1.0 Politiques d’importation et d’exportation de charbon en Asie du Sud-Est

Introduction :

L’Asie du Sud-Est est devenue ces dernières années l’une des régions à la croissance la plus rapide de l’économie mondiale. D’importants flux de capitaux ont soutenu l’expansion de sa base industrielle, tandis que l’industrialisation continue a entraîné une forte croissance de la demande d’électricité. Sur le marché du charbon, la région joue un double rôle : elle abrite certains des principaux exportateurs mondiaux de charbon thermique tout en comprenant plusieurs marchés importateurs de charbon en expansion rapide. Dans les pays exportateurs de ressources comme l’Indonésie, les exportations de matières premières constituent depuis longtemps une source importante de devises et de recettes fiscales. Cependant, lorsque les ressources sont exportées sous forme brute, la production d’électricité, la fonderie et les industries de transformation en aval peuvent peiner à s’approvisionner en matières premières de manière stable et prévisible, ce qui retarde à plusieurs reprises le processus de modernisation industrielle. Cette tension est particulièrement marquée en Indonésie. En tant que premier producteur de charbon de la région, l’Indonésie doit maintenir ses volumes d’exportation tout en cherchant à faire évoluer ses industries en aval au-delà d’un rôle de longue date essentiellement centré sur la fourniture de matières premières.

Face à cette tension, les cadres politiques de la région ont progressivement évolué vers une plus grande part de ressources réservées à l’usage domestique. Les gouvernements ont adopté des mesures telles que des droits d’exportation, des quotas d’exportation, des quotas de production, des obligations de marché intérieur (DMO) et des prix de référence à l’exportation pour gérer le volume de production disponible pour les marchés étrangers tout en préservant l’approvisionnement en matières premières des industries nationales. Cette approche politique s’est d’abord manifestée plus clairement dans les secteurs miniers comme le nickel et la bauxite, avant de s’étendre, avec une intensité variable, au charbon. Dans le secteur du charbon, cependant, l’intervention politique vise généralement à garantir l’approvisionnement intérieur et la stabilité des prix plutôt qu’à imposer une interdiction pure et simple des exportations.

À l’autre extrémité du marché régional, la demande d’électricité dans des pays comme le Vietnam, les Philippines et la Thaïlande continue de croître rapidement, la production d’électricité à base de charbon jouant encore un rôle important dans leurs systèmes électriques et soutenant une demande continue de charbon importé. Parallèlement, les objectifs mondiaux de décarbonation, les plans nationaux de transition énergétique et le durcissement des conditions d’approbation des nouvelles centrales au charbon redessinent progressivement le cadre politique, tandis que les objectifs en matière d’énergie propre sont progressivement mis en œuvre. En conséquence, les pays importateurs de charbon sont confrontés à une tension fondamentale entre l'offre et la demande : à court terme, ils doivent sécuriser des approvisionnements suffisants en charbon pour maintenir la fiabilité du système électrique, tandis qu'à moyen et long terme, ils visent à réduire progressivement leur dépendance au charbon et à créer un espace pour la transition énergétique. Ces objectifs contradictoires créent une tension évidente quant au rythme et à la trajectoire des futures importations de charbon.

L'Asie du Sud-Est manque également de réserves substantielles de charbon à coke de haute qualité, ce qui rend son industrie sidérurgique fortement dépendante de matières premières importées de fournisseurs tels que l'Australie. Le commerce du charbon thermique et l'approvisionnement en charbon à coke fonctionnent donc comme des systèmes de marché largement distincts, chacun étant façonné par des mécanismes de prix et des environnements politiques différents. Les analyser ensemble peut masquer les facteurs sous-jacents qui les animent. L'analyse qui suit se concentre donc sur deux flux commerciaux parallèles : premièrement, comment les mesures réglementaires du côté des exportations affectent les schémas d'approvisionnement régionaux ; et deuxièmement, comment les pressions liées à la transition énergétique du côté des importations remodèlent le rythme et la structure de la demande de charbon.

1.1 Politiques d'exportation de charbon de l'Indonésie

Obligation de marché intérieur (DMO)

En vertu de la DMO indonésienne, les producteurs de charbon sont tenus d'allouer 25 % de leur production annuelle réelle au marché intérieur. Ces approvisionnements sont utilisés pour la production d'électricité publique et captive, ainsi que pour les besoins en matières premières et en combustible des industries nationales. Le gouvernement attribue également des obligations d'approvisionnement spécifiques en fonction des besoins réels en charbon de PT Perusahaan Listrik Negara (PLN), de la qualité du charbon et des plans de production approuvés dans le cadre du Rencana Kerja dan Anggaran Biaya (RKAB) de chaque entreprise. En 2026, la demande de charbon de PLN est estimée à environ 154 Mt, tandis que le gouvernement a fixé une obligation d'approvisionnement intérieur combinée d'environ 212 Mt aux sociétés minières détentrices d'un RKAB approuvé, offrant ainsi une marge d'approvisionnement plus large pour améliorer la probabilité que les volumes contractés et livrés couvrent intégralement les besoins des centrales électriques.

Parallèlement à la DMO, l'obligation de prix intérieur (DPO) indonésienne continue de plafonner le prix de référence du charbon fourni à PLN pour la production d'électricité publique à un maximum de 70 $US/t, sous réserve d'ajustements en fonction de la qualité réelle du charbon. En pratique, la DMO contrôle le volume de charbon que les producteurs peuvent exporter librement, tandis que la DPO limite le coût du charbon fourni au secteur électrique national. Les deux politiques sont conçues pour empêcher les sociétés minières de privilégier les exportations lorsque les prix internationaux du charbon augmentent, ce qui pourrait autrement entraîner des pénuries de charbon sur le marché intérieur, une hausse des coûts de l’électricité ou une augmentation des subventions publiques à l’électricité.

Le cadre soutient la sécurité énergétique nationale, mais accroît aussi le coût d’opportunité pour les sociétés minières qui approvisionnent le marché local. Plus les prix internationaux du charbon augmentent, plus l’écart entre les prix à l’exportation et la référence DPO se creuse, ce qui alourdit la charge financière liée au respect des exigences du DMO. Les entreprises qui ne remplissent pas leurs obligations au titre du DMO doivent d’abord verser une compensation. Si le paiement reste impayé, les sanctions peuvent ensuite s’aggraver progressivement, allant d’une interdiction d’exporter pouvant aller jusqu’à 30 jours, à une suspension de la production pouvant aller jusqu’à 60 jours, et, en dernier ressort, au retrait de la licence minière. Le DMO réduit donc non seulement le volume théorique disponible pour l’exportation, mais lie aussi directement la capacité d’un producteur à exporter du charbon à sa performance dans le respect des obligations d’approvisionnement du marché intérieur.

Harga Batubara Acuan (HBA)

Le HBA est le prix de référence du charbon publié périodiquement par le gouvernement indonésien. Le prix de référence du charbon (Harga Patokan Batubara, HPB) est dérivé du HBA et ajusté en fonction de la qualité réelle du charbon, notamment le pouvoir calorifique, l’humidité, la teneur en soufre et en cendres. Autrement dit, le HBA sert de prix de référence standard, tandis que le HPB représente la référence tarifaire spécifique applicable à des charbons de qualités différentes.

En vertu de l’actuel Kepmen ESDM n° 268.K/MB.01/MEM.B/2025, le HPB continue d’être décrit comme la référence minimale pour les ventes de charbon, tandis que des contrats conclus en dessous du HPB peuvent encore être reconnus. Lorsque le prix de transaction effectif est inférieur au HPB, le producteur comptabilise ses revenus sur la base du prix de vente contractuel, mais les obligations fiscales pertinentes et les redevances de production continuent d’être calculées sur la base du HPB. Le HPB n’interdit donc pas totalement les transactions en dessous du prix de référence ; il garantit plutôt que les entreprises ne peuvent pas réduire l’assiette fiscale et de redevances de l’État simplement en concluant des contrats de vente à un prix inférieur.

La politique vise principalement à prévenir la sous-facturation des exportations de charbon et les pratiques de prix de transfert susceptibles de réduire les recettes publiques. Contrairement au DMO, elle ne limite pas directement les volumes exportés, mais elle peut réduire la rentabilité des exportations à bas prix. Lorsque les prix du marché international tombent en dessous du HPB, les producteurs peuvent chercher à renégocier les prix contractuels, reporter les ventes ou réduire les exportations offrant des marges insuffisantes. En revanche, lorsque les prix du marché sont supérieurs au HPB, la politique a généralement un impact plus limité sur les décisions d'exportation.

Règlement du ministre indonésien du Commerce (Peraturan Menteri Perdagangan, Permendag) n° 15 de 2026

Le Permendag n° 15 de 2026 a été publié le 29 mai 2026 et est entré en vigueur le 1er juin 2026. La période du 1er juin au 31 décembre 2026 sert de transition, durant laquelle les exportateurs de charbon enregistrés peuvent continuer à exporter, mais sont tenus de soumettre les contrats d'exportation, les documents douaniers et les registres de transactions à l'entité d'État d'exportation PT Danantara Sumberdaya Indonesia (DSI). À partir du 1er janvier 2027, DSI devrait, en principe, assumer la responsabilité des processus de pré-dédouanement, de dédouanement et post-dédouanement pour les exportations de charbon.

En centralisant les activités et les données de transaction, la politique renforce la surveillance gouvernementale des prix, des contrats et des recettes en devises. Ses objectifs principaux sont également de réduire la sous-facturation à l'exportation, les pratiques de prix de transfert et la rétention des recettes d'exportation à l'étranger. La distinction clé avec le cadre HBA/HPB est que HBA et HPB déterminent la base de prix utilisée par le gouvernement pour le calcul des recettes, tandis que le cadre DSI détermine qui est responsable de la gestion des exportations et comment le gouvernement obtient et surveille les données de transaction.

Comme 2026 reste une période de transition, l'impact le plus net jusqu'à présent est une augmentation des exigences de déclaration et de conformité ; cela seul ne fournit pas une base suffisante pour conclure que les volumes d'exportation de charbon ont déjà diminué. Une fois le cadre pleinement mis en œuvre en 2027, il n'est pas certain que les volumes d'exportation chutent significativement si DSI peut reprendre sans heurts les contrats existants tout en maintenant des processus efficaces de paiement, de dédouanement et de chargement des navires. Cependant, si des retards surviennent dans les approbations du système ou les transferts de contrats, l'efficacité du chargement pourrait se détériorer et resserrer temporairement l'offre de charbon d'exportation de l'Indonésie.

Politique relative aux recettes d'exportation des ressources naturelles (Devisa Hasil Ekspor Sumber Daya Alam, DHE SDA)

La politique DHE SDA réglemente principalement les recettes en devises générées par les exportations de ressources naturelles, y compris les revenus des exportations de charbon, plutôt que de restreindre directement les volumes d'exportation. Le cadre actuel a été institué par le Règlement gouvernemental (PP) n° 36 de 2023, puis modifié par les PP n° 8 de 2025, n° 2 de 2026 et n° 21 de 2026. Pour les exportations minières hors hydrocarbures où la valeur d’une déclaration en douane d’exportation unique atteint 250 000 dollars US ou plus, les exportateurs sont généralement tenus de rapatrier 100 % des recettes d’exportation dans le système financier indonésien et de conserver les fonds sur le territoire national pendant au moins 12 mois.

La conservation ne signifie pas que les fonds sont totalement gelés. Les recettes peuvent toujours être utilisées, notamment pour le paiement d’impôts, le versement de dividendes en devises, l’achat de matières premières et de biens d’équipement, les dépenses de services et les remboursements de prêts éligibles. Les exportateurs peuvent également convertir jusqu’à 50 % de la valeur déclarée à l’exportation en roupies indonésiennes. En règle générale, les comptes concernés doivent être tenus dans des banques de change publiques. Toutefois, les accords commerciaux bilatéraux éligibles peuvent être soumis à des conditions plus souples, en vertu desquelles les exportateurs sont tenus de conserver au moins 30 % des recettes pendant un minimum de trois mois et peuvent recourir à d’autres banques de change désignées par la Banque d’Indonésie.

Cette politique vise à accroître la liquidité en devises sur le marché intérieur, à soutenir les réserves de change de l’Indonésie et à contribuer à la stabilité du taux de change de la roupie. Pour les producteurs de charbon, son principal effet est de restreindre la capacité de transférer librement les recettes d’exportation à l’étranger, tout en augmentant potentiellement les coûts de fonds de roulement, de financement et de mise en conformité. Si un exportateur ne rapatrie pas ou ne conserve pas les recettes en devises requises conformément aux règles, le gouvernement peut suspendre ses services à l’exportation. Par conséquent, bien que le cadre DHE SDA n’impose pas directement de quota d’exportation, il peut néanmoins affecter indirectement les exportations de charbon en raison des exigences de conformité en matière de devises.

1.2 Politiques d’importation et d’exportation de charbon du Vietnam

1.2.1 Politiques d’importation

Planification énergétique nationale et stratégie d’importation de charbon

La Décision n° 55 et la Décision n° 363 appellent toutes deux le Vietnam à renforcer l’exploitation nationale du charbon tout en sécurisant l’approvisionnement énergétique par des importations appropriées et une diversification accrue des sources. Elles mettent également l’accent sur le développement d’infrastructures de soutien pour les importations de charbon, le stockage, le transport, le mélange et la manutention portuaire. L’objectif de la politique vietnamienne d’importation n’est donc pas de limiter les entrées de charbon, mais de mettre en place un système d’approvisionnement stable, de long terme et compétitif en prix.

Cela reflète le décalage structurel entre la production nationale de charbon du Vietnam et les volumes ainsi que la qualité requis par ses secteurs de l’électricité et de l’industrie. Le charbon importé est ainsi passé d’une source d’appoint à un élément constitutif du système d’approvisionnement énergétique du pays. La stratégie d’approvisionnement du Vietnam est donc de plus en plus influencée par des facteurs tels que la concentration des fournisseurs, les contrats de long terme, les routes de transport et la compatibilité du charbon importé avec les besoins des utilisateurs finaux nationaux.

Droits de douane à l’importation et taxe sur la valeur ajoutée

Le tarif de la nation la plus favorisée (NPF) du Vietnam sur le charbon relevant du SH 2701 est actuellement, de manière générale, fixé à 2 %, et non à 0 %. Le charbon indonésien qui respecte les règles d’origine applicables et est appuyé par la documentation requise peut bénéficier d’un droit de douane de 0 % au titre de l’Accord sur le commerce des marchandises de l’ASEAN (ATIGA), ce qui lui confère un avantage tarifaire de 2 points de pourcentage par rapport au taux NPF. Toutefois, le charbon importé dans le cadre de certains autres accords de libre-échange peut également bénéficier de droits préférentiels, de sorte que l’accès en franchise n’est pas un avantage réservé au seul charbon indonésien.

En vertu du décret n° 174/2025/ND-CP, le taux de taxe sur la valeur ajoutée (TVA) applicable au charbon éligible a été réduit de 10 % à 8 % pour la période du 1er juillet 2025 au 31 décembre 2026. Le taux réduit s’applique aux activités d’importation, de production, de transformation et de vente commerciale. Les entreprises pouvant généralement déduire la TVA en amont, la baisse de 10 % à 8 % ne se traduit pas directement par une diminution de 2 % du coût final rendu du charbon importé. Son effet le plus immédiat est de réduire le montant de fonds de roulement immobilisé dans les paiements de TVA durant le processus d’importation et de négoce.

Mécanisme spécial permettant aux mines de charbon de dépasser la production autorisée jusqu’à 15 %

La résolution n° 28/2026/NQ-CP autorise les mines de charbon éligibles qui satisfont aux exigences techniques, de sécurité et environnementales, et qui continuent de détenir des licences minières valides, à augmenter leur production jusqu’à 15 % au-dessus de leur capacité autorisée, sans modifier formellement la capacité approuvée. Le mécanisme s’applique du 9 juin 2026 au 31 décembre 2027. Toute production supplémentaire doit rester dans les limites des réserves approuvées et ne peut être fournie qu’à la production d’électricité.

Cette politique vise à débloquer rapidement la production supplémentaire des mines existantes lorsque l’approvisionnement en charbon thermique se tend, évitant les retards qu’engendreraient de longues procédures de modification de licence. L’offre intérieure supplémentaire pourrait réduire une partie des besoins d’importation marginaux du Vietnam. Cependant, son impact est limité par la qualité du charbon, la capacité de production minière et la restriction selon laquelle la production supplémentaire ne peut être utilisée que pour la production d’électricité. Ce mécanisme renforce donc le tampon d’offre intérieure du Vietnam, mais n’élimine pas la dépendance structurelle du pays vis-à-vis du charbon importé.

1.2.2 Politiques d’exportation

Cadre réglementaire des exportations de charbon

La circulaire n° 15/2013/TT-BCT fait toujours partie du cadre réglementaire vietnamien encadrant spécifiquement les exportations de charbon, bien que seules certaines dispositions restent en vigueur. Initialement, cette circulaire exigeait que le charbon exporté respecte des normes de qualité prescrites, provienne de sources légales et soit accompagné de documents tels que des rapports d’analyse de qualité du charbon et des preuves d’origine. Cependant, la circulaire n° 13/2020/TT-BCT a abrogé le paragraphe 2 de l’article 4 et l’article 5 de la circulaire n° 15/2013/TT-BCT. Il n’est donc plus approprié de qualifier ces documents de documents douaniers spécialisés obligatoires dans le régime actuel.

Le cadre actuel conserve principalement les dispositions régissant les catégories et les spécifications de qualité du charbon autorisé à l’exportation, ainsi que la base réglementaire du contrôle gouvernemental. Les transactions d’exportation individuelles doivent toujours respecter les procédures douanières générales du Vietnam, la réglementation sur les ressources minérales et les autres exigences applicables. L’objectif politique sous-jacent est de donner au gouvernement la flexibilité d’ajuster les types de charbon pouvant être exportés en fonction des conditions de l’offre et de la demande intérieures, tout en empêchant que des qualités de charbon dont l’offre est insuffisante sur le marché intérieur ne soient exportées en volumes excessifs. Pour les entreprises charbonnières, les exportations ne sont donc pas totalement libres, mais le cadre actuel met davantage l’accent sur la gestion des catégories de charbon éligibles et les contrôles gouvernementaux annuels, plutôt que sur le maintien de l’ensemble des exigences documentaires spécialisées introduites en 2013.

Plan d’exportation de charbon de TKV pour 2026-2030

En vertu du plan d’exportation approuvé en 2025, TKV peut exporter jusqu’à environ 3 Mt de charbon par an entre 2026 et 2030. Il s’agit d’une limite d’exportation annuelle applicable spécifiquement à TKV, et non d’un quota national pour l’ensemble des exportations de charbon du Vietnam.

Les exportations de charbon du Vietnam sont principalement constituées de charbons anthraciteux de qualité supérieure, pour lesquels la demande intérieure est relativement limitée, mais dont la valeur sur les marchés étrangers reste attractive. Cette politique permet au Vietnam de continuer à percevoir des recettes d’exportation pour le charbon de haute qualité qui n’est pas entièrement absorbé par le marché intérieur, tout en utilisant des contrôles de volume annuels pour garantir que la demande de charbon des secteurs de l’électricité et de l’industrie soit prioritaire.

L’approche du Vietnam peut donc être mieux décrite comme une politique sélective d’exportation de charbon : les exportations restent autorisées pour certaines qualités de charbon, mais uniquement dans des volumes contrôlés et sans compromettre la sécurité de l’approvisionnement intérieur.

Taxe à l’exportation du charbon

Conformément au décret n° 26/2023/ND-CP, la taxe à l’exportation applicable à l’anthracite, au charbon à coke et aux autres produits houillers classés sous le code SH 2701 est généralement fixée à 10 %. Le décret n° 201/2026/ND-CP, entré en vigueur en 2026, n’a pas révisé les taux de taxe à l’exportation applicables au SH 2701.

La taxe à l’exportation a deux objectifs principaux : générer des recettes fiscales pour le gouvernement et augmenter le coût de l’exportation directe du charbon sans qu’il ait d’abord été utilisé sur le marché intérieur. Lorsque l’écart de prix entre les marchés intérieur et international est relativement faible, un droit de 10 % peut réduire sensiblement l’attrait des exportations. Les producteurs sont donc plus susceptibles d’exporter uniquement lorsque les prix internationaux, les primes de qualité du charbon et les recettes nettes attendues sont suffisants pour compenser le droit et les coûts logistiques associés.

Avec le plan d’exportation de TKV, la taxe à l’exportation agit comme un mécanisme supplémentaire de gestion des volumes d’exportation de charbon tout en accordant la priorité à l’approvisionnement intérieur.

1.2.3 Impact à long terme de la transition énergétique

Le Partenariat pour une transition énergétique juste (JETP) a été établi en 2022 dans le but de mobiliser au moins 15,5 milliards de dollars US de financements publics et privés pour la transition énergétique du Vietnam au cours de sa phase initiale de mise en œuvre. Les financements sont principalement orientés vers des domaines tels que les énergies renouvelables, le développement des réseaux, le stockage d’énergie et l’efficacité énergétique. Le JETP ne constitue pas une restriction des importations de charbon et n’interdit pas non plus aux banques de fournir des lettres de crédit pour le commerce ordinaire du charbon.

Son principal impact concerne les perspectives de demande à long terme. À mesure que les politiques publiques et les capitaux internationaux se réorientent vers des projets bas carbone, les conditions de financement et d’approbation des nouveaux projets de centrales au charbon pourraient devenir plus restrictives, limitant la croissance de la demande future de charbon. Toutefois, comme les centrales au charbon existantes continuent d’assurer la production de base et l’équilibrage des pointes, le Vietnam devrait encore dépendre du charbon importé à court et moyen terme afin de maintenir un approvisionnement en combustible suffisant pour la production d’électricité.

1.3 Politiques d’importation et d’exportation de charbon des Philippines

Les Philippines sont un importateur net de charbon, la production nationale étant insuffisante pour répondre à la fois à la demande de production d’électricité et à la demande industrielle. L’action publique ne vise donc pas à restreindre les volumes importés, mais à sécuriser l’approvisionnement, à tracer l’origine du charbon et à encadrer les transactions. Du côté de la demande, le gouvernement a cherché à limiter la croissance future de la consommation de charbon en suspendant les approbations de nouveaux projets de centrales au charbon.

Dans l’ensemble, la politique charbon des Philippines peut être résumée comme suit : les importations restent globalement ouvertes, les transactions de charbon sont réglementées expédition par expédition, le charbon est soumis à un régime fiscal uniforme, et la croissance à long terme de la demande de charbon est contenue par des limites au développement de nouvelles centrales au charbon.

1.3.1 Politiques d’importation

Commerce du charbon et certification d’importation propre à chaque expédition

Dans le même cadre réglementaire, les négociants en charbon, les utilisateurs finaux et les prestataires de services logistiques doivent obtenir une accréditation du DOE avant de mener des activités liées au charbon. En outre, les négociants et les utilisateurs finaux doivent obtenir, pour chaque expédition de charbon importé, un certificat de conformité pour l’importation de charbon (CoC-CI). Plutôt que de restreindre les volumes totaux d’importation, le dispositif combine l’accréditation des acteurs du marché et des exigences d’approbation propres à chaque expédition, permettant au gouvernement de suivre l’origine, la qualité, le transport et l’usage final du charbon importé.

Les importations de charbon aux Philippines restent donc ouvertes, même si le processus de conformité est devenu plus centralisé. Les entreprises doivent préparer à l’avance les contrats d’approvisionnement, les informations sur la qualité du charbon et la documentation logistique, tout en prévoyant un délai suffisant pour l’approbation réglementaire. Des documents incomplets ou des retards dans l’obtention de l’approbation peuvent donc entraîner non seulement des coûts administratifs plus élevés, mais aussi des perturbations dans la planification des navires, des temps d’attente plus longs dans les ports et des coûts du charbon livré plus élevés.

Politique fiscale d’importation du charbon

Les Philippines appliquent actuellement un droit de douane de 0 % au titre de la clause de la nation la plus favorisée (NPF) aux principales catégories de charbon importé. Le Décret exécutif (EO) n° 10 a prorogé le traitement tarifaire zéro pour le charbon au-delà de 2023, tandis que l’EO n° 62 a défini le cadre tarifaire plus large du pays pour la période 2024-2028. La logique de cette politique tarifaire zéro est de réduire les barrières à l’importation, de diversifier les sources d’approvisionnement et de limiter les coûts de combustible pour la production d’électricité, ce qui reflète la dépendance continue des Philippines à l’égard des approvisionnements étrangers en charbon en raison de l’insuffisance de la production intérieure.

Cependant, un droit d’importation nul ne signifie pas que le charbon importé soit exonéré de toute taxe. En vertu de la loi sur la réforme fiscale pour l’accélération et l’inclusion (TRAIN ; RA n° 10963), le charbon et le coke produits localement ou importés sont soumis depuis 2020 à une taxe d’accise de 150 ₱ par tonne métrique. Le charbon importé est également généralement assujetti à une TVA de 12 %. Certaines transactions relevant de contrats spécifiques d’exploitation du charbon (COC) peuvent bénéficier d’un régime fiscal particulier, mais ce régime doit être explicitement prévu dans le contrat concerné et ne saurait être interprété comme une exonération automatique pour l’ensemble du charbon produit localement ou pour tous les opérateurs titulaires de COC.

Ces taxes signifient que les importateurs doivent évaluer le coût complet du charbon livré et droits acquittés, plutôt que de se focaliser uniquement sur le prix FOB du charbon et le droit d’importation nul. La taxe d’accise augmente directement le coût unitaire des achats de charbon, tandis que la TVA peut créer une charge de fonds de roulement. Toutefois, lorsque les entreprises sont éligibles à la récupération de la TVA en amont, leur charge fiscale finale peut être inférieure à 12 % de la valeur à l’importation.

1.3.2 Politiques d’exportation

Certification de conformité pour l’exportation du charbon

Les Directives sur le commerce et l’utilisation du charbon, Circulaire ministérielle n° DC2025-11-0027, publiée le 27 novembre 2025, sont actuellement en vigueur. Selon ces règles, les opérateurs titulaires d’un contrat d’exploitation du charbon (COC) parvenu au stade du développement ou de la production doivent demander au Bureau du développement des ressources énergétiques (ERDB) relevant du Département de l’énergie (DOE) un Certificat de conformité pour l’exportation du charbon (CoC-CE) avant chaque expédition à l’exportation.

Le système de certification vise à vérifier que le charbon exporté provient d’exploitations minières légalement autorisées et à permettre au DOE de suivre la qualité du charbon, les acheteurs et vendeurs, les modalités de transport et la destination finale de chaque cargaison. Il n’impose pas de quota d’exportation national, ni ne désigne une entreprise publique unique pour gérer les exportations de charbon. Les exportations philippines de charbon sont donc mieux décrites comme autorisées sous réserve d’une certification de conformité propre à chaque cargaison, plutôt que généralement interdites.

La principale incidence pratique est un surcroît de documentation et de délais d’approbation. Si les exportateurs n’intègrent pas le processus de certification dans leur planification des navires, les retards d’approbation peuvent entraîner un report du chargement et potentiellement des frais de surestaries plus élevés.

1.3.3 Politiques énergétiques influençant indirectement la demande d’importation de charbon

Moratoire sur les approbations de nouvelles centrales électriques au charbon

Depuis le 27 octobre 2020, le DOE maintient un moratoire sur les recommandations gouvernementales pour les nouveaux projets de centrales électriques au charbon sur site vierge, politique réaffirmée en mai 2026. Le moratoire n’exige pas la fermeture des centrales au charbon existantes, ni ne s’applique aux projets qui avaient déjà obtenu des dérogations, pris des engagements fermes ou réalisé des progrès substantiels avant l’entrée en vigueur de la politique. Certains projets, notamment les installations électriques hors réseau et ceux soutenant le traitement des minéraux critiques, peuvent également bénéficier de dérogations dans le cadre de mécanismes de clarification ultérieurs.

Cette politique vise à réduire la dépendance à long terme du secteur électrique à l’égard de la production supplémentaire au charbon et à créer davantage d’espace pour les énergies renouvelables, le stockage d’énergie et les sources d’énergie flexibles. Elle ne réduit donc pas immédiatement la demande d’importation de charbon des centrales existantes, mais elle limite les ajouts futurs de capacités au charbon et réduit progressivement le potentiel de croissance supplémentaire de la demande de charbon thermique aux Philippines. À court terme, les importations de charbon continueront d’être principalement déterminées par la demande d’électricité, les taux d’utilisation des centrales au charbon existantes, l’offre nationale de charbon et les prix internationaux du charbon.

1.4 Politiques d’importation et d’exportation de charbon de la Malaisie

Le régime commercial du charbon en Malaisie est relativement simple. Côté importations, il n’existe ni quota d’importation national ni obligation de licence d’importation spécifique au charbon classé sous le code SH 2701 ; les principales considérations réglementaires sont la taxe de vente et les procédures douanières standards. Les exportations de charbon, en revanche, sont soumises à des exigences de licence. Parallèlement, la Feuille de route nationale pour la transition énergétique (NETR) et les objectifs ultérieurs de sortie du charbon devraient imposer des contraintes à long terme sur la demande de charbon pour la production d'électricité.

Dans l'ensemble, la politique charbonnière de la Malaisie peut se résumer ainsi : maintenir un approvisionnement fiable par importation à court terme, appliquer des contrôles de licence aux exportations et éliminer progressivement la production d'électricité à partir du charbon à long terme.

1.4.1 Politiques d'importation

Politique tarifaire et de taxe de vente sur les importations de charbon

En vertu de l'actuelle Ordonnance de 2025 sur les droits de douane (P.U. (A) 384/2025), entrée en vigueur le 1er novembre 2025, le droit d'importation sur les principaux produits du charbon classés sous le code SH 2701 est fixé à 0 %. Ce taux fait partie de la structure tarifaire douanière nationale de la Malaisie, plutôt que d'être une subvention spécifiquement introduite pour les importations de charbon, bien qu'en pratique, il réduise les barrières commerciales pour le charbon provenant des marchés étrangers.

Parallèlement, l'Ordonnance de 2025 sur la taxe de vente (taux de la taxe de vente) (P.U. (A) 170/2025) a soumis le charbon relevant du code SH 2701 à une taxe de vente de 5 % à compter du 1er juillet 2025. Cet ajustement s'inscrivait dans le cadre de l'élargissement plus large de l'assiette de la taxe sur les ventes et les services (SST) et visait principalement à augmenter les recettes publiques, plutôt qu'à restreindre les importations en provenance d'un pays fournisseur de charbon particulier.

Le charbon importé par la Malaisie relève donc actuellement d'une structure de droit d'importation de 0 % et de taxe de vente légale de 5 %. La taxe de vente augmente le coût fiscal du charbon après l'importation, bien que les importateurs pouvant bénéficier d'exonérations en raison d'entités ou d'utilisations finales spécifiques puissent supporter une charge effective inférieure au taux légal. Les décisions d'achat de charbon doivent donc toujours comparer le coût complet à l'arrivée, comprenant le prix FOB, le fret maritime, la taxe de vente, les droits portuaires et la compatibilité qualitative du charbon.

Licences d'importation et quotas d'importation

En vertu de l'actuelle Ordonnance de 2023 sur les douanes (prohibition des importations) (P.U. (A) 117/2023) et de ses modifications publiquement disponibles, le charbon classé sous le code SH 2701 n'est pas soumis à une exigence de licence d'importation spécifique au charbon à l'échelle nationale, ni à une restriction quantitative. La Malaisie n'impose donc actuellement ni quotas d'importation de charbon, ni approbations spéciales d'importation, ni contrôles de volume annuels comparables à la DMO de l'Indonésie.

Cela ne signifie pas que le charbon peut être importé sans accomplir les procédures réglementaires. Les importateurs doivent toujours se conformer aux exigences douanières standard, notamment les déclarations en douane, la classification des produits, le paiement de la SST applicable et d’autres procédures pertinentes. Ces exigences ne constituent toutefois pas des restrictions quantitatives spécifiques au charbon.

1.4.2 Politiques d’exportation

Régime de licences d’exportation du charbon et de droits à l’exportation

En vertu du Customs (Prohibition of Exports) Order 2023 (P.U. (A) 122/2023), le charbon classé sous le code SH 2701 est considéré comme une exportation interdite sous condition, ce qui signifie qu’une licence d’exportation doit être obtenue avant que des expéditions puissent être effectuées vers toute destination. À compter du 1er février 2026, la responsabilité des permis couvrant l’exportation des minéraux et roches concernés a été transférée au Department of Minerals and Geoscience Malaysia (JMG).

L’objectif du régime de licences est de permettre au gouvernement de surveiller les exportateurs, les produits exportés et les mouvements de ressources minérales, plutôt que de contrôler les exportations au moyen de quotas fixes ou de prix administrés par l’État. Parallèlement, le barème tarifaire actuel maintient un droit d’exportation de 0 % sur le charbon sous le code SH 2701. Le régime d’exportation du charbon de la Malaisie peut donc être résumé comme suit : aucun droit d’exportation n’est appliqué, mais une licence d’exportation est requise.

1.4.3 Politiques énergétiques affectant indirectement la demande d’importation de charbon

NETR et l’objectif de sortie du charbon d’ici 2044

Le NETR de la Malaisie a été introduit en 2023, après quoi le gouvernement a davantage clarifié sa trajectoire concernant la production d’électricité à partir du charbon. Le cadre politique ne prévoit aucune nouvelle centrale au charbon, une réduction d’environ moitié de la capacité existante de production au charbon d’ici 2035, et un objectif d’élimination progressive de la production d’électricité au charbon d’ici 2044. La Malaisie cherche également à porter la part des énergies renouvelables dans la capacité électrique installée à 70 % d’ici 2050. La date de 2044 doit être comprise comme un objectif de politique publique plutôt que comme une exigence imposant la fermeture simultanée, à court terme, de toutes les centrales au charbon existantes.

À court terme, les centrales au charbon existantes continueront de nécessiter du charbon thermique importé pour maintenir leurs opérations, tandis que la Malaisie doit aussi préserver la fiabilité et l’accessibilité financière du système électrique pendant la transition énergétique. À plus long terme, les importations de charbon thermique devraient diminuer structurellement à mesure que les unités au charbon seront progressivement mises hors service. Toutefois, le rythme de ce recul dépendra de la capacité à mettre en service à temps les énergies renouvelables, les infrastructures de réseau, le stockage d’énergie et des capacités de remplacement au gaz. Si les moyens de production alternatifs se développent plus lentement que prévu, la baisse de la demande de charbon pourrait être retardée, tandis que la Malaisie pourrait passer progressivement d’une dépendance au charbon importé à une plus grande dépendance au gaz naturel et au gaz naturel liquéfié (GNL) importé.

2.0 Flux commerciaux de charbon en Asie du Sud-Est

2.1 Système régional d’approvisionnement en charbon centré sur l’Indonésie

Le commerce du charbon en Asie du Sud-Est montre une concentration nette de l’offre comme de la demande. Bien que le Vietnam, les Philippines, la Thaïlande et la Malaisie disposent tous de niveaux variables de production nationale de charbon, l’Indonésie demeure le principal pays capable de fournir durablement de grands volumes de charbon thermique transporté par mer au marché régional.

La production de charbon de l’Indonésie est concentrée principalement dans le Kalimantan oriental, le Kalimantan méridional et le Sumatra méridional, avec une production dominée par du charbon thermique de pouvoir calorifique moyen et faible. Le Kalimantan est géographiquement proche des Philippines, de la Malaisie et du Vietnam, ce qui confère au charbon indonésien un avantage relativement marqué en termes de distance maritime et de coût rendu. Toutefois, l’Indonésie est aussi l’un des plus grands marchés consommateurs de charbon de la région. La hausse de la demande liée à la production d’électricité au charbon, à la fusion du nickel et à d’autres secteurs industriels réduit le volume de charbon disponible pour l’exportation.

Source des données : Badan Pusat Statistik (BPS)

2.2 Principaux marchés d’importation et routes commerciales

L’approvisionnement en charbon des Philippines se compose d’une combinaison de production nationale de Semirara Mining and Power Corporation (SMPC) et de charbon importé. SMPC produit principalement du charbon sub-bitumineux, mais les centrales ont des exigences différentes en matière de pouvoir calorifique, de cendres, d’humidité et de teneur en soufre. Le charbon domestique ne peut donc pas se substituer entièrement aux importations. En 2025, environ 37,70 Mt des importations de charbon des Philippines provenaient d’Indonésie, ce qui indique une structure d’importation très concentrée. En conséquence, des réductions de production, des restrictions à l’exportation ou des perturbations du chargement portuaire en Indonésie peuvent généralement se transmettre relativement rapidement au marché philippin.

La Malaisie dispose d’une production nationale de charbon limitée, et ses centrales au charbon dépendent principalement des importations. En 2025, la Malaisie a importé environ 36,32 Mt de charbon thermique, dont 27,62 Mt, soit 76 %, provenaient d’Indonésie. L’Australie et la Russie ont servi de sources complémentaires. La route commerciale Indonésie–Malaisie n’est donc pas la plus importante de la région en volume, mais elle demeure l’une des routes d’approvisionnement en charbon thermique les plus stables d’Asie du Sud-Est.

Le Vietnam dispose de ressources nationales d’anthracite concentrées dans la province de Quang Ninh, mais la structure et la qualité de l’offre domestique ne correspondent pas pleinement aux besoins de ses centrales. Le pays a donc développé un modèle d’approvisionnement combinant production nationale et importations à grande échelle. Les importations totales de charbon du Vietnam ont atteint 65,43 Mt en 2025, incluant du charbon thermique, du charbon à coke et d’autres produits charbonniers ; ce chiffre ne doit donc pas être considéré comme équivalent aux seules importations de charbon thermique. Les données intermédiaires disponibles montrent que le Vietnam a importé environ 6,98 Mt de charbon d’Indonésie au premier trimestre 2025 et environ 19,71 Mt au cours des neuf premiers mois. D’après les statistiques d’exportation annuelles complètes de Statistics Indonesia (BPS), l’Indonésie a exporté environ 26,15 Mt de charbon vers le Vietnam en 2025. Les chiffres intermédiaires ne doivent pas être simplement extrapolés pour estimer les volumes d’échanges sur l’ensemble de l’année.

La Thaïlande dispose de ressources nationales de lignite centrées autour de la mine de Mae Moh, mais la production domestique et la qualité du charbon restent insuffisantes pour répondre à l’ensemble des besoins de production d’électricité et de l’industrie. En 2025, la Thaïlande a importé environ 17,74 Mt de charbon, dont environ 17,65 Mt de charbon thermique, représentant l’écrasante majorité des importations totales. L’Indonésie est l’une des principales sources de charbon importé de la Thaïlande, les statistiques d’exportation du BPS indiquant environ 14,44 Mt d’exportations de charbon indonésien vers la Thaïlande en 2025. Comparée au Vietnam, à la Malaisie et aux Philippines, la Thaïlande dispose d’un marché d’importation de charbon maritime sensiblement plus petit et peut donc être considérée comme un importateur de charbon de second rang en Asie du Sud-Est.

2.3 Routes commerciales secondaires et émergentes

Les Philippines disposent également d’une certaine capacité d’exportation de charbon. Les exportations de charbon de SMPC sont principalement destinées à la Chine, avec des volumes plus faibles expédiés vers le Vietnam et le Brunei. Les Philippines peuvent donc être caractérisées à la fois comme un pays producteur de charbon, un importateur majeur et un exportateur secondaire.

La route Laos–Vietnam est un canal d’approvisionnement complémentaire émergent. Les deux pays ont précédemment proposé d’augmenter le commerce bilatéral de charbon jusqu’à 20 Mt par an, mais ce chiffre représente un objectif de coopération plutôt qu’un volume annuel déjà réalisé. En 2025, TKV a continué de faire avancer des accords d’approvisionnement en charbon avec des entreprises laotiennes, tandis que ses importations de charbon prévues depuis le Laos pour 2026 s’élèvent à environ 2,5 Mt. Cela indique que la route commence à passer d’une coopération au niveau des politiques à un approvisionnement commercial effectif, bien que son ampleur reste très inférieure à celle du commerce Indonésie–Vietnam.

L’Australie et la Russie sont également d’importants fournisseurs externes de charbon pour le Vietnam, la Malaisie et la Thaïlande, fournissant principalement du charbon thermique à plus fort pouvoir calorifique. L’industrie sidérurgique vietnamienne dépend en outre du charbon à coke importé. Le commerce du charbon en Asie du Sud-Est n’est donc pas un flux purement intra-régional, mais il est aussi fortement influencé par des fournisseurs extérieurs à la région, en particulier l’Australie et la Russie.

2.4 Qualité du charbon et risques d’approvisionnement

Le commerce du charbon en Asie du Sud-Est est déterminé non seulement par les volumes de production, mais aussi par des facteurs tels que le pouvoir calorifique, la matière volatile, l’humidité, les cendres, la teneur en soufre et la compatibilité des chaudières. L’anthracite domestique du Vietnam ne peut pas se substituer entièrement au charbon thermique et au charbon à coke importés, tandis que le charbon produit par la mine de Semirara aux Philippines ne peut pas non plus satisfaire aux exigences de qualité de toutes les centrales. Les acheteurs n’évaluent donc pas le charbon uniquement sur la base d’un prix par tonne, mais comparent plutôt le coût rendu global en tenant compte du fret maritime, du contenu énergétique et des besoins de mélange de charbon.

Dans l’ensemble, les routes Indonésie–Philippines, Indonésie–Malaisie et Indonésie–Vietnam représentent les flux commerciaux de charbon les plus importants en Asie du Sud-Est, tandis que la Thaïlande peut être considérée comme un marché d’importation de second rang. Les routes Philippines–Vietnam, Philippines–Brunei et Laos–Vietnam sont plus modestes ou encore émergentes. Les évolutions de la production de charbon en Indonésie, de la demande intérieure, de la politique d’exportation et des conditions de chargement dans les ports du Kalimantan demeurent donc parmi les facteurs clés influençant la disponibilité régionale du charbon et les coûts d’importation.