Un verrouillage contractuel : comment les contrats charbonniers de longue durée freinent la transition de l’Asie vers une énergie propre

Des contrats qui survivront aux objectifs climatiques

Partout en Asie, les services publics restent liés au charbon bien plus longtemps que ne le laisseraient prévoir les politiques climatiques ou les tendances du marché. Des contrats d’achat d’électricité conclus pour plusieurs décennies maintiennent les centrales à charbon en activité, même lorsque le réseau dispose d’électricité éolienne et solaire moins chère. En Asie du Sud-Est, entre 50 % et 100 % des capacités de production au charbon sont couvertes par de tels contrats, auxquels il reste en moyenne de neuf à dix-huit ans à courir, selon des données communiquées par l’Alliance pour sortir du charbon. Il en résulte un paradoxe : la production d’électricité renouvelable augmente, mais celle des centrales à charbon reste obstinément élevée, car les contrats obligent les acheteurs à les rémunérer, que leur électricité soit nécessaire ou non.

Les données régionales de production témoignent de ce verrouillage contractuel. La part du charbon dans l’approvisionnement électrique de l’Asie du Sud-Est est passée d’environ 35 % à près de 45 % au cours de la dernière décennie, alors que sa part dans la production mondiale d’électricité reculait d’environ 39 % à 34 %. Les énergies propres restent à la traîne : les énergies renouvelables fournissent environ 26 % de l’électricité de la région, bien en dessous de la moyenne mondiale, qui s’établit à quelque 41 %. Cet écart représente une occasion manquée, tant pour réduire les émissions de carbone que pour faire baisser les coûts du système, à mesure que le solaire, l’éolien et le stockage deviennent moins chers.

Le défi n’est pas seulement technique. Il est aussi juridique et financier. Les contrats charbonniers ont été conçus pour garantir des revenus réguliers aux propriétaires des centrales et des emplois stables aux travailleurs. Si les services publics réduisent la production de charbon prévue par contrat pour faire de la place aux énergies renouvelables, ils s’exposent à des pénalités ou doivent continuer de payer des charges fixes pour des centrales à l’arrêt. À l’échelle du parc d’un pays, ces engagements peuvent se chiffrer en milliards de dollars, ce qui explique pourquoi les gestionnaires de réseau réduisent souvent en priorité la production éolienne ou solaire, même si cela revient à payer l’électricité plus cher.

Le fonctionnement des contrats « take-or-pay »

La plupart des projets charbonniers sur les marchés asiatiques émergents ont été financés grâce à des contrats d’achat d’électricité de longue durée. Beaucoup comportent des clauses dites « take-or-pay », qui obligent les acheteurs à payer un volume ou une capacité minimum, que la centrale fonctionne ou non. L’objectif était de réduire le risque d’investissement en garantissant des revenus pendant vingt à trente ans. Cette structure correspondait à l’ancien modèle, dans lequel de grandes unités au charbon fonctionnant en continu formaient l’épine dorsale du réseau. Elle est mal adaptée à un système moderne où les énergies renouvelables variables fournissent une part croissante de l’électricité et où les réseaux ont davantage besoin de flexibilité que d’une production fixe.

Résilier ou renégocier ces contrats est difficile. Les contrats varient beaucoup, mais les pénalités en cas de production insuffisante sont fréquentes. Lorsque des projets font intervenir des prêteurs et investisseurs étrangers, les contrats d’achat d’électricité peuvent être associés à des accords de soutien public qui offrent de solides garanties aux investisseurs. Des demandes d’indemnisation peuvent alors être déposées si les politiques publiques imposent la fermeture anticipée des centrales. Les gouvernements qui redoutent les litiges avec les investisseurs hésitent souvent à ordonner des fermetures, même lorsque leurs stratégies climatiques l’exigent.

Les réductions de production se multiplient dans la région

Lorsque la production de charbon prévue par contrat accapare la marge disponible sur le réseau, les centrales renouvelables sont contraintes de réduire leur production. Cette pratique, appelée écrêtement, devient plus fréquente. En Chine, où les capacités de production d’électricité propre ont fortement augmenté, la production des centrales au charbon et au gaz a malgré tout progressé de 7,3 % en octobre par rapport à l’année précédente. Des analystes estiment que les engagements de longue durée dans le charbon contribuent à l’écrêtement de la production solaire et éolienne. Wood Mackenzie prévoit un taux moyen d’écrêtement solaire supérieur à 5 % dans 21 provinces au cours de la prochaine décennie. Plusieurs grandes économies de la région Asie-Pacifique, dont le Japon, l’Australie et l’Inde, ont également signalé une hausse de l’écrêtement des énergies renouvelables au cours de l’année écoulée.

L’écrêtement a un coût direct. Les investisseurs dans l’éolien et le solaire perçoivent des revenus inférieurs aux prévisions, ce qui peut freiner les investissements futurs. Les consommateurs en pâtissent également, car le système finit par payer davantage d’électricité qu’il n’en a besoin : pour honorer les contrats charbonniers, mais aussi pour indemniser les projets renouvelables qui ne peuvent pas produire à pleine capacité. Plus les contrats rigides liés au charbon perdurent, plus le risque augmente de voir les actifs d’énergie propre sous-utilisés et les coûts du système s’alourdir.

Un réseau conçu pour des centrales rigides

Les centrales au charbon ont été conçues pour fonctionner de façon continue pendant de longues périodes ; leur montée en puissance et leur ralentissement sont coûteux. La production renouvelable, en revanche, varie. Pour concilier les deux, il faut une meilleure planification, davantage de stockage et des contrats qui valorisent la flexibilité. Sans ces changements, les gestionnaires de réseau maintiennent souvent les centrales au charbon en activité pour éviter les pénalités contractuelles et les contraintes techniques, puis réduisent la production solaire et éolienne aux heures de pointe en milieu de journée ou pendant les nuits venteuses. Un réseau moderne a besoin de dispositifs d’ajustement de la demande, d’interconnexions renforcées, de centrales au gaz flexibles pouvant répondre aux pics à court terme lorsque cela est nécessaire et, de plus en plus, de batteries. Il lui faut aussi des contrats hérités du passé qui permettent de réduire la production au charbon lorsque les énergies renouvelables sont abondantes.

Tour d’horizon des pays

Le casse-tête des contrats charbonniers varie selon les marchés, mais plusieurs tendances se retrouvent : des durées résiduelles de contrat longues, des charges fixes élevées et une incertitude politique quant au financement des fermetures. Voici la situation dans les principaux pays.

Indonésie

L’Indonésie dépend fortement du charbon et dispose d’un vaste parc de centrales couvertes par des accords de longue durée. Le gouvernement a annoncé des objectifs de sortie progressive du charbon, et un Partenariat pour une transition énergétique juste de plusieurs milliards de dollars a été conçu pour l’y aider. Les progrès sont inégaux. Les projets de mise à l’arrêt d’environ 6,7 gigawatts de capacité d’ici à 2030 sont menacés par la lenteur des décaissements des financements internationaux. La compagnie publique d’électricité PLN paie toujours pour des capacités inutilisées dans certaines centrales, en raison de la surconstruction du précédent cycle d’investissement ; un coût finalement supporté par les consommateurs et l’État. Selon les analystes d’Ember, une sortie du charbon d’ici à 2040 nécessiterait de fermer environ 3 gigawatts de capacités chaque année et de déployer rapidement les énergies renouvelables, notamment le solaire associé à des batteries, afin que les énergies propres représentent environ 65 % du bouquet électrique d’ici à 2040. L’Indonésie teste également des opérations de fermeture anticipée, dont un accord lié au mécanisme de transition énergétique de la Banque asiatique de développement. Le modèle consiste à refinancer les actifs charbonniers à moindre coût, à rembourser plus tôt les investisseurs et à fermer les unités avant la date prévue par le contrat initial.

Vietnam

Le Vietnam a pris des engagements de haut niveau pour abandonner le charbon au profit des énergies propres, et son climat d’investissement est relativement favorable. La crainte de pénuries d’électricité incite les responsables politiques à la prudence et les dissuade de fermer trop rapidement les centrales au charbon. Selon des chercheurs, les mesures les plus réalistes à court terme consistent à ne plus ajouter de capacités charbonnières, à mieux utiliser les énergies renouvelables existantes et à réformer les contrats pour permettre aux centrales au charbon de fonctionner moins d’heures sans déclencher de pénalités. L’objectif est d’assurer l’approvisionnement tout en laissant davantage de place à l’éolien et au solaire et en réduisant le risque d’écrêtement.

Philippines

Les Philippines ont interdit les nouveaux projets charbonniers en 2020, mais les centrales déjà en préparation ont été menées à bien, avec des contrats de longue durée. La centrale GNPower Dinginin, dans la province de Bataan, illustre ce verrouillage. La résiliation anticipée d’un important contrat charbonnier peut coûter plusieurs centaines de millions de dollars, une fois pris en compte les dettes en cours, les impôts et les bénéfices perdus. Ces coûts sont généralement répercutés sur les consommateurs. Les entités publiques détiennent une part importante des actifs charbonniers en Asie du Sud-Est. Contrairement aux pays plus riches, qui disposent d’organismes publics pour racheter les contrats, de nombreux gouvernements de la région n’ont pas les moyens budgétaires de le faire. C’est pourquoi les financements mixtes et le soutien multilatéral sont essentiels à tout projet de fermeture.

Inde

L’Inde développe rapidement ses capacités solaires et éoliennes, mais les acheteurs publics continuent de préparer de nouveaux contrats de longue durée avec les producteurs d’électricité au charbon. Avec la croissance de la production propre, les distributeurs risquent de devoir payer des charges fixes importantes pour des actifs charbonniers sous-utilisés. Des groupes de réflexion, dont Ember et Climate Trends, estiment que les sociétés de distribution doivent revoir leurs plans d’approvisionnement et adopter des contrats flexibles afin de privilégier les énergies propres lorsqu’elles sont disponibles. Sans ce changement, les risques d’écrêtement et d’actifs échoués augmenteront.

Financement, droit et répartition des coûts

Derrière chaque centrale au charbon se trouve une structure financière. Dans de nombreux cas, les projets ont été soutenus par des investisseurs et des prêteurs étrangers, ainsi que par les gouvernements des pays hôtes, au moyen de contrats et de garanties. Les recherches du World Resources Institute soulignent une réalité difficile : de nombreux accords d’investissement obligent les gouvernements des pays hôtes à indemniser les investisseurs lorsque des mesures publiques entraînent une fermeture anticipée. Cela constitue un puissant frein à l’action. Les gouvernements aux moyens budgétaires limités sont peu susceptibles d’assumer d’importantes obligations d’indemnisation et hésitent à s’exposer à des litiges avec des investisseurs devant des tribunaux internationaux. Le cadre juridique des investissements d’hier n’a pas été conçu en tenant compte des objectifs climatiques.

Des solutions existent néanmoins. Les gouvernements peuvent mener des négociations structurées réunissant toutes les parties prenantes, notamment les propriétaires des centrales, les prêteurs et les banques de développement. Les pays d’origine des principaux investisseurs étrangers, comme la Chine, le Japon et la Corée, peuvent apporter leur aide, d’autant que des banques publiques de ces pays ont financé de nombreuses centrales au charbon en Asie du Sud-Est. Les banques multilatérales de développement peuvent fournir des financements concessionnels, une assistance juridique et des assurances contre les risques pour débloquer les situations d’impasse. Une fermeture anticipée est rarement possible sans compromis de toutes les parties, mais des précédents se dessinent, notamment en Indonésie et au Chili, où des accords lient la baisse des taux d’intérêt à une réduction plus rapide des émissions.

Pourquoi les fermetures anticipées restent bloquées

L’idée est simple : fermer les centrales plus tôt et les remplacer par des énergies propres. En pratique, il faut indemniser les investisseurs pour les années d’exploitation perdues ou modifier les conditions du contrat. Les règles encadrant les donateurs limitent l’utilisation de fonds publics pour racheter des actifs charbonniers. Les prêteurs privés s’exposent à des risques pour leur réputation lorsqu’ils paient les propriétaires de centrales au charbon pour les fermer. Ces contraintes ont ralenti les programmes de fermeture anticipée et contraint les planificateurs à privilégier d’autres leviers, comme accélérer le déploiement des énergies renouvelables tout en essayant de réduire la durée de fonctionnement des centrales au charbon dans le cadre des contrats existants.

Débloquer les contrats sans faire exploser les budgets

De nouveaux outils financiers et juridiques visent à restructurer les contrats charbonniers afin de permettre aux énergies propres de se développer à moindre coût. Une analyse de RMI présente trois pistes concrètes. La première consiste à résilier par anticipation un contrat d’achat d’électricité au charbon en refinançant l’actif et en remboursant les investisseurs plus rapidement, ce qui permet de fermer la centrale plusieurs années avant la date prévue. La deuxième consiste à remplacer le contrat charbonnier par un contrat d’énergie propre, de sorte que le service de la dette et les revenus soient liés à de nouvelles capacités renouvelables et de stockage venant combler le manque. La troisième consiste à restructurer le contrat charbonnier pour réduire les émissions avant la fermeture, par exemple en abaissant le volume minimum d’électricité à acheter, en réduisant les heures de fonctionnement obligatoire et en alignant les paiements sur la production effectivement appelée, tout en fixant une date ferme de fermeture.

Ces approches reposent sur des mécanismes de transition hors du charbon qui associent prêts concessionnels et capitaux commerciaux afin de maîtriser les coûts pour les consommateurs et les contribuables, tout en indemnisant les investisseurs dans une large mesure. Certaines structures, comme les dispositifs de transition gérée, peuvent créer des périodes de plusieurs années pour organiser la transition, durant lesquelles les capacités propres sont développées et le fonctionnement des centrales au charbon fortement réduit. Avec un soutien politique adapté, ces outils peuvent permettre de réduire les émissions d’au moins 80 % dans certaines centrales, voire de plus de 90 % dans certains cas. L’essentiel est de concevoir des dispositifs finançables qui alignent les incitations des services publics, des propriétaires de centrales, des prêteurs et des régulateurs.

Rendre les contrats plus flexibles

La flexibilité des contrats est tout aussi importante que leur financement. Les contrats d’achat d’électricité signés à une époque où le charbon dominait supposent souvent un fonctionnement en base et des facteurs de charge élevés. Dans un système qui privilégie les énergies renouvelables, ces caractéristiques deviennent des handicaps. Les régulateurs peuvent exiger que les nouveaux contrats et les contrats renégociés prévoient des droits de dispatch économique, des volumes minimums d’électricité à acheter plus faibles, des paiements qui récompensent la flexibilité plutôt qu’une production fixe et la possibilité de suspendre la production au charbon lorsque les énergies renouvelables sont abondantes. Les investissements dans le transport d’électricité et les interconnexions régionales peuvent élargir le marché de l’excédent solaire et éolien. Le stockage et l’ajustement de la demande peuvent déplacer la consommation vers les périodes de forte production renouvelable.

Recourir aux crédits de transition et aux marchés du carbone

Les fermetures anticipées sont plus faciles à financer lorsque les émissions évitées ont une valeur. Des crédits de transition liés à des mises à l’arrêt vérifiables peuvent réduire le coût du refinancement et de la fermeture. Des programmes comme le mécanisme de transition énergétique de la Banque asiatique de développement visent à associer des financements à moindre coût à des réductions d’émissions mesurables et à des calendriers de fermeture clairs. Il est essentiel de concevoir ces dispositifs avec soin pour que les crédits correspondent à des réductions réelles et additionnelles et que les communautés vivant à proximité des centrales en retirent des bénéfices tangibles.

Sécurité énergétique et emplois

Les inquiétudes concernant la fiabilité de l’approvisionnement et l’emploi pèsent lourd dans le débat sur le charbon. Une planification adaptée permet de résoudre ces problèmes. La fiabilité ne repose pas uniquement sur des unités de production en base. Elle exige des ressources capables de réagir rapidement aux variations de l’offre et de la demande. Les batteries, les capacités de production au gaz flexibles lorsqu’elles sont nécessaires comme solution de transition, le renforcement des réseaux et de meilleures prévisions y contribuent. À court terme, les politiques publiques peuvent imposer aux centrales au charbon un fonctionnement plus flexible, en abaissant leur charge minimale stable et en leur permettant de moduler plus rapidement leur production, afin de limiter le gaspillage d’électricité renouvelable.

Une transition juste doit faire partie de chaque plan. Les provinces et les communautés dépendantes du charbon ont besoin d’investissements dans de nouvelles activités, de formations et d’un soutien ciblé. Le calendrier des fermetures peut être organisé de manière à réduire au minimum les perturbations sociales. Lorsque les centrales présentent d’importants risques sanitaires pour les populations locales, une action rapide peut apporter des bénéfices immédiats. Le financement de la transition doit prévoir un soutien aux travailleurs et aux entreprises touchés, et non le traiter comme une question secondaire.

Ces centrales sont-elles vraiment trop récentes pour fermer ?

On entend souvent dire que le parc charbonnier d’Asie du Sud-Est est trop récent pour être fermé. De nouvelles analyses remettent en cause cette idée. Global Energy Monitor prévoit qu’en 2040, l’âge moyen des unités au charbon d’Asie du Sud-Est atteindra environ 28 ans, ce qui placera la plupart des centrales dans la tranche d’âge habituelle de fermeture si les politiques orientent le système vers les énergies propres. Il est essentiel de ne plus construire de nouvelles centrales au charbon. Si aucune capacité supplémentaire n’est ajoutée, seule une petite partie du parc aura moins de vingt ans en 2040. Des études financières montrent également qu’avec des politiques et des financements adaptés, il peut être rentable de fermer certaines unités dès le milieu de leur deuxième décennie d’exploitation et de les remplacer par des énergies renouvelables et du stockage, sans hausse des prix de gros.

Christine Shearer, qui dirige le Global Coal Plant Tracker de Global Energy Monitor, réfute l’idée selon laquelle la jeunesse des centrales au charbon de la région serait une fatalité.

Christine Shearer, Global Energy Monitor : « L’idée que les centrales au charbon d’Asie du Sud-Est sont trop récentes pour être fermées est une idée reçue. »

Cette analyse correspond à l’expérience vécue dans d’autres régions, où le charbon a rapidement disparu dès lors que les contrats et les politiques ont convergé. Pour l’Asie du Sud-Est, la prochaine étape consiste à transformer les opérations pilotes en programmes déployables à grande échelle et à veiller à ce que les nouveaux contrats, qu’ils concernent le charbon ou les énergies propres, intègrent la flexibilité dès le départ. Sans réformes, la région risque de payer deux fois pour les centrales au charbon : une première fois au titre des charges fixes, puis une seconde dans le prix des énergies renouvelables sous-utilisées. Avec des réformes, elle peut réduire ses émissions plus rapidement, attirer des investissements et améliorer la santé publique tout en garantissant l’approvisionnement électrique.

À retenir

• Entre 50 % et 100 % des capacités charbonnières d’Asie du Sud-Est sont liées par des contrats d’achat d’électricité auxquels il reste en moyenne de neuf à dix-huit ans à courir.
• La part du charbon dans la production d’électricité en Asie du Sud-Est a atteint environ 45 % au cours de la dernière décennie, tandis que sa part à l’échelle mondiale reculait à près de 34 %.
• Les énergies renouvelables fournissent environ 26 % de l’électricité de l’Asie du Sud-Est, contre quelque 41 % dans le monde, en partie parce que les contrats charbonniers évinceraient les énergies propres.
• La Chine, le Japon, l’Australie et l’Inde ont signalé une hausse de l’écrêtement des énergies renouvelables, les engagements de longue durée dans le charbon limitant la flexibilité du réseau.
• La résiliation des contrats charbonniers entraîne des pénalités et des demandes d’indemnisation, notamment lorsque les investisseurs étrangers bénéficient de protections, ce qui ralentit les fermetures anticipées.
• Les plans indonésiens de réduction progressive du charbon se heurtent à des retards de financement. Selon les analystes, une sortie du charbon d’ici à 2040 exige de fermer environ 3 gigawatts de capacités par an et de porter la part des énergies renouvelables à quelque 65 % du bouquet électrique.
• RMI et d’autres organismes présentent des outils pour débloquer les contrats : résiliation anticipée, remplacement par des contrats d’énergie propre et restructuration des contrats afin de réduire les émissions.
• Les financements de transition et les crédits carbone peuvent réduire le coût des fermetures, tandis que les nouvelles règles contractuelles devraient privilégier la flexibilité et le dispatch économique.
• Selon Global Energy Monitor, l’âge moyen des centrales au charbon d’Asie du Sud-Est approchera en 2040 celui auquel elles sont habituellement mises à l’arrêt, ce qui rend leur fermeture anticipée possible avec des politiques adaptées.