Le secteur des services publics et de l’électricité en Asie-Pacifique (APAC) aborde l’année 2026 dans un état de mutation profonde. L’augmentation structurelle de la consommation, portée par l’électrification industrielle, les centres de données et la montée des besoins résidentiels, contraste avec une rentabilité sous pression et une exposition croissante aux marchés de l’énergie libéralisés. Cette dynamique oblige les opérateurs à redéfinir leurs modèles économiques, dans un climat d’incertitude réglementaire et géopolitique.
Croissance de la demande et pression tarifaire
La demande d’électricité progresse à un rythme annuel moyen de 4,6% sur la période 2024-2026 dans la région APAC, avec une domination marquée de la Chine, responsable de près de 70% de cette croissance. En Inde, l’urbanisation rapide et l’essor de la climatisation renforcent la consommation intérieure, tandis que la Malaisie émerge comme un hub régional majeur de l’hébergement numérique. À Johor, la consommation des data centers pourrait dépasser 68 TWh d’ici 2030, exerçant une pression immédiate sur les capacités de production dès 2026.
Cependant, cette dynamique se heurte à une évolution rapide des mécanismes de marché. De plus en plus d’acteurs sont exposés à la volatilité des prix spot, remettant en cause les revenus stables jadis garantis par les contrats d’achat d’électricité à long terme (Power Purchase Agreements – PPA). Cette transformation, amorcée en Chine et en Australie, affecte les flux de trésorerie des producteurs d’électricité indépendants (IPP) et des entreprises publiques (State-Owned Enterprises – SOE), rendant leurs revenus plus sensibles aux cycles de prix et aux déséquilibres de l’offre.
Des marges réduites malgré l’expansion des renouvelables
La bascule accélérée vers les énergies renouvelables transforme également la composition de l’EBITDA agrégé des utilities. En 2026, les actifs renouvelables représentent la majorité des résultats d’exploitation dans la région. Si cette mutation améliore la perception des bénéfices auprès des investisseurs institutionnels, elle accentue aussi leur variabilité, notamment en raison de l’intermittence solaire et éolienne.
La baisse continue du coût actualisé de l’énergie (Levelised Cost of Energy – LCOE), notamment en Chine et en Inde, alimente une concurrence tarifaire intense. Cette guerre des prix, combinée à des coûts d’intégration réseau croissants (notamment en stockage), pèse lourdement sur le retour sur capital investi. Dans certaines provinces chinoises à haute concentration solaire, les prix spot peuvent devenir négatifs à la mi-journée, forçant les opérateurs à recourir à des batteries pour arbitrer l’énergie sur le marché.
Soutenabilité financière et dépendance au crédit souverain
La stabilité du secteur repose toujours sur le soutien implicite ou explicite des gouvernements. La majorité des entités notées par les agences de crédit en Asie-Pacifique sont des entités liées à l’État (Government-Related Entities – GRE), bénéficiant d’une solvabilité indexée à celle de leur souverain respectif. En Corée du Sud, KEPCO fait face à un mur de dette, aggravé par le gel des tarifs de détail malgré la hausse des coûts de production.
En Inde, NTPC réussit à lever des capitaux grâce à l’introduction en bourse de sa filiale verte, NTPC Green Energy, ce qui lui permet de financer une ambition de 60 GW d’énergies renouvelables d’ici 2032. Le recours à des structures de financement en groupes restreints (Restricted Groups) devient un levier pour sécuriser l’accès aux marchés obligataires internationaux, tout en isolant les risques opérationnels.
Chocs géopolitiques et vulnérabilité des chaînes d’approvisionnement
En 2026, le découplage technologique entre la Chine et les économies occidentales redessine les chaînes d’approvisionnement des équipements critiques. La Chine produit 92% des modules solaires et 82% des turbines éoliennes mondiales, concentrant une part massive de la valeur ajoutée. Cette domination contraint les développeurs de projets à arbitrer entre rentabilité et conformité réglementaire.
Les États-Unis et l’Union Européenne multiplient les barrières commerciales, prolongeant certaines exemptions tarifaires tout en enquêtant sur les pratiques de dumping ou de subventions. En réponse, les industriels chinois délocalisent leurs unités de production vers des pays tiers, notamment en Asie du Sud-Est, complexifiant la traçabilité des équipements et augmentant les coûts de conformité pour les utilities.
Minéraux critiques et risques de sécurité énergétique
La dépendance à certains minéraux stratégiques devient un facteur de risque majeur. La Chine a restreint les exportations de gallium, de graphite et de terres rares, fragilisant les chaînes d’approvisionnement de composants électroniques et de systèmes énergétiques. En parallèle, l’Indonésie maintient ses interdictions d’exportation de nickel brut, espérant créer une industrie de transformation locale.
Ce protectionnisme minier accentue la fragmentation des chaînes de valeur et introduit une variabilité importante dans les coûts des équipements, notamment pour les batteries lithium-ion, les transformateurs et les systèmes HVDC (courant continu haute tension).
Un mur d’investissements dans les réseaux et le stockage
Le principal goulot d’étranglement technique de la transition repose sur les infrastructures de transmission. En Chine, State Grid Corporation investit plus de 650 milliards RMB par an dans des lignes UHV (Ultra Haute Tension) pour relier les zones de production renouvelable de l’Ouest aux pôles de consommation de l’Est. Cependant, les pénuries mondiales de câbles et de transformateurs retardent les projets de 12 à 24 mois.
Les systèmes de stockage par batteries (Battery Energy Storage Systems – BESS) connaissent une expansion rapide, rendue possible par la chute de 50% des prix des cellules lithium-ion entre 2023 et 2026. En Australie, ces installations assurent des fonctions de remplacement de capacité de pointe et participent activement à l’arbitrage sur les marchés spot.
Risque réglementaire et insécurité juridique
Le cadre légal reste fragile dans plusieurs pays. Au Vietnam, les retards de paiement d’EVN (Electricity of Vietnam), l’absence de garantie sur les PPA et les ajustements rétroactifs des tarifs de rachat ont miné la confiance des investisseurs. Des litiges internationaux sont en préparation, rappelant les contentieux de l’éolien espagnol au début des années 2010.
En Inde, malgré les ambitions élevées, la lenteur de l’acquisition foncière et l’état financier précaire des distributeurs (Discoms) freinent l’exécution. Les développeurs se tournent de plus en plus vers des contrats commerciaux directs (Open Access) pour sécuriser leurs revenus et réduire le risque de contrepartie.
Le rôle croissant des centres de données et de l’intelligence artificielle
Les besoins en énergie des centres de données connaissent une croissance exponentielle. En 2026, les géants du numérique (Hyperscalers) exigent un approvisionnement continu et décarboné, mais les énergies renouvelables variables ne suffisent pas à couvrir les charges constantes. Cette tension pousse certains pays, comme la Corée du Sud et le Japon, à reconsidérer le rôle du nucléaire dans leur mix énergétique.
Pour répondre à cette demande, les entreprises s’appuient de plus en plus sur des contrats d’achat d’électricité virtuels (Virtual PPA) afin de compenser leur empreinte carbone tout en assurant leur sécurité d’approvisionnement.
