L’Asie brûle encore 1 667 GW de charbon, soit les trois quarts de la capacité mondiale. La technique pour fermer ces centrales existe. Des montages financiers peuvent rendre certaines fermetures anticipées rentables, mais ils ne constituent pas à eux seuls le frein unique ni une solution universelle.

L’essentiel

  • L’Asie concentre 78 % de la capacité mondiale de charbon (1 667 GW) ; la sortie mondiale du charbon dépend principalement de l’Asie, tout en nécessitant aussi des fermetures rapides dans les autres régions.
  • Les contrats d’achat d’électricité à long terme (PPA) offrent un mécanisme concret : les PPA renouvelables peuvent financer les coûts de transition, y compris la valeur résiduelle d’actifs charbon dans certains montages, selon l’IEEFA.
  • Selon l’IEEFA, plus de 800 centrales des économies émergentes pourraient être remplacées de façon rentable par des renouvelables ; en Thaïlande, la fermeture d’une seule centrale de 2,6 GW évite 21 millions de tonnes de CO₂ par an.
  • Un enjeu central est la répartition des coûts et risques entre États, investisseurs internationaux et régions dépendantes du charbon.
  • Si ces mécanismes ne passent pas à l’échelle rapidement, les objectifs climatiques mondiaux deviennent difficiles à atteindre.

1 667 GW : pourquoi l’Asie est le seul terrain qui compte

La fermeture du charbon en Europe ou aux États-Unis est déjà engagée. Elle ne pèse plus sur les trajectoires climatiques mondiales. L’Asie, elle, concentre une capacité installée si massive que les décisions prises dans les grandes villes d’Asie du Sud-Est au cours des années à venir influenceront fortement les trajectoires climatiques mondiales.

Ces 1 667 GW asiatiques ne sont pas une abstraction. Ce sont des milliers de centrales, souvent construites dans les années 2000 et 2010 pour alimenter une industrialisation rapide, et dont une grande partie n’a pas encore amorti sa dette. Fermer une centrale avant la fin de son amortissement génère une perte nette pour son opérateur. Sans compensation, les opérateurs exploitent jusqu’au bout, et les gouvernements, souvent actionnaires, les y encouragent.

Le débat achoppe sur ce point depuis des années. Les plans de transition climatique supposaient que le signal-prix du carbone suffirait à rendre le charbon non compétitif face aux renouvelables. Dans plusieurs régions d’Asie, ce signal de prix du carbone est absent ou reste insuffisant. Le charbon reste compétitif parce que les contrats d’approvisionnement existants garantissent un revenu stable aux opérateurs, indépendamment des prix de marché.

Ce qu’un PPA peut faire qu’une taxe carbone ne fait pas

Un PPA (power purchase agreement, ou contrat d’achat d’électricité) est un accord à long terme par lequel un acheteur, un État, une entreprise ou un agrégateur, s’engage à acheter de l’électricité à un producteur à un prix fixe sur une durée déterminée. L’instrument est banal dans le financement des renouvelables. L’IEEFA a étudié des transactions associant PPA renouvelables, remplacement du charbon et fermeture anticipée.

Le mécanisme est le suivant. Une centrale à charbon qui a encore dix ans de dette à rembourser a besoin d’un revenu minimum pour ne pas générer de perte. Un PPA renouvelable peut lier de nouvelles capacités à un calendrier de réduction puis de fermeture du charbon. Les revenus du projet renouvelable peuvent financer la compensation de la dette et de la valeur résiduelle du charbon. En contrepartie, la centrale cesse de produire, et la capacité correspondante est remplacée par des renouvelables.

La différence avec une taxe carbone est structurelle. Une taxe renchérit le coût de production mais ne résout pas la question de la dette résiduelle. Elle peut rendre une centrale déficitaire sans pour autant financer sa fermeture ni indemniser les travailleurs. Un PPA renouvelable peut aider à financer la compensation et le calendrier de sortie dans un montage charbon-vers-renouvelables. Pour les opérateurs, la logique est celle d’un rachat d’actif plutôt que d’une pénalité.

Selon l’IEEFA, plus de 800 centrales des économies émergentes pourraient être remplacées de façon rentable par des renouvelables. Les centrales antérieures à 2015 ont généralement des structures de dette plus simples et des actionnariats souvent moins fragmentés.

La Thaïlande comme unité de mesure

La donnée thaïlandaise fournie par le rapport mérite qu’on s’y arrête. Une seule centrale de 2,6 GW, une taille moyenne pour un site de charbon en Asie du Sud-Est, génère 21 millions de tonnes de CO₂ par an. À titre de comparaison, c’est l’ordre de grandeur des émissions annuelles d’un pays de plusieurs millions d’habitants.

Ce chiffre n’est pas là pour impressionner. Il sert à calibrer l’enjeu de la décision financière. Si le coût d’un PPA de fermeture pour cette centrale se chiffre en centaines de millions de dollars étalés sur dix ans, et si ce montage permet d’éviter 210 millions de tonnes de CO₂ sur la décennie, le rapport coût-bénéfice devient lisible pour un investisseur institutionnel ou pour un fonds climatique multilatéral.

C’est exactement ce calcul que cherchent à formaliser les banques et les développeurs régionaux. OCBC, dans son analyse du marché de transition, souligne que les financements climatiques internationaux, fonds verts, obligations vertes souveraines, garanties partielles de crédit, peuvent abaisser le coût du capital dans ces montages au point de les rendre attractifs sans subvention directe supplémentaire. Le levier n’est pas l’argent public seul : c’est la réduction du risque perçu pour les investisseurs privés.

Ce point est important dans le contexte plus large de la désindustrialisation carbone. Comme le montre l’analyse des émissions délocalisées dans d’autres parties du monde, les économies qui externalisent leur production manufacturière exportent aussi leurs émissions sans les faire disparaître. La fermeture du charbon asiatique touche donc directement les économies qui importent des biens produits avec cette énergie.

La répartition des coûts : le vrai blocage

Les PPA de fermeture existent à l’état de pilote. L’ETM de l’ADB a mené des travaux pilotes dans plusieurs pays asiatiques, tandis que les JETP sont des partenariats distincts. L’Indonésie et le Vietnam ont signé des JETP en 2022; les Philippines ne sont pas confirmées comme signataires d’un JETP par les sources consultées. La montée en charge reste lente, pour la raison qu’identifie le rapport de l’Energy Shift Institute comme centrale : la répartition du financement entre les parties.

Trois catégories d’acteurs ont des intérêts divergents. Les États hôtes veulent limiter leur exposition budgétaire tout en maintenant la stabilité de leurs réseaux électriques. Les investisseurs internationaux, fonds de pension, banques de développement, investisseurs en obligations vertes, cherchent des actifs à rendement prévisible avec un risque pays limité. Les régions productrices de charbon, Plusieurs régions productrices de charbon, notamment en Indonésie, au Vietnam et en Thaïlande, ont des économies locales dont la reconversion n’est pas directement couverte par les PPA de fermeture.

Ce troisième point est le plus sous-estimé. Un montage peut compenser l’opérateur et inclure des coûts de reconversion des travailleurs, bien que leur couverture effective dépende du contrat et du contexte. Les expériences européennes de transition houillère, Allemagne, Pologne, Espagne, ont montré que la fermeture d’une centrale sans programme territorial de reconversion génère une résistance politique durable qui peut bloquer ou retarder les fermetures suivantes.

En Asie, ce risque est amplifié par des structures étatiques où les gouvernements provinciaux ont souvent moins de capacité budgétaire autonome que leurs équivalents européens. L’Indonésie en est l’exemple le plus net : Kalimantan représente une part majeure de la production de charbon, et les revenus miniers financent une part substantielle du budget local. Les montages de fermeture soulèvent la question d’une compensation territoriale distincte.

Les arbitrages des dix prochaines années

Des analyses de compatibilité avec Paris situent la sortie du charbon vers 2040 hors OCDE, sans que cette trajectoire figure dans l’Accord de Paris. Les renouvelables sont compétitifs et leurs coûts continuent de baisser. Les mécanismes financiers de transition devront atteindre une échelle suffisante dans un délai court pour soutenir cette transition.

Deux scénarios se dessinent à l’horizon 2040, sans qu’aucun chiffre précis ne permette aujourd’hui d’en estimer la probabilité avec rigueur.

Dans le premier, les JETP et les mécanismes PPA montent en charge à partir de 2027-2030, portés par une combinaison de financements multilatéraux bonifiés, de garanties partielles réduisant le risque pour les investisseurs privés, et d’accords bilatéraux avec les grandes économies importatrices. Ce scénario suppose que les pays développés poursuivent l’augmentation des financements climatiques qu’ils ont commencé à mobiliser : l’objectif collectif de 100 milliards de dollars annuels a été dépassé en 2022 avec 115,9 milliards, mais deux ans après l’échéance initialement fixée. Il suppose aussi que les gouvernements asiatiques acceptent d’ouvrir leurs marchés électriques à une concurrence qui fragilise les opérateurs nationaux de charbon.

Dans le second scénario, les financements climatiques internationaux restent fragmentés, les JETP peinent à se convertir en transactions réelles, et les opérateurs de charbon tendent à exploiter leurs actifs jusqu’à l’amortissement complet. Les renouvelables se déploient alors en parallèle du charbon, sans le remplacer. Cette situation correspond à une tendance observée dans plusieurs régions asiatiques.

L’eau va coûter 12 % de son PIB à l’Asie d’ici 2050 si les trajectoires climatiques actuelles se maintiennent. La transition du charbon et l’habitabilité climatique de l’Asie sont liées : De nombreux pays asiatiques dépendants du charbon sont aussi exposés à des risques climatiques croissants, mais l’exposition varie fortement selon les pays et les aléas. Cette double contrainte crée, paradoxalement, une pression domestique croissante en faveur de la transition dans les opinions publiques asiatiques, que les gouvernements ne peuvent indéfiniment ignorer.

Les signaux à surveiller dans les prochaines années sont précis : la conversion des engagements JETP en décaissements réels, l’émergence de premières transactions PPA de fermeture structurées à l’échelle commerciale, et la capacité des banques de développement régionales, notamment la Banque asiatique de développement, à jouer un rôle de premier risque que les investisseurs privés refusent d’assumer seuls.

Les acteurs qui testent le modèle

Plusieurs institutions travaillent sur cette architecture financière. Des équipes de la Banque asiatique de développement ont développé des instruments de transition dans le cadre de leur initiative Energy Transition Mechanism (ETM). OCBC, dans ses travaux publiés en parallèle du rapport de mai 2026, examine comment les banques commerciales de la région peuvent structurer des portefeuilles de transition sans prendre sur leur bilan l’intégralité du risque pays.

Ce travail de structuration financière est technique, peu visible, et pourtant central. Les grandes décisions de politique climatique sont prises dans les COP et dans les capitales. Mais le rythme de fermeture des centrales dépendra largement de la capacité d’équipes spécialisées à construire des montages qui tiennent juridiquement et économiquement dans chaque contexte local.

L’analogie utile est celle des obligations vertes. Il a fallu une dizaine d’années, de 2007 à 2017 environ, pour que le marché des obligations vertes passe de quelques émissions pionnières à une classe d’actifs standardisée et liquide. Le marché des PPA de fermeture est aujourd’hui à peu près là où les obligations vertes étaient en 2010. Un obstacle majeur reste la standardisation : des termes contractuels reconnus par les juridictions, des méthodes de valorisation acceptées, et une jurisprudence régulatoire dans les pays hôtes.

Les travaux de l’Energy Shift Institute visent à fournir un cadre opérationnel reproductible, et non une simple démonstration de principe. Si ce cadre se stabilise à court terme, le passage à l’échelle devient possible. Sans mécanismes réplicables, les coûts de préparation peuvent freiner le déploiement de transactions concernant plus de 800 centrales potentiellement éligibles.

La question qui reste ouverte est celle de la volonté politique des pays créanciers et des institutions multilatérales. Les mécanismes financiers existent ou peuvent exister. Ils supposent que les économies avancées, celles qui ont historiquement le plus émis et qui importent aujourd’hui des biens produits au charbon asiatique, acceptent de prendre une part du risque qu’elles ont contribué à créer.

Sources

  1. Energy Shift Institute & OCBC Banking and Financial Services, Asia’s Coal Power Companies – Report and Appendix, mai 2026. Lien vers le rapport