Taille et part du marché des énergies renouvelables au Kazakhstan - Analyse de la croissance et prévisions (2026 - 2031)

Tendances et perspectives du marché des énergies renouvelables au Kazakhstan

Les investissements directs étrangers à grande échelle transforment la dynamique du marché

D'importants afflux de capitaux ont significativement modifié la trajectoire des énergies renouvelables au Kazakhstan. Le projet éolien de 1 GW de Masdar à Jambyl, associé à un système de batteries de 600 MWh, constitue le plus grand engagement unique en matière d'énergies renouvelables en Asie centrale.^{[1]Enerdata, "Aperçu du marché de l'électricité au Kazakhstan", enerdata.net} Simultanément, des développeurs chinois ont engagé 2,6 GW de projets éoliens et solaires supplémentaires dans le cadre d'accords conclus avec Samruk-Energy, concentrant les nouvelles capacités autour de Zhambyl et de Karaganda. Ces accords accélèrent le transfert de technologies, ancrent les chaînes d'approvisionnement régionales et signalent que les capitaux souverains considèrent les énergies renouvelables comme stratégiques plutôt que spéculatives. Les corridors de transmission partagés réduisent les coûts d'interconnexion, tandis que les accords de fabrication locale répondent aux exigences croissantes en matière de contenu local et réduisent l'exposition au risque de change pour les partenaires étrangers.

Les réformes des appels d'offres stimulent l'intégration du stockage et le développement hybride

Les règles d'appel d'offres modifiées en 2025 exigent une capacité de stockage égale à 30 % de la production renouvelable contractée et une durée de décharge minimale de deux heures. Ce cadre oblige les développeurs à internaliser les coûts de l'intermittence, stimulant la demande de systèmes de stockage d'énergie par batterie et de centrales hybrides qui associent éolien, solaire et stockage. Des projets pilotes précoces dans les zones industrielles d'Almaty et de Chymkent ont montré une réduction des écrêtements et une amélioration des performances d'écrêtement de pointe. L'opérateur de réseau KEGOC prévoit 6 millions d'euros de modernisations pour améliorer l'efficacité, en complément de la règle sur le stockage. La politique aligne les incitations économiques sur les résultats en termes de fiabilité, faisant du stockage un composant de coût ordinaire plutôt qu'un complément facultatif.

Le plan national d'infrastructure établit une trajectoire claire pour les énergies renouvelables

Le Plan national d'infrastructure 2024-2029 fixe un objectif de part des énergies renouvelables de 12,5 % d'ici 2029, contre 5,92 % en 2023. La feuille de route prévoit 150 000 emplois supplémentaires et cible le Kazakhstan méridional et Zhambyl pour une exécution prioritaire, garantissant des corridors prêts pour le réseau et une acquisition foncière simplifiée. Des consortiums public-privé, dont TotalEnergies, ACWA Power et des partenaires locaux, rationalisent les procédures d'autorisation et de financement. L'intégration des énergies renouvelables dans des politiques plus larges de modernisation industrielle élève l'énergie propre d'un objectif environnemental à une infrastructure économique essentielle, protégeant ainsi le programme des fluctuations politiques liées aux cycles électoraux.

La suppression progressive des subventions aux combustibles fossiles encourage la réforme tarifaire

Les subventions au charbon représentaient 6 % du PIB en 2021, faussant les prix de l'électricité et allongeant les périodes de remboursement des projets d'énergies renouvelables. Un retrait progressif des subventions, combiné à des tarifs incitatifs, réduit désormais l'écart de prix entre les énergies renouvelables et le charbon. Les centres urbains tels qu'Almaty et Nur-Sultan sont les plus touchés par la hausse des tarifs de détail et les marchés d'exportation soumis à des contraintes carbone. Une mise en œuvre progressive protège le bien-être social, mais la certitude à terme améliore la bancabilité pour les développeurs d'énergies renouvelables et réduit leur coût du capital.

Le vieillissement du réseau de transport contraint l'intégration

Plus de 66 % des actifs de transport d'électricité du Kazakhstan étaient classés comme dégradés en 2023.^{[2]Centre de l'Université de Columbia sur la politique énergétique mondiale, "Modernizing Kazakhstan's Grid", columbia.edu} La segmentation du réseau en trois îlots empêche l'énergie solaire excédentaire du sud de pallier les pénuries du nord, entraînant des écrêtements et des pertes de revenus. Le plan de renforcement pluriannuel de KEGOC ne comblera pas entièrement le déficit avant 2027. Le Kazakhstan oriental et Pavlodar, avec une charge industrielle élevée, en souffrent le plus, contraignant les développeurs à délocaliser leurs projets ou à ajouter des lignes privées coûteuses.

Les tarifs subventionnés par le charbon compromettent l'économie des projets

Des prix de l'électricité inférieurs aux prix du marché compriment les marges des projets d'énergies renouvelables. Bien que la suppression des subventions au charbon soit programmée de manière progressive, la résistance politique dans les régions du nord retarde les réformes et prolonge le risque de politique publique pour les investisseurs.^{[3]Research Institute for Sustainability, "Renewable Resource Potential in Kazakhstan", research-institute-for-sustainability.de} Les producteurs d'électricité indépendants font face à des horizons de remboursement qui dépassent les durées des prêts, à moins que les tarifs incitatifs ne se matérialisent rapidement. Les développeurs de solaire distribué sont les plus exposés, car les consommateurs résidentiels évaluent leurs économies par rapport aux tarifs fixes du réseau.

*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 : la domination de l'hydroélectricité face à la disruption de la bioénergie

L'hydroélectricité représentait 50,85 % de la capacité renouvelable en 2025, portée par les barrages de Bouktarma (675 MW) et de Chardara (126 MW), qui fournissent une charge de base alignée sur les saisons. La modernisation continue des turbines a ajouté près de 28 MW de capacité nette entre 2024 et 2025, illustrant un pivot vers des gains d'efficacité plutôt que vers une expansion sur de nouveaux sites, compte tenu de la disponibilité limitée de bassins inexploités. La taille du marché des énergies renouvelables au Kazakhstan pour l'hydroélectricité devrait augmenter modestement jusqu'en 2031, à mesure que de petites installations au fil de l'eau entreront en service ; cependant, sa part diminuera au fur et à mesure que des segments à croissance plus rapide prendront de l'ampleur. La base négligeable de la bioénergie en 2025 ne reflète pas son potentiel de TCAC explosif de 63,55 % : une centrale à biogaz soutenue par la Turquie, annoncée en mars 2025, traitera 300 000 tonnes de fumier et de déchets agricoles par an au Turkestan, tandis que KazMunayGas pilote un carburant d'aviation durable dérivé de résidus agricoles pouvant être mélangé au carburéacteur Jet A-1 dans sa raffinerie de Pavlodar. L'éolien a capté 23,65 % en 2025 et bénéficie du plus grand pipeline d'ajouts absolus, avec le projet phare de 1 GW de Masdar et le projet de 1 GW de ACWA Power à Zhetysu, déjà sécurisés dans le cadre de contrats d'achat d'électricité de 25 ans. Le solaire, à 20,75 %, dispose d'une file régulière de constructions annuelles de 300 à 500 MW, comme la centrale photovoltaïque de 300 MW au Turkestan de China Energy Engineering prévue pour 2026. 

Le stockage hydroélectrique par pompage reste un projet à long cycle : les études de faisabilité portant sur 800 MW d'unités réversibles dans le bassin Irtysh-Zaïsan ont reçu un accueil tiède de la part des prêteurs en raison de projections de remboursement sur 12 ans. Néanmoins, des micro-centrales au fil de l'eau totalisant 20,7 MW ont remporté l'appel d'offres de juin 2024, tirant parti de permis simplifiés qui contournent les objections environnementales liées aux réservoirs. La part de marché des énergies renouvelables au Kazakhstan pour la bioénergie devrait dépasser 5 % d'ici 2031, à condition que tous les projets annoncés de digestion anaérobie et de gazéification de la biomasse soient réalisés. Les perspectives de la géothermie et de l'énergie marémotrice restent négligeables en raison de la géographie enclavée du pays et de l'absence de ressources à haute enthalpie, bien que des projets pilotes de chauffage urbain dans le Kazakhstan oriental explorent des boucles géothermiques peu profondes pour des bâtiments scolaires.

Par utilisateur final : les services publics dominent, le résidentiel s'éveille

Les services publics ont acheté 92,18 % des électrons renouvelables en 2025 dans le cadre du modèle d'acheteur unique du Centre de règlement financier, qui associe des contrats d'achat d'électricité de 20 ans à une garantie souveraine. Les producteurs d'électricité indépendants préfèrent ce cadre car il minimise le risque marchand et ouvre droit à des garanties de crédits à l'exportation. La demande commerciale et industrielle est le sous-segment à la croissance la plus rapide en termes d'ajouts absolus en mégawatts. Un centre de données hyperscale à Zhetysu déploie un système solaire et de stockage de 110 MW qui co-localise la production avec sa ferme de serveurs, battant les tarifs du réseau de 18 % sur une base de coût actualisé de l'énergie. Le major pétrolier KazMunayGas construit une centrale hybride de 77 MW éolien et 50 MW solaire à Mangystau pour alimenter les pompes d'extraction, renforçant ses engagements en matière de décarbonation d'entreprise et réduisant son exposition au prix du carbone dans le cadre des futures extensions du Mécanisme d'ajustement carbone aux frontières de l'UE. La taille du marché des énergies renouvelables au Kazakhstan pour l'autoproduction par les entreprises pourrait atteindre 2 GW d'ici 2031, une fois que les règles de transport permettront des contrats d'achat d'électricité virtuels, bien que les régulateurs n'aient pas encore finalisé les méthodologies tarifaires.

La capacité résidentielle est actuellement faible, mais elle devrait croître à un TCAC de 16,1 % à mesure que l'économie du solaire en toiture s'améliore parallèlement à la suppression des subventions et aux prêts concessionnels de la Banque européenne pour la reconstruction et le développement. La part de marché des énergies renouvelables au Kazakhstan pour les services publics devrait descendre à environ 87,65 % d'ici 2031, à mesure que les ménages et les entreprises augmentent leur participation. Les immatriculations de véhicules électriques ont augmenté de 150 % en 2024 pour atteindre 7 500 unités, introduisant une nouvelle charge nocturne que le solaire en toiture et les batteries derrière compteur peuvent arbitrer. Néanmoins, l'absence de compteurs intelligents et de protocoles de réponse à la demande limite les avantages de la tarification dynamique qui complètent normalement la production distribuée. L'adoption généralisée du solaire en toiture dépend de la confiance des banques locales dans la capacité de remboursement des propriétaires, un obstacle qui pourrait s'atténuer à mesure que les garanties de crédit de la Banque européenne pour la reconstruction et le développement s'étendent au-delà des projets pilotes actuels.

Analyse géographique

Les provinces méridionales et occidentales accueillent la majorité des nouvelles constructions, car elles combinent des vitesses de vent de 7 à 9 m/s avec un ensoleillement supérieur à 1 600 kWh/m²/an. La seule région de Zhambyl a sécurisé plus de 3 GW de capacité annoncée, dont le parc éolien Mirny de TotalEnergies d'une valeur de 1,4 milliard USD, le cluster de 1 GW de China Power, et le projet lié à la fabrication de SANY. Zhetysu suit en tant que hub de stockage, après que le projet de 1 GW d'ACWA Power a intégré une tranche de batteries de 30 % conformément aux règles d'appel d'offres, et qu'un centre de données hyperscale a intégré 20 MW de stockage lithium-ion. Mangystau ancre le projet d'hydrogène vert Hyrasia One d'une valeur de 50 milliards USD, qui utilisera 40 GW d'énergie éolienne et solaire pour exporter 2 millions de tonnes de H2 par an d'ici 2032, positionnant la province comme un futur corridor de l'hydrogène.

Les territoires du nord, tels qu'Akmola et Pavlodar, offrent un ensoleillement inférieur ; cependant, le soutien de la Banque asiatique de développement au portefeuille éolien de 220 MW de China Power indique un appétit croissant pour diversifier le risque lié aux ressources et exploiter la capacité disponible du réseau, actuellement inutilisée par les actifs hydroélectriques de cette région. Le Kazakhstan oriental met l'accent sur des micro-projets au fil de l'eau pour exploiter les rivières de montagne, bien que de longues audiences environnementales retardent les évaluations de bancabilité. Le Plan national d'infrastructure alloue 60 % de la capacité supplémentaire à Zhambyl, Zhetysu, Turkestan et Mangystau, soulevant des préoccupations quant aux inégalités régionales en matière d'accès à l'électricité et renforçant la nécessité de modernisations des réseaux de transport interprovinciaux pour acheminer l'énergie excédentaire vers les centres de charge d'Almaty et d'Astana. Les épisodes d'écrêtement qui ont réduit de 20 % les revenus des parcs éoliens en 2024 font des lignes d'évacuation de capacité et des condensateurs synchrones des postes budgétaires urgents pour KEGOC.