Rôle de l'Asie du Sud-Est dans le commerce mondial et les chaînes d'approvisionnement

Située entre les océans Indien et Pacifique, l'Asie du Sud-Est constitue un nœud crucial pour le commerce et les chaînes d'approvisionnement, reliant l'Asie de l'Est, l'Asie du Sud, le Moyen-Orient et l'Europe. Portée par le développement économique régional, l'expansion de la fabrication et la recomposition des chaînes d'approvisionnement industrielles, sa position au sein des systèmes mondiaux de production, de transformation et d'échanges ne cesse de s'élever.

Par ailleurs, l'Asie du Sud-Est possède d'abondantes ressources minérales, telles que le charbon et le nickel, et participe activement à la circulation régionale et mondiale de l'énergie et des matières premières industrielles. Par conséquent, l'Asie du Sud-Est n'est pas seulement une source vitale de ressources, mais aussi un maillon essentiel de la chaîne d'approvisionnement mondiale et du système de commerce des matières premières.

1.0 Aperçu du marché du charbon en Asie du Sud-Est

L'industrialisation et la demande d'électricité en Asie du Sud-Est continuent de croître, et le charbon reste une source importante de soutien pour la production d'électricité de base et l'utilisation de l'énergie industrielle dans toute la région.

Les ressources en charbon dans la région sont fortement concentrées en Indonésie et au Vietnam. L'Indonésie produit principalement du charbon de rang bas à moyen, principalement du charbon sub-bitumeux et du lignite, et est le plus grand producteur et exportateur de charbon d'Asie du Sud-Est. En 2024, le pays a produit environ 836 Mt de charbon et exporté environ 555 Mt, ce qui en fait le fournisseur dominant de charbon par voie maritime dans la région. Le Vietnam, quant à lui, possède d'importantes ressources d'anthracite, notamment dans la province de Quang Ninh.

Côté demande, la consommation de charbon est principalement concentrée en Indonésie, au Vietnam et en Malaisie. À long terme, la transition énergétique, l'expansion des énergies renouvelables et le développement des réseaux électriques devraient progressivement freiner la croissance de la demande de charbon et finir par exercer une pression à la baisse sur la demande. Cependant, le calendrier du pic de la demande de charbon varie selon les pays en raison des différences dans la croissance de la demande d'électricité, de l'ampleur des capacités existantes de centrales au charbon et de l'expansion des centrales captives pour usage industriel. À court terme, la production d'électricité et les industries à forte intensité énergétique continuent de fournir un soutien solide à la demande de charbon.

Les risques actuels du marché proviennent principalement de la politique de quotas de production de l'Indonésie dans le cadre du Plan de travail et budget (Rencana Kerja dan Anggaran Biaya, RKAB), ainsi que des différences dans les exigences de qualité du charbon selon les marchés, notamment le pouvoir calorifique, la teneur en soufre, la température de fusion des cendres et l'indice de broyabilité Hardgrove (HGI). Ces différences peuvent créer des risques liés à la substitution de l'offre et à l'exécution des contrats.

2.0 Structure de l'industrie charbonnière et rôles des principaux pays d'Asie du Sud-Est sur le marché

2.1 Production et consommation cumulées de charbon dans les principaux pays d'Asie du Sud-Est, 2020–2025

Tendances de la production de charbon et production cumulée dans les principaux pays d'Asie du Sud-Est, 2020–2025

La production de charbon en Asie du Sud-Est augmente, mais l'offre reste très concentrée

De 2020 à 2025, la production totale de charbon des cinq principaux pays producteurs d'Asie du Sud-Est est passée de 647,4 Mt à 903,1 Mt, soit une augmentation globale de 39,5 %. Cependant, cette croissance de la production n'a pas entraîné une diversification significative des sources d'approvisionnement. Sur la période de six ans, la production cumulée de charbon de l'Indonésie a atteint 4 194,7 Mt, représentant environ 88,5 % de la production combinée des cinq pays, tandis que le Vietnam, les Philippines, le Laos et la Thaïlande ne représentaient ensemble qu'environ 11,5 %. Ainsi, l'expansion de l'offre régionale de charbon est restée fondamentalement dépendante de l'Indonésie, plutôt que d'être tirée par une croissance généralisée de la production dans tous les pays producteurs.

Cette structure implique que le principal risque auquel est confronté le marché charbonnier d'Asie du Sud-Est n'est pas le manque de pays producteurs, mais l'insuffisance de l'offre alternative des autres producteurs. Si la production de charbon en Indonésie est perturbée, si les politiques d'approvisionnement intérieur se resserrent ou si la demande intérieure croissante de charbon industriel réduit les disponibilités à l'exportation, le Vietnam, les Philippines, le Laos et la Thaïlande auraient du mal à remplacer un volume équivalent d'approvisionnement à court terme. Par conséquent, les plans de production de l'Indonésie, sa demande intérieure de charbon et ses politiques d'exportation exercent une forte influence sur l'offre régionale de charbon.

Il convient de noter que la production combinée des cinq pays a atteint 925,5 Mt en 2024 avant de diminuer à 903,1 Mt en 2025, soit une baisse de 22,4 Mt, ou environ 2,4 %. Cependant, ce graphique montre seulement que la production a diminué ; il ne peut pas, à lui seul, expliquer les raisons de cette baisse. Que la diminution soit liée au Plan de travail et budget (RKAB), aux prix du charbon, aux conditions météorologiques, à l'exploitation des mines ou à l'évolution de la demande d'importation, il reste à vérifier à l'aide des évolutions politiques, des données de production des entreprises et des données commerciales.

Même si l'Indonésie maintient un niveau élevé de production de charbon, la quantité de charbon disponible pour l'exportation pourrait encore diminuer si la demande intérieure de charbon de la PLN, des parcs industriels de fonderie de nickel et d'autres industries augmente en même temps. Par conséquent, pour déterminer si l'offre de charbon en Asie du Sud-Est est abondante ou tendue, il ne suffit pas de regarder la production. Il faut également tenir compte de la consommation intérieure, des volumes d'exportation et des flux commerciaux.

Tendances de la consommation de charbon et consommation cumulée dans les principaux pays d'Asie du Sud-Est, 2020-2025

Source des données : Energy Institute

Croissance et changements structurels de la consommation de charbon dans les principaux pays d'Asie du Sud-Est, 2020-2025

Entre 2020 et 2025, la consommation totale de charbon dans cinq grands pays d'Asie du Sud-Est est passée de 7,49 EJ à 10,34 EJ, soit une augmentation cumulée de 2,85 EJ, ou 38,1 %, ce qui indique que l'échelle absolue de la consommation de charbon dans ces cinq pays a continué de s'étendre. Cependant, la croissance régionale n'a pas été uniforme selon les pays et a été très concentrée en Indonésie. Au cours des six ans, la consommation de charbon de l'Indonésie a augmenté de 2,39 EJ, ce qui représente 83,9 % de l'augmentation nette des cinq pays, tandis que le Vietnam a enregistré une augmentation de 0,37 EJ, ce qui en fait le deuxième contributeur à la croissance de la consommation. Ensemble, l'Indonésie et le Vietnam représentaient 66,2 % de la consommation totale en 2020, pour atteindre 74,7 % en 2025, soit une augmentation d'environ 8,4 points de pourcentage. Cela indique une concentration plus poussée de la consommation régionale de charbon dans ces deux pays.

Cette évolution est soutenue par des développements industriels sous-jacents. En Indonésie, la croissance de la consommation a été tirée non seulement par la production publique d'électricité au charbon, mais aussi par l'expansion de la fonderie de nickel et de la production captive d'électricité au charbon à usage industriel. Le Vietnam, quant à lui, a continué de compter sur la production d'électricité au charbon pour répondre à la demande croissante d'électricité. Au cours des dix premiers mois de 2025, la production d'électricité au charbon a atteint 124,26 TWh, représentant 46,2 % de la production totale d'électricité et des importations du pays. En comparaison, la consommation de charbon en Malaisie est restée globalement stable, la consommation aux Philippines a augmenté mais a montré des fluctuations d'une année sur l'autre, tandis que la consommation en Thaïlande a diminué, passant de 0,76 EJ à 0,59 EJ. Par conséquent, bien que la demande globale de charbon en Asie du Sud-Est ait continué d’augmenter, les moteurs de la croissance ont été inégaux. Les évolutions futures de la demande régionale de charbon seront probablement de plus en plus influencées par la demande d’électricité, le développement d’industries à forte intensité énergétique et les ajustements des politiques énergétiques en Indonésie et au Vietnam.

2.2 Indonésie : le cœur de l’offre régionale et le plus grand marché de croissance de la demande de charbon

2.2.1 Principales régions productrices de charbon et types de charbon

La production de charbon en Indonésie est fortement concentrée à Kalimantan et à Sumatra, avec trois grands pôles de production : Kalimantan oriental, Kalimantan du Sud et Sumatra du Sud. Kalimantan oriental est représenté par de grandes mines de charbon à ciel ouvert, telles que Sangatta, avec comme principaux producteurs PT Kaltim Prima Coal (KPC). Kalimantan du Sud est représenté par la zone productrice de charbon de Tabalong–Balangan et PT Adaro Indonesia, tandis que Sumatra du Sud est centré sur la zone minière de Muara Enim–Tanjung Enim et PT Bukit Asam Tbk (PTBA).

Dans l’ensemble, l’offre de charbon de l’Indonésie se caractérise par une forte concentration régionale et la prédominance de l’exploitation à ciel ouvert à grande échelle. Ces caractéristiques constituent aussi une base importante de la capacité du pays à maintenir, sur le long terme, une offre de charbon à grande échelle et à coût relativement faible.

2.2.2 Principaux producteurs de charbon

PT Bumi Resources Tbk (BUMI)

BUMI est l’un des plus grands groupes indonésiens de charbon thermique, ses activités charbonnières étant principalement menées via KPC et PT Arutmin Indonesia (Arutmin). Les actifs principaux de KPC sont les zones minières de Sangatta et de Bengalon à Kalimantan oriental. Arutmin exploite plusieurs mines à ciel ouvert à Kalimantan du Sud, dont Senakin, Satui, Mulia/Jumbang, Sarongga, Asam-Asam et Kintap, soutenues par des installations portuaires et des convoyeurs associés.

En 2025, BUMI a produit 74,8 Mt de charbon, dont 53,5 Mt pour KPC et environ 21,3 Mt pour Arutmin. Le groupe a enregistré un bénéfice net de 122,3 millions de dollars, dont environ 81,01 millions de dollars de bénéfice net attribuable aux actionnaires de la société mère.

Sa structure de coûts est principalement déterminée par le décapage des morts-terrains, les dépenses liées aux sous-traitants miniers, le carburant, le transport et les redevancesEn 2025, les taux de découverture chez KPC et Arutmin étaient d'environ 8,5x et 6,6x, respectivement. Par conséquent, réduire le taux de découverture, la consommation de carburant et la distance de transport est essentiel pour contrôler les coûts de production.

PT Adaro Andalan Indonesia Tbk (AADI)

AADI est un producteur intégré de charbon thermique. Ses principaux actifs miniers comprennent les zones d'extraction de Tutupan et Wara exploitées par PT Adaro Indonesia, trois zones d'extraction sous Balangan Coal, et Mustika Indah Permai (MIP) dans le sud de Sumatra. L'entreprise opère également dans les services miniers, le transport par barges, les terminaux, la production d'électricité au charbon et l'approvisionnement en eau, formant une chaîne logistique intégrée de la mine au chargement des navires.

En 2025, la production de charbon a atteint 68,73 Mt, en hausse de 4,4 % sur un an, tandis que les ventes de charbon ont augmenté de5,7 % sur un an pour atteindre 71,94 Mt. Le volume des ventes comprenait environ 3,2 Mt de négoce de charbon tiers. Le bénéfice net était d'environ 760 millions USD.

Le taux de découverture moyen pour l'année était d'environ 4,24x, nettement inférieur à ceux des principales opérations minières de BUMI. Par conséquent, des besions réduits de déplacement des stériles et le réseau logistique intégré de l'entreprise offrent un avantage de coût. Cepend ant, les coûts de carburant, les dépenses de sous-traitance minière et les redevances restent des variables clés de coût.

PT Bayan Resources Tbk (BYAN)

BYAN est un producteur intégré de charbon thermique, dont les principaux actifs se situent dans les zones d'extraction de Tabang et Pakar dans l'est de Kalimantan. L'entreprise exploite également plusieurs ins tallations logistiques de charbon, dont le term inal à char bon de Balikpapan (BCT) et l'installation de transbordement flottante de Kalimantan (KFT). Les grandes réserves et les taux de découverture relativement faibles de Tabang et Pakar sont des facteurs clés de la croissance de la production et des opérations à faible coût de l'entreprise.

En 2025, la production de charbon a atteint 68,0 Mt, en hausse de 19,6 % sur un an, tandis que les ventes de charbon ont totalisé 70,8 Mt. Le bénéfice net attribuable aux actionnaires de la société mère était d'environ 767,9 millions USD. Le coût moyen au comptant pour l'année était d'environ 32,5 USD/t. Son avantage de coût provient principalement de taux de découverture relativement faibles, de distances de transport des stériles plus courtes et du contrôle des ins tallations de transport de charbon, de barges et de chargement des navires.

2.2.3 Structure de la consommation de charbon

En Indonésie, la consommation de charbon est principalement tirée par le charbon thermique utilisé pour la production d’électricité, mais la structure de la demande évolue du système électrique public traditionnel vers une structure duale « production d’électricité publique + production d’électricité captive industrielle ». Les centrales de PLN et des IPP demeurent les plus grands segments consommateurs de charbon. Parallèlement, l’expansion des projets de fusion du nickel, d’acier inoxydable et de cokéfaction a fait des parcs industriels tels qu’IMIP et IWIP d’importantes sources de demande additionnelle de charbon.

Les centrales électriques publiques consomment principalement du charbon thermique indonésien produit localement, tandis que les parcs industriels utilisent du charbon thermique pour la production d’électricité et ont également besoin de charbon à coke pour la production de coke.

2.2.4 Principales entreprises et groupes industriels consommateurs de charbon

PT Perusahaan Listrik Negara (PLN)／PLN Energi Primer Indonesia (PLN EPI)

Les centrales de PLN et des IPP constituent ensemble la plus grande source de demande de charbon en Indonésie. En 2024, PLN EPI a estimé que la demande de charbon de PLN et des IPP atteindrait 174,66 Mt en 2025, soit une hausse de 4 % par rapport à la prévision 2024 de 167,98 Mt. Ce chiffre correspond à la demande de charbon projetée pour l’ensemble du système électrique public, et non à la consommation réelle de charbon de PLN seule.

Le charbon est principalement fourni par des sociétés minières indonésiennes et est sécurisé dans le cadre de l’obligation de marché intérieur (DMO). Les principales variables de coût au sein du système PLN comprennent les prix du charbon rendu, l’adéquation du pouvoir calorifique et de la teneur en cendres aux exigences des centrales, les coûts de transport par barges et par voie maritime, ainsi que la gestion des stocks. Bien que le charbon à plus faible pouvoir calorifique soit généralement moins cher par tonne, un volume plus important est nécessaire pour produire la même quantité d’électricité. Par conséquent, les coûts d’approvisionnement ne peuvent pas être évalués uniquement en comparant les prix du charbon par tonne.

Indonesia Morowali Industrial Park (IMIP)

IMIP a été développé conjointement par Tsingshan Holding Group, un important groupe chinois de l’acier et du nickel, et le groupe indonésien Bintang Delapan. Il s’agit d’un grand parc industriel intégré centré sur la fusion du nickel et les industries en aval. Les principales activités d’IMIP comprennent la fusion du nickel, la production de ferronickel, la production d’acier inoxydable et les matériaux pour batteries.

IMIP est l’un des clusters industriels consommateurs de charbon les plus importants d’Indonésie. Le charbon est principalement utilisé pour la production d’électricité dans des centrales au charbon captives et pour la production de coke. Le charbon thermique est principalement utilisé dans des centrales électriques captives pour alimenter en électricité les installations de fusion du nickel, d’acier inoxydable et d’autres installations industrielles, tandis que le charbon à coke est utilisé dans des projets de cokéfaction pour produire du coke destiné à la sidérurgie au sein du parc industriel.

China Risun, une entreprise chinoise de cokéfaction, a révélé qu’environ un tiers des approvisionnements en charbon à coke utilisés par son project de cokéfaction à IMIP provient d’Indonésie, bien que cette proportion ne doive pas être considérée comme représentative de l’ensemble du parc industriel. En 2025, de petits volumes de charbon à coke chinois ont également été échangés vers Sulawesi, ce qui indique que le parc industriel dispose d’une certaine flexibilité pour ajuster ses sources d’approvisionnement internationales. Le coût des centrales électriques au charbon captives d’IMIP est principalement affecté par les prix du charbon thermique, l’efficacité des centrales et les taux d’utilisation.

Indonesia Weda Bay Industrial Park (IWIP)

IWIP est un grand parc industriel intégré développé conjointement par des groupes industriels chinois, notamment Tsingshan, Huayou et Zhenshi. Son développement est principalement centré sur le traitement des ressources de nickel, la fusion du nickel et les matériaux pour batteries de véhicules électriques. IWIP a été créé en 2018 et accueille actuellement plusieures entreprises engaées dans le traitement du nickel, la fusion et la production de matériaux pour batteries.

La demande de charbon d’IWIP provient principalement des centrales électriques au charbon captives qui alimentent en électricité la fusion du nickel et d’autres installations industrielles dans le parc. La fusion du nickel, en particulier des procédés tels que le four rotatif et le four électrique (RKEF), nécesite de grands volumes d’électricité continue et stable. En conséquence, le parc industriel a développé une capacité de production d’électricité au charbon captive à grade échelle. En 2025, les informations de project disponibles publiquement indiquent que la capacité de production d’électricité au charbon associée à IWIP a dépssé 4 GW, fournissant de l’électricité pour la production de ferroniickel, de matte de nickel et d’autres produits intermédiaires en nickel.

2.3 Vietnam : Production nationale d’anthracite parallèlement à la demande de charbon importé

2.3.1 Principales régions productrices de charbon et types de charbon

La production de charbon du Vietnam est encore plus concentrée géographiquement, ses principales zones de production étant presque entièrement situées dans la province de Quảng Ninh. Les principales régions traditionnelles productrices de charbon sont Cẩm Phả, Hạ Long, Uông Bí et Đông Triều. Le type de charbon représentatif est l'anthracite, qui diffère considérablement de la structure d'approvisionnement de l'Indonésie, où le charbon sous-bitumineux à faible ou moyen pouvoir calorifique prédomine.

Comparé au lignite, au charbon sous-bitumineux et au charbon bitumineux, l'anthracite se caractérise par la teneur en carbone la plus élevée, des niveaux d'impuretés plus faibles, une dureté et une densité plus grandes, une température d'inflammation plus élevée et une combustion sans fumée. L'anthracite vietnamienne a généralement une teneur en carbone supérieure à 80 %, avec une pureté de plus de 65 %. En raison de sa faible teneur en soufre, elle produit généralement peu d'odeur désagréable lors de la combustion. Son pouvoir calorifique se situe généralement entre 6 900 et 7 300 kcal/kg, tandis que la teneur en matières volatiles se situe généralement autour de 3 à 10 %.

Le Groupe national du charbon et des minéraux du Vietnam (VINACOMIN / TKV) est le groupe de production de charbon le plus important du pays. En 2025, TKV a produit environ 38,85 Mt de charbon commercialisable et a enregistré des ventes de charbon d'environ 44,63 Mt.

Globalement, le Vietnam se caractérise non seulement par une forte concentration géographique de la production de charbon, mais aussi par un type de charbon et un cadre de rapports statistiques qui diffèrent considérablement de ceux de l'Indonésie.

2.3.2 Principaux producteurs de charbon

TKV／VINACOMIN

Bien que TKV soit le plus grand groupe public de charbon et de minéraux du Vietnam, avec ses mines de charbon principalement concentrées à Quang Ninh et ses opérations minières couvrant à la fois les mines à ciel ouvert et les mines souterraines, le groupe exploite également sa propre activité de production d'électricité par l'intermédiaire de DTK / Vinacomin - Power Holding Corporation. La Coal Import Export JSC (Coalimex), quant à elle, a été créée avant la formation de la structure actuelle du groupe TKV et a ensuite été intégrée au système TKV lors de la restructuration de l'industrie charbonnière vietnamienne. Coalimex est une société par actions indépendante et membre du groupe TKV sous contrôle public, principalement engagée dans les importations et exportations de charbon, les achats internationaux, la transformation et le commerce.

Les mines à ciel ouvert représentatives de TKV comprennent Cao Son, Deo Nai–Coc Sau et Ha Tu, tandis que ses principales mines souterraines comprennent Ha Lam, Khe Cham, Mao Khe, Vang Danh et Nui Beo.

Au cours des cinq premiers mois de 2025, TKV a vendu environ 22,24 Mt de charbon, dont 19,21 Mt ont été fournies aux centrales électriques, soit environ 86 % des ventes totales. En 2025, TKV a produit environ 38,4 Mt de charbon brut et 38,85 Mt de charbon commercialisable, tandis que les ventes de charbon ont atteint 44,63 Mt. Les ventes ont dépassé sa propre production principalement parce que TKV a également vendu du charbon importé, des produits de charbon mélangés et du charbon issu des stocks. Le groupe a enregistré un bénéfice consolidé d’environ 7,66 billions de VND, mais ce chiffre inclut également ses activités dans les minerais, la production d’électricité, la chimie et d’autres secteurs et ne doit donc pas être considéré comme le bénéfice du seul segment charbon. À mesure que l’exploitation souterraine se poursuit à des profondeurs plus importantes, la ventilation, le drainage, le creusement des galeries, la gestion de la sécurité et la main-d’œuvre deviennent des sources majeures de pression sur les coûts.

Société Dong Bac (Dong Bac)

Dong Bac est une entreprise de défense-économie relevant du ministère vietnamien de la Défense nationale et le principal producteur national de charbon en dehors du système TKV. Ses activités minières sont principalement situées à Quang Ninh et comprennent à la fois l’exploitation à ciel ouvert et l’exploitation souterraine. L’entreprise exerce également des activités de criblage, de traitement, d’importation et de mélange de charbon.

Ces dernières années, la production moyenne de charbon de Dong Bac a dépassé 7 Mt par an, tandis que les ventes de charbon ont approché 11 Mt par an. Le volume de ventes plus élevé reflète l’inclusion de charbon importé dans son portefeuille de ventes, ce qui signifie que le volume des ventes ne doit pas être directement assimilé à sa propre production de charbon.

Comme ses opérations minières sont relativement dispersées et que les conditions géologiques sont complexes, sa structure de coûts est principalement influencée par les coûts d’exploitation souterraine, le transport sur site, le criblage et le traitement du charbon, ainsi que le coût du charbon importé utilisé pour le mélange.

2.3.3 Structure de la consommation de charbon

La consommation de charbon au Vietnam reste dominée par le secteur de l’électricité. L’anthracite produit localement est principalement fourni aux centrales au charbon du nord du Vietnam, tandis que le charbon bitumineux et sub-bitumineux importé est principalement utilisé par les centrales du centre et du sud du Vietnam conçues pour brûler du charbon importé.

Bien que la consommation de charbon dans l’industrie sidérurgique demeure inférieure à celle du secteur de l’électricité, l’importance de la demande de charbon à coke augmente à mesure que des projets de hauts fourneaux tels que Hoa Phat Dung Quat 2 entrent en exploitation.

2.3.4 Principales entreprises consommatrices de charbon

Électricité du Vietnam (EVN)

EVN est le groupe intégré d'électricité public du Vietnam, dont les activités couvrent la production, le transport, la distribution et la vente d'électricité. Les centrales au charbon exploitées par EVN et ses sociétés de production d'électricité (GENCO) consomment en moyenne environ 40 Mt de charbon par an, dont environ 28 Mt d'anthracite produit localement et environ 12 Mt de charbon bitumineux ou sub-bitumineux importé. Selon le scénario du plan d'exploitation 2025, la demande de charbon national a été estimée entre environ 27,31 et 28,53 Mt, tandis que la demande de charbon importé était d'environ 11,13 Mt, portant la demande totale de charbon à environ 38,44–39,66 Mt.

EVN possède également la Société nationale de transport d'électricité (EVNNPT), qui est responsable du réseau national de transport haute tension. Ses cinq principales sociétés régionales de distribution et de vente d'électricité sont EVNNPC (Nord Vietnam), EVNCPC (Centre Vietnam), EVNSPC (Sud Vietnam), EVNHANOI (Hanoï) et EVNHCMC (Hô Chi Minh-Ville). Ces sociétés et EVNNPT font toutes partie du système EVN, mais elles remplissent des fonctions différentes dans le transport, la distribution et la vente d'électricité.

L'anthracite national et le charbon mélangé sont principalement fournis par TKV et Dong Bac, tandis que le charbon bitumineux et sub-bitumineux importé est principalement utilisé par les unités de production conçues pour le charbon importé, notamment Vinh Tan 4, Duyen Hai 3 et l'extension de Duyen Hai 3. Les coûts de combustible au sein du système EVN sont principalement affectés par les prix du charbon national, les prix CFR du charbon importé, la qualité du charbon et les ratios de mélange, ainsi que les coûts portuaires et de transport.

Groupe Hoa Phat (Hoa Phat)

Hoa Phat est l'un des plus grands producteurs d'acier intégré du Vietnam utilisant la voie haut fourneau–convertisseur à oxygène. Ses activités sidérurgiques sont principalement concentrées dans les complexes sidérurgiques intégrés de Hai Duong et Dung Quat, qui sont équipés d'installations de cokéfaction, d'agglomération, de haut fourneau, de convertisseur à oxygène et de laminage. En 2025, la production d'acier brut du groupe a atteint 11 Mt, en hausse de 26 % par rapport à l'année précédente.

Hoa Phat utilise la voie de production haut fourneau–convertisseur à oxygène (BF–BOF). Le charbon à coke est d'abord transformé en coke dans des fours à coke, puis utilisé dans les hauts-fourneaux pour la production de fonte. Le charbon pulvérisé pour injection (PCI) est également injecté dans les hauts-fourneaux pour remplacer partiellement le coke. Par conséquent, la demande de charbon de Hoa Phat se concentre principalement sur le charbon à coke et le charbon PCI, plutôt que sur le charbon thermique classique utilisé dans le secteur de l'énergie. Avec la montée en puissance de Dung Quat 2 jusqu'à sa pleine production, l'augmentation de la production de fonte brute et d'acier brut entraînera une hausse correspondante de la demande de coke, de charbon à coke et de charbon PCI.

Dung Quat est la plus grande base de production d'acier de Hoa Phat, avec une capacité nominale totale de près de 12 Mt par an. Elle est également équipée d'un port en eau profonde capable de recevoir de grands vraquiers, facilitant l'importation directe de matières premières en vrac telles que le minerai de fer et le charbon à coke. La capacité actuelle d'acier brut du groupe est d'environ 16 Mt par an et devrait passer à 18 Mt par an d'ici 2027, dont environ 9 Mt de bobines laminées à chaud (HRC) et 9 Mt de produits longs en acier. Cependant, une partie de la capacité supplémentaire proviendra de projets de fours à arc électrique, ce qui signifie que la croissance de la capacité totale de production d'acier du groupe ne peut pas être directement traduite par une augmentation proportionnelle de la demande de charbon à coke.

Les coûts des matières premières de Hoa Phat sont principalement affectés par les prix internationaux du charbon à coke et du charbon PCI, les prix du minerai de fer, le taux de coke, le taux de PCI, les coûts de fret, les taux de change et les taux d'utilisation des hauts-fourneaux. Le charbon à coke dur australien de haute qualité (PHCC) peut servir de référence internationale importante pour ses coûts de charbon à coke, bien que les coûts d'approvisionnement réels dépendent également du mélange de charbons, de la structure de mélange et des coûts logistiques de livraison.

Formosa Ha Tinh Steel（FHS）

FHS est un producteur d'acier intégré sous investissement étranger situé dans la zone économique de Vung Ang, province de Ha Tinh, au Vietnam. Le projet est dirigé par le groupe Formosa Plastics de Taïwan, avec la participation de China Steel Corporation (CSC) de Taïwan et de JFE Steel du Japon.

FHS exploite une chaîne de production d'acier intégrée complète, comprenant des installations de cokéfaction, d'agglomération, de hauts-fourneaux, de convertisseurs à oxygène et de laminage. Elle a également développé et exploite le port de Son Duong, utilisé pour l'importation de matières premières en vrac telles que le minerai de fer et le charbon, ainsi que pour l'exportation de produits en acier. Selon les informations officielles de FHS, ses deux hauts fourneaux ont une capacité combinée de production de fonte d'environ 7 Mt par an, tandis que sa capacité d'acier semi-fini, y compris les billettes et les brames, est d'environ 7,1 Mt par an, et sa capacité de production de coke est d'environ 3 Mt par an.

FHS utilise la voie de production haut fourneau–convertisseur à oxygène, ce qui signifie que sa demande de charbon se concentre principalement sur le charbon à coke et le charbon PCI. Le charbon à coke est d'abord traité dans des fours à coke pour produire du coke, qui est ensuite utilisé dans les hauts fourneaux pour la fabrication de la fonte. Le charbon PCI est injecté directement dans les hauts fourneaux pour remplacer partiellement le coke. Le système énergétique interne de FHS utilise également les gaz résiduaires du processus de fabrication de l'acier, notamment le gaz de cokerie et le gaz de haut fourneau.

En outre, FHS a proposé une nouvelle expansion en 2025 qui porterait la capacité de fabrication d'acier du complexe intégré à environ 15 Mt par an.

2.4 Philippines : L'approvisionnement en charbon de bas rang national complété par les importations

2.4.1 Principales régions productrices de charbon et types de charbon

La production de charbon aux Philippines est presque entièrement concentrée sur l'île de Semirara, Semirara Mining and Power Corporation (SMPC) étant le principal producteur de charbon du pays.

Auparavant, le certificat de conformité environnementale (ECC) pour le complexe minier de charbon de Semirara plafonnait la production annuelle de charbon à 16,0 Mt. En 2025, le Département de l'Environnement et des Ressources naturelles des Philippines (DENR) a approuvé un ECC révisé qui a étendu la portée du projet pour inclure la mine Acacia et a relevé la limite de production annuelle à 20,0 Mt pour 2025–2027.

Grâce à l'amélioration des conditions d'extraction à la mine Narra et à l'assouplissement des contraintes de production, la production de charbon de SMPC a augmenté pour atteindre un record de 19,9 Mt en 2025, soit une hausse d'environ 24 % par rapport à 16,0 Mt en 2024.

2.4.2 Principaux producteurs de charbon

SMPC

SMPC est le plus grand producteur de charbon des Philippines, ses opérations minières principales étant situées sur l'île de Semirara dans la province d'Antique. Selon les dernières données du Département de l'Énergie des Philippines (DOE) citées dans le rapport 2025 de la société, SMPC représentait environ 97 % de la production totale de charbon du pays. À la fin de 2025, DMCI Holdings détenait environ 56,65 % des actions de SMPC, ce qui en fait l'actionnaire contrôlant. SMPC exploite également des activités de production d'électricité au charbon via Sem-Calaca Power Corporation (SCPC) et Southwest Luzon Power Generation Corporation (SLPGC), ce qui en fait une société énergétique verticalement intégrée combinant l'extraction de charbon et la production d'électricité au charbon.

En 2025, la production de charbon de SMPC a atteint environ 19,9 Mt, un record, tandis que le bénéfice net consolidé du groupe était d'environ 13,06 milliards de PHP. La limite annuelle de production de charbon de SMPC a été augmentée de 16 Mt à 20 Mt dans le cadre de son certificat de conformité environnementale (ECC), et non uniquement en raison d'une expansion de la capacité technique de production de la mine.

En 2025, le ratio de découverture effectif de SMPC était d'environ 11,4:1. La société exploitant des mines à ciel ouvert à grande échelle, ses coûts de production sont considérablement affectés par les volumes de découverture, les coûts du diesel, la main-d'œuvre ainsi que l'exploitation et la maintenance des équipements miniers. De plus, les amortissements liés aux nouveaux équipements miniers et aux activités de pré-découverture à la mine Narra affectent également les coûts unitaires de production de charbon.

2.5 Malaisie : Un marché consommateur de charbon fortement dépendant des importations

2.5.1 Structure de la consommation de charbon

La consommation de charbon en Malaisie est fortement concentrée dans le secteur de l'électricité, le pays dépendant presque entièrement du charbon importé. En 2025, l'électricité au charbon représentait environ 58,6 % de la production d'électricité en Malaisie péninsulaire, faisant des grandes centrales électriques au charbon les principaux consommateurs de charbon. Bien que les producteurs d'acier consomment également du charbon à coke et du coke, leurs volumes de consommation globaux restent inférieurs à ceux du secteur de la production d'électricité au charbon.

2.5.2 Principales entreprises consommatrices de charbon

Tenaga Nasional Berhad (TNB)

TNB est le service public d'électricité intégré central de la Malaisie péninsulaire. Ses principaux actifs au charbon sous son contrôle ou dans lesquels elle détient des participations comprennent la centrale électrique Sultan Azlan Shah (Manjung) d'environ 4,08 GW, la centrale électrique Jimah East de 2,0 GW dans laquelle TNB détient une participation de 70 %, et le complexe de production d'électricité Kapar Energy Ventures (KEV) dans lequel TNB détient une participation de 60 %. L'approvisionnement et le transport du charbon sont principalement gérés par TNB Fuel Services (TNBF).

TNBF fournit du charbon non seulement aux centrales au charbon contrôlées par TNB, mais aussi à certains producteurs d'électricité indépendants (IPP) qui ont des contrats d'achat d'électricité (PPA) au sein du système électrique de TNB. Par conséquent, le volume d'approvisionnement en charbon de TNBF ne doit pas être directement interprété comme la consommation de charbon des centrales appartenant à TNB.

En 2025, TNBF a livré environ 36,39 Mt de charbon aux centrales électriques, contre 34,89 Mt en 2024, soit une croissance d'environ 4,3 % sur un an. Au cours de la même période, la consommation réelle de charbon par TNB et les centrales au charbon des IPP associées en Malaisie péninsulaire était d'environ 35,9 Mt, contre 34,7 Mt en FY2024. Ces deux chiffres représentent des mesures différentes : l'un se réfère au charbon livré aux centrales, tandis que l'autre se réfère au charbon effectivement consommé par les centrales. La différence reflète principalement les changements dans les stocks des centrales, le calendrier des livraisons et la méthodologie statistique. Par conséquent, le chiffre de 36,39 Mt ne doit pas être directement assimilé à la consommation de charbon des centrales appartenant à TNB.

TNBF s'approvisionne principalement en charbon thermique importé. Les centrales électriques au charbon de la Malaisie péninsulaire sont fortement dépendantes de l'approvisionnement étranger, l'Indonésie étant la plus grande source, tandis que l'Australie et d'autres pays fournissent un approvisionnement complémentaire.

Concernant la consommation de charbon à Manjung, certaines sources secondaires ont indiqué que la centrale consomme environ 30 000 tonnes de charbon par jour tout en citant une consommation annuelle d'environ 15 Mt. Cependant, même en supposant un fonctionnement continu à 30 000 tonnes par jour pendant 365 jours, la consommation annuelle ne s'élèverait qu'à environ 10,95 Mt. Par conséquent, les chiffres de « 30 000 tonnes par jour » et « 15 Mt par an » ne peuvent pas être tous deux arithmétiquement corrects.

Les coûts du charbon au sein du système TNB sont principalement affectés par le coût délivré du charbon importé, le taux de change ringgit malaisien–dollar américain, le pouvoir calorifique et la qualité du charbon, les taux de fret maritimes et les coûts logistiques portuaires. Comme le charbon importé est généralement évalué en dollars américains, la dépréciation du ringgit malaisien peut augmenter les coûts réels du combustible même lorsque les prix internationaux du charbon restent inchangés. Les changements dans les prix du combustible sont partiellement répercutés sur le système électrique via le Prix du Charbon Applicable (ACP) et les mécanismes d'ajustement des coûts de combustible associés. Par conséquent, une augmentation des prix internationaux du charbon ne se traduit pas simplement ou immédiatement par une réduction équivalente des profits de TNB.

Malakoff Corporation Berhad

Les principaux actifs de production d'électricité au charbon de Malakoff à Johor sont la centrale électrique de Tanjung Bin (TBPP) et la centrale électrique de Tanjung Bin Energy (TBEPP), avec une capacité installée combinée d'environ 3,1 GW. TBPP a une capacité installée de 2,1 GW, comprenant trois unités de production au charbon de 700 MW, tandis que TBEPP consiste en une seule unité au charbon de 1 000 MW. Les deux centrales sont exploitées par les filiales de Malakoff, Tanjung Bin Power Sdn. Bhd. et Tanjung Bin Energy Sdn. Bhd., respectivement, et représentent les principaux actifs de production d'électricité au charbon de Malakoff.

En 2025, l'activité énergétique de Malakoff a déclaré une consommation d'énergie charbonnière d'environ 188,37 millions de GJ, contre 207,03 millions de GJ en 2024, soit une baisse d'environ 9 % sur un an.

Le combustible pour les projets de centrales au charbon de Tanjung Bin provient principalement du système d'approvisionnement en charbon thermique importé de la Malaisie péninsulaire, TNBF jouant un rôle important dans les arrangements pertinents d'approvisionnement et de procurement. Commme les coûts de combustible charbonnier peuvent être répercutés sur le système électrique via les PPA et les mécanismes de répercussion des coûts de combustible associés, des prix internationaux du charbon plus élevés augmentent généraleent les coûts de production d'électricité mais n'entraînent pas nécéssairment une baisse proportionnelle des profits de Malakoff. La rentabilité de Malakoff est également affectée par des facteurs tels que la disponibilité des centrales, la production d'électricité, la maintenance, les termess des PPA et l'éfficacité opérationnelle.

Edra Power Holdings (Edra)

Edra Power Holdings a été initialement formée en 2014 par la consolidation de trois grands groupes malaisiens de producteurs d'électricité indépendants—Powertek Energy Group, KLPP Group et Jimah Energy Group. En 2016, elle a été acquise par China General Nuclear Power Corporation (CGN), deenant une plateforme indépendante de production d'électricité sous CGN.

Pour le projet de centrale au charbon de Jimah, Edra déent une participation de 75% dans Jimah Energy Ventures Holdings (JEVH), tandis que Tenaga Nasional Berhad (TNB) déent les 25% restants. JEVH, à son tour, posède 100% de Jimah Energy Ventures (JEV), qui exploite la centrale électrique de Jimah. Grâce à cette structure de propriété, Edra déent indirectement une participation effective de 75% dans la centrale de Jimah, tandis que TNB en déent 25%.

La centrale électrique de Jimah est située à Port Dickson, Negri Sembilan. Elle omprend deux unités de production au charbon sous-critiques de 700 MW, avec une capacité installée totale de 1,4 GW, et constituite une importante source d'électricité au charbon en charge de base en Malaisie péninsulaire.

Ses coûts liés au combustible sont principalement affectés par les taux d'utilisation des centrales, le pouvoir calorifique et la qualité du charbon, les prix du charbon importé et les coûts de frét maritme. Commme les coûts du charbon sont soumis à des mécanismes de répercurtion dans le cader du PPA et des mécanismes d'approvisionnement en combustible pertinents, des prix internationaux du charbon plus élevés augmentent les coûts de combustible pour le système électrique mais ne réduisent pas nécessairement les profits d'Edra dans la même proportion.