Taille ET Analyse Des Parts Du Marché Des Énergies Renouvelables En Indonésie - Tendances De Croissance ET Prévisions (2025 - 2030)

Tendances et insights du marché des énergies renouvelables en Indonésie

Baisse du LCOE solaire et éolien

Les coûts solaires moyens mondiaux ont chuté à 0,044 USD/kWh en 2024 et l'éolien terrestre à 0,033 USD/kWh, passant sous le benchmark du charbon de 0,065 USD/kWh ^{[2]International Renewable Energy Agency, "Renewable Power Generation Costs in 2024," irena.org}. L'assouplissement par l'Indonésie en août 2024 des règles de contenu local permet aux développeurs d'importer des modules moins chers tout en maintenant l'assemblage sur terre, accélérant les pipelines de projets. Cette économie renforce l'attention de PLN sur la réduction des coûts de génération, surtout que les coûts de carburant évités et les risques de tarification carbone orientent l'économie des nouvelles constructions vers les renouvelables. Le résultat est un pivot constant du marché des énergies renouvelables indonésiennes vers le solaire et l'éolien pour les ajouts de capacité sur terrain vierge. Les réformes de financement en cours amplifient davantage cette parité des coûts en réduisant la prime que les développeurs ont autrefois affrontée.

Pipeline RUPTL 2025-34 de 53 GW de nouvelle capacité renouvelable

Le plan d'approvisionnement électrique de l'Indonésie prévoit 69,5 GW de nouvelle capacité d'ici 2034, dont 76 % sont renouvelables ou de stockage, nécessitant 2 967 000 milliards IDR (182,5 milliards USD) d'investissement ^{[3]Argus Media Correspondent, "Indonesia RUPTL 2025-34 Targets 53 GW of Renewables," argusmedia.com}. Les partenariats privés devraient financer 73 % de ce pipeline, orientant le marché des énergies renouvelables indonésiennes vers une diversification technologique plus profonde. La feuille de route réserve 17,1 GW solaire, 7,2 GW éolien et 5,2 GW géothermique, dépassant la domination historique de l'hydroélectricité et permettant un réseau plus flexible. Deux unités nucléaires planifiées de 250 MW soulignent une quête à plus long terme d'approvisionnement de base faible en carbone, tandis que l'objectif de 41 % de renouvelables pour 2040 offre une visibilité plus claire aux investisseurs.

JETP et afflux de financement climatique multilatéral

Le partenariat de transition énergétique juste de 20 milliards USD couple la dette concessionnelle avec le soutien politique pour accélérer la retraite du charbon et le déploiement renouvelable. Les investissements de 25 millions USD de la Norvège et de 5 millions USD du Royaume-Uni dans le développeur solaire Xurya ont marqué les premiers décaissements d'actions en 2024, validant la confiance des investisseurs. La France et l'UE ont renforcé l'élan en lançant la facilité de transition énergétique indonésienne de 14,7 millions EUR en février 2025. Ces afflux débloquent du capital moins cher, réduisent les primes de risque de projet et élargissent la participation au marché des énergies renouvelables indonésiennes, particulièrement dans les provinces aux prises avec les sorties progressives de centrales à charbon.

Poussée de mélange obligatoire de biocarburants B40/B50

L'Indonésie a déployé un mandat biodiesel B40 en janvier 2025, allouant 15,6 millions de kilolitres pour l'année et visant 147 500 milliards IDR (9,1 milliards USD) d'économies d'importation. La politique réduit les émissions du secteur des transports de 41,46 millions de tonnes de CO₂ et stimule la demande d'huile de palme, qui nécessite de l'électricité renouvelable pour les installations de traitement. Le passage prévu à B50 d'ici 2026 approfondira ce lien, intégrant de nouvelles opportunités de débouchés dans le marché des énergies renouvelables indonésiennes pour la biomasse, le biogaz et les actifs solaires ou éoliens de soutien alimentant les chaînes d'approvisionnement.

Surcapacité charbonnière et PPA obligatoires

Les PPA charbonniers historiques obligent PLN à payer des charges de capacité même quand les centrales sont inactives, coûtant à l'utilitaire plus de 8 milliards USD annuellement ^{[4]IEEFA Analysts, "Coal Over-Capacity and Must-Run Clauses," ieefa.org}. Ces clauses obligatoires évincent l'approvisionnement de renouvelables moins chères, limitant les ajouts à court terme malgré une économie favorable. Le verrouillage structurel du charbon ne devrait s'assouplir qu'à mesure que les schémas de retraite anticipée sous le mécanisme de transition énergétique sécurisent le financement et renégocient les contrats, mais le calendrier reste incertain et continue de tempérer la croissance du marché des énergies renouvelables indonésiennes.

Coût élevé du capital versus pairs ASEAN

Les développeurs citent des primes de risque plus élevées liées à la volatilité des devises et à l'incertitude réglementaire, poussant à la hausse le coût moyen pondéré du capital par rapport aux pairs régionaux. La réglementation 5/2025 fournit des garanties souveraines sur les défauts de paiement PLN, mais des réformes plus profondes du marché des capitaux sont encore nécessaires. Les obligations vertes et les véhicules de financement mixte comblent lentement l'écart, mais l'économie des projets à court terme reste sensible aux fluctuations des taux d'intérêt, tempérant certaines décisions d'investissement dans l'industrie des énergies renouvelables indonésiennes.

Analyse des segments

Par source : Le solaire monte tandis que l'hydraulique maintient l'échelle

L'hydroélectricité a conservé 50,56 % de la part du marché des énergies renouvelables indonésiennes en 2024 grâce à des actifs fluviaux étendus et des réseaux de barrages matures. Le projet Batang Toru de 510 MW et d'autres barrages historiques maintiennent une production de base élevée, ancrant la fiabilité du réseau. En parallèle, la centrale solaire flottante Cirata de 145 MWac illustre comment les développeurs utilisent les réservoirs pour installer du photovoltaïque à grande échelle sans nouvelles empreintes foncières.

Le solaire photovoltaïque est indiscutablement le moteur de croissance, se composant à 24 % jusqu'en 2030 alors que les prix des modules chutent et que les politiques de toiture gagnent du terrain. Les projets flottants et au sol pavent la voie vers l'objectif de 17,1 GW dans RUPTL 2025-34. La géothermie conserve un chemin de niche mais résilient, soutenu par l'expansion de 346 millions USD de Star Energy qui ajoutera 102,6 MW à travers Salak et Wayang Windu. Les perspectives éoliennes s'améliorent le long des côtes de Sulawesi et Nusa Tenggara Est, bien que les disputes d'acquisition foncière pèsent sur les calendriers. Collectivement, ces changements maintiennent la taille du marché des énergies renouvelables indonésiennes sur sa trajectoire rapide tout en élargissant le mix loin de la concentration hydroélectrique.

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Par utilisateur final : La demande d'entreprise remodèle l'approvisionnement

Les producteurs d'électricité indépendants contrôlaient 61 % du marché des énergies renouvelables indonésiennes en 2024, signant des accords de débouché à long terme avec PLN. Leur domination est testée alors que les acheteurs commerciaux et industriels intensifient les achats directs, avec des systèmes de toiture et derrière compteur s'étendant à un TCAC de 22 %. Les opérateurs de centres de données ont mené l'adoption précoce en insistant sur des électrons propres traçables, une tendance qui s'étend maintenant aux clusters de fabrication et logistique à Java-Bali.

Les services publics répondent en lançant des produits Énergie verte en tant que service qui livrent de l'énergie soutenue par certificat sans capex initial, tandis que de nouvelles réglementations ouvrent des voies pour les PPA d'entreprise directs. La demande résidentielle reste plus petite mais bénéficie de schémas de micro-prêts qui abaissent les barrières d'entrée. Ces développements intègrent le choix du client dans le marché des énergies renouvelables indonésiennes, érodant progressivement l'emprise monopolistique de PLN et stimulant l'innovation de service.

Par type d'installation : Les microréseaux débloquent la croissance distante

Les centrales centrales connectées au réseau représentaient 88 % des installations en 2024, reflétant les économies d'échelle et l'accès plus facile au financement. Pourtant, les microréseaux hors réseau croissent à un TCAC de 23 %, desservant des îles où étendre le réseau principal coûterait plus de 10 000 USD par connexion. Le projet UNDP ACCESS a livré 1,1 MW à travers 22 villages, validant les modèles détenus par la communauté avec des charges d'utilisation productive qui élèvent les revenus locaux.

Les coûts de batterie ont chuté fortement, permettant aux systèmes hybrides solaire-plus-stockage comme l'installation PLTS IKN de 50 MW à Kalimantan de fournir une fiabilité énergétique 24h/24. Les conceptions standardisées et le financement groupé réduisent les coûts par kilowatt, rendant les microréseaux centraux à la stratégie du dernier kilomètre de l'Indonésie. L'empreinte croissante des microréseaux élargit le marché des énergies renouvelables indonésiennes tout en réduisant la dépendance au diesel dans les provinces reculées.

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Analyse géographique

Java-Bali détient la plus grande base installée car elle représente la plupart de la charge nationale et héberge des actifs de transmission robustes. Les programmes de toiture d'entreprise, les clusters de centres de données et les mandats de durabilité stricts stimulent la croissance incrémentale la plus rapide. L'héritage géothermique de Sumatra et les usines d'huile de palme soutiennent des ajouts de capacité réguliers, aidés par un schéma de 500 millions USD de la Banque asiatique d'investissement dans les infrastructures pour renforcer son épine dorsale de distribution.

Kalimantan est une vitrine de terrain vierge où les 50 MW PLTS IKN alimentent la ville capitale naissante, établissant des références pour les normes de bâtiment vert et les corridors de transport zéro émission. La province vise une part renouvelable de 12,39 % d'ici 2025 et 28,72 % d'ici 2050, signalant l'intention malgré l'extraction simultanée de charbon. Les groupes d'îles orientales, notamment Maluku et Papua, s'appuient sur des microréseaux et des mini-hydro, s'alignant avec les programmes d'électrification rurale financés par des donateurs. Ces avancées régionales renforcent l'inclusivité au sein du marché des énergies renouvelables indonésiennes et diversifient les risques de ressources loin de tout réseau d'île unique.