Taille et analyse de la part du marché des centrales thermiques au Japon - Tendances de croissance et prévisions (2026 - 2031)

Tendances et perspectives du marché des centrales thermiques au Japon

Le déclassement du parc vieillissant de centrales à charbon accélère la restructuration du marché

Le marché des centrales thermiques au Japon voit 22 % des unités à charbon sous-critiques programmées pour fermeture d'ici 2030, catalysant la demande de remplacements efficaces répondant aux normes d'émissions de plus en plus strictes. Les retraits de centrales convergent avec les prélèvements sur les combustibles fossiles, rendant les fermetures plus économiques que les modernisations. Les services publics du Kansai et du Kyushu accélèrent les projets de cycle combiné à turbine à gaz (CCTG) et ultra-supercritiques pour sécuriser la capacité fiable et la stabilité du réseau. Tandis que le charbon se retire, l'investissement se déplace vers des turbines à gaz associées au stockage par batteries et aux cadres de réponse à la demande. Ce cycle crée des opportunités de construction pour les équipementiers tout en réduisant l'intensité moyenne des émissions du parc.

Les ajouts de capacité GNL-vers-électricité renforcent l'architecture de la sécurité énergétique

Trois projets de remplacement ont livré 6,66 GW entre février 2024 et mars 2025, renforçant le rôle central du GNL dans le marché des centrales thermiques au Japon. L'approvisionnement annuel en GNL de JERA Co., Inc. de 30 millions de tonnes, soit 40 % de l'approvisionnement national, ancre les négociations de prix et les stratégies de couverture. L'implantation côtière à proximité des terminaux existants raccourcit les délais de réalisation, et les centrales à cycle combiné à haute efficacité élèvent l'efficacité thermique moyenne du parc. Pourtant, la demande intérieure de GNL a chuté de 25 % depuis 2014, incitant les services publics à réexporter les excédents via des plateformes régionales d'échange. Cette double approche équilibre la sécurité nationale avec la flexibilité commerciale.

La demande de cogénération industrielle portée par les exigences de résilience du secteur manufacturier

Les fabricants exploitent 6 213 unités de cogénération totalisant 11 085 MW, atteignant une efficacité globale de 44 à 50 % qui réduit les factures énergétiques et les émissions. L'alimentation électrique captive protège les usines des fluctuations des prix du réseau et du risque de coupure, une priorité après les récentes perturbations des chaînes d'approvisionnement. La loi révisée sur la conservation de l'énergie impose des critères d'efficacité plus stricts, stimulant les modernisations à Aichi, Osaka et Kanagawa. Les développeurs associent les applications de récupération de chaleur perdue aux projets pilotes de captage du carbone pour pérenniser les actifs. En conséquence, la cogénération industrielle devient un segment de croissance de niche au sein du marché des centrales thermiques au Japon, dont la croissance globale est lente.

Les incitations aux projets pilotes de captage du carbone ouvrent des perspectives de longévité pour la production thermique

Neuf projets de captage et stockage du carbone (CSC) sélectionnés en juillet 2024 bénéficient d'un soutien de l'État, signalant que les décideurs politiques considèrent la production thermique avec abattement des émissions comme une classe d'actifs viable à long terme.^{(1)ICAP, "Système d'échange de quotas d'émissions du Japon," capcarbonaction.com} La centrale de Himeji de Kansai Electric Power Co. capture 5 t de CO₂ par jour, validant l'intégration technologique sans temps d'arrêt importants. Des unités modulaires plus petites fournies par Toshiba Corporation à Tokyo Gas ouvrent des applications distribuées. L'expérience du Japon à Tomakomai, avec 0,3 Mt stockées entre 2016 et 2019, renforce la confiance du public dans le stockage géologique offshore. Si l'économie s'améliore, le CSC pourrait compenser une partie des passifs liés à la tarification du carbone, maintenant la capacité héritée pilotable.

Des objectifs ambitieux en matière d'énergies renouvelables compriment le taux d'utilisation des centrales thermiques

Le Japon vise à ce que les énergies renouvelables dépassent 36 à 38 % du mix d'ici 2030, un objectif porté par le développement solaire à Kyushu et éolien à Tohoku.^{(2)Ministère de l'Économie, du Commerce et de l'Industrie, "Sixième plan stratégique énergétique," meti.go.jp} Une forte pénétration oblige à l'écrêtage des unités thermiques de mérite intermédiaire, réduisant les heures de fonctionnement et comprimant les marges sur l'écart entre le prix du gaz et celui de l'électricité. Les services publics réagissent en mettant en veille les anciens actifs pétroliers et à charbon sous-critique. Les projets de renforcement du réseau, notamment les liaisons CCHT (courant continu haute tension), visent à atténuer les déséquilibres régionaux tout en réduisant davantage le dispatching thermique dans les zones à forte pénétration des renouvelables.

La hausse de la tarification du carbone et des coûts liés au système d'échange de quotas d'émissions fait pencher l'économie à l'écart des actifs fossiles

Le prélèvement sur les combustibles fossiles prévu pour l'exercice fiscal 2028 impose des coûts supplémentaires qui augmentent progressivement jusqu'en 2030. Les premiers projets pilotes du système d'échange de quotas d'émissions (SEQE) valorisent le carbone à environ 15 USD/t, et les analystes prévoient un doublement d'ici 2030 à mesure que les allocations gratuites diminuent. Des coûts de conformité plus élevés pèsent de manière disproportionnée sur les unités à charbon et à pétrole, accélérant les calendriers de déclassement et limitant tout potentiel de hausse dans le marché des centrales thermiques au Japon.

*Nos prévisions considèrent les impacts des moteurs et des contraintes comme directionnels et non additifs. Les prévisions d'impact reflètent la croissance de référence, les effets de composition et les interactions entre variables.

Analyse des segments

Par type de combustible : le gaz naturel se développe tandis que le charbon recule

Le gaz naturel représente 100,89 GW de la taille du marché des centrales thermiques au Japon et devrait progresser à un TCAC de 1,18 % d'ici 2031. Les fermetures de centrales à charbon s'accélèrent, illustrées par le plan de fermeture de 600 MW de Hokkaido Electric Power Co., tandis que les unités à mazout ne jouent qu'un rôle d'urgence. La centrale Goi de 2,34 GW et l'extension Chita de 1,32 GW de JERA Co., Inc. ancrent cette transition. Le surapprovisionnement en GNL pèse sur les marges, mais les incitations politiques et la plus faible intensité carbone maintiennent le gaz sur une trajectoire de croissance.

Malgré le fait que 76 % du parc à charbon soit composé d'unités à haute efficacité, la hausse des coûts carbone et l'incertitude sur l'approvisionnement en ammoniac freinent l'appétit pour le réinvestissement. Si les projets pilotes de captage et stockage du carbone atteignent des coûts inférieurs à 100 USD par tonne et que les revenus du marché de capacité restent stables, certaines centrales ultra-supercritiques pourraient survivre au-delà de 2030.

Par technologie : la cogénération capte les gains d'efficacité industrielle

La technologie turbine à gaz/cycle combiné détenait une part de 48,38 % en 2025, portée par les turbines de classe HA atteignant 64 % d'efficacité thermique. Cependant, la cogénération est la catégorie à la croissance la plus rapide, progressant à un TCAC de 3,75 % alors que les fabricants se couvrent contre les tarifs élevés. Les projets de Hiroshima Gas et la centrale de biomasse de Hyuga affichent des gains d'efficacité de 60 à 80 %.

Les unités de cogénération de petite et moyenne taille de YANMAR et Aisin se multiplient dans les zones chimiques et sidérurgiques, tandis que les moteurs à hydrogène pour usage résidentiel progressent dans le cadre de la feuille de route du Ministère de l'Économie, du Commerce et de l'Industrie (METI). La capacité du cycle à vapeur décline parallèlement aux fermetures de centrales à charbon, et la gazéification à cycle intégré de gazéification et cycle combiné (IGCC) reste une niche en raison des coûts nivelés élevés.

Par méthode de combustion : les systèmes à base de turbine gagnent une prime de flexibilité

Le combustible pulvérisé représentait encore 49,65 % de la capacité en 2025, mais la combustion à base de turbine progresse à un TCAC de 2,47 %. Les turbines GE Vernova HA à Goi et Futtsu passent du démarrage à froid à la pleine charge en moins de 30 minutes, un attribut critique alors que la production solaire varie de 40 GW en une journée.

Les projets à lit fluidisé et de gazéification, tels que Hirono IGCC Power GK, restent à l'échelle de démonstration car les coûts dépassent 120 USD par MWh. Les moteurs à combustion interne restent confinés aux micro-réseaux isolés.

Par application : les centrales de pointe équilibrent l'intermittence

Les centrales à l'échelle utilitaire détiennent encore une part de 79,02 %, mais les centrales de pointe affichent un TCAC de 4,85 % à mesure que le réseau absorbe davantage d'énergies renouvelables. La conception du marché de capacité accorde des primes aux unités à démarrage rapide, et les opérateurs de centres de données privilégient les contrats pilotables assortis de certificats. La production captive industrielle connaît une adoption régulière de la cogénération, notamment à Aichi, Osaka et Kanagawa.

Analyse géographique

Le Kanto, centré sur Tokyo, abrite le plus grand parc à GNL, dont la centrale Goi de 2,34 GW, et fait face à la construction de 1,3 GW de centres de données d'ici 2027. Kansai, basée à Osaka, est à la pointe du captage du carbone, avec le projet pilote de Mitsubishi Heavy Industries Ltd. à Himeji N° 2 capturant 5 t/j depuis 2025. La mise à niveau Chita de 1,32 GW de Chubu Electric Power Co. soutient la demande de GNL et s'intègre au plan d'exportation de CSC de la zone de la baie de Tokyo vers la Malaisie.

Hokkaido combine des fermetures accélérées de centrales à charbon, une centrale à GNL de 569,4 MW avancée à 2031, et un objectif de co-combustion à 20 % d'ammoniac à Tomato-Atsuma d'ici 2031. Tohoku et Kyushu tirent parti respectivement de l'éolien offshore et de la géothermie, retirant les capacités thermiques plus tôt que la moyenne nationale. Chugoku reste le banc d'essai pour l'IGCC et le CSC couplé aux gazéifieurs, mais les obstacles de coût limitent le déploiement.

Les redémarrages nucléaires façonnent la charge régionale. Le redémarrage de Takahama par Kansai Electric Power Co. en 2023 a porté le nucléaire à 8,5 % de la production nationale, déplaçant le GNL et aggravant l'excédent d'offre de 12 millions de tonnes par an. À mesure que davantage de réacteurs reprennent leur activité, les terminaux GNL dans les régions où la progression nucléaire est plus lente protègent contre les ruptures d'approvisionnement, maintenant des déséquilibres géographiques dans le marché des centrales thermiques au Japon.