Taille et analyse des parts du marché de l'hydroélectricité en Asie du Sud-Est - Tendances de croissance et prévisions (2026 - 2031)

Tendances et perspectives du marché de l'hydroélectricité en Asie du Sud-Est

Besoin croissant de stabilisation du réseau face à l'intégration variable du solaire et de l'éolien

Les systèmes de stockage d'énergie par batterie mis en service en Thaïlande en 2023 offrent une durée de deux heures, mais les pics du soir persistent lorsque la demande de climatisation augmente après le coucher du soleil. Des études de faisabilité pour 500 MW de pompage-turbinage à Lam Ta Khlong ciblent des fenêtres de décharge de 8 à 12 heures, comblant l'écart entre le coucher du soleil et minuit.^{[2]Electricity Generating Authority of Thailand, "Pumped-Storage Feasibility Studies," egat.co.th} Aux Philippines, un pipeline de pompage-turbinage de 5,7 GW est ancré par des sites à Luzon et Mindanao qui satisfont une règle du Département de l'énergie imposant un stockage dispatchable comme priorité de connexion au réseau. Des évolutions similaires apparaissent dans le Plan de développement de l'énergie 8 du Vietnam, qui plafonne les nouvelles grandes centrales hydrauliques tout en orientant les investissements vers le pompage-turbinage à cycle journalier qui équilibre un parc solaire de 16,5 GW.^{[3]Ministère de l'industrie et du commerce du Viêt Nam, "Power Development Plan 8", moit.gov.vn} PT Perusahaan Listrik Negara prévoit 3,7 GW de pompage-turbinage dans le cadre du retrait de 9,2 GW de capacité charbon au titre du Partenariat pour une transition énergétique juste.

Flux entrants d'obligations vertes de l'ASEAN à faible taux d'intérêt

Les obligations durables de l'ASEAN en cours ont atteint 72,7 milliards USD en 2023, avec 37 % des produits affectés aux énergies renouvelables. La facilité de financement vert catalytique de l'ASEAN a engagé 2,3 milliards USD pour 15 projets hydroélectriques répondant aux critères de la Climate Bonds Initiative, notamment des ensembles au fil de l'eau au Laos et aux Philippines. Le green sukuk souverain de l'Indonésie a levé 3 milliards USD en 2024, acheminant des fonds vers le prédéveloppement du pompage-turbinage en Java occidental et à Sumatra. Le SRI sukuk de la Malaisie a réduit le coût de financement de Sarawak Energy pour le barrage Baleh de 1 285 MW prévu pour 2027.

Commerce régional de l'énergie dans le cadre de la feuille de route du réseau électrique de l'ASEAN

Le projet d'intégration électrique Laos-Thaïlande-Malaisie-Singapour a atteint sa pleine exploitation en 2024, acheminant 100 à 200 MW du Laos vers Singapour et remplaçant le gaz naturel liquéfié dans les réseaux insulaires. La facilité du réseau électrique de l'ASEAN de la Banque mondiale, lancée en 2025 avec un capital de démarrage de 500 millions USD, cherche à mobiliser 800 milliards USD pour les lignes de transport et le stockage, portant la capacité d'interconnexion à 17,6 GW d'ici 2040. Le Vietnam et le Cambodge ont signé un protocole d'accord en 2024 pour échanger jusqu'à 500 MW de manière saisonnière, améliorant l'utilisation des excédents de saison humide. L'harmonisation réglementaire reste cependant inégale, les redevances d'acheminement et les règles relatives aux certificats d'énergie renouvelable différant selon les accords bilatéraux.

CAE privés adossés aux centres de données en Indonésie et en Malaisie

Microsoft, Google et Amazon Web Services ont annoncé 12 milliards USD d'investissements dans des centres de données en 2024, se regroupant à Java et à Johor en raison de la connectivité fibre et de la disponibilité des terrains. Ces opérateurs hyperschalaires ont besoin d'une énergie sans carbone 24h/24 et 7j/7, ce qui a conduit PT Perusahaan Listrik Negara à conclure son premier CAE hydroélectrique avec une entreprise, allouant 150 MW de la cascade d'Asahan avec une vérification horaire par blockchain. Sarawak Energy a suivi en attribuant 300 MW des centrales Bakun et Murum à un opérateur hyperschalaire dans le cadre d'un contrat à prix majoré. Des PEI tels qu'Aboitiz Power et CK Power ciblent désormais des CAE de pompage-turbinage et de petite hydraulique de 20 à 50 MW avec des entreprises de colocalisation et des mineurs de cryptomonnaies.

Baisse des prix des batteries à l'échelle des services publics

BloombergNEF a évalué les coûts des batteries lithium-ion à 139 USD/kWh en 2024 et s'attend à 100 USD d'ici 2027, comprimant l'économie du pompage-turbinage pour les services de deux à quatre heures. Les chiffres du coût actualisé de l'énergie de Lazard pour 2023 montrent que le stockage par batterie chevauche le pompage hydraulique pour les courtes durées, ce qui a conduit à l'approbation de 4,5 GW de projets de batteries aux Philippines.^{[4]Ministère philippin de l'énergie, "2024 Renewable Energy Roadmap", doe.gov.ph} Le système de stockage d'énergie par batterie de 200 MW en Thaïlande a démontré des temps de réponse de 90 millisecondes, surpassant le démarrage de 5 à 10 minutes du pompage hydraulique.

Escalade de l'activisme social anti-barrage

Le Laos a suspendu le barrage de Luang Prabang de 1 460 MW en 2021 face aux protestations en aval citant la perte de sédiments et le déclin des pêcheries.^{[5]Commission du Mékong, "Luang Prabang Prior Consultation Report", mrcmekong.org} Le barrage Lower Sesan 2 a déplacé 5 000 villageois et a suscité des actions en justice qui remettent désormais en question les nouvelles propositions sur le Mékong. Le projet Myitsone de 6 000 MW au Myanmar reste suspendu, soulignant le risque lié à l'acceptation sociale.

Analyse des segments

Par capacité : la petite hydraulique progresse alors que les autorisations des mégaprojets stagnent

Les petites et micro-centrales inférieures à 10 MW ont affiché la croissance la plus rapide, progressant à un TCAC de 5,62 % alors que les promoteurs privilégiaient des procédures d'autorisation simplifiées et un risque d'acceptation sociale moindre. Les Philippines ont ajouté 175 MW de petite hydraulique d'ici 2024 avec 500 MW supplémentaires dans le pipeline, visant le remplacement du diesel sur les îles hors réseau. Le Vietnam accueille plus de 2 500 petites centrales, mais a suspendu les nouvelles licences en 2024 dans l'attente d'études d'impact cumulatif.

La grande hydraulique de plus de 100 MW représentait encore 63,90 % de la part de marché de l'hydroélectricité en Asie du Sud-Est en 2025, soutenue par des actifs historiques tels que Bakun (2 400 MW) et Srinagarind (720 MW). Les nouvelles capacités se concentrent désormais au Laos, où le projet Xayaburi (1 285 MW) financé par la Chine a atteint sa pleine exploitation en 2024. L'hydraulique moyenne entre 10 et 100 MW répond à une stratégie intermédiaire ; PT Perusahaan Listrik Negara a programmé 680 MW de tels projets à Sumatra et à Kalimantan pour équilibrer le délai de construction, la taille des unités et l'acceptation sociale.

Note: Les parts de chaque segment individuel sont disponibles à l'achat du rapport

Par technologie : le pompage-turbinage capte la prime d'arbitrage solaire

Le pompage-turbinage progresse à un TCAC de 8,12 % car sa durée de 8 à 24 heures correspond aux écarts croissants entre les pics et les creux dans la région. Le pipeline de 5,7 GW des Philippines, mené par le projet Wawa de 420 MW, vise une mise en service entre 2028 et 2030. La Thaïlande a engagé 90 milliards THB pour 1,6 GW de nouveau pompage-turbinage, et l'Indonésie a cartographié 3,7 GW d'opportunités où les écarts d'arbitrage dépassaient 55 USD/MWh en 2024.

Les centrales basées sur réservoir ont conservé 53,25 % de la taille du marché de l'hydroélectricité en Asie du Sud-Est en 2025, dominées par des barrages multifonctionnels tels que Bakun et Hoa Binh. Les actifs au fil de l'eau représentent désormais environ 28 % de la capacité après que les directives de la Commission du fleuve Mékong ont favorisé cette conception pour les affluents soutenant les poissons migrateurs. Les systèmes en cours d'eau et par conduit restent de niche mais montrent des signes prometteurs dans les canaux d'irrigation indonésiens.

Par utilisateur final : les PEI exploitent la demande de CAE des centres de données et des entreprises

Les PEI ont affiché un TCAC de 6,62 % jusqu'en 2031, soit presque le double du taux des services publics d'État, en signant des CAE d'entreprise à prix majoré garantissant un prix fixe pour l'énergie sans carbone. L'accord de 150 MW d'Aboitiz Power avec un centre de données philippin en 2024 a évalué l'énergie à 30 % au-dessus du prix spot et incluait une correspondance horaire des certificats d'énergie renouvelable. Sarawak Energy a alloué 300 MW à un opérateur hyperschalaire avec une prime verte de 5 USD/MWh.

Les entreprises publiques fournissaient encore 69,55 % de la production en 2025, mais les plafonds d'endettement ont ralenti leur développement ; Vietnam Electricity (EVN) a divulgué un déficit de financement de 4,2 milliards USD pour son plan jusqu'en 2030. Les utilisateurs industriels et autoproducteurs se sont modestement développés grâce à des retrofits de micro-hydraulique dans des usines d'huile de palme offrant des retours sur investissement inférieurs à 4 ans.

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Analyse géographique

Le Vietnam représentait 38,10 % de la capacité installée en 2025, mais oriente désormais les nouveaux investissements vers 4,5 GW de pompage-turbinage - Gia Lai, Bac Ai et l'extension de Hoa Binh - pour stabiliser son parc solaire de 16,5 GW. L'Indonésie suivait avec 6,2 GW, mais la feuille de route 2024-2030 de PT Perusahaan Listrik Negara s'oriente vers le pompage-turbinage à Java et à Bali à mesure que les unités charbon sont retirées. Les Philippines exploitaient 3,9 GW et visent 5,7 GW de pompage-turbinage pour réduire la dépendance au GNL importé, qui atteignait 35 % de la production en 2024.

Les limites du bassin fluvial plafonnent le parc hydraulique de la Thaïlande à 3,4 GW, aussi Electricity Generating Authority of Thailand ajoute-t-elle 1,6 GW de pompage-turbinage et importe 2,1 GW depuis le Laos via des lignes transfrontalières. Les 2,1 GW de la Malaisie se concentrent à Sarawak, où le projet Baleh (1 285 MW) augmentera les exportations vers Singapour via un câble sous-marin de 100 MW mis en service en 2024 (3). Le Timor-Leste, partant de presque zéro, enregistre un TCAC de 112,95 % à l'approche de l'achèvement du projet Iralalaro I de 60 MW d'ici 2026 ; une deuxième phase de 140 MW attend son financement. Le Laos, le Cambodge et le Myanmar détenaient collectivement 8,5 GW en 2024, le Laos exportant 90 % de sa production vers la Thaïlande et le Vietnam, renforçant son surnom de "batterie de l'Asie du Sud-Est".

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