Taille et part du marché des énergies renouvelables en Indonésie - Analyse de la croissance, tendances et prévisions (2026 - 2031)

Tendances et perspectives du marché des énergies renouvelables en Indonésie

Baisse du coût actualisé de l'énergie solaire et éolienne

Le coût moyen mondial du solaire est tombé à 0,044 USD/kWh en 2024 et celui de l'éolien terrestre à 0,033 USD/kWh, dépassant le référentiel charbonnier de 0,065 USD/kWh.^{[2]Agence internationale pour les énergies renouvelables, "Coûts de production d'électricité renouvelable en 2024," irena.org} L'assouplissement en août 2024 par l'Indonésie des règles relatives au contenu local permet aux développeurs d'importer des modules moins chers tout en maintenant l'assemblage sur place, accélérant ainsi les pipelines de projets. Ces données économiques renforcent la priorité accordée par PLN à la réduction des coûts de production, d'autant plus que les économies de carburant évitées et les risques liés à la tarification du carbone font pencher l'économie des nouvelles constructions vers les énergies renouvelables. Il en résulte un pivot régulier du marché des énergies renouvelables indonésien vers le solaire et l'éolien pour les nouvelles capacités. Les réformes de financement en cours amplifient encore davantage cette parité des coûts en réduisant la prime que les développeurs devaient autrefois supporter.

Pipeline RUPTL 2025-34 de 53 GW de nouvelles capacités en énergies renouvelables

Le plan d'approvisionnement en électricité de l'Indonésie prévoit 69,5 GW de nouvelles capacités d'ici 2034, dont 76 % sont renouvelables ou de stockage, nécessitant 2 967 000 milliards IDR (182,5 milliards USD) d'investissements.^{[3]Correspondant Argus Media, "Le RUPTL 2025-34 de l'Indonésie vise 53 GW d'énergies renouvelables," argusmedia.com} Les partenariats privés devraient financer 73 % de ce pipeline, orientant le marché des énergies renouvelables indonésien vers une diversification technologique plus approfondie. La feuille de route prévoit 17,1 GW de solaire, 7,2 GW d'éolien et 5,2 GW de géothermie, dépassant la domination historique de l'hydroélectricité et permettant un réseau plus flexible. Deux unités nucléaires de 250 MW prévues soulignent une quête à plus long terme d'une alimentation de base à faible émission de carbone, tandis que l'objectif de 41 % d'énergies renouvelables pour 2040 offre une meilleure visibilité aux investisseurs.

JETP et flux entrants du financement climatique multilatéral

Le Partenariat pour une transition énergétique juste de 20 milliards USD associe une dette concessionnelle à un soutien politique pour accélérer le retrait du charbon et le déploiement des énergies renouvelables. Les investissements de la Norvège (25 millions USD) et du Royaume-Uni (5 millions USD) dans le développeur solaire Xurya ont marqué les premiers décaissements en fonds propres en 2024, validant la confiance des investisseurs. La France et l'UE ont renforcé cette dynamique en lançant la Facilité de transition énergétique pour l'Indonésie de 14,7 millions EUR en février 2025. Ces flux débloquent des capitaux à moindre coût, réduisent les primes de risque des projets et élargissent la participation au marché des énergies renouvelables indonésien, en particulier dans les provinces aux prises avec la suppression progressive des centrales à charbon.

Obligation de mélange de biocarburants B40/B50

L'Indonésie a mis en place un mandat de biodiesel B40 en janvier 2025, allouant 15,6 millions de kilolitres pour l'année et visant des économies d'importation de 147 500 milliards IDR (9,1 milliards USD). 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 transformation. Le passage prévu au B50 d'ici 2026 approfondira ce lien, intégrant de nouvelles opportunités d'achat dans le marché des énergies renouvelables indonésien pour la biomasse, le biogaz et les actifs solaires ou éoliens d'appoint alimentant les chaînes d'approvisionnement.

Surcapacité charbonnière et contrats d'achat d'énergie à fonctionnement obligatoire

Les contrats d'achat d'énergie charbonniers hérités obligent PLN à payer des charges de capacité même lorsque les centrales sont à l'arrêt, coûtant à l'entreprise plus de 8 milliards USD par an.^{[4]Analystes IEEFA, "Surcapacité charbonnière et clauses de fonctionnement obligatoire," ieefa.org} Ces clauses de fonctionnement obligatoire évincent l'approvisionnement en énergies renouvelables moins chères, limitant les ajouts à court terme malgré des données économiques favorables. L'ancrage structurel du charbon ne devrait s'atténuer qu'à mesure que les programmes de retraite anticipée dans le cadre du Mécanisme de transition énergétique obtiennent des financements et renégocient les contrats, mais le calendrier reste incertain et continue de tempérer la croissance du marché des énergies renouvelables indonésien.

Coût élevé du capital par rapport aux pairs de l'ASEAN

Les développeurs citent des primes de risque plus élevées liées à la volatilité des devises et à l'incertitude réglementaire, ce qui fait augmenter le coût moyen pondéré du capital par rapport aux pairs régionaux. Le règlement 5/2025 prévoit des garanties souveraines sur les défauts de paiement de PLN, mais des réformes plus profondes du marché des capitaux sont encore nécessaires. Les obligations vertes et les instruments de financement mixte comblent progressivement l'écart, mais l'économie des projets à court terme reste sensible aux fluctuations des taux d'intérêt, ce qui freine certaines décisions d'investissement dans le secteur des énergies renouvelables indonésien.

*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 : l'éolien progresse tandis que l'hydroélectricité plafonne

L'hydroélectricité détenait 47,70 % de la part du marché des énergies renouvelables en Indonésie en 2025, grâce aux barrages hérités mis en service avant 2020. À l'inverse, la capacité éolienne devrait afficher un CAGR de 55,95 % de 2026 à 2031, portée par les zones offshore au Sulawesi et les sites terrestres robustes au Sulawesi du Sud. La taille du marché des énergies renouvelables indonésien pour l'hydroélectricité progressera lentement, les futures additions se concentrant sur de petits projets au fil de l'eau qui évitent les controverses liées aux déplacements de population. Les installations solaires s'accélèrent à Java, Bali et sur des réservoirs flottants, bénéficiant d'ajouts de batteries de 4 heures qui ouvrent droit à des paiements de capacité.

La montée en puissance rapide de l'éolien repose sur des facteurs de capacité plus élevés et un financement en coentreprise d'ACWA Power et de Masdar, bien que les liaisons par câbles sous-marins et le zonage des usages marins restent sous-développés. Les projets géothermiques ajoutent régulièrement 200 à 300 MW par an, limités par le risque de forage et les coûts initiaux élevés, mais fournissent une énergie de base dispatchable qui ancre la planification du système de PLN. La croissance de la bioénergie suit les mandats de mélange B40 et B50 qui stabilisent la demande de biomasse dans les provinces productrices d'huile de palme. L'énergie océanique reste à l'échelle pilote dans l'attente d'une clarification tarifaire. L'évolution du mix orientera le marché des énergies renouvelables indonésien vers les énergies renouvelables variables plus le stockage d'ici la fin de la décennie.

Par utilisateur final : les acheteurs d'entreprise dépassent les achats des services publics

Les services publics ont sécurisé 60,60 % des nouvelles capacités renouvelables en 2025, reflétant le poids d'acheteur unique de PLN. Le segment commercial et industriel devrait cependant se développer à un CAGR de 21,1 % jusqu'en 2031, les exportateurs et les opérateurs de centres de données concluant des contrats d'achat d'énergie directs. La taille du marché des énergies renouvelables indonésien imputable aux services publics augmentera, mais leur part diminuera à mesure que les centrales captives se multiplieront dans les zones industrielles. Les acheteurs d'entreprise privilégient les tarifs fixes sur 15 ans qui couvrent la volatilité des coûts de l'électricité, réduisant les primes de risque des prêteurs jusqu'à 150 points de base.

L'essor du secteur commercial et industriel fragmente le marché des énergies renouvelables indonésien, car les petits développeurs peuvent atteindre des acheteurs solvables sans passer par la file d'attente de PLN. La croissance du solaire en toiture est soutenue à Bekasi, Karawang et Surabaya, aidée par le règlement 26/2021 qui autorise les arrangements de transit au-dessus de 5 MW. L'adoption résidentielle reste modeste en raison du financement limité et des délais de récupération de huit ans, même avec des projets pilotes de comptage net à Bali et Jakarta. Une adoption plus large par les ménages attend des modules moins chers et des lignes de crédit à la consommation. En attendant, les installations commerciales et industrielles ancreront la demande en dehors des achats de PLN.

Analyse géographique

Java-Bali détient la plus grande base installée car elle représente l'essentiel de la charge nationale et dispose d'actifs de transmission robustes. Les programmes de toiture d'entreprise, les clusters de centres de données et les mandats stricts en matière de durabilité stimulent la croissance incrémentale la plus rapide. L'héritage de réservoirs géothermiques et de moulins à huile de palme de Sumatra soutient des ajouts de capacité réguliers, aidés par un programme de 500 millions USD de la Banque asiatique d'investissement dans les infrastructures pour renforcer son réseau de distribution.

Kalimantan est une vitrine de terrain vierge où les 50 MW de PLTS IKN alimentent la nouvelle capitale, établissant des références pour les normes de construction verte et les corridors de transport zéro émission. La province vise une part renouvelable de 12,39 % d'ici 2025 et de 28,72 % d'ici 2050, signalant son intention malgré l'extraction simultanée de charbon. Les groupes d'îles orientales, notamment les Moluques et la Papouasie, s'appuient sur des microréseaux et la mini-hydroélectricité, en accord avec les programmes d'électrification rurale financés par des donateurs. Ces avancées régionales renforcent l'inclusivité au sein du marché des énergies renouvelables indonésien et diversifient les risques liés aux ressources en les éloignant de tout réseau insulaire unique.