Analyse de la taille et de la part du marché de l'énergie solaire en Asie du Sud-Est - Tendances de croissance et prévisions (2026 - 2031)

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

Accélération des objectifs nationaux en matière d'énergies renouvelables et engagements de neutralité carbone

Les États membres ont adopté la feuille de route APAEC 2026-2030 qui porte l'objectif de part des énergies renouvelables à 45 % de la capacité installée d'ici 2030, ancrant la certitude des débouchés pour les projets à grande échelle utilitaire.^{[3]Département de l'énergie des Philippines, "Programme d'enchères pour l'énergie verte," doe.gov.ph} Le programme d'enchères pour l'énergie verte des Philippines vise à acquérir 25 GW par an à partir de 2027, dont 3,2 GW de solaire lors de son sixième appel d'offres. La feuille de route nationale de transition énergétique de la Malaisie porte l'objectif d'énergies renouvelables à l'horizon 2050 à 70 % et impose aux bâtiments publics de s'approvisionner à hauteur de 20 % en énergie verte dans un délai de trois ans.^{[4]Ministère de l'énergie de Malaisie, "Feuille de route nationale de transition énergétique," mestecc.gov.my} La CDN 3.0 de Brunei s'engage à réduire les émissions de 20 % d'ici 2035 et à atteindre une part de 30 % d'énergies renouvelables malgré de sévères contraintes foncières. Ces politiques débloquent des financements concessionnels, mais ne réussiront que si les goulets d'étranglement du réseau et le déficit de financement de 170 milliards USD sont comblés.

Baisse rapide des coûts des modules photovoltaïques Mono-PERC et TOPCon

Les modules TOPCon ont capté 87,6 % des expéditions mondiales en 2025, avec un rendement de production de masse atteignant 26 % et des prix de modules tombant à 0,056 USD par W en février 2026. La délocalisation de capacités vers le Vietnam, la Malaisie et la Thaïlande a aidé les fabricants chinois à contourner les droits de douane américains, garantissant un approvisionnement régional abondant. La cellule à contact arrière hybride de LONGi a atteint un rendement de 27,81 %, et sa cellule tandem a établi un record à 34,85 %, laissant entrevoir de nouvelles économies sur le bilan de système. Au Vietnam, les toitures C&I permettent déjà des économies de 15 à 20 % par rapport aux tarifs du réseau, et les participants malaisiens au programme NEM 3.0 affichent des retours sur investissement sur cinq ans, illustrant comment la baisse des coûts matériels stimule l'autoproduction. La même trajectoire de coûts érode la compétitivité du charbon, notamment en Indonésie, où le charbon captif totalise 21 GW.

Parité réseau du photovoltaïque en toiture pour les utilisateurs C&I

La hausse des tarifs de détail, les réformes du comptage net et des prix de modules inférieurs à 0,06 USD par W ont conduit à la parité en toiture d'ici 2025 en Thaïlande, en Malaisie et au Vietnam. Les projets pilotes sandbox de la Thaïlande ont permis des réductions de factures de 15 à 30 %, stimulant 3 668 MW de solaire à tarif de rachat approuvés jusqu'en 2030. Le programme d'énergie verte pour les entreprises de Malaisie a alloué 800 MW pour des contrats pour différence en contrats d'achat d'électricité virtuels en 2025. Cleantech Solar Energy a installé un parc flottant de 10 MWc pour Cargill à Singapour, montrant comment les surfaces aquatiques compensent la rareté des terres. Hoa Phat Dung Quat Steel au Vietnam a ajouté 22,5 MWc de modules de type N, illustrant l'appétit industriel pour la production sur site. Les entreprises passent ainsi d'une consommation passive à une décarbonation proactive.

Projet pilote de commerce transfrontalier d'électricité de l'ASEAN

Opérationnel depuis 2025, le corridor Laos-Thaïlande-Malaisie-Singapour transmet jusqu'à 200 MW d'électricité renouvelable, offrant un modèle d'équilibrage régional. Singapour a accordé six approbations conditionnelles totalisant 3 GW d'importations solaires couplées au stockage depuis les îles Riau d'Indonésie, dont la centrale de 2 GWc de Vanda Renewable Energies avec 4,4 GWh de stockage. Trina Solar fournit 1,2 GW de modules TOPCon au projet, soulignant la confiance des fournisseurs. Le projet hybride solaire-hydraulique Kenyir de 2,5 GW en Malaisie associe les exportations d'électricité à la production d'hydrogène. Cependant, les obstacles liés au financement et à l'harmonisation réglementaire pourraient retarder l'expansion multilatérale, notamment là où des préoccupations de souveraineté persistent.

Conflits de disponibilité des terres dans les zones à fort ensoleillement

L'agriculture, l'exploitation minière et la protection des forêts entrent en concurrence avec l'implantation de centrales solaires au Vietnam, en Thaïlande et aux Philippines, faisant monter les prix des terrains et provoquant des retards dans l'obtention des permis. La province de Lam Dong a gelé 14 projets vietnamiens pour violation des règles de conversion forestière, menaçant 12 GW de capacité existante et entraînant des avis d'arbitrage de la part d'investisseurs étrangers. La conversion de l'utilisation des terres aux Philippines peut ajouter 18 à 24 mois et 2 à 3 millions PHP par hectare en coûts de transaction. Brunei plafonne le solaire terrestre à moins de 200 MW en raison de règles de réserve forestière à 55 %, poussant à l'adoption en toiture malgré un coût d'investissement par W plus élevé. Le photovoltaïque flottant représente désormais 31 % du pipeline indonésien, mais coûte 15 à 20 % de plus que les installations au sol et est exposé aux typhons. L'agrivoltaïque offre une solution mais manque d'une réglementation mature.

Faiblesse des infrastructures de réseau de distribution dans les villes secondaires

L'écrêtement, les retards d'interconnexion et les coûts élevés de mise à niveau des onduleurs affectent l'Indonésie, les Philippines et le Vietnam. L'Indonésie a besoin de 15 milliards USD pour aligner ses réseaux sur un objectif de 28 GW d'énergies renouvelables d'ici 2030. Les retards du réseau aux Philippines n'ont permis d'attribuer que 31 % de l'appel d'offres vert de juillet 2023, malgré un plan d'expansion de la transmission de 905 milliards PHP par la NGCP. Le réseau sud du Vietnam a perdu 6 % de l'énergie transmise en 2025 en raison de pénuries de puissance réactive. La dette de 500 milliards THB de l'EGAT contraint les travaux de renforcement thaïlandais. Les mini-réseaux comblent les lacunes, mais leurs coûts de 0,81 à 1,61 USD par kWh dépassent de six fois les tarifs de détail.

*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 technologie : la domination du photovoltaïque reflète les réalités des zones tropicales humides

Les systèmes photovoltaïques solaires ont dominé l'ensemble du marché de l'énergie solaire en Asie du Sud-Est en 2025, correspondant à la perspective globale de TCAC de 17,72 % jusqu'en 2031. L'énergie solaire concentrée n'a pas réussi à s'imposer car la couverture nuageuse de mousson maintient l'irradiance normale directe en dessous des seuils requis. Au sein du photovoltaïque, l'essor du TOPCon remodèle l'économie du bilan de système, tandis que le record de 34,85 % de la cellule tandem de LONGi laisse entrevoir des gains futurs. Les modules bifaciaux sur les sites de réservoirs et les sites thaïlandais de type désertique augmentent le rendement jusqu'à 15 %, réduisant encore les coûts nivelés. JinkoSolar a expédié 1,187 GW vers la Thaïlande en 2025, obtenant 34 % de part de ce sous-marché national. L'absence d'énergie solaire concentrée maintient la fabrication axée sur le silicium cristallin, renforçant les clusters industriels locaux en Malaisie et au Vietnam.

Les modules hétérojonction de deuxième génération entrent en phase d'approvisionnement pilote après qu'Huasun et Haier ont signé un accord à l'échelle du gigawatt en mars 2026, signe que la dynamique de course aux rendements va persister. Les améliorations de rendement réduisent l'intensité foncière, un avantage à Singapour et à Brunei où les parcelles au sol sont rares. Le secteur de l'énergie solaire en Asie du Sud-Est bénéficie également de pertes thermiques réduites car le coefficient de température du TOPCon convient aux climats équatoriaux. Combiné à des batteries utilitaires dont le coût tend vers 80 USD par kWh, le photovoltaïque reste la voie technologique incontestée pour la prochaine décennie.

Par type de réseau : la montée en puissance du hors réseau cible le remplacement du diesel

Les actifs connectés au réseau détenaient 88,3 % de la capacité installée en 2025, tirant parti des économies d'échelle et des contrats d'achat d'électricité avec les services publics d'État qui ancrent le financement. Cependant, la croissance hors réseau à un TCAC de 23,1 % jusqu'en 2031 souligne le potentiel de remplacement du diesel dans les communautés insulaires et de l'arrière-pays. Aux Philippines, plus de 2,8 millions d'habitants dépendent du diesel subventionné à 16-25 PHP par kWh ; les mini-réseaux solaires divisent les coûts par deux et mettent fin aux fluctuations des prix du carburant. Le micro-réseau Kan Byin au Myanmar a réduit les coûts énergétiques de 50 % et étendu le service quotidien à 24 heures avec seulement 110 panneaux SunPower et une batterie de 75 kW. Ces exemples illustrent pourquoi la taille du marché de l'énergie solaire en Asie du Sud-Est pour les solutions hors réseau, bien que modeste, croît rapidement.

La suppression du comptage net en Indonésie en vertu du règlement 2/2024 oriente les incitations en toiture vers l'autoconsommation, favorisant les grands utilisateurs C&I par rapport aux ménages. Les centrales connectées au réseau font face à un écrêtement en milieu de journée dans les provinces du sud du Vietnam en raison des limites des transformateurs, tandis que les sites hors réseau contournent ces goulets d'étranglement mais font face à des coûts d'investissement plus élevés. Les décideurs pilotent désormais des subventions basées sur les résultats et des financements mixtes pour réduire les écarts de coûts. À mesure que les prix des batteries baissent, les mini-réseaux hybrides pourraient atteindre la parité plus tôt, notamment là où les subventions au diesel pèsent sur les budgets fiscaux, renforçant la pertinence à long terme du hors réseau au sein du marché de l'énergie solaire en Asie du Sud-Est.

Par utilisateur final : les toitures résidentielles progressent dans un contexte de maturité du segment C&I

Les projets à grande échelle utilitaire représentaient 76,6 % de la demande en 2025, les gouvernements poursuivant des objectifs de l'ordre du gigawatt et des corridors d'exportation. Les toitures résidentielles, bien que ne représentant qu'une fraction de la capacité actuelle, se développeront à un TCAC de 21,9 %, soutenues par des modèles de location et des batteries bon marché. Le programme NEM 3.0 de Malaisie affiche un taux d'autoconsommation de 86,8 % et des retours sur investissement sur cinq ans pour les propriétaires, présentant un modèle bancable. En Thaïlande, les projets pilotes du régulateur de l'énergie ont permis des taux d'autoconsommation de 60 % et des réductions de factures de 30 %, catalysant une enveloppe de 1 000 MW de solaire couplé au stockage. Les complexes sidérurgiques et agroalimentaires du Vietnam illustrent la maturité du segment C&I : le plan en cinq phases de 79,2 MWc de Hoa Phat Dung Quat et le parc flottant de 10 MWc de Cargill témoignent de l'appétit industriel. La baisse des prix du stockage amplifie la valeur résidentielle grâce à l'arbitrage tarifaire en fonction de l'heure d'utilisation et aux avantages en matière de résilience.

Les développeurs utilitaires dominent encore les volumes de référence ; le Phuoc Thai 2 de 100 MW d'EVN et le Dien Bien 1 de 300 MW de VinEnergo en sont emblématiques. Pourtant, l'expansion résidentielle et C&I élargit la profondeur du marché et distribue les gains économiques de manière plus équitable. À terme, des profils d'utilisateurs finaux diversifiés mettront le marché de l'énergie solaire en Asie du Sud-Est à l'abri de la volatilité des politiques qui affecte généralement les grands contrats d'achat d'électricité centralisés.

Analyse géographique

Le Vietnam a généré 53,37 % de la capacité régionale en 2025, grâce aux jalons ambitieux du Plan de développement de l'énergie VIII de 34,7 GW d'ici 2035 et 136,6 GW d'ici 2050. Le Phuoc Thai 2 d'EVN produit 168 millions de kWh par an, tandis que la centrale flottante KN Srêpốk 3 de 380 MWc a signé un contrat d'achat d'électricité direct avec Samsung dont la construction débute en juillet 2026. Cependant, les réductions tarifaires rétroactives et l'application de la loi foncière menacent 12 GW de capacité, réduisant la confiance des investisseurs. L'écrêtement du réseau sud ajoute une complexité supplémentaire, les pertes de transmission dépassant 6 %.

Brunei, bien que de petite taille, affiche une perspective de TCAC de 51,03 % jusqu'en 2031. Son potentiel en toiture de 1 044 MW peut fournir jusqu'à 36 % de la production nationale, compensant les règles strictes de réserve forestière qui plafonnent les projets au sol GOV.BN. L'Indonésie, la Thaïlande, la Malaisie, les Philippines et Singapour se partagent la capacité restante. L'Indonésie a obtenu trois approbations d'exportation vers Singapour totalisant 3 GW, dont la coentreprise de 1 GW de Singa Renewables et la centrale de 2 GWc de Vanda. L'accord de fourniture de 1,2 GW de Trina souligne la disponibilité du matériel.

Le projet de PDP 2023-2037 de la Thaïlande vise 50 % d'énergies renouvelables d'ici 2036, mais la dette de l'EGAT entrave les mises à niveau du réseau. La feuille de route de la Malaisie envisage 2,5 GW d'hybrides solaires flottants et hydrauliques, et son programme d'énergie verte pour les entreprises stimule les contrats d'achat d'électricité virtuels. Les Philippines cherchent à atteindre des volumes d'enchères annuels de 25 GW mais se heurtent encore à des retards de transmission qui ont laissé l'appel d'offres de 2023 sous-souscrit. L'objectif d'importation de 6 GW de Singapour équivaut à un tiers de la demande nationale, reflétant une stratégie d'approvisionnement régional plutôt que de développement domestique. Collectivement, ces dynamiques confirment une poussée inégale mais convergente vers un déploiement massif du solaire sur l'ensemble du marché de l'énergie solaire en Asie du Sud-Est.