L’Asie produit aujourd’hui plus de la moitié des émissions mondiales de CO₂, et les choix institutionnels qu’elle fait maintenant dessineront la trajectoire climatique planétaire jusqu’en 2050. Les politiques asiatiques suivent des combinaisons variables d’ajout de renouvelables, de limitation ou de réduction du charbon, de financement de transition et de réformes du système électrique. Ce clivage n’est pas technique, il est politique, et ses conséquences seront durables.

L’essentiel

  • La technologie renouvelable est disponible partout en Asie ; l’architecture institutionnelle détermine si elle remplace le charbon ou s’y ajoute.
  • L’Asie du Sud-Est comptait 120 GW de capacité renouvelable en 2024, avec une projection comprise entre 360 et 600 GW d’ici 2035 selon les scénarios (IEA Southeast Asia Energy Outlook 2026).
  • L’Inde a produit 800 millions de tonnes de charbon en 2022, en hausse de 10 % par an, tout en visant 500 GW de capacité non-fossile d’ici 2030 ; son électricité reste fournie à 75 % par le charbon (Global Energy Monitor).
  • Le Japon et l’Indonésie ont adopté, via les JETP (Just Energy Transition Partnerships), une logique de phase-out daté, exposant leurs économies à des risques de coût différents de ceux du phase-down chinois ou indien.
  • La comparaison entre ces deux architectures fournit un test empirique sur la logique qui résiste mieux aux chocs climatiques et économiques des décennies 2030-2050.

Même technologie, trajectoires opposées

Quand Carl Benedikt Frey publie How Progress Ends (Princeton University Press), il pose une thèse inconfortable pour les enthousiastes de la transition verte : l’innovation technologique ne suffit pas à assurer le progrès. Les institutions, les monopoles et les structures de pouvoir décident si une vague d’innovation débouche sur la transformation ou sur la stagnation. Les turbines solaires et éoliennes sont bon marché, disponibles, scalables. Pourtant, les données asiatiques illustrent exactement ce diagnostic : même technologie, deux architectures institutionnelles, deux trajectoires radicalement différentes.

La Chine et l’Inde ont soutenu la formulation internationale de réduction progressive du charbon sans captage, adoptée dans le Glasgow Climate Pact. L’Indonésie a conclu un JETP avec des partenaires internationaux, dont le Japon ; cet accord vise un pic d’émissions du secteur électrique d’ici 2030 et le net-zéro électrique d’ici 2050, sans fixer de date générale de sortie totale du charbon. L’écart entre ces deux approches tient à un pari institutionnel fondamentalement différent sur la nature du risque à gérer.

Comprendre pourquoi ces choix ont été faits, et ce qu’ils révèlent sur la viabilité de chaque modèle, oblige à regarder de près les contraintes politiques et économiques de chaque pays, pas seulement leurs objectifs climatiques déclarés.

Le phase-down chinois et indien : une rationalité défendable sur un horizon court

Environ 70 % de la production électrique indienne provenait du charbon en 2021-2022 ; environ 75 % provenait de l’ensemble des sources thermiques. Selon le ministère indien du Charbon, la production est passée de 778,21 Mt en 2021-2022 à 893,19 Mt en 2022-2023, soit environ +14,8 %, puis a progressé de 11,7 % en 2023-2024. Simultanément, New Delhi affiche une cible de 500 GW de capacité non-fossile d’ici 2030. Ces deux réalités ne sont pas en contradiction, dans la logique indienne, elles sont complémentaires.

La logique du phase-down repose sur un calcul de résilience. L’Inde doit fournir une électricité fiable et abordable à une population d’environ 1,4 milliard de personnes ; le développement des renouvelables peut contribuer à réduire l’exposition aux importations de combustibles fossiles, tandis que le charbon peut encore contribuer à l’adéquation du système, mais son maintien conserve des risques de prix, d’émissions et d’actifs échoués. Les coupures d’électricité ont des conséquences immédiates sur les industries, les hôpitaux, les ménages. La décarbonation, dans cette lecture, ne peut pas se permettre d’être un pari sur la fiabilité des réseaux.

La Chine suit une logique comparable, mais à une autre échelle. Elle installe aujourd’hui plus de capacité solaire chaque trimestre que la plupart des pays en installent en une décennie. Ses réseaux intelligents progressent. Mais sa production de charbon reste au plus haut, et les provinces industrielles résistent à tout calendrier contraignant de fermeture. La coordination entre les objectifs nationaux du Parti et les intérêts régionaux du charbon constitue un frein structurel que ni la technologie ni la volonté politique centrale ne suffisent à lever rapidement.

Cette observation rejoint directement la thèse de Frey : les vested interests du charbon, emplois, revenus fiscaux régionaux, chaînes d’approvisionnement industrielles, fonctionnent comme des freins institutionnels au progrès, même quand la technologie de remplacement est disponible et compétitive. L’histoire économique regorge de secteurs où la destruction créatrice a été ralentie non par absence d’innovation, mais par résistance organisée des acteurs menacés.

Les JETP japonais et indonésien : un pari sur la substitution pure

La logique JETP est différente dans sa structure. Elle formalise des engagements de transition et de financement ; elle ne comporte pas nécessairement une date de sortie totale du charbon. L’Indonésie a signé son JETP en 2022 lors du G20 de Bali, qui visait 20 milliards de dollars : 10 milliards d’engagements publics de l’International Partners Group et 10 milliards d’investissements privés à mobiliser via GFANZ, avec l’appui attendu des banques multilatérales. Le Japon a engagé sa propre transition avec des objectifs de neutralité carbone pour 2050 ; il vise à réduire autant que possible la part du charbon et à fermer progressivement les centrales inefficaces, sans avoir fixé une sortie totale nationale du charbon.

L’Indonésie, troisième producteur mondial de charbon, gère simultanément ses intérêts d’exportation et ses engagements JETP. Les deux entrent en tension directe : chaque tonne de charbon non extraite représente un manque à gagner réel, immédiat, pour un État dont les finances publiques restent partiellement dépendantes de cette rente. Ce sujet, la difficulté à financer les transitions quand les budgets publics restent contraints, est une tension que l’on retrouve dans d’autres architectures de politique climatique.

Le Japon illustre une autre dimension du problème. Son économie hautement industrialisée et sa dépendance aux importations énergétiques depuis Fukushima en 2011 ont créé une structure de risque spécifique : le pays importe une part majeure de son énergie fossile, ce qui le rend vulnérable aux chocs de prix internationaux. Son engagement JETP répond en partie à ce problème de sécurité énergétique autant qu’à une ambition climatique. Mais la fermeture de centrales à charbon sans alternative de capacité pilotable suffisante expose ses industriels à des risques de rupture d’approvisionnement que leurs concurrents en phase-down n’affrontent pas au même degré.

L’Asie du Sud-Est, entre les deux modèles

L’Asie du Sud-Est représente un terrain d’observation particulièrement instructif, car elle concentre des pays engagés dans les deux logiques, avec des résultats déjà divergents. Selon l’IEA Southeast Asia Energy Outlook 2026, la région disposait de 120 GW de capacité renouvelable installée en 2024. La fourchette de projection pour 2035 s’étend de 360 GW sous les politiques déclarées à 600 GW si les cibles volontaristes sont atteintes. Cet écart entre 360 et 600 GW n’est pas technique : il reflète exactement l’incertitude institutionnelle.

Le Vietnam a développé massivement le solaire entre 2019 et 2021 grâce à des tarifs de rachat garantis ; les capacités installées ont dépassé les capacités du réseau, entraînant des congestions et de l’écrêtement de production solaire dans certaines zones et à certaines heures. L’évolution de l’investissement privé après le remplacement des garanties par des appels d’offres concurrentiels reste difficile à établir. Ce cas illustre comment une mauvaise architecture institutionnelle peut bloquer une transition pourtant bien financée, conformément au cadre analytique de Frey.

Les Philippines, la Malaisie et la Thaïlande gèrent des trajectoires hybrides, accumulant du renouvelable tout en retardant les décisions sur leurs centrales à charbon existantes. L’ADB identifie la tarification carbone comme un levier important, parmi plusieurs freins systémiques au financement de la transition. La géographie du risque climatique, inondations, typhons, sécheresses, aggrave pourtant les enjeux économiques de l’inaction, comme le montre la corrélation entre vulnérabilité climatique et exposition financière que l’on peut retrouver dans l’analyse sur la géographie du risque comme géographie des inégalités.

Quelle architecture résiste mieux aux années 2030-2050

La question prospective mérite d’être posée directement, sans prétendre à une réponse tranchée que les données actuelles ne permettent pas encore de donner.

Le modèle phase-down offre une résilience à court terme : capacité pilotable garantie, coûts de transition étalés, moindre exposition aux aléas du financement international. Mais il présente un risque structurel croissant : les actifs fossiles deviendront des stranded assets à mesure que les marchés carbone progresseront et que les technologies de stockage rendront les renouvelables plus fiables. Un pays dont 75 % de la production électrique reste charbonnière en 2030 s’exposera à des coûts d’ajustement bien plus élevés que s’il avait entamé la substitution plus tôt. Il s’exposera aussi à des barrières commerciales carbone, le mécanisme d’ajustement aux frontières de l’UE est déjà en vigueur, qui affecteront directement la compétitivité de ses exportations industrielles.

Le modèle phase-out via JETP offre une exposition à ce risque plus limitée sur le long terme. Mais la réussite d’une sortie du charbon dépend du financement, du stockage, des réseaux, de la flexibilité, des interconnexions, des ressources pilotables bas-carbone et de la réforme des marchés. Sur le financement, les décaissements peuvent rester inférieurs aux engagements annoncés. Le déploiement industriel du stockage par batteries est déjà engagé ; les incertitudes portent davantage sur le rythme, les coûts, les réseaux et les besoins de flexibilité de longue durée.

Une lecture différente de ce même tableau existe pourtant. Des économistes spécialisés en politique industrielle, dont les travaux de Dani Rodrik sur les conditions d’efficacité des politiques industrielles dans les pays émergents constituent un cadre utile, soulignent que le JETP crée des engagements formalisés, des mécanismes de coordination et des plans d’investissement, sans nécessairement créer des obligations juridiquement contraignantes. La formalisation d’un engagement daté, même non tenu immédiatement, modifie les anticipations des investisseurs privés et rend le retour en arrière politiquement plus coûteux. C’est un mécanisme institutionnel que la logique phase-down n’active pas de la même façon.

Ces deux lectures ne sont pas irréconciliables. Elles montrent que le financement international peut renforcer fortement la crédibilité d’un JETP, mais qu’il doit s’accompagner de conditions techniques, réglementaires et institutionnelles nationales. Des institutions dépourvues de capacités et de ressources suffisantes risquent de ne pas transformer les trajectoires énergétiques ; leur efficacité dépend aussi de financements, de règles applicables et de capacités de mise en œuvre.

Les signaux qui départageront les trajectoires

Plusieurs indicateurs permettront, dans les années qui viennent, d’évaluer quelle architecture tient ses promesses.

Le premier est le taux de décaissement effectif des JETP. Si les financements annoncés pour l’Indonésie et d’autres économies en transition se concrétisent à au moins 80 % de leurs engagements initiaux d’ici 2027, la logique phase-out gagne en crédibilité empirique. Si les écarts persistent, les gouvernements concernés auront des arguments économiques réels pour revenir sur leurs engagements.

Le deuxième est la capacité du réseau. L’IEA identifie les réseaux, le stockage et les interconnexions comme des contraintes majeures, parmi plusieurs freins à la transition. Un pays qui installe massivement du solaire sans rénover son réseau reproduce l’erreur vietnamienne. Les investissements publics dans les réseaux, pas dans la seule capacité de production, constitueront un indicateur plus fiable de la solidité d’une transition que les GW installés.

Le troisième est l’évolution des coûts du capital pour les projets fossiles en Asie. Les grandes banques de développement, dont la Banque asiatique de développement, ont progressivement durci leurs conditions de financement pour les nouvelles centrales à charbon. Si ce mouvement s’accélère sous l’effet des réglementations européennes et américaines sur la finance durable, le coût comparatif du maintien d’actifs fossiles augmentera mécaniquement, modifiant l’équation économique même pour les tenants du phase-down.

Ces trois signaux convergeront ou divergeront d’ici 2028-2030. Leur lecture combinée renseignera davantage sur la viabilité des deux modèles que n’importe quelle projection climatique modélisée aujourd’hui. Le capital privé, qui arbitre entre les rentes existantes et les nouvelles trajectoires de croissance, constituera l’arbitre le plus difficile à ignorer. L’architecture institutionnelle qui attirera durablement le financement privé de la décarbonation, à une échelle suffisante pour que la physique du climat suive la logique des bilans, déterminera l’issue de cette transition.

Sources

  1. IEA, Southeast Asia Energy Outlook 2026, executive summary : https://www.iea.org/reports/southeast-asia-energy-outlook-2026/executive-summary
  2. Carl Benedikt Frey, How Progress Ends: Technology, Innovation, and the Fate of Nations, Princeton University Press : https://press.princeton.edu/books/hardcover/9780691233079/how-progress-ends
  3. Global Energy Monitor, Global Coal Plant Tracker (données Inde, production et capacité installée)
  4. Enerdata, Coal Phase-Out study, mai 2026
  5. Asian Development Bank, rapports sur la transition énergétique en Asie du Sud-Est
  6. Dani Rodrik, travaux sur la politique industrielle dans les économies émergentes