L’Asie centrale se prépare à consommer nettement plus d’électricité, mais ses réseaux vieillissants pourraient peiner à suivre. Entre nouvelles centrales, essor des renouvelables et échanges transfrontaliers, la Banque eurasiatique de développement appelle les États de la région à revoir leur manière de produire, de transporter et de partager l’énergie.

Une demande d’électricité qui transforme l’Asie centrale

Le 29 octobre 2026, la Banque eurasiatique de développement (BED) a présenté son étude « Énergie sans frontières », consacrée à l’interconnexion des systèmes électriques d’Asie centrale. « D’ici 2030, la demande d’électricité dans la région augmentera de 27%, soit plus d’un quart », a déclaré Arman Akhounbaïev, responsable de l’analyse sectorielle de la banque. Ce diagnostic dépasse la seule question des mégawatts à construire. La BED insiste sur un problème souvent moins visible : une centrale peut exister sur le papier sans être capable de fournir du courant au moment où les consommateurs en ont le plus besoin. Le combustible, l’eau, les lignes de transport et les règles de coopération comptent désormais autant que les nouveaux projets de production.

La montée en puissance de l’industrie, la construction d’usines, l’expansion des villes et la numérisation alimentent l’appétit énergétique régional, a expliqué Arman Akhounbaïev. Pour les entreprises, la disponibilité d’une énergie fiable et à un prix prévisible devient une condition essentielle de l’investissement, souligne le responsable de la BED.

La consommation pourrait atteindre environ 370 milliards de kilowattheures par an à l’horizon 2030. La banque évoque des rythmes de progression pouvant aller jusqu’à 6% par an. Ce mouvement impose de dimensionner les infrastructures pour les besoins futurs, plutôt que de répondre seulement aux tensions actuelles.

Les prévisions méritent cependant d’être distinguées. L’étude antérieure de la BED évoquait une hausse de 40% d’ici 2030. Le nouveau chiffre de 27% ne s’accompagne pas, dans les documents accessibles, d’une explication complète de cet écart. Il serait donc imprudent de considérer ces deux projections comme directement comparables. La question se pose avec d’autant plus d’acuité que jusqu’à 70% des réseaux électriques et des centrales thermiques auraient besoin d’être modernisés.

Réseaux et capacités : produire de l’électricité ne suffit plus

L’exemple le plus parlant remonte au 10 décembre 2024. Au moment du pic annuel de charge, près de 6,6 gigawatts de puissance installée étaient indisponibles ou soumis à des restrictions. Les raisons avancées vont des contraintes de combustible et d’hydrologie aux défaillances techniques, en passant par les limites des réseaux de transport. Autrement dit, additionner les capacités annoncées ne garantit pas l’approvisionnement d’une usine ou d’un quartier pendant une pointe hivernale. Il faut pouvoir acheminer l’électricité, mobiliser des réserves et ajuster rapidement la production. C’est pourquoi la banque place la remise à niveau des lignes, la modernisation des centrales existantes et les systèmes de stockage au même rang que les nouvelles constructions.

Les plans nationaux prévoient pourtant au moins 62,8 gigawatts de nouvelles capacités de production d’ici 2035, toutes technologies confondues. Une partie de ce programme dépendra de la disponibilité des combustibles, des ressources hydriques et de la possibilité de raccorder les installations aux réseaux.

Certains gains peuvent aussi venir de la gestion des infrastructures. Au Kazakhstan, un dispositif numérique de contrôle des flux a permis d’augmenter d’environ 250 mégawatts la capacité admissible de transit. L’enjeu n’est donc pas uniquement de tirer de nouvelles lignes : mieux connaître l’état du réseau permet parfois d’exploiter davantage les équipements déjà en service.

Énergie renouvelable : le défi des capacités et de l’équilibrage

L’accélération du solaire et de l’éolien ajoute une difficulté supplémentaire. Les États d’Asie centrale ont annoncé plus de 35 gigawatts de nouvelles capacités de production intermittente d’ici 2035. Ces installations renforcent l’offre, mais leur production dépend du soleil et du vent. Sans réserves mobilisables, stockage ou échanges avec les voisins, une partie de l’électricité pourrait être perdue.

Le cas de l’Ouzbékistan illustre ce risque. Avec une hypothèse de 11,4 gigawatts de renouvelables installés en 2028, la production susceptible d’être limitée pourrait passer de 2,1 milliards de kilowattheures en 2026 à 3,5 milliards en 2028. Cela représenterait jusqu’à 14,2% de la production renouvelable potentielle.

Les barrages kirghiz et tadjiks peuvent apporter une réponse partielle. Leurs turbines permettent de faire varier la production pour accompagner les fluctuations d’autres moyens de génération. Le potentiel technique de fourniture d’énergie d’équilibrage est estimé à 0,8 milliard de kilowattheures pour le Kirghizstan et à 1,02 milliard pour le Tadjikistan.
Les réservoirs de Toktogoul et de Nourek, ainsi que le futur aménagement de Rogoun, occupent une place dans cette réflexion. Mais l’eau n’est pas une réserve électrique gratuite : elle sert également à l’irrigation et doit respecter des engagements entre pays. La banque propose donc que la souplesse offerte par l’hydroélectricité soit mesurée, contractualisée et rémunérée.

L’Asie centrale cherche un marché commun de l’énergie

La région échange déjà de l’électricité. Ces transactions ont totalisé 12,1 milliards de kilowattheures en 2024. L’établissement estime qu’une utilisation plus efficace des infrastructures existantes pourrait générer environ 6 milliards de kilowattheures d’échanges supplémentaires chaque année.

La feuille de route proposée commence par des dispositifs de comptage fiables, la télémesure et le partage sécurisé des données entre gestionnaires. Elle prévoit ensuite une meilleure estimation de la capacité des lignes et l’expérimentation d’un marché permettant d’acheter de l’électricité pour le lendemain. À terme, les opérateurs pourraient également échanger des réserves et des services d’équilibrage. La banque estime que cette intégration pourrait procurer un bénéfice brut annuel équivalant à environ 573 millions d’euros et un gain net, après coûts, d’environ 107 millions d’euros.

« Résoudre seul tous les problèmes du secteur énergétique, dans un modèle national isolé, devient excessivement coûteux », a déclaré Arman Akhounbaïev. La coopération envisagée devra néanmoins tenir compte des besoins de chaque État, notamment des contraintes saisonnières du Tadjikistan, et de la place des corridors extérieurs comme CASA-1000 dans l’organisation des échanges régionaux.