Charbon et transition énergétique : les enjeux pour les investisseurs

L’Indonésie est le premier exportateur mondial de charbon thermique, et le charbon produit encore l’essentiel de son électricité. Des politiques menées dans le pays et à l’étranger visent désormais à réduire son usage dans les décennies à venir, tandis que l’industrie, et les fonderies en particulier, a fait naître une demande nouvelle.

Rien de tout cela ne dit ce que vaudra le charbon une année donnée. Mais cela détermine combien de temps un actif charbonnier peut vendre sa production, à qui et selon quelles règles.

Le plan électrique national

PLN, la compagnie publique d’électricité, construit et achète de l’électricité dans le cadre d’un plan d’approvisionnement en électricité sur 10 ans (Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik, RUPTL) approuvé par le ministère de l’Énergie et des Ressources minérales. Le plan actuel couvre la période 2025 à 2034 et a été lancé le 26 mai 2025. La plupart des nouvelles capacités qu’il prévoit sont des installations de production renouvelable et de stockage, mais il ajoute encore des centrales à charbon.

Les nouvelles centrales à charbon sont régies par le règlement présidentiel n° 112 de 2022, signé le 13 septembre 2022, qui les interdit avec deux exceptions. La première concerne les centrales déjà inscrites au RUPTL avant l’entrée en vigueur du règlement. La seconde concerne les centrales liées à une industrie qui apporte de la valeur ajoutée aux ressources naturelles, ou à des projets stratégiques nationaux. Leurs propriétaires doivent s’engager à réduire leurs émissions de gaz à effet de serre d’au moins 35 % dans les 10 ans suivant la mise en service, par rapport à la moyenne des centrales à charbon indonésiennes en 2021, et ces centrales peuvent fonctionner jusqu’en 2050 au plus tard.

La seconde exception couvre les centrales captives, construites à l’intérieur de zones industrielles et qui alimentent surtout des fonderies de nickel à Sulawesi et dans les Moluques du Nord. Elles ne relèvent pas du plan de PLN. Une étude publiée le 17 décembre 2025 par le secrétariat du Partenariat pour une transition énergétique juste (JETP) a constaté que la production d’électricité captive représente près d’un quart de la capacité électrique installée de l’Indonésie et dépend fortement du charbon. Ces centrales brûlent du charbon indonésien : pour une mine du Kalimantan, elles font donc partie du marché intérieur, au même titre que PLN.

Les acheteurs nationaux ont pris 254 millions de tonnes de charbon en 2025 et les exportations 514 millions de tonnes, sur une production totale de 790 millions de tonnes, selon le ministre de l’Énergie le 8 janvier 2026. Une partie des ventes de chaque mine doit aller à des acheteurs nationaux, à un prix plafonné pour les centrales électriques, comme l’explique l’article sur l’obligation de vente sur le marché intérieur.

Retrait anticipé et JETP

Le même règlement charge le ministère de l’Énergie d’établir une feuille de route pour mettre fin plus tôt à l’exploitation des centrales à charbon, et autorise PLN à retirer ses propres centrales ou à mettre fin avant terme à ses contrats d’achat d’électricité avec des centrales privées. Les critères qu’il énumère sont la capacité d’une centrale, son âge, son taux d’utilisation, ses émissions et sa valeur économique, ainsi que la disponibilité d’un financement et d’une technologie venus d’Indonésie ou de l’étranger.

L’argent est le point difficile. Le JETP a été lancé lors du sommet du G20 à Bali le 15 novembre 2022, avec un engagement initial de 20 milliards USD. Sur ce total, 10 milliards USD ont été promis par un groupe de gouvernements codirigé par le Japon et les États-Unis, et autant devait venir de financements privés. Les États-Unis se sont retirés en mars 2025. La Banque asiatique de développement a ouvert en novembre 2022 des discussions sur le retrait anticipé d’une centrale à charbon privée à Cirebon, dans Java occidental. Fermer une centrale avant la fin de son contrat suppose d’indemniser ses propriétaires et ses prêteurs et de remplacer sa production, et la question de savoir qui paie a été le principal point de débat.

Lors du sommet du G20 de novembre 2024, le président Prabowo Subianto a déclaré que l’Indonésie prévoyait de supprimer progressivement les centrales à charbon et les autres centrales à combustibles fossiles dans un délai de 15 ans. Le plan électrique publié six mois plus tard ajoute encore des centrales à charbon. L’objectif national est le zéro émission nette d’ici 2060.

La demande à l’export de la Chine et de l’Inde

Les exportations ont absorbé environ les deux tiers de la production indonésienne en 2025, et la Chine et l’Inde en sont les plus gros acheteurs. Toutes deux extraient elles-mêmes beaucoup de charbon et importent pour combler l’écart : leurs achats varient donc selon leur propre production, les précipitations qui alimentent l’hydroélectricité, le niveau des stocks et le prix du charbon des autres fournisseurs. Toutes deux ajoutent des capacités renouvelables tout en construisant encore des centrales à charbon. La Chine vise un pic de ses émissions de carbone avant 2030 et la neutralité carbone avant 2060, et l’objectif de zéro émission nette de l’Inde est fixé à 2070.

La politique indonésienne fixe aussi les volumes. Le plan de travail et le budget (RKAB) dont chaque mine a besoin sont de nouveau approuvés un an à la fois, en vertu du règlement n° 17 de 2025 du ministre de l’Énergie et des Ressources minérales, et le plan national pour 2026 s’établit à environ 600 millions de tonnes, avec de fortes réductions pour de nombreux titulaires de permis. En vertu du règlement gouvernemental n° 24 de 2026, les exportateurs de charbon vendent encore directement à leurs acheteurs, mais déclarent ces ventes depuis le 1er juin 2026 à une société d’exportation d’État, PT Danantara Sumberdaya Indonesia. À partir du 1er janvier 2027, elle doit être l’unique exportateur, ce que le ministre coordinateur de l’Économie a confirmé le 5 octobre 2026.

Banques, assureurs et acheteurs

De nombreuses banques et de nombreux assureurs internationaux limitent leur exposition au charbon thermique. Leurs politiques excluent généralement le financement ou l’assurance de nouvelles mines de charbon thermique, ou de sociétés dont plus d’une part déterminée du chiffre d’affaires provient du charbon. Chaque établissement fixe sa propre politique et la révise de temps à autre.

Pour un acheteur, cela se traduit par moins de prêteurs prêts à examiner l’opération, des durées de prêt plus courtes, des coûts plus élevés et un choix d’assureurs plus restreint pour le matériel, les barges et les terminaux. Les banques indonésiennes, dont les banques publiques, prêtent encore au charbon, et de nombreuses opérations reposent aussi sur des fonds propres ou sur du matériel financé par des sous-traitants miniers. Certains acheteurs à l’export examinent également leurs fournisseurs, en s’informant de la remise en état, des conflits fonciers et des émissions avant de signer.

Définir l’horizon temporel

Un permis de production de charbon est valable jusqu’à 20 ans, avec deux prolongations de 10 ans garanties une fois les conditions remplies. Pour la plupart des investissements, l’horizon utile est plus court : c’est la période pour laquelle vous avez de la visibilité sur les acheteurs, les volumes approuvés et les règles qui s’y appliquent.

• Fondez le scénario sur les volumes que la mine peut vendre en vertu des contrats et des approbations dont elle dispose aujourd’hui, et testez-le avec des volumes et des prix plus bas.
• Demandez où va le charbon et sous quel contrat : PLN, une centrale captive, une autre industrie dans le pays ou l’export. Chaque débouché a ses propres règles de prix et ses propres risques.
• Mettez le délai de récupération de l’investissement en regard de cette visibilité. Un plan qui exige 15 ans de ventes régulières dépend de davantage de décisions politiques qu’un plan dont l’investissement est récupéré en 5 ans.
• Chiffrez dès le départ la fin de l’exploitation. Les coûts de remise en état et de fermeture arrivent à échéance quoi que fasse le marché, comme l’expliquent les articles sur la remise en état et la fermeture des mines et sur les fosses résiduelles et les communautés.
• Interrogez tôt les prêteurs et les assureurs sur leurs politiques à l’égard du charbon, avant que l’opération n’en dépende.