L’ajout de nouvelles capacités de production d’électricité au charbon au-delà des objectifs fixés par le Plan national de l’électricité (National Electricity Plan – NEP) 2032 n’est ni nécessaire ni économiquement viable pour l’Inde, selon une étude publiée par le groupe de réflexion Ember. Si les cibles actuelles pour le solaire, l’éolien et le stockage sont atteintes, les nouvelles centrales thermiques prévues dès l’exercice fiscal (FY) 2024-25 pourraient être largement redondantes dans le mix énergétique.
Une sous-utilisation croissante du parc charbonnier
D’après les projections d’Ember fondées sur un modèle d’exploitation au moindre coût, environ 10 % des nouvelles unités au charbon prévues ne seront pas utilisées à l’horizon FY 2031-32. Par ailleurs, près de 25 % du parc sera exploité à des niveaux très faibles. Cette évolution ferait chuter le facteur de charge moyen (Plant Load Factor – PLF) des centrales au charbon de 69 % en FY 2024-25 à 55 % en FY 2031-32, réduisant significativement leur rentabilité.
Cette baisse d’utilisation, combinée à des obligations de service constantes, augmentera les coûts fixes supportés par les sociétés de distribution. Le charbon passerait d’une source de production de base à un outil d’équilibrage du réseau, impliquant des variations rapides de charge entre 70 et 80 gigawatts (GW) dans une même journée, souvent proches des limites techniques minimales de fonctionnement.
Des coûts unitaires en hausse et des actifs à risque
Cette transition se traduit par une augmentation du coût unitaire de l’électricité produite à partir du charbon, estimée à 25 % entre FY 2024-25 et FY 2031-32. Dans certains États comme le Bihar et le Madhya Pradesh, les tarifs actuels dépassent déjà INR 6/kWh (USD 68/MWh) malgré leur proximité avec les bassins charbonniers. Ember estime que les coûts ajustés pour les niveaux d’utilisation réels pourraient atteindre INR 7.25/kWh (USD 83/MWh), rendant certains actifs difficilement exploitables.
Les centrales peu sollicitées mais soumises à des paiements garantis constituent un risque croissant d’actifs échoués. Le rapport recommande de renforcer les mécanismes de réserve, d’améliorer la flexibilité des centrales existantes et d’accélérer l’intégration du stockage afin de limiter les charges superflues dans le système électrique.
Le stockage et les renouvelables pilotables comme alternative
Les énergies renouvelables ferme et pilotable (Firm and Dispatchable Renewable Energy – FDRE), couplées à des systèmes de stockage, deviennent une alternative compétitive pour répondre à la demande de flexibilité. Les tarifs de ces solutions s’échelonnent entre INR 4.3 et INR 5.8/kWh (USD 49–67/MWh), avec des performances contractuelles déjà éprouvées sur plusieurs projets.
Cette dynamique est soutenue par les récentes avancées dans les batteries à grande échelle, notamment les technologies sodium-ion, qui éliminent le recours à des minéraux critiques. Ces équipements, dont la durée de vie s’étend sur plusieurs décennies, offrent une option viable pour renforcer la résilience du réseau sans recourir à de nouvelles capacités charbonnées.
