique.

La Chine comme pivot mondial, l’Inde comme contre-exemple à venir
La Chine a été, depuis vingt ans, le principal moteur de la croissance fossile mondiale. Entre 2018 et 2025, elle avait ajouté 1 145 TWh de génération fossile – quatre fois plus que l’Inde (+250 TWh), treize fois plus que l’Indonésie (+88 TWh). Son inflexion en 2025 a donc mécaniquement suffi à faire basculer la tendance globale : hors Chine, la génération fossile mondiale ne progressait déjà plus depuis 2018.

La crainte récurrente dans les scénarios climatiques est qu’une Inde en développement accéléré reproduise la trajectoire charbon-intensive de la Chine des années 2000-2020. Ember démonte cette analogie avec des données structurelles. Quand la Chine atteignait le niveau de PIB par habitant de l’Inde aujourd’hui (environ 10 000 dollars en parité de pouvoir d’achat), c’était en 2010 – et le solaire coûtait alors dix fois plus cher qu’aujourd’hui. L’Inde de 2025 dispose d’une technologie que la Chine de 2010 n’avait pas. Le solaire associé au stockage par batterie est déjà moins cher, en Inde, qu’une nouvelle centrale à charbon. La demande électrique par habitant y est deux fois moins intensive en énergie qu’en Chine au même stade de développement, parce que l’économie indienne est plus tertiarisée. Résultat : l’Inde pourrait atteindre son pic de génération charbonnière à moins d’un tiers du niveau record récemment atteint par la Chine. Le pipeline de projets renouvelables déjà en construction – 101 GW de solaire, 24 GW d’éolien, 23 GW de projets hybrides – représente à lui seul deux années de croissance attendue de la demande indienne.

Les économies à fossiles croissants : une fenêtre qui se referme
Le rapport identifie le groupe de pays qui alimentent encore la croissance fossile mondiale – Arabie saoudite, Indonésie, Thaïlande, Malaisie, Égypte, Nigeria – et formule une observation : presque tous se trouvent dans des zones à très fort ensoleillement, avec un potentiel solaire inexploité considérable. L’Égypte reçoit plus du double du rayonnement solaire des Pays-Bas, qui génèrent pourtant 23 fois plus de solaire par habitant. La contrainte n’est pas physique – elle est politique et financière. Et elle se lève : les importations africaines de panneaux solaires depuis la Chine ont bondi de 48% en 2025, l’Algérie multipliant les siennes par six.

La trajectoire globale que dessinent les modèles IEA (STEPS) et BNEF est convergente : avec une croissance propre maintenue à 7,6% par an et une demande progressant à 3,2%, la génération fossile devrait atteindre son plateau puis entamer un déclin structurel au début des années 2030, pour se situer 10 à 20% sous son niveau actuel en 2035. Même en forçant les hypothèses – demande à 4% par an, data centers et électrification en accélération – le propre couvrirait encore 97% de la croissance à horizon 2035.

2.2 — Les batteries : de l’anecdote à l’infrastructure

La deuxième partie du chapitre traite de la transformation des batteries de service de stabilité de réseau en infrastructure énergétique à part entière.

Le problème était connu : le solaire est une ressource diurne. En mai 2025, il couvrait en moyenne un quart de la demande mondiale à midi – et certains pays comme la Hongrie approchaient 91% de couverture solaire à 13h en juin. Mais cette abondance de midi ne résolvait pas la question du soir. En Inde, le charbon continuait de progresser régulièrement entre 18h et 6h, couvrant plus des trois quarts de la croissance nocturne de la demande. Aux États-Unis, solaire et fossiles se partageaient le jour et la nuit selon la même logique. La frontière du coucher du soleil était celle de la transition.

Les batteries la franchissent désormais à un rythme qui surprend les propres projections d’Ember. En 2025, leur coût est tombé à 70 dollars par kWh – une chute de 45% en un an, après déjà -20% en 2024. Les déploiements ont atteint 250 GWh, en hausse de 46%. Le solaire associé aux batteries peut désormais être livré en disponibilité quasi permanente (>95%) pour environ 76 dollars par MWh – soit moins cher et plus rapide à construire qu’une nouvelle centrale à gaz, particulièrement dans les pays dépendants du GNL importé.

Les cas pilotes documentés sont probants. En Australie, au quatrième trimestre 2025, les batteries fixaient les prix de l’électricité 36% du temps lors des heures de pointe du soir – contre 18% un an plus tôt – faisant chuter le prix moyen de gros de 89 à 50 dollars par MWh, une réduction de 44%. Au Chili, le doublement de la capacité de stockage installée (de 3,5 à 7,6 GWh) a évité une augmentation de 43% du curtailment renouvelable, préservant l’équivalent de 2,2% de la demande électrique nationale. La Californie, qui installe plus de batteries que de solaire depuis 2021, déplace déjà la majorité de sa génération solaire vers les heures du soir.

Le calcul global reste cependant révélateur des marges de progression : la capacité installée en 2025 permettrait de déplacer 14% de la croissance quotidienne de génération solaire vers d’autres heures. L’infrastructure de stockage court encore loin derrière l’infrastructure de production – mais la courbe de déploiement des batteries reproduit désormais, avec quelques années de décalage, celle du solaire lui-même.

Chapitre 3 — « Demande et offre mondiales : la cartographie d’un système en mutation »

Le chapitre 3 est une radiographie source par source de la production mondiale d’électricité en 2025, qui confirme et quantifie ce que les chapitres précédents posaient comme thèse. Sa lecture révèle une hiérarchie des dynamiques : le solaire accélère, l’éolien consolide, le gaz stagne, le nucléaire plafonne, l’hydro subit la météo, le charbon recule. Chaque source raconte une partie du même récit.

La demande : modération de surface, accélération structurelle
La demande mondiale d’électricité a progressé de 2,8% en 2025 (+849 TWh), soit un net ralentissement par rapport aux 4,3% de 2024 – mais un chiffre qui s’aligne précisément sur la moyenne décennale de 2,7%. Trois facteurs expliquent le tassement apparent : l’absence d’effet thermique (2025 n’a pas été plus chaud que 2024, contrairement à 2024 qui avait été bien plus chaud que 2023) ; un ralentissement industriel en Chine ; et un simple effet calendaire (2024 était bissextile, ajoutant mécaniquement 0,3 point de croissance). Corrigée de ces effets, la croissance structurelle de la demande s’établit à environ 3% – légèrement au-dessus de la moyenne historique.

La Chine domine cette demande de façon désormais écrasante. Pour la première fois, elle représente un tiers exact de la demande électrique mondiale (33,3%, soit 10 573 TWh), et a couvert à elle seule 59% de la croissance nette mondiale en 2025. Sa demande par habitant atteint 7,5 MWh – presque le double de la moyenne mondiale de 3,9 MWh. À l’autre extrémité, l’Inde ne consomme que 1,4 MWh par habitant, soit un dixième des États-Unis et un tiers de la moyenne mondiale : le potentiel de croissance future est considérable, ce qui rend d’autant plus décisif le chemin technologique qu’elle empruntera.

Deux nouveaux moteurs structurels de demande méritent d’être isolés. Les véhicules électriques ont contribué 66 TWh de croissance en 2025 – 8% de la hausse totale, contre 46 TWh en 2024 – alors que leur part de marché mondial dépassait 25% des ventes de voitures neuves. Les data centers auraient ajouté environ 60 TWh selon l’IEA, soit 7% de la croissance, avec une incertitude méthodologique élevée mais une trajectoire sans ambiguïté : l’IEA projette un doublement de leur consommation d’ici 2030, à environ 950 TWh. Le rapport note que l’impact reste global inférieur à 3% de la demande mondiale en 2030 — mais que les impacts régionaux seront « significativement différents », formulation prudente qui masque des tensions locales déjà documentées ailleurs.

Solaire : la croissance la plus large de l’histoire d’une source d’énergie

La génération solaire mondiale a atteint 2 778 TWh en 2025, avec une progression de 636 TWh – la plus grande augmentation annuelle jamais enregistrée pour une source d’énergie, à l’exception du rebond charbonnier post-Covid de 2021. La différence est de taille : ce rebond était cyclique, rattrapant une chute. La progression solaire de 2025 est structurelle, adossée à 647 GW de nouvelles capacités installées dans l’année.

La courbe exponentielle reste intacte malgré la base désormais massive. Sur dix ans, le solaire a crû en moyenne de 27% par an, sans jamais descendre sous 21% de croissance annuelle. Il a dépassé l’éolien pour la première fois en 2025 et s’approche du nucléaire – qu’il devrait dépasser en 2026, avec l’éolien. En 2015, le nucléaire était dix fois plus grand que le solaire ; l’éolien, trois fois. En dix ans, le solaire a été multiplié par onze.

La concentration géographique reste forte : la Chine représente à elle seule 1 175 TWh de génération solaire en 2025, davantage que l’ensemble de l’OCDE (1 078 TWh) et trois fois les États-Unis (389 TWh). Mais la diffusion s’accélère : 50 pays génèrent désormais plus de 10% de leur électricité depuis le solaire, contre 15 en 2020 et zéro en 2015. Le Pakistan, qui n’est pas une économie avancée, a multiplié sa part solaire par trois en trois ans pour atteindre 18,8% – et son boom solaire devrait lui économiser plus de 6 milliards de dollars d’importations de gaz en 2026.

Éolien : la consolidation du deuxième pilier

L’éolien a produit 2 715 TWh en 2025, en hausse de 205 TWh (+8,2%) – sa deuxième plus grande progression absolue jamais enregistrée. Sa part dans le mix mondial atteint 8,5%, un record historique. La technologie a doublé en sept ans. Mais sa trajectoire est moins spectaculaire que le solaire, et sa concentration géographique encore plus marquée : la Chine représente 42% de la génération éolienne mondiale et 72% des nouvelles installations en 2025, avec 119 GW raccordés – davantage que la capacité totale installée en Allemagne.

Deux signaux méritent attention. Aux États-Unis, les installations éoliennes ont chuté à leur plus bas niveau depuis dix ans (5,6 GW en 2025), reflétant un ralentissement de déploiement aux causes multiples – réglementaires, économiques, politiques. Dans l’Union européenne, des conditions de vent inhabituellement faibles ont réduit la génération de 12 TWh, rappelant la vulnérabilité météorologique d’un système sans stockage suffisant. L’éolien reste la source la plus productive d’Europe (17% du mix UE, le double de la moyenne mondiale), mais c’est précisément là que la complémentarité avec les batteries et le solaire devient critique.

Gaz : le statu quo précaire

Le gaz a progressé de seulement 36 TWh en 2025 (+0,5%), son plus faible taux de croissance depuis 2020, et dix-huit fois moins que le solaire. Sa part dans le mix mondial décline pour la cinquième année consécutive, à 21,8%, contre 23,9% en 2020. Il reste pourtant le seul combustible fossile à avoir crû en 2025 – une nuance structurellement importante : le gaz conserve un rôle de flexibilité que ni le solaire, ni l’éolien, ni les batteries ne couvrent encore entièrement à l’échelle mondiale.

La géographie du gaz est révélatrice des fractures du système. Les États-Unis, premier producteur mondial de gaz-électricité (1 807 TWh, soit plus du quart de la production mondiale), ont paradoxalement enregistré la plus forte baisse nationale (-63 TWh, -3,4%), à cause d’une hausse des prix qui a inversé la substitution charbon-gaz des années précédentes. À l’opposé, Taïwan a augmenté sa génération gaz de 16 TWh pour compenser l’arrêt de son dernier réacteur nucléaire. Six des dix pays les plus dépendants du gaz pour leur électricité se trouvent au Moyen-Orient et en Afrique du Nord – précisément les régions les plus exposées aux chocs géopolitiques que le rapport décrit.

Nucléaire : la renaissance lente

Le nucléaire a atteint un nouveau record absolu de 2 812 TWh (+35 TWh, +1,3%) – mais ce record est à mettre en perspective : il dépasse à peine de 3% le niveau d’avant Fukushima en 2010, dans un système électrique mondial qui a depuis lors crû de 50%. La part du nucléaire dans le mix mondial tombe à 8,9%, son plus bas niveau depuis le début des années 1980.

Le pipeline de construction est néanmoins réel : 70 réacteurs en chantier dans 15 pays, presque tous en Asie. La Chine représente la quasi-totalité de la croissance récente (+37 TWh), la France confirme sa remontée après les années d’incidents (+12 TWh), le Japon poursuit sa réactivation partielle (+9 TWh). Mais les fermetures compensent : Belgique (-7 TWh), Taïwan qui achève son démantèlement planifié (-8,9 TWh). Le nucléaire croît, mais moins vite que la demande – et infiniment moins vite que le solaire. Sa contribution à la décarbonation reste positive et irremplaçable dans certains systèmes, mais il ne peut plus prétendre au rôle de moteur de la transition.

Hydro et charbon : le temps long contre le temps court

L’hydroélectricité illustre la vulnérabilité climatique des sources renouvelables pilotables : quasi stable à l’échelle mondiale (+3 TWh, +0,1%), elle masque des écarts régionaux violents. La Chine et l’Inde ont bénéficié de bonnes conditions (+45 TWh et +21 TWh respectivement), pendant que l’Europe alpine souffrait de faibles précipitations (-43 TWh pour l’UE), et que le Brésil et la Turquie enregistraient des baisses significatives. La ressource hydro, historiquement la colonne vertébrale du renouvelable, dépend désormais d’une météo dont la variabilité s’accroît avec le changement climatique – ce que le rapport effleure sans approfondir.

Le charbon, enfin, a reculé de 63 TWh (-0,6%) en 2025 – premier recul depuis 2020. Sa part est tombée sous le tiers du mix mondial pour la première fois de l’histoire. En Europe, elle n’est plus que 13% (9,2% dans l’UE-27). En Amérique du Nord, elle a chuté des deux tiers en vingt ans, de 45% à 15%. En Océanie, les renouvelables dépassent désormais le charbon. En Afrique, le charbon a presque été divisé par deux depuis 2005. Seule l’Asie résiste : 52% du mix régional, 82% de la génération charbonnière mondiale. Mais même là, la part a reculé de dix points depuis son pic de 2013, et les renouvelables gagnent du terrain à un rythme de dix points en sept ans.

Chapitre 4 — « Les sept grandes économies : sept destins, une même bascule »

Les sept plus grandes économies électriques mondiales représentent 72% de la demande planétaire. Lues ensemble, elles forment un atlas des trajectoires de la transition – avec leurs vitesses différentes, leurs blocages structurels, leurs avances et leurs contradictions. Aucune ne suit exactement le même chemin, mais toutes subissent la même gravité : le propre devient moins cher, plus rapide à déployer, et politiquement plus défendable que le fossile.

Chine : le basculement du plus grand

La Chine concentre à elle seule les superlatifs qui donnent le vertige. En 2025, sa demande électrique atteignait 10 573 TWh — un tiers exact de la demande mondiale, le double des États-Unis, cinq fois l’Inde. Sa croissance annuelle de 5% (+503 TWh) représentait à elle seule 59% de la hausse mondiale nette. Et pourtant, pour la première fois depuis 2015, sa génération fossile a reculé (-56 TWh, -0,9%). La raison est arithmétique autant que politique : la croissance propre (+561 TWh, +15%) a tout simplement dépassé la croissance de la demande.

Le seul bond solaire chinois de 2025 – +336 TWh, soit +40% – dépasse en volume l’intégralité de la croissance solaire mondiale enregistrée en 2023. La Chine a installé 378 GW de solaire en une année, davantage que la capacité solaire totale cumulée des États-Unis. Elle a installé 119 GW d’éolien, soit 72% du total mondial et davantage que la capacité éolienne totale de l’Allemagne. Le vent et le solaire représentent désormais 22% du mix chinois – dépassant pour la première fois la moyenne des pays de l’OCDE (20%).

Face sombre de ce tableau, la Chine demeure le premier émetteur mondial du secteur électrique, avec 55% de la génération charbonnière mondiale et une intensité carbone de 525 gCO2e/kWh, au-dessus de la moyenne mondiale (458 gCO2e/kWh). Mais l’inflexion est réelle : les émissions ont reculé de 37 MtCO2e en 2025 (-0,7%), première baisse absolue depuis 2015. Et le charbon, qui représentait 70% du mix en 2015, est tombé à 54% – conservant un rôle de plus en plus flexible plutôt que baseload, au fur et à mesure que le solaire et l’éolien s’imposent dans le réseau.

États-Unis : la contra-tendance qui révèle la solidité structurelle

Le cas américain est celui d’un pays dont la politique énergétique officielle est en rupture avec sa trajectoire de déploiement réel. En 2025, le vent et le solaire ont couvert 74% de la croissance de la demande américaine (+131 TWh, +3%), et pour la première fois, l’éolien et le solaire combinés ont dépassé le nucléaire dans le mix électrique national. La dynamique propre est robuste malgré – et non grâce à – l’orientation politique fédérale.

Mais 2025 a aussi introduit une anomalie : la génération charbonnière américaine a augmenté de 85 TWh (+13%), la deuxième hausse annuelle en dix ans, sous l’effet d’une flambée des prix du gaz naturel (+56% par rapport aux niveaux record bas de 2024). Ce gas-to-coal switching a suffi à faire progresser les émissions du secteur électrique de 3,1% (+52 MtCO2e), malgré une croissance fossile totale de seulement 0,9%. La leçon est cinglante : l’exposition aux marchés de combustibles fossiles produit des chocs d’émissions même dans un système en transition. Le charbon américain reste une infrastructure mobilisable à la moindre tension de prix, tant que le stockage ne comble pas les heures creuses.

La trajectoire longue reste positive : depuis le pic de 2007, les émissions américaines du secteur électrique ont reculé de 30%, de 2 479 à 1 737 MtCO2e. La demande par habitant (13,1 MWh) reste trois fois la moyenne mondiale – et près du double de la Chine – révélant des marges d’efficacité encore intactes. En Californie et au Texas, le déploiement de batteries a été massif : respectivement 17 GW et 15 GW installés, l’un multiplié par 2,5 et l’autre par 11 depuis 2022.

Union européenne : en tête, mais les dépendances persistent

L’Union européenne génère 71% de son électricité depuis des sources propres en 2025 – bien au-dessus de la moyenne mondiale (43%). Pour la première fois, le vent et le solaire ensemble (30% du mix) ont dépassé la totalité des fossiles (29%). L’intensité carbone du kWh européen est tombée à 210 gCO2e/kWh, moins de la moitié de la moyenne mondiale. Les émissions du secteur ont été divisées par deux depuis leur pic de 2007.

Mais deux signaux d’alerte méritent attention. D’abord, la faiblesse des vents en début d’année a réduit la génération éolienne de 12 TWh, rappelant que la variabilité météorologique sans stockage suffisant reste une vulnérabilité systémique – au moment même où l’UE n’a déployé que 15 GWh de batteries en 2025, contre 57 GWh pour les seuls États-Unis. Ensuite, la hausse de la génération au gaz de 8% (+34 TWh) – compensant le recul hydraulique — a porté la facture gazière du secteur électrique européen à 32 milliards d’euros, en hausse de 16%. Ember le note sobrement : l’UE a remplacé une dépendance au gaz russe par une dépendance croissante au GNL américain – dont la volatilité, liée à la guerre américano-iranienne de 2026, a de nouveau exposé la fragilité de cette substitution.

Inde : le charbonnier qui bifurque

L’Inde de 2025 est à la fois le pays dont la transition progressait le plus vite en termes de records battus, et celui dont le mix électrique reste le plus carboné des grandes économies (670 gCO2e/kWh, 71% de charbon). Ce paradoxe apparent reflète une réalité de rattrapage : la demande est encore si basse par habitant (1,4 MWh, un dixième des États-Unis) que les additions renouvelables se voient immédiatement dans les statistiques, tandis que la base charbonnière absolue reste massive.

Les signaux de bifurcation sont néanmoins concrets. L’Inde a installé plus de capacité solaire que les États-Unis en 2025 – une première. Le solaire est devenu la première source d’électricité propre du pays, devant l’hydraulique. Le pipeline de projets déjà en construction (101 GW solaire, 24 GW éolien, 23 GW hybrides) représente deux années complètes de croissance attendue de la demande. Et pour la première fois depuis le début du siècle, le charbon a reculé simultanément en Chine et en Inde – les deux plus grands consommateurs mondiaux. Les émissions indiennes du secteur ont baissé de 2,9% en un an, à 1 395 MtCO2e.

La contrainte nocturne documentée au chapitre 2 est ici particulièrement visible : le charbon couvrait encore plus des trois quarts de la croissance de la demande indienne entre 18h et 6h en 2025, et certaines centrales à charbon ont dû inviter des appels d’offres pour installer des batteries à leurs côtés, afin de réduire leur génération minimum et laisser de la place au solaire de midi. C’est la transition qui frappe à la porte du dispatchable fossile par le bas.

Russie : l’absent de la transition

La Russie est le cas-limite du rapport — le seul des sept grands à n’avoir engagé aucune transition structurelle. Le vent et le solaire représentent moins de 1% de son mix électrique, contre 22% en Chine, 19% aux États-Unis, 30% dans l’UE, 14% en Inde. Le dernier appel d’offres pour des renouvelables date de 2021. La génération fossile représente 64% du mix, dominée par le gaz (45%) — plus qu’aux États-Unis (40%) et le double de la moyenne mondiale (22%).

La baisse de demande de 2025 (-17 TWh, -1,4%) — la première depuis la pandémie — est intégralement météorologique : le janvier 2025 a été le plus chaud jamais enregistré en Russie. Les émissions du secteur n’ont quasiment pas bougé. L’intensité carbone (450 gCO2e/kWh) est légèrement sous la moyenne mondiale par l’effet du gaz — moins carboné que le charbon — et non par vertu de transition. La demande par habitant (8,2 MWh) est plus du double de la moyenne mondiale, avec des émissions par habitant (3,7 tCO2e) plus de deux fois supérieures à la moyenne européenne. Le rapport ne commente pas l’aspect géopolitique de cette inertie — mais le graphe de savoirs du corpus REPÈRES RSE le fait : la Russie est le pays dont la rente fossile finance directement le conflit qui expose le reste du monde à la vulnérabilité énergétique que le rapport dénonce.

Japon : la transition par le bas, lente et contrainte

Le Japon illustre ce que la transition ressemble quand elle se fait sous la double contrainte de la géographie insulaire et du traumatisme nucléaire. Le solaire a presque triplé sa part en dix ans (3,4% à 9,8%), mais l’éolien reste à 1,3% du mix – dans un pays dont le potentiel éolien offshore est estimé suffisant pour couvrir 18% de la demande d’ici 2035. Les fossiles représentaient encore 67% du mix en 2025, au-dessus des moyennes asiatique (63%) et mondiale (57%), et entièrement importés. Le pays est le cinquième émetteur mondial du secteur électrique.

La trajectoire est néanmoins positive : pour la troisième année consécutive, la génération fossile a reculé (-4,9 TWh). L’intensité carbone (477 gCO2e/kWh) est à son plus bas depuis 15 ans. Le nucléaire, qui avait presque disparu après Fukushima, remonte progressivement à 9,1% du mix (contre 25% avant 2011), avec un objectif gouvernemental de 20% en 2040. La dépendance aux importations de GNL – qui renchérit directement au gré des crises géopolitiques – est le premier argument de la transition japonaise : chaque TWh solaire ou éolien est un TWh de moins à importer sur des marchés devenus structurellement instables.

Brésil : la référence verte sous pression hydrique

Le Brésil est le paradoxe positif du rapport : avec 87% de renouvelables dans son mix électrique, il est le champion G20 de la transition — plus de vingt points devant le Canada (64%), et loin devant la Chine (37%) ou les États-Unis (26%). Son intensité carbone (110 gCO2e/kWh) est moins du quart de la moyenne mondiale. Par habitant, ses émissions du secteur (0,4 tCO2e) sont quatre fois inférieures à la moyenne mondiale.

Mais ce modèle repose sur une fondation fragilisée par le changement climatique : l’hydraulique, qui représentait encore 90% du mix au début des années 2000, est tombé à 52% en 2025, après trois années consécutives de sécheresse et une troisième baisse de génération (-25 TWh). Les taux de capacité des centrales hydroélectriques brésiliennes ont chuté de plus de 55% au début des années 2010 à environ 40% en 2025. Le vent et le solaire compensent — et au-delà : le solaire a été multiplié par cinq en quatre ans (de 17 à 89 TWh entre 2021 et 2025), dépassant pour la première fois la génération fossile en 2025. Mais la montée du curtailment renouvelable et l’absence de stockage massif indiquent que le modèle brésilien, longtemps exceptionnel par ses ressources naturelles, doit maintenant s’adapter à une réalité climatique qui rend ces ressources moins fiables.

Conclusion — « Le troisième choc fossile n’aura pas les mêmes victimes »

2025 a tranché une question que les modèles débattaient depuis dix ans : la croissance propre peut-elle absorber la totalité de la croissance électrique mondiale sans laisser d’espace aux fossiles ? La réponse est oui – et elle est arrivée non pas dans un scénario climatique optimiste, mais dans les données brutes de 215 pays, dans un contexte de croissance économique mondiale de 3,2%.

Ce résultat n’est pas le fruit d’une politique coordonnée. Il est le produit d’une courbe de coût. Le solaire a crû de 30% en un an, à une vitesse exponentielle que ses propres promoteurs n’anticipaient pas à cette échelle. Les batteries ont chuté de 45% en un an. Ces deux technologies ont convergé pour produire, dans les marchés pionniers – Australie, Chili, Californie – une électricité solaire disponible vingt-quatre heures sur vingt-quatre, moins chère qu’une centrale à gaz neuve. La transition a franchi le seuil de la compétitivité économique brute, indépendamment de toute considération climatique. C’est ce qui la rend, pour la première fois, véritablement irréversible dans le secteur électrique.

Le contexte géopolitique de 2026, dans lequel ce rapport est publié, n’est pas un accident de calendrier. Deux chocs fossiles en quatre ans – l’invasion ukrainienne en 2022, la guerre américano-iranienne en 2026 – ont exposé la même vulnérabilité structurelle : trois quarts de la population mondiale vivent dans des pays importateurs nets de fossiles, dont les économies sont otages de marchés qu’ils ne contrôlent pas. La transition énergétique cesse d’être un impératif climatique pour devenir un impératif de souveraineté – et c’est précisément ce changement de registre qui lui ouvre des coalitions politiques inédites.

Les pays qui décarbonent le plus vite ne le font plus malgré les contraintes économiques – ils le font parce que c’est devenu l’option la moins chère et la moins risquée. Le Pakistan économisera plus de 6 milliards de dollars d’importations de gaz en 2026 grâce à son boom solaire. L’Indonésie s’engage sur 100 GW de solaire. L’Inde a installé plus de capacité solaire que les États-Unis pour la première fois. La prochaine vague de transition ne viendra pas des économies avancées – elle viendra des économies ensoleillées qui n’ont plus les moyens de rester fossile-dépendantes.

Références

Curtailment — Écrêtement de la production renouvelable : énergie solaire ou éolienne produite mais non injectée sur le réseau, soit par excès d’offre, soit par contraintes de transport. Indicateur clé de la saturation d’un réseau et du besoin en stockage.

Capacité factor (taux de charge) — Ratio entre la production réelle d’une centrale sur une période et sa production théorique maximale. Un panneau solaire fonctionne en moyenne à 15-25% de sa capacité nominale ; une centrale hydraulique brésilienne est passée de 55% à 40%.

STEPS (Stated Policies Scenario) — Scénario de l’IEA modélisant la trajectoire énergétique mondiale si les politiques actuellement annoncées sont mises en œuvre. Moins ambitieux que le Net Zero Scenario, mais plus réaliste que les trajectoires « business as usual ».

Battery Energy Storage System (BESS) — Système de stockage par batteries à l’échelle du réseau. Unité de mesure en GWh. Le coût est tombé à 70 $/kWh en 2025, rendant le solaire + BESS compétitif face au gaz dans la plupart des marchés.