Le réseau électrique de l’ASEAN confronté aux défis du financement, alors que les coûts de l’énergie augmentent et que la demande liée à l’IA explose

Six projets indonésiens révèlent l’écart entre autorisations et mise en œuvre

Singapour a accordé sous conditions des licences à six projets d’importation d’électricité propre depuis l’Indonésie. Mais un problème fondamental de financement sépare ces autorisations de la mise en service des liaisons électriques : les exportateurs indonésiens doivent renouveler leurs permis tous les cinq ans. Les banques qui financent des centrales de production coûteuses et des câbles de transport ont besoin de la certitude que les projets pourront continuer à vendre de l’électricité suffisamment longtemps pour rembourser leurs prêts.

Cet écart entre ambitions politiques et règles commerciales fiables définit désormais le Réseau électrique de l’ASEAN (APG). Plus de 70 % des 514 décideurs d’entreprises de la région interrogés en juillet 2026 ont déclaré que des progrès tangibles renforceraient leur volonté d’investir et de se développer en Asie du Sud-Est. De son côté, le groupe de réflexion sur l’énergie Ember estime que chaque année de retard au-delà de 2035 coûterait 2,6 milliards de dollars à la région.

Dans son rapport sur le financement de l’APG, publié le 10 mars 2026, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) place le financement au cœur du défi. Elle appelle à une forte hausse des investissements au cours des 15 années suivantes et estime que les méthodes de financement et les modèles économiques n’ont pas suivi la montée en ambition et en complexité des projets d’interconnexion.

La hausse des factures d’énergie, les perturbations liées à la guerre entre les États-Unis et l’Iran et l’essor des infrastructures d’intelligence artificielle accentuent la pression pour concrétiser les projets. Les gouvernements sont appelés à rendre l’électricité à la fois plus propre, plus abordable et plus sûre. Pour les ménages, les usines et les centres de données, le véritable test consiste à savoir si les accords régionaux déboucheront sur une alimentation fiable, plutôt que sur une nouvelle série d’autorisations conditionnelles.

Un réseau régional se dessine, liaison après liaison

L’ASEAN a imaginé ce réseau en 1997, dans le cadre de son programme ASEAN Vision 2020. Le Centre de l’ASEAN pour l’énergie décrit cette initiative dans son aperçu du réseau électrique comme un projet qui a évolué, passant de liaisons entre deux pays à des accords impliquant de plus petits groupes de pays. Son objectif est de renforcer la sécurité énergétique, la résilience et la connectivité régionales.

La mise à jour 2025 sur le réseau du Centre, publiée le 27 novembre 2025, fait le point sur les capacités d’interconnexion, leurs effets et les progrès des échanges d’électricité. En 2025, neuf des 18 projets d’interconnexion prioritaires étaient opérationnels, pour une capacité d’environ 10 gigawatts (GW). 13,7 GW supplémentaires sont prévus d’ici à 2040.

Une interconnexion est une liaison de transport qui permet à l’électricité de circuler entre des réseaux distincts. Un gigawatt équivaut à 1 000 mégawatts (MW). Relier les réseaux permet à un pays disposant d’un excédent de production de vendre de l’électricité à un voisin qui en a besoin, au lieu d’obliger chaque pays à construire suffisamment de centrales pour faire face seul à toutes les pénuries possibles.

Les ressources renouvelables de l’ASEAN rendent ces échanges attrayants. Le Laos et le Vietnam disposent de ressources hydroélectriques, l’Indonésie et les Philippines de ressources géothermiques, tandis que la Malaisie et la Thaïlande ont un potentiel solaire. Le partage de ces ressources pourrait contribuer à compenser les variations du vent et de l’ensoleillement, à condition que les réseaux de transport et les règles d’exploitation puissent gérer les flux.

Les entreprises sont intéressées, mais leur confiance varie

Kantar a mené l’enquête de juillet en Indonésie, en Malaisie, aux Philippines, à Singapour, en Thaïlande et au Vietnam. Les résultats, publiés le 12 octobre, portent sur 514 entreprises, dont environ 60 % de grandes entreprises et 40 % de petites et moyennes entreprises. Parmi les répondants figuraient des propriétaires, des cadres dirigeants et des décideurs chargés de la stratégie énergétique ou de développement durable.

Les répondants indonésiens étaient les plus convaincus des retombées de l’investissement : 84 % ont déclaré que des progrès tangibles de l’APG renforceraient leur volonté d’investir et de se développer. Cette proportion atteignait 70 % aux Philippines comme en Malaisie.

Les attentes quant à la mise en œuvre étaient moins uniformes. Au Vietnam, 80 % s’attendaient à des progrès tangibles dans un délai de trois à cinq ans, contre 54 % aux Philippines et en Malaisie, soit un écart de 26 points de pourcentage. Les entreprises peuvent percevoir un solide intérêt commercial au réseau tout en restant prudentes quant à la rapidité avec laquelle les gouvernements régleront ses difficultés pratiques.

Les coûts de l’énergie expliquent en partie l’attention portée au sujet. L’enquête a révélé que 79 % des répondants avaient subi une hausse de leurs coûts énergétiques depuis le début de 2026, le plus souvent comprise entre 10 % et 29 %. Quelque 53 % avaient reporté leurs projets de décarbonation ou leur avaient accordé une moindre priorité, tandis que 26 % les avaient accélérés. Au total, 87 % suivaient l’évolution de l’APG, dont 49 % de très près.

Pourquoi une licence de fourniture d’électricité ne suffit pas aux prêteurs

L’obligation indonésienne de renouveler les permis tous les cinq ans illustre ce que les investisseurs entendent lorsqu’ils demandent que les projets soient finançables. Un projet est finançable lorsque ses autorisations, ses clients et ses revenus sont suffisamment fiables pour attirer des financements. Une centrale ou un câble sous-marin peut fonctionner pendant des décennies ; l’incertitude liée au renouvellement récurrent des permis pèse donc sur la volonté de prêter dès le départ.

Les projets d’importation d’électricité indonésienne par Singapour se heurtent aussi à l’absence d’accords contraignants entre gouvernements sur le commerce de l’électricité et à la difficulté de faire reconnaître les certificats d’énergie renouvelable au-delà des frontières. Ces certificats attestent des caractéristiques renouvelables de l’électricité produite et aident les entreprises à comptabiliser l’énergie propre qu’elles achètent.

Les gouvernements doivent aussi s’entendre sur l’accès aux réseaux de transport, les frais d’acheminement de l’électricité, les prix et les responsabilités en cas de rupture d’approvisionnement. Le transport de l’électricité d’un autre pays à travers un réseau national est souvent appelé « transit ». Les exportateurs, les gestionnaires des réseaux de transit et les acheteurs doivent tous savoir qui paie ce service et ce qui se passe en cas de pénurie.

Dans son rapport de mars, l’AIE aborde ces difficultés du point de vue des investisseurs : comment les interconnexions sont financées dans la pratique et ce qui doit changer pour attirer un éventail plus large d’investisseurs. Lors de la 44e réunion des ministres de l’Énergie de l’ASEAN, à Manille, les ministres ont appelé à accélérer la préparation des projets et à clarifier les réglementations afin de parvenir à la clôture financière, c’est-à-dire à la finalisation des accords de financement permettant de débloquer les fonds.

Le corridor laotien montre l’importance des pays de transit

Le projet d’intégration électrique Laos-Thaïlande-Malaisie-Singapour montre à la fois la possibilité d’échanger de l’électricité entre plusieurs pays et la difficulté de maintenir ces échanges. L’hydroélectricité produite au Laos rejoint Singapour en passant par les réseaux de la Thaïlande et de la Malaisie, ce qui confère un rôle essentiel aux deux pays de transit.

Le projet a débuté sous la forme d’une initiative pilote en 2014 et est devenu opérationnel en 2022. Son renouvellement en 2024 a été bloqué par des désaccords sur les modalités de transport via la Thaïlande et la Malaisie, résolus en janvier 2026.

Les principales étapes montrent le temps qu’il peut falloir pour développer même un corridor déjà établi :

• 1997 : l’ASEAN imagine le réseau régional dans le cadre d’ASEAN Vision 2020.
• 2014 : lancement de l’initiative pilote Laos-Thaïlande-Malaisie-Singapour.
• 2022 : début des échanges d’électricité entre les quatre pays.
• 2024 : le renouvellement donne lieu à des désaccords sur les modalités de transit.
• 2025 : la capacité de transfert passe de 100 MW à 200 MW.
• Janvier 2026 : résolution des désaccords sur le transport.

Les premières prévisions envisageaient de porter les échanges initiaux de 100 MW à 300 MW ; le chiffre de capacité retenu par la suite est de 200 MW. L’expérience de ce corridor met en évidence une tâche concrète pour les futurs projets : les accords doivent couvrir chaque réseau traversé par l’électricité, y compris les modalités de renouvellement.

Singapour, premier test de mise en œuvre

Singapour prévoit d’importer environ 6 GW d’électricité produite avec de faibles émissions de carbone d’ici à 2035, contre un objectif antérieur de 4 GW. Le manque de terres et de ressources renouvelables rend les importations essentielles pour réduire sa dépendance au gaz naturel, qui représente environ 95 % de sa production d’électricité.

Le portefeuille de projets s’est étoffé dans plusieurs pays. Parmi les accords conditionnels annoncés en 2023 figuraient jusqu’à 2 000 MW d’énergie solaire indonésienne, 1 200 MW d’éolien en mer vietnamien et 1 000 MW d’électricité cambodgienne issue de l’énergie solaire, de l’éolien et de l’hydroélectricité par pompage-turbinage. Cette dernière consiste à utiliser de l’électricité pour pomper de l’eau vers un réservoir situé en hauteur, puis à la relâcher à travers des turbines lorsque l’électricité est nécessaire.

Wood Mackenzie prévoit que Singapour n’atteindra pas son objectif de 6 GW, malgré les autorisations et licences conditionnelles accordées. Il reste à financer les projets, à construire les installations de production et les infrastructures de transport, et à définir les règles commerciales qui régiront la fourniture d’électricité.

Ember estime que la mise en service des interconnexions prévues pourrait permettre aux énergies renouvelables de couvrir près de la moitié de la demande d’électricité de Singapour d’ici à 2035. D’après ses modélisations, sans l’APG, Singapour devrait disposer à cette échéance de 300 MW supplémentaires de capacité de production au gaz.

Nevi Cahya Winofa, analyste de recherche sur les énergies renouvelables et l’électricité chez Rystad Energy, considère les projets d’importation de Singapour comme une occasion concrète de faire la preuve de leur mise en œuvre et de soutenir d’autres corridors, notamment le projet d’intégration électrique Brunéi-Indonésie-Malaisie-Philippines.

« Une mise en œuvre réussie pourrait renforcer la confiance des investisseurs et servir de modèle pour d’autres projets transfrontaliers », a-t-elle déclaré.

Les centres de données malaisiens mettent le réseau à l’épreuve des prévisions

La Malaisie montre à quelle vitesse une nouvelle demande peut modifier la planification électrique. En septembre 2025, 49 centres de données avaient signé des contrats d’approvisionnement en électricité avec Tenaga Nasional, correspondant à une demande de pointe potentielle d’environ 7,1 GW. Leur consommation réelle avait atteint environ 710 MW, contre 405 MW fin 2024, soit une hausse d’environ 75 %.

Le gouvernement malaisien estime que la demande des centres de données pourrait atteindre 12,9 GW d’ici à 2030 et 20,9 GW d’ici à 2040. Les 710 MW effectivement consommés en septembre 2025 représentaient environ un dixième des 7,1 GW couverts par les contrats d’approvisionnement. Les gestionnaires de réseau doivent donc se préparer à une hausse potentiellement importante à mesure que les installations se développent.

La Malaisie occupe également une position stratégique dans les échanges régionaux. La Malaisie péninsulaire est reliée à la Thaïlande et à Singapour, tandis que le Sarawak est relié au Kalimantan occidental, en Indonésie. C’est la seule économie de l’ASEAN présente dans deux des trois principaux sous-réseaux de l’APG. Energy Exchange Malaysia offre un point de départ pour les ventes d’électricité renouvelable à Singapour.

L’AIE prévoit que la demande d’électricité des centres de données en Asie du Sud-Est fera plus que doubler entre 2024 et 2030. Les grands clients peuvent contribuer au financement de nouvelles capacités de production en s’engageant à acheter de l’électricité pendant plusieurs années. En Malaisie, un projet solaire d’une puissance maximale injectée dans le réseau de 29,99 MW a été mis en service commercial en juillet 2026, avec le soutien d’un contrat virtuel d’achat d’électricité conclu entre l’exploitant de centres de données AirTrunk et le développeur ib vogt. Un tel accord soutient financièrement la production sans nécessiter de ligne électrique physique dédiée à l’acheteur.

Ann Margret Francisco, directrice Asie-Pacifique du Global Wind Energy Council, a déclaré que la nouvelle demande industrielle devait s’accompagner de politiques, d’infrastructures et de prix de l’électricité adaptés.

« L’IA et les nouvelles industries entraînent une demande supplémentaire, qui devrait être satisfaite par les énergies renouvelables. Mais la demande, à elle seule, ne suffit pas à construire des projets », a déclaré Francisco.

Les exportations doivent aussi profiter aux consommateurs locaux

Le Laos doit trouver un équilibre difficile entre ses exportations hydroélectriques et les fréquentes coupures de courant qui touchent sa population. En septembre, l’Indonésie a déclaré qu’elle suspendrait un accord dans le cadre de l’APG tant que ses modalités ne seraient pas avantageuses pour les deux parties. Les gouvernements doivent établir des accords qui rendent les exportations commercialement intéressantes tout en garantissant un approvisionnement intérieur fiable et abordable.

Les normes environnementales font également partie de cet équilibre. L’hydroélectricité peut perturber les cours d’eau, et les vastes installations solaires peuvent accentuer la concurrence pour l’usage des terres. Courtney Weatherby, directrice adjointe et chercheuse au Stimson Center, a plaidé pour des normes communes de certification des énergies renouvelables et de protection de l’environnement, afin que les achats d’électricité tiennent compte de ces effets.

DNV estime que les échanges multilatéraux d’électricité pourraient faire économiser 800 milliards de dollars à l’ASEAN d’ici à 2050 et réduire de 13 % l’empreinte foncière des projets énergétiques, notamment en évitant la construction inutile de capacités nationales de production et de stockage. Ces économies estimées dépendent d’un développement coordonné entre les pays.

Le 9 octobre, Andrew Smith, président du négoce et de l’approvisionnement chez Shell, a déclaré que l’expansion du réseau était nécessaire à mesure que l’électrification progressait, tout en insistant sur la fiabilité et la coopération entre gouvernements. Shell prévoit également que la demande mondiale de gaz naturel liquéfié augmentera d’environ 65 % d’ici à 2050. Les gouvernements doivent donc concilier les investissements dans l’électricité propre avec la demande persistante d’importations de combustibles et de capacités de secours.

Les accords de Manille doivent maintenant déboucher sur des financements et des échéances

À Manille, les ministres de l’Énergie de l’ASEAN ont fait avancer un cadre de planification renforcé pour l’APG, pris acte de l’achèvement substantiel des plans de travail des groupes de travail et soutenu des mesures visant à rendre opérationnels les dispositifs de financement du réseau. La Banque asiatique de développement et la Banque mondiale ont annoncé une initiative de financement dédiée en 2025. Les discussions sur un cadre de développement des câbles électriques sous-marins doivent s’accélérer en 2027.

L’ampleur des investissements nécessaires dépasse largement les câbles internationaux. L’AIE estime que les interconnexions transfrontalières nécessiteront 27 milliards de dollars d’ici à 2040. Selon la neuvième édition des Perspectives énergétiques de l’ASEAN, les besoins d’investissement pour une transition énergétique régionale coordonnée s’élèvent à environ 400 milliards de dollars par an, pour un éventail bien plus large d’infrastructures et de technologies énergétiques.

L’ASEAN a également des objectifs mesurables à atteindre d’ici à 2030. En 2024, les énergies renouvelables représentaient 14,1 % de l’approvisionnement total en énergie primaire, contre un objectif de 30 %, et 33,7 % de la capacité électrique installée, contre un objectif de 45 %. La capacité installée mesure la puissance maximale que les équipements peuvent fournir ; l’énergie primaire désigne l’énergie avant sa transformation en électricité ou sous d’autres formes utilisables.

Les responsables travaillent selon plusieurs horizons. L’estimation annuelle des retards d’Ember prend 2035 comme référence, tandis que la planification générale du réseau s’est projetée jusqu’en 2045. Les ministres ont évoqué une accélération de la mise en œuvre, mais aucune échéance unique et avancée n’a été annoncée. Les Philippines doivent accueillir le 49e sommet de l’ASEAN du 16 au 18 novembre 2026, ce qui offrira aux dirigeants une nouvelle occasion de faire avancer leurs engagements.

L’Inde étudie une nouvelle interconnexion : un corridor de 3 000 kilomètres proposé pour acheminer 2 000 MW d’Imphal à Singapour, via le Myanmar, la Thaïlande et la Malaisie. Des discussions portent également sur une éventuelle interconnexion entre les Philippines et l’Indonésie. Chaque nouvel itinéraire élargit le marché potentiel, tout en ajoutant des gouvernements et des réseaux qui doivent s’accorder sur les modalités de fourniture.

Les accords à deux pays peuvent contribuer à créer un marché plus vaste

Mike Ng, directeur du développement durable du groupe OCBC, considère les accords entre deux pays comme des étapes vers un système régional, plutôt que d’attendre que tous les membres avancent de concert.

« À force de répéter ce processus, projet après projet, corridor après corridor, je crois personnellement que l’APG finira par se mettre en place naturellement », a déclaré Ng.

Cette approche oblige les premiers projets à établir des règles réutilisables sur les permis, les frais de transit, les certificats et les interruptions d’approvisionnement. Il faut aussi améliorer l’accès à l’information. Monalisa Dimalanta, ancienne régulatrice philippine de l’énergie, a appelé à la création de portails nationaux de données complémentaires au système de bases de données énergétiques de l’ASEAN, afin d’aider les investisseurs et le public à comprendre la demande, l’offre et l’avancement des projets.

Dimalanta, ancienne présidente de la Commission de régulation de l’énergie des Philippines et du Conseil national des énergies renouvelables, a décrit la tâche immédiate en termes concrets.

« Le Réseau électrique de l’ASEAN doit passer des traits sur une carte à des projets finançables et réalisables », a-t-elle déclaré.

La région dispose déjà de liaisons opérationnelles, d’acheteurs intéressés et d’importantes ressources renouvelables. Les prochains progrès dépendront de la transformation de ces atouts en contrats durables et en infrastructures achevées, tout en garantissant aux consommateurs locaux un accès fiable à l’électricité produite dans leur pays.

Points clés

• Plus de 70 % des 514 entreprises interrogées ont déclaré que les progrès de l’APG renforceraient leur volonté d’investir et de se développer.
• Le renouvellement tous les cinq ans des permis d’exportation indonésiens est une source d’inquiétude pour le financement des importations d’électricité propre de Singapour.
• En 2025, neuf des 18 projets d’interconnexion prioritaires étaient opérationnels, pour une capacité d’environ 10 GW.
• Singapour vise 6 GW d’importations d’électricité produite avec de faibles émissions de carbone d’ici à 2035, mais Wood Mackenzie prévoit qu’il n’atteindra pas cet objectif.
• Ember estime que chaque année de retard au-delà de 2035 entraînerait des pertes annuelles de 2,6 milliards de dollars pour la région.
• Les prochaines échéances comprennent le sommet de l’ASEAN de novembre 2026 et la poursuite des discussions sur le cadre des câbles sous-marins en 2027.