Qui alimente réellement les bâtiments d’Asie du Sud-Est ?

il y a 6 heures
7 min de lecture

L’Asie du Sud-Est apprend à acheter de l’électricité propre différemment

Les contrats d’achat d’électricité (PPA) d’entreprise, le solaire sur site et le stockage par batteries passent progressivement du stade de projets pilotes à celui de pratiques courantes dans le secteur du bâtiment en Asie du Sud-Est. Mais l’harmonisation réglementaire n’a pas suivi. Les règles pour acheter de l’électricité propre varient considérablement d’un marché d’Asie du Sud-Est à l’autre, et les promoteurs qui supposent qu’une stratégie efficace dans un pays pourra être transposée telle quelle dans un autre se trompent souvent.

Une région qui apprend à acheter de l’électricité propre différemment

Pendant la majeure partie des trois dernières décennies, l’approvisionnement en électricité en Asie du Sud-Est reposait sur un modèle unique : une entreprise publique signait des contrats à long terme avec des producteurs d’électricité indépendants, principalement alimentés au charbon et au gaz. En Indonésie et au Vietnam, les principaux opérateurs restent des entreprises publiques monopolistiques et verticalement intégrées, PLN et EVN, dont les contrats bénéficient d’une garantie souveraine de fait.

Cette structure a permis de développer les réseaux électriques à grande échelle, mais elle laissait peu de possibilités à un acheteur privé de choisir directement son fournisseur d’énergie renouvelable. Le changement actuellement en cours, qui permet aux entreprises de contracter plus directement avec des producteurs d’énergie renouvelable, constitue une évolution majeure. Mais elle progresse à des rythmes différents selon les marchés.

D’un pays à l’autre, même objectif, règles différentes

Le Vietnam a introduit son mécanisme de Direct Power Purchase Agreement (DPPA) par le décret gouvernemental 80/2024. Celui-ci prévoit à la fois un modèle de raccordement direct et une structure synthétique de type contrat pour différence, réglée sur la base des prix du marché de gros de l’électricité vietnamien. Le mécanisme reste un dispositif pilote plutôt qu’un marché totalement ouvert. Le Vietnam a toutefois franchi une étape majeure en juin 2026 lorsque son premier DPPA, associé à une centrale solaire de 49 MW fournissant Samsung, est entré en exploitation commerciale, offrant ainsi au reste de la région son premier exemple opérationnel du modèle.

La Thaïlande autorise déjà les contrats d’achat d’électricité privés dans le cadre de modèles d’autoconsommation, notamment pour le solaire en toiture, sous la supervision de l’Energy Regulatory Commission. Le cadre thaïlandais de Direct Power Purchase Agreement, initialement approuvé en 2024 sous la forme d’un projet pilote de 2 GW destiné aux data centers, évolue désormais vers un marché de l’électricité propre beaucoup plus large. En juillet 2026, le National Energy Policy Council a approuvé l’extension du DPPA via le Third Party Access au-delà des data centers, aux utilisateurs industriels, ainsi qu’une catégorie tarifaire spécifique pour les data centers.

En août, le gouvernement a supprimé le plafond initial de 2 GW applicable au DPPA, ouvrant l’accès à l’achat direct d’électricité renouvelable via le réseau national à des industries au-delà des seuls data centers.

Cette évolution intervient alors que la Thaïlande se prépare à une forte hausse de la demande d’électricité liée aux infrastructures numériques : le projet de Power Development Plan 2026 intègre une demande estimée des data centers comprise entre environ 6,8 et 8,8 GW. Le cadre révisé du DPPA poursuit désormais son processus réglementaire, l’Energy Regulatory Commission menant de nouvelles consultations sur les modalités de mise en œuvre.

Sources : Ministry of Energy ; The Nation ; Thailand Board of Investment (BOI) ; Dentons.

La Malaisie concentre la majeure partie de ses activités solaires commerciales autour du net energy metering et des dispositifs derrière compteur, sous la supervision de la Sustainable Energy Development Authority. Le third-party wheeling, qui permet d’acheminer de l’électricité via le réseau depuis un producteur situé hors site vers un acheteur spécifique, reste toutefois limité dans la plupart des cas.

Les Philippines ont mis en place leur propre Green Energy Option Program, offrant aux utilisateurs commerciaux d’électricité davantage de flexibilité dans le choix de leur fournisseur, une évolution significative dans un marché historiquement dominé par les opérateurs publics. Singapour se distingue avec un marché de l’électricité entièrement libéralisé, supervisé par l’Energy Market Authority, qui permet

les contrats d’achat d’électricité physiques et virtuels. Les installations solaires derrière compteur de moins de 1 MW ne nécessitent par ailleurs aucune licence.

Le solaire sur site et le stockage comblent les lacunes

Lorsque les mécanismes d’achat direct restent limités ou sont encore en cours de développement, la production sur site est devenue l’option la plus pratique. Le solaire en toiture associé au stockage par batteries permet à une installation de réduire sa dépendance au réseau sans attendre la libéralisation complète du marché. Ce modèle fonctionne dans presque tous les cadres réglementaires de la région puisque l’électricité est produite et consommée derrière le même compteur.

La Thaïlande est allée le plus loin dans la suppression des obstacles à cette approche. Une réglementation ministérielle entrée en vigueur en décembre 2024 a retiré le solaire en toiture de la définition légale d’une usine, supprimant ainsi l’obligation d’obtenir une licence d’exploitation industrielle qui s’appliquait auparavant aux installations de plus de 1 MW. Une réglementation complémentaire de 2025 a étendu l’exemption des autorisations de modification des bâtiments à tous les types de bâtiments, alors que cette exigence s’appliquait auparavant principalement aux installations résidentielles de moins de 160 m².

Une nouvelle réglementation ministérielle, n° 72 B.E. 2568, publiée au Journal officiel le 19 novembre 2025, est allée encore plus loin. Elle a supprimé l’obligation de faire réaliser une évaluation de l’intégrité structurelle certifiée par un ingénieur civil agréé ainsi que l’obligation de notifier les autorités locales avant l’installation, pour tout type de bâtiment lorsque la charge des panneaux reste inférieure à 20 kg/m². En pratique, la plupart des installations solaires en toiture en Thaïlande ne sont désormais plus considérées comme des travaux de construction.

Les promoteurs et exploitants doivent néanmoins effectuer les démarches auprès de l’Energy Regulatory Commission et obtenir l’autorisation de raccordement au réseau auprès de la Metropolitan Electricity Authority ou de la Provincial Electricity Authority. L’obligation de licence industrielle pour les installations solaires en toiture a toutefois été supprimée, quelle que soit la capacité du système, pour les projets situés en dehors des zones industrielles.

Source : Hunton Andrews Kurth LLP.

Pour les usines situées dans des zones industrielles de l’IEAT, des exigences supplémentaires peuvent toutefois continuer à s’appliquer. Pour les projets impliquant la production et la vente d’électricité, le permis d’utilisation des terrains de l’IEAT (IEAT 01/2) et la notification de début d’activité restent pertinents. Pour les projets d’autoconsommation, l’IEAT a indiqué que ces exigences peuvent être exemptées, sous réserve des procédures applicables de l’IEAT.

Source : Lexology.

C’est notamment pourquoi le solaire sur site s’est développé particulièrement rapidement sur des marchés comme le Vietnam et la Thaïlande, où les fabricants et les opérateurs logistiques ont installé directement des systèmes solaires sur leurs bâtiments plutôt que d’attendre une réforme du réseau à grande échelle. En Thaïlande, le solaire en toiture représentait environ 35 % de la capacité solaire installée totale fin 2023, et son développement s’est accéléré depuis avec la suppression progressive des obstacles réglementaires.

Source : TransitionZero.

Pourquoi cette évolution concerne désormais aussi le reporting

Les discussions sur l’approvisionnement énergétique et le reporting ESG convergent rapidement. La manière dont un bâtiment est alimenté n’est plus simplement une donnée opérationnelle : elle devient une information vérifiable et susceptible d’être auditée.

Singapour exige que toutes les entreprises cotées au SGX déclarent leurs émissions de gaz à effet de serre de Scope 1 et Scope 2 à partir de l’exercice financier 2025, le Scope 3 devant suivre pour les plus grandes entreprises à partir de 2026. La bourse malaisienne Bursa Malaysia introduit progressivement des obligations de reporting climatique alignées sur les normes ISSB pour les sociétés cotées à partir de 2025.

Source : ESG Reporting Frameworks in Southeast Asia.

En Thaïlande, la Securities and Exchange Commission restructure le reporting obligatoire du 56-1 One Report afin d’y intégrer les données quantitatives d’émissions de Scope 1, 2 et progressivement de Scope 3, ainsi qu’une déclaration formelle d’assurance, avec une transition prévue jusqu’en 2030. La comptabilisation des émissions de Scope 2 favorise les acheteurs capables de démontrer un lien vérifiable avec une production renouvelable, et pas simplement une intention de passer à une énergie plus propre.

Un contrat d’achat d’électricité, un ensemble de certificats d’énergie renouvelable ou une installation solaire sur site équipée d’un compteur produisent tous une traçabilité vérifiable que les organismes chargés de l’assurance doivent désormais être en mesure de contrôler. La stratégie énergétique d’un bâtiment devient ainsi une composante de l’infrastructure de reporting de l’entreprise qui l’occupe.

Source : SEC Thailand Mandatory ESG Disclosure Timeline.

Ce que cela signifie pour les promoteurs et les exploitants

La principale implication pratique est que l’approvisionnement énergétique ne peut plus être traité comme une stratégie régionale unique. Une stratégie fondée sur le modèle de DPPA synthétique du Vietnam ne pourra pas être transposée directement aux règles d’autoconsommation de la Thaïlande ou au marché totalement libéralisé de Singapour. Chaque marché nécessite sa propre analyse juridique et technique avant la signature d’un term sheet.

Pour les nouveaux projets, l’implication en matière de conception est tout aussi directe : les infrastructures électriques et la capacité portante des toitures doivent anticiper l’intégration du solaire et du stockage par batteries dès la phase de conception, plutôt que de prévoir ces solutions uniquement en retrofit lorsqu’un locataire ou un investisseur demande des preuves d’approvisionnement en énergie renouvelable.

En Thaïlande, les opportunités s’ouvrent désormais à la fois du côté de l’approvisionnement direct et de la production sur site. En juillet 2026, la Thaïlande a approuvé des mesures visant à étendre le DPPA et le Third Party Access au-delà des data centers, permettant à d’autres entreprises d’acheter directement de l’électricité renouvelable auprès de producteurs via le réseau. Il s’agit d’un changement important par rapport au projet pilote initial de 2 GW centré sur les data centers et qui pourrait élargir l’accès à l’électricité propre à d’autres grands consommateurs.

Parallèlement, l’expansion rapide des data centers pousse le gouvernement à s’intéresser à leurs besoins plus larges en ressources, notamment leur consommation d’électricité et d’eau, tandis que de nouvelles règles et de potentielles mesures de zonage sont à l’étude. Pour les promoteurs, cela signifie que l’approvisionnement en énergie renouvelable, la capacité du réseau, la disponibilité de l’eau et les besoins en infrastructures doivent de plus en plus être considérés ensemble dès les premières étapes de planification d’un projet.

Source : Hunton Andrews Kurth LLP.

Le marché qui se dessine favorise les bâtiments, et les entreprises qui les occupent, capables de démontrer leurs performances par des données concrètes plutôt que de simplement afficher leurs ambitions.