Taille et part du marché de l'énergie en Argentine - Analyse de la croissance et prévisions (2026 - 2031)

VUE D’ENSEMBLE DU MARCHÉ

Aperçu et indicateurs clés de Marché de l'énergie en Argentine Marché

Période d'étude	2021 - 2031
Période de Données Prévisionnelles	2026 - 2031
Taille du marché de l'année de base (2025)	45.82 gigawatt
Volume du Marché (2026)	47.09 gigawatt
Volume du Marché (2031)	54.03 gigawatt
Taux de croissance (2026 - 2031)	2.78 %
Concentration du Marché	Moyen
Acteurs majeurs *Avis de non-responsabilité : les principaux acteurs sont triés sans ordre particulier Image © Mordor Intelligence. La réutilisation nécessite une attribution sous CC BY 4.0.

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Tendances et Analyses du Marché

Appels d'offres gouvernementaux ' Renovar ' accélérant les énergies renouvelables

Le troisième cycle Renovar cible 400 MW et poursuit une transition vers des appels d'offres concurrentiels ayant permis d'atteindre des tarifs solaires inférieurs à 50 USD/MWh.⁽¹⁾Les récentes additions de 373 MW en 2024 et une projection de 700 MW en 2025 témoignent d'une progression régulière. Le renforcement des règles de contenu local, les protocoles d'intégration au réseau et le régime d'incitation RIGI ont déjà mobilisé 11,8 milliards USD en offres privées. La centrale solaire de 90 MW de Genneia et un investissement éolien de 240 millions USD illustrent l'envergure croissante des engagements nationaux, bien que le succès dépende des améliorations du réseau de transport soutenues par le programme d'aide de 12 milliards USD de la Banque mondiale.

Gaz à faible coût du bassin de Vaca Muerta améliorant les facteurs de charge des centrales

Une production record de 400 000 barils par jour au troisième trimestre 2024 et un objectif d'un million de barils par jour pour 2030 repositionnent Vaca Muerta comme pierre angulaire de l'économie du marché de l'énergie en Argentine. Le gazoduc Vaca Muerta Sur d'une valeur de 2,5 milliards USD achemine le gaz vers les pôles de demande, réduisant les importations coûteuses de GNL et augmentant les facteurs de charge des capacités thermiques. Le partenariat de YPF avec Eni sur le GNL flottant garantit des volumes flexibles pouvant être réorientés vers les producteurs d'électricité nationaux lors des périodes de pointe.⁽²⁾ La production de gaz naturel a atteint en moyenne 5 Gpc/j en septembre 2024, Vaca Muerta y contribuant à plus de 70 %.

Projets de modernisation du réseau financés par des institutions multilatérales

Un programme de 12 milliards USD de la Banque mondiale et la fenêtre du secteur privé de 5,5 milliards USD de la Société Financière Internationale (IFC) ciblent les améliorations du transport, du stockage et du réseau intelligent. La ligne de 600 millions USD de Central Puerto vers les sites miniers du nord-ouest illustre comment le financement concessionnel s'aligne sur la croissance des énergies renouvelables et la demande industrielle. Le plan de transport 2024-2050 priorise les liaisons à haute tension et l'intégration du stockage, répondant directement aux défis d'écrêtement qui ont limité les projets éoliens de Patagonie.

Reprise industrielle stimulant la demande d'électricité

La production manufacturière s'est redressée en 2024 grâce à l'amélioration de l'accès aux devises étrangères, augmentant la demande d'énergie à Buenos Aires, Córdoba et Santa Fe. Des producteurs de lithium comme le projet Mariana de Ganfeng à Salta ont installé une centrale dédiée de 28 MW pour alimenter une production annuelle de 20 000 tonnes de carbonate de lithium. Les acteurs de la pétrochimie et de l'acier bénéficient de coûts réduits en matières premières gazières, tandis que les contrats d'achat d'énergie (PPA) d'entreprises ancrent un approvisionnement à long terme en énergies renouvelables. La normalisation tarifaire a toutefois vu les tarifs de Buenos Aires augmenter de 268 % en 2024, incitant à des améliorations de l'efficacité énergétique et à la production sur site.

Volatilité macroéconomique et risque de change

La dévaluation de 50 % du peso en décembre 2023 a alourdi les coûts de financement et comprimé les flux de trésorerie des projets. Un arriéré de paiement de 2 milliards USD auprès de l'opérateur du système CAMMESA resserre la liquidité, même avec des délais de règlement révisés à 60 jours. Le régime RIGI offre une stabilité fiscale de 30 ans pour les projets dépassant 200 millions USD, mais les restrictions aux importations et les écarts de taux de change maintiennent les coûts des équipements à un niveau supérieur de 30 % d'une année sur l'autre. Les lignes de crédit de la Banque mondiale amortissent partiellement le risque de change, mais les développeurs restent exposés à de nouvelles pertes de valeur du peso.

Congestion du réseau de transport limitant les énergies renouvelables

Les parcs éoliens de Patagonie et les parcs solaires du nord génèrent souvent plus que la demande locale, entraînant un écrêtement lorsque la capacité d'exportation est saturée. La vague de chaleur de mars 2025 a laissé 620 000 clients de Buenos Aires sans électricité et a mis en évidence la fragilité du réseau. La résolution 906/2023 crée un cadre pour le stockage d'énergie par batteries afin de lisser le dispatching, tandis que le plan 2024-2050 prévoit des liaisons à haute tension qui permettraient de transférer les surplus d'énergies renouvelables vers les centres de consommation.⁽³⁾ Les retards de mise en œuvre maintiennent cependant l'écrêtement comme frein à moyen terme.

*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

Les actifs thermiques dominaient avec 56,15 % de la capacité installée en 2025, confirmant le gaz comme pilier de l'approvisionnement actuel. Cette part équivaut à 25,73 GW au sein de la taille du marché de l'énergie en Argentine, soutenue par les intrants de Vaca Muerta qui ont remplacé les importations de GNL. Le nucléaire contribue à moins de 4 % actuellement, mais est en passe d'afficher un TCAC de 10,4 %, le rythme le plus rapide parmi toutes les sources, porté par le petit réacteur modulaire CAREM25 de 32 MW prévu pour 2027 et les prolongations de durée de vie d'Atucha I et d'Embalse soutenues par la Chine. Les énergies renouvelables s'accélèrent, mais l'écrêtement de 15 % de l'éolien patagon en 2024 souligne les obstacles à l'intégration.

L'économie de Vaca Muerta continue de soutenir les reprises en cycle combiné, notamment l'expansion de 350 millions USD de Genelba par Pampa Energía prévue pour 2026. La capacité solaire à Jujuy a augmenté de 300 MW pour desservir l'extraction du lithium, tandis que la production hydroélectrique a fortement chuté en raison de la sécheresse, révélant la dépendance météorologique des actifs historiques. La segmentation révèle un double récit : les centrales thermiques sont optimisées pour l'abondance du gaz domestique, tandis que les capitaux destinés à la décarbonisation à long terme se répartissent entre le nucléaire en charge de base et les énergies renouvelables à construction plus rapide mais contraintes par le réseau.

Les services publics ont conservé une empreinte de 59,70 % sur le marché de l'énergie en Argentine en 2025, soit 27,35 GW de la taille du marché de l'énergie en Argentine sous le modèle de dispatching centralisé de CAMMESA. Cependant, le segment commercial et industriel devrait croître de 5,3 % par an jusqu'en 2031, porté par les contrats d'achat d'énergie (PPA) du secteur lithium et le solaire agro-industriel qui contournent le risque tarifaire. Les seules entreprises minières ont signé des accords d'achat pour 320 MW de capacité propre en 2024, protégeant leurs opérations de la volatilité du peso.

La réduction des subventions a entraîné une hausse des tarifs résidentiels de 300 % en termes nominaux en 2024, provoquant des arriérés de paiement et mettant en évidence une exposition inégale à la récupération des coûts. Les développeurs privilégient les mineurs et exportateurs solvables, laissant les ménages supporter la hausse des charges de réseau, une lacune réglementaire susceptible d'accentuer les fractures sociales. Le marché de l'énergie en Argentine exige des cadres de subventions croisées actualisés pour équilibrer les avantages de l'autoproduction par rapport aux coûts collectifs du système.

Analyse géographique

Les dynamiques régionales influencent fortement le marché de l'énergie en Argentine. Buenos Aires et les provinces environnantes dominent la consommation mais dépendent de pôles de ressources distants pour l'approvisionnement. La panne de mars 2025, qui a touché 620 000 clients, a souligné la nécessité de liaisons à haute tension plus solides. La modernisation du transport contribuera à acheminer l'éolien et le solaire depuis la Patagonie et le nord vers ce principal centre de consommation, réduisant l'écrêtement et améliorant la résilience.

La Patagonie accueille le meilleur régime éolien du pays, avec des facteurs de capacité supérieurs à 50 %. Des projets comme le parc solaire de 200 MW de Verano Energy témoignent de l'intérêt croissant pour le solaire à mesure que les coûts des panneaux diminuent. Le transport reste cependant un goulot d'étranglement jusqu'à l'achèvement du corridor à très haute tension prévu. La taille du marché de l'énergie en Argentine pour les projets d'énergies renouvelables en Patagonie est projetée à 9,65 GW d'ici 2031, bien que le rythme de l'expansion du réseau déterminera les taux de réalisation effectifs.

Les provinces du nord, Salta, Jujuy et Catamarca, forment le triangle du lithium. L'expansion minière se traduit par une croissance rapide de la demande d'énergie. La centrale Mariana de Ganfeng nécessite 28 MW de capacité captive, et le projet de 2,5 milliards USD de Rio Tinto aura besoin d'un approvisionnement similaire une fois opérationnel. Les niveaux d'irradiation solaire soutiennent des projets photovoltaïques compétitifs, tandis que de nouvelles lignes de transport étendent la portée du réseau jusqu'aux sites isolés. Le potentiel hydroélectrique, concentré dans le nord-est, est confronté à une variabilité climatique croissante, l'Agence Internationale de l'Énergie (AIE) projetant des baisses de production de 15 % à 28 % d'ici la fin du siècle.

Paysage réglementaire

Le cadre du secteur électrique argentin repose sur la loi n° 24.065 (électricité) et la loi n° 15.336, la répartition et le règlement étant centralisés par CAMMESA au sein du Marché électrique de gros (MEM). L'orientation politique du cycle actuel privilégie la normalisation tarifaire et une réduction du rôle des subventions généralisées, dans le but d'aligner davantage la rémunération sur les coûts d'approvisionnement, tout en maintenant une supervision réglementée des concessions de distribution et de transport.

Les récentes mesures réglementaires comprennent le décret n° 450/2025, qui a modifié les lois fondamentales sur l'électricité afin de favoriser l'investissement dans le transport, une contrainte clé pour l'évacuation des énergies renouvelables depuis la Patagonie et les régions solaires du nord. Sur le plan des règles de marché, la résolution 400/2025 (Secretaria de Energia, novembre 2025) a établi des mesures pour la normalisation et l'adaptation progressive du MEM. Par ailleurs, la transition vers l'organisme fusionné Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE, créé par la loi n° 27.742) consolide les fonctions réglementaires précédemment réparties entre l'ENRE et l'ENARGAS. D'ici juin 2026, de nouvelles structures tarifaires de distribution ont été mises en œuvre pour EDESUR S.A., effectives au 1er juin 2026 en vertu des résolutions de la Secretaria de Energia.

Opportunités de marché et perspectives d'avenir

Le développement des énergies renouvelables lié au transport et les grands achats des secteurs commercial et industriel créent des opportunités à court terme dans l'écosystème de production et de réseau de l'Argentine, en particulier là où l'écrêtement et la congestion limitent la répartition. Le financement soutenu par l'IFC en mars 2026 pour le parc éolien de 185,6 MW d'Olavarria de PCR, associé à l'expansion du corridor de transport Bahia Blanca-Abasto dans le cadre du dispositif d'incitation RIGI, offre un point de référence concret pour une production financée par des capitaux privés combinée à une capacité de réseau. Cette combinaison améliore la bancabilité de projets supplémentaires d'énergie éolienne et solaire recherchant un accès plus solide au marché.

La demande d'énergies renouvelables portée par les entreprises dans les pôles industriels et les provinces riches en ressources se traduit par des avancées visibles du pipeline en matière d'enregistrement et de jalons de mise en service. Dans le Chubut, Aluar a achevé l'installation de 56 éoliennes pour le parc éolien de 336 MW de La Flecha en juin 2026 et est passé à la vérification technique avant la mise en exploitation commerciale, renforçant le rôle de l'autoconsommation à grande échelle et des enlèvements contractuels en Patagonie. Du côté du marché marchand et contractuel, Genneia a fait progresser sa participation au marché de gros en juillet 2026 en soumettant le projet solaire de 300 MW Sol del Valle, dans la province de Catamarca, au registre des énergies renouvelables (Renper) et en enregistrant le projet éolien de 118 MW Los Sabios I étape II dans la province de Buenos Aires, signalant l'utilisation continue de la voie d'accès au MEM et d'enregistrement de projets pour sécuriser la répartition, les PPA et le financement. Dans l'hydroélectricité, la résolution 19/2026 (janvier 2026) a fixé les conditions de participation au MEM liées au processus de concession pour les grands complexes (Alicura, Piedra del Aguila, Cerros Colorados et El Chocon), ouvrant des opportunités à court terme autour des modernisations opérationnelles, des structures contractuelles et des services auxiliaires, parallèlement à l'optimisation thermique à partir de l'approvisionnement en gaz domestique.