Japon et Corée du Sud : le conflit au Moyen-Orient accélère l'expansion nucléaire

Le conflit au Moyen-Orient renforce la sécurité énergétique comme pilier central de la planification électrique au Japon et en Corée du Sud. Selon une nouvelle analyse de Wood Mackenzie, les flottes charbonnières pourraient compenser jusqu'à 70 % de la production au gaz au Japon et plus de 100 % en Corée du Sud par rapport aux niveaux de la même saison en 2025, si les taux d'utilisation augmentent de façon significative. Les deux marchés restent relativement protégés des perturbations immédiates d'approvisionnement, mais la crise accélère des transformations structurelles profondes.

Exposition limitée aux perturbations du GNL

L'exposition directe du Japon aux perturbations potentielles du gaz naturel liquéfié (GNL) via le corridor Qatar-Émirats arabes unis atteint environ 6 %, contre environ 15 % pour la Corée du Sud, d'après Wood Mackenzie. La diversification des approvisionnements et les contrats long terme offrent aux deux pays plusieurs niveaux de protection, retardant l'impact de la volatilité des prix sur les utilisateurs finals, selon Xiaonan Feng, analyste principal chargé de la recherche énergie et renouvelables Asie-Pacifique chez Wood Mackenzie. Le nucléaire s'impose parallèlement comme axe structurant de sécurisation à long terme : TotalEnergies et EDF ont conclu un contrat nucléaire de 12 ans pour 400 MW, illustrant cette tendance à l'échelle internationale. Feng souligne toutefois que les implications politiques plus larges de la crise sont susceptibles d'être durables.

Au Japon, les mécanismes de tarification bilatérale retardent la répercussion des coûts de combustible d'environ trois à six mois. En Corée du Sud, le système de pool d'électricité basé sur les coûts et les plafonds tarifaires au détail limitent la volatilité à court terme, bien que cette configuration fasse peser une pression financière supplémentaire sur Korea Electric Power Corporation (KEPCO). Cette tension sur les acteurs de marché s'accompagne d'une volonté croissante de localiser les chaînes d'approvisionnement énergétiques, tendance visible également en Europe avec l'annonce par Vestas d'une usine de nacelles offshore en Écosse dépassant 250 millions d'euros.

Le charbon comme tampon stratégique du système

Durant la saison intermédiaire actuelle, les flottes charbonnières pourraient compenser jusqu'à 70 % de la production au gaz au Japon et plus de 100 % en Corée du Sud par rapport aux niveaux de 2025, si les taux d'utilisation augmentent significativement. Cette flexibilité reste saisonnière et diminuerait pendant les mois de pointe estivaux, lorsque les centrales à charbon fonctionnent déjà à des niveaux de capacité plus élevés. « Le charbon continue de jouer un rôle important en tant que réserve stratégique pour les deux pays, en particulier lors des périodes de tension sur les marchés du combustible », indique Feng.

La position japonaise bénéficie en outre du redémarrage de cinq réacteurs nucléaires depuis 2022, ajoutant 4,6 GW de capacité de base isolée de la volatilité des prix des combustibles fossiles. Cette capacité contribue à réduire la dépendance aux importations de gaz et renforce la résilience du système électrique face aux chocs externes sur l'approvisionnement.

L'accélération de la politique nucléaire

Au Japon, la transition d'une politique de minimisation du nucléaire post-Fukushima vers une politique d'expansion est désormais fermement établie. L'énergie nucléaire est devenue un élément essentiel de la sécurité énergétique à long terme, destinée à répondre à une demande croissante, notamment celle des centres de données, tout en réduisant la dépendance aux importations de combustibles fossiles. En Corée du Sud, le nucléaire gagne également le soutien des autorités et de l'opinion publique, le gouvernement l'ayant identifié comme un levier clé pour répondre à la demande électrique future. Selon Wood Mackenzie, les décisions relatives à la prolongation de la durée de vie d'environ 7,8 GW de réacteurs devant atteindre leurs limites de conception d'ici 2030 seront déterminantes pour le mix énergétique du pays.

Les deux marchés renforcent également la priorité accordée aux chaînes d'approvisionnement domestiques dans leur stratégie de transition énergétique. Le Japon réévalue sa dépendance aux panneaux solaires importés, se concentrant sur des technologies de prochaine génération comme les cellules pérovskite tout en développant ses capacités éoliennes offshore. La Corée du Sud a déjà instauré une préférence pour les équipements fabriqués localement dans ses récents appels d'offres pour l'éolien offshore et le stockage par batteries, signalant un virage vers la localisation plutôt que vers le déploiement au coût le plus bas.

Des perspectives conditionnées par la durée du conflit

L'ampleur de l'impact sur les marchés dépendra de la durée du conflit, selon Wood Mackenzie. Si les perturbations persistent jusqu'à la période de forte demande estivale, l'efficacité du charbon comme tampon s'affaiblira, accroissant l'exposition à des conditions d'approvisionnement plus tendues. Un dollar américain plus fort pourrait également amplifier les pressions sur les coûts en augmentant le coût des importations de combustibles en monnaie locale.

« Les risques immédiats sont gérables, mais la direction à long terme est claire », a conclu Feng. « Les considérations de sécurité énergétique continueront d'accélérer l'expansion nucléaire, de retarder les fermetures de centrales à charbon et de favoriser les chaînes d'approvisionnement énergétiques domestiques dans les deux marchés. »