Taille et part du marché des énergies renouvelables en Amérique du Sud
VUE D’ENSEMBLE DU MARCHÉ
| Période d'étude | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Période de Données Prévisionnelles | 2026 - 2031 |
| Taille du marché de l'année de base (2025) | 365.97 gigawatt |
| Volume du Marché (2026) | 400.78 gigawatt |
| Volume du Marché (2031) | 615.31 gigawatt |
| Taux de croissance (2026 - 2031) | 8.95% CAGR |
| Concentration du Marché | Faible |
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. | |
Analyse du marché des énergies renouvelables en Amérique du Sud par Mordor Intelligence
La taille du marché des énergies renouvelables en Amérique du Sud en termes de base installée est projetée à 365,97 gigawatts en 2025, 400,78 gigawatts en 2026, et devrait atteindre 615,31 gigawatts d'ici 2031, avec un CAGR de 8,95 % de 2026 à 2031.
Les appels d'offres compétitifs, la baisse des coûts nivelés de l'énergie et les contrats d'achat d'électricité à long terme conclus par des entreprises s'alignent pour attirer de nouveaux capitaux vers les actifs à l'échelle des services publics. La baisse des tarifs solaires et éoliens concurrence désormais la production thermique, tandis que le stockage par batteries atténue les préoccupations liées à la variabilité. Les conglomérats miniers s'engagent dans des contrats à prix fixe sur 20 ans pour décarboner leurs opérations hors réseau, et les projets d'exportation d'hydrogène vert reconfigurent la sélection des sites vers les régions côtières et désertiques. Les développeurs qui associent production et stockage obtiennent des financements moins coûteux, car les prêteurs considèrent les projets hybrides comme des ressources pilotables aux flux de trésorerie stables.
Principaux enseignements du rapport
- Par technologie, l'hydroélectricité a dominé avec 52,98 % de la part de marché des énergies renouvelables en Amérique du Sud en 2025, tandis que le solaire devrait se développer à un CAGR de 18,30 % jusqu'en 2031.
- Par utilisateur final, les services publics détenaient 77,67 % de la capacité en 2025, mais le segment commercial et industriel devrait croître à un CAGR de 13,88 % jusqu'en 2031.
- Par géographie, le Brésil représentait 63,09 % de la capacité en 2025, et le Chili devrait enregistrer le CAGR le plus rapide, soit 17,19 %, sur la période 2026-2031.
Note : La taille du marché et les prévisions figurant dans ce rapport sont générées à l'aide du cadre d'estimation exclusif de Mordor Intelligence, mis à jour avec les dernières données et informations disponibles en janvier 2026.
Tendances et perspectives du marché des énergies renouvelables en Amérique du Sud
Analyse de l'impact des moteurs*
| Moteur | (~) % d'impact sur les prévisions de CAGR | Pertinence géographique | Horizon temporel de l'impact |
|---|---|---|---|
| Programmes d'appels d'offres élargissant le pipeline de projets | +2.1% | Brésil, Chili, Colombie, Argentine | Moyen terme (2-4 ans) |
| Baisse du coût nivelé de l'énergie pour le solaire photovoltaïque et l'éolien terrestre | +1.8% | À l'échelle régionale, plus marquée au Brésil et au Chili | Court terme (≤ 2 ans) |
| Ambitions d'exportation d'hydrogène vert | +1.5% | Chili, nord-est du Brésil, Patagonie argentine | Long terme (≥ 4 ans) |
| Contrats d'achat d'électricité d'entreprises dans le secteur minier | +1.3% | Chili, Pérou, Minas Gerais et Pará au Brésil | Moyen terme (2-4 ans) |
| Batteries connectées au réseau | +1.0% | Brésil, Chili, Argentine | Moyen terme (2-4 ans) |
| Source: Mordor Intelligence | |||
Les programmes d'appels d'offres en énergies renouvelables accélèrent le pipeline de projets
Les appels d'offres compétitifs ont remplacé les tarifs de rachat après 2023. Le Brésil, le Chili et la Colombie ont conjointement attribué 8,5 GW en 2024-2025, et des clauses pénales obligent désormais les soumissionnaires à sécuriser les équipements et les autorisations de raccordement au réseau avant la signature, ce qui réduit la spéculation et accélère les calendriers de construction. L'appel d'offres de réserve brésilien de 2024 a attribué 3,1 GW à 28 USD par MWh, un niveau record qui a démontré que le solaire associé au stockage peut concurrencer les centrales à gaz de pointe. L'appel d'offres chilien de 2,5 GW en 2025 impose des batteries de quatre heures, garantissant une fourniture ferme en soirée. L'attribution de 2,2 GW en Colombie en 2024 a relancé son marché bloqué, tandis que les provinces argentines ont mis en appel d'offres 800 MW d'éolien pour contourner les limites budgétaires fédérales. Ces règles donnent aux investisseurs la confiance que les actifs sous contrat seront raccordés dans les délais et généreront des revenus dès le premier jour.
Baisse du coût nivelé de l'énergie pour le solaire photovoltaïque et l'éolien terrestre
Le solaire à l'échelle des services publics a atteint en moyenne 29 USD par MWh en 2024, grâce aux modules bifaciaux et aux suiveurs à axe unique qui ont amélioré les rendements jusqu'à 20 %.[1]Agence internationale pour les énergies renouvelables, "Coûts de production d'électricité renouvelable en 2023," irena.org L'éolien terrestre est tombé à 35 USD par MWh, aidé par des hauteurs de moyeu de 120 mètres qui captent des flux plus réguliers dans le nord-est du Brésil. Les parcs solaires de l'Atacama au Chili ont signé des contrats d'achat d'électricité inférieurs à 20 USD en 2024, entraînant la mise à la retraite anticipée de 1,2 GW de charbon. Les parcs éoliens de Bahia ont enregistré des facteurs de capacité supérieurs à 50 % en 2024, réduisant les délais de remboursement à moins de sept ans. La parité des coûts avec les actifs fossiles a mis fin à la nécessité des subventions, permettant aux acheteurs d'entreprises de signer des contrats d'achat d'électricité directs à des tarifs 10 à 15 % inférieurs aux tarifs de détail.
Les ambitions d'exportation d'hydrogène vert stimulent les ajouts à l'échelle des services publics
Le Chili vise 25 GW d'électrolyseurs d'ici 2030, ce qui nécessitera 40 GW de capacités renouvelables dédiées.[2]Agence internationale de l'énergie, "Bilan mondial de l'hydrogène 2024," iea.org Les premiers 1,5 GW de capacité liée ont remporté des contrats en 2024, sécurisant des engagements d'achat avec des acheteurs allemands et japonais. La côte nord-est du Brésil prévoit 7 GW d'éolien offshore pour alimenter des pôles hydrogène près des ports du Ceará, et l'Uruguay a mis en service un projet pilote de 10 MW pour produire de l'ammoniac destiné à l'exportation. Les investisseurs acceptent des tarifs légèrement inférieurs en échange de contrats hydrogène sur 20 ans, ce qui réduit le risque marchand et attire des financements moins coûteux.
Contrats d'achat d'électricité d'entreprises dans le secteur minier pour la décarbonation hors réseau
Les entreprises minières ont signé 4,2 GW de contrats d'achat d'électricité renouvelable en 2024-2025 pour atteindre leurs objectifs de portée 2. Codelco a conclu un accord d'approvisionnement annuel de 1,8 TWh soutenu par 375 GWh de batteries, garantissant une alimentation en continu pour les fonderies de l'Atacama. Anglo American s'est engagé à investir 500 millions USD pour 300 MW de solaire associé au stockage sur des sites brésiliens d'extraction de minerai de fer, tandis que la mine Antamina au Pérou a sécurisé 120 MW d'éolien. Les clauses de prise ou paiement et les tarifs indexés sur l'inflation transforment ces contrats en flux de revenus quasi-utilitaires, attirant les fonds de pension en quête de rendements stables.
Analyse de l'impact des contraintes*
| Contrainte | (~) % d'impact sur les prévisions de CAGR | Pertinence géographique | Horizon temporel de l'impact |
|---|---|---|---|
| Goulets d'étranglement de transmission et retards | -1.2% | Bahia au Brésil, Atacama au Chili, Patagonie en Argentine | Court terme (≤ 2 ans) |
| Volatilité des devises étrangères | -0.9% | Argentine, Brésil, Colombie | Moyen terme (2-4 ans) |
| Règles de contenu local augmentant les dépenses d'investissement des équipementiers | -0.6% | Brésil, Argentine | Moyen terme (2-4 ans) |
| Source: Mordor Intelligence | |||
Goulets d'étranglement de transmission et retards de raccordement
La file d'attente de Bahia au Brésil a atteint 5,4 GW fin 2024, portant les délais d'attente moyens à 18 mois, les nouveaux postes de transformation accusant un retard par rapport à l'achèvement des projets. Le retard de l'Atacama au Chili a immobilisé 3 GW et provoqué 1,8 TWh d'écrêtement en 2024. Les projets éoliens en Patagonie font face à un retard de 24 mois, car les liaisons haute tension vers Buenos Aires restent sans financement. Les longues files d'attente augmentent les coûts de développement de 10 à 15 % et érodent les marges tarifaires, poussant les promoteurs à exiger des garanties d'accès au réseau avant de clôturer les financements.
Règles de contenu local augmentant les dépenses d'investissement des équipementiers
Le Brésil exige 60 % de contenu local pour l'éolien et 50 % pour le solaire afin de bénéficier des prêts de la BNDES, ce qui ajoute jusqu'à 12 % aux prix du matériel. Vestas Wind Systems A/S a ouvert une usine de nacelles à Bahia en 2024 pour se conformer à cette règle, mais les retards de montée en cadence ont allongé les délais de livraison de quatre mois.[3]Vestas Wind Systems A/S, "Fiche de projet Serra do Assuruá 2025," vestas.com La règle des 30 % en Argentine a fait grimper les prix des turbines de 15 %, car les fournisseurs locaux ne peuvent pas atteindre l'échelle requise. Bien que ces obligations aient créé environ 12 000 emplois manufacturiers, elles ont réduit les marges des développeurs de 200 à 300 points de base et ralenti les calendriers de projets.
*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 : le solaire progresse rapidement tandis que la domination de l'hydroélectricité s'estompe
L'hydroélectricité représentait 52,98 % de la capacité en 2025, mais les autorisations environnementales et la variabilité des précipitations ralentissent les nouvelles constructions. Le solaire progressera à un CAGR de 18,30 %, le plus rapide de toutes les technologies, porté par une économie inférieure à 30 USD par MWh et des conceptions modulaires qui contournent les goulets d'étranglement de transmission. L'éolien ajoute environ 4,5 GW par an, stimulé par des facteurs de capacité de 50 % dans le nord-est du Brésil. La bioénergie contribue à hauteur de 12 GW grâce à la cogénération alimentée par la bagasse, ancrée par les objectifs RenovaBio du Brésil. Les niches émergentes comprennent l'hydroélectricité par pompage-turbinage, comme le projet brésilien Sinop de 401 MW, qui offre une capacité de décharge de huit heures. Le développement de l'éolien offshore prend forme avec un pipeline brésilien de 16 GW visant les premières turbines en 2027.
L'essor rapide du solaire modifie le mix énergétique, mais une production variable plus élevée nécessite du stockage pour les pics du soir. L'énergie solaire à concentration reste marginale au-delà de la centrale chilienne Cerro Dominador de 110 MW en raison de coûts de 6 000 USD par kW. La géothermie dispose de 48 MW à Cerro Pabellón, bien qu'Enel explore 200 MW supplémentaires dans les Andes. L'énergie océanique reste confinée à des projets pilotes avec des coûts en capital supérieurs à 10 000 USD par kW. La taille du marché des énergies renouvelables en Amérique du Sud allouée au solaire et à l'éolien devrait donc se développer plus rapidement que l'hydroélectricité jusqu'en 2031, à condition que le stockage et les mises à niveau du réseau suivent le rythme.
Par utilisateur final : le segment commercial et industriel s'accélère derrière les services publics
Les services publics contrôlaient 77,67 % de la capacité en 2025, car les volumes d'appels d'offres alimentent directement leurs portefeuilles. Le segment commercial et industriel devrait croître à un CAGR de 13,88 %, porté par le solaire en toiture derrière le compteur au Brésil et au Chili. Le solaire distribué au Brésil a atteint 39 GW en 2024, dont 28 GW provenant de toitures commerciales et industrielles qui réduisent les factures de 30 à 40 % en dessous des tarifs du réseau. La révision du mécanisme de comptage net au Chili permet aux entreprises de vendre l'électricité excédentaire à 70 % des tarifs de détail, ajoutant 1,2 GW de nouvelles toitures en 2024. Les contrats d'achat d'électricité miniers constituent la plus grande charge d'ancrage au sein du segment commercial et industriel, tandis que les systèmes résidentiels ont atteint 8 GW en 2025, principalement dans le sud-est du Brésil.
L'instabilité monétaire a freiné l'adoption résidentielle en Argentine en 2024, mais les exonérations de taxe foncière à Mendoza ont relancé les ventes en 2025. Le marché résidentiel colombien est resté modeste à 200 MW, car les faibles tarifs allongent les délais de remboursement. À mesure que les acheteurs d'entreprises recherchent la certitude des prix, le marché des énergies renouvelables en Amérique du Sud verra davantage de capacité se déplacer des services publics vers les toitures commerciales et industrielles, allégeant la pression sur les lignes de transmission.
Analyse géographique
Le Brésil détenait 63,09 % de la capacité en 2025 avec 100 GW d'hydroélectricité, 45 GW d'éolien, 39 GW de solaire distribué et 28 GW de solaire à l'échelle des services publics. Un appel d'offres de réserve d'août 2024 a attribué 3,1 GW à 28 USD par MWh et alloué 60 % aux projets hybrides solaire associé au stockage. Un appel d'offres de stockage de 1,6 GW la même année a souligné un pivot vers la flexibilité du réseau, alors que les énergies renouvelables variables dépassaient 30 % de pénétration. L'éolien offshore gagne du terrain grâce au plan de 7 GW de Petrobras et au pipeline de 14 GW d'Iberdrola, chacun visant une installation en 2027. L'ANEEL a approuvé 2,1 milliards USD de nouvelles lignes pour désengorger Bahia et Rio Grande do Norte.
Le Chili affichera le CAGR le plus rapide de la région, soit 17,19 %, sur la période 2026-2031. Les contrats d'exportation d'hydrogène vert ont sécurisé 1,5 GW de capacité renouvelable dédiée en 2024, et les obligations de stockage exigent un couplage de 20 % de stockage pour tous les grands projets à partir de 2025. Les mises à niveau du réseau de transmission accélèrent désormais les lignes 500 kV de l'Atacama à Santiago. Le contrat d'achat d'électricité annuel de 1,8 TWh de Codelco, soutenu par 375 GWh de batteries, illustre comment la demande minière ancre la croissance.
L'Argentine a enregistré 12 GW de capacité en 2025, principalement de l'éolien en Patagonie, mais les fluctuations monétaires ont retardé 1,2 GW de nouvelles constructions. Les appels d'offres provinciaux pour 800 MW d'éolien ont eu recours à des financements multilatéraux pour contourner les lacunes de la politique fédérale. La Colombie est revenue après une pause de cinq ans avec 2,2 GW d'attributions d'appels d'offres en 2024 dans La Guajira, tandis que le Pérou a avancé 1,5 GW de projets en pipeline menés par l'expansion de 240 MW Wayra d'Enel. L'Uruguay, le Paraguay, l'Équateur et la Bolivie ont combiné 8,2 GW en 2025, portés par le projet pilote hydrogène de 10 MW de l'Uruguay.
Paysage réglementaire
Dans toute l'Amérique du Sud, le dosage des politiques évolue des mécanismes axés sur l'approvisionnement vers des règles d'intégration au réseau et de flexibilité qui améliorent la bancabilité des énergies renouvelables variables. Au Brésil, le régulateur ANEEL a publié les résolutions normatives n° 1.161/2026 et 1.162/2026 en juin 2026, traitant formellement le stockage d'énergie comme une activité réglementée et fixant des exigences en matière d'autorisation, de raccordement au réseau, de comptage et de facturation. Cela fait suite à la loi brésilienne n° 15.269/2025, qui a établi des lignes directrices pour la réglementation du stockage afin de soutenir l'accessibilité tarifaire et la sécurité énergétique, alignant les enchères et les règles d'interconnexion sur le rôle croissant des projets hybrides solaire-éolien-batterie.
Le Chili associe le développement de ses énergies renouvelables à des instruments de planification et d'intégration, notamment la feuille de route Ruta Energetica 2026-2030 du ministère de l'Énergie et le lancement du processus participatif pour la Planification Énergétique de Long Terme (PELP) 2028-2032 en avril 2026. En dehors des plus grands marchés, le Paraguay a modernisé son cadre juridique pour les énergies renouvelables non conventionnelles et non hydrauliques par la loi n° 7599/2025 (promulguée en 2026), qui trace une voie plus claire d'autorisation et de conformité pour les développeurs solaires et éoliens ainsi que pour les régimes d'autoproduction.
Paysage concurrentiel
Les dix premières entreprises contrôlaient environ 45 % de la capacité installée en 2025, ce qui indique une fragmentation modérée. Enel, Iberdrola et ENGIE intègrent la production, le transport et la vente au détail, leur conférant une flexibilité bidirectionnelle pour équilibrer les portefeuilles et couvrir les fluctuations de la demande. Les producteurs d'électricité indépendants tels qu'Atlas Renewable Energy et Brookfield Renewable Partners se concentrent sur des contrats d'achat d'électricité d'entreprises à long terme qui sécurisent des financements inférieurs à 5 %. Les équipementiers majeurs Vestas Wind Systems A/S, Siemens Gamesa Renewable Energy S.A. et GE Renewable Energy ajoutent des logiciels de jumeau numérique qui augmentent la production annuelle de 3 % sur des installations comme le parc éolien Serra do Assuruá de 846 MW.[4]Vestas Wind Systems A/S, "Fiche de projet Serra do Assuruá 2025," vestas.com
Les projets hybrides solaire-éolien-batterie constituent une niche d'espace blanc qui récompense les développeurs dotés d'une expertise en stockage. ABO Wind AG et Mainstream Renewable Power Ltd. ciblent des actifs inférieurs à 100 MW au Pérou et en Colombie, où les grands services publics ont une portée limitée. Les équipementiers chinois Canadian Solar Inc. et Trina Solar Co. Ltd. se déplacent en amont vers le développement de projets, en utilisant le contrôle de la chaîne d'approvisionnement pour réduire les coûts d'ingénierie, d'approvisionnement et de construction de 10 à 15 % en dessous de leurs concurrents occidentaux. Les obstacles liés au contenu local et à la conformité ISO 14001 favorisent les acteurs établis disposant de bases de fabrication et d'équipes réglementaires bien implantées.
Leaders du secteur des énergies renouvelables en Amérique du Sud
Enel Green Power S.p.A.
Iberdrola S.A.
ENGIE Brasil Energia S.A.
Neoenergia S.A.
AES Andes S.A.
- *Avis de non-responsabilité : les principaux acteurs sont triés sans ordre particulier
Opportunités de marché et perspectives d'avenir
L'opportunité à court terme se concentre sur les mises à niveau de transmission et de distribution qui allègent les goulots d'étranglement d'interconnexion et réduisent l'écrêtement pour les nouveaux projets solaires et éoliens. Le Brésil offre une référence d'échelle claire, avec l'EPE rapportant 24,6 GW d'ajouts de capacité de production en 2025, menés par le solaire photovoltaïque (16,3 GW) et l'éolien (5,2 GW), tandis que la capacité installée totale a atteint 261 GW, le solaire photovoltaïque représentant 24,8 % du mix. Alors que les énergies renouvelables variables se développent plus rapidement que les infrastructures de réseau dans les corridors clés, les développeurs, les services publics et les opérateurs de réseau associent de plus en plus la production à des plans de renforcement du réseau et à des conceptions de raccordement adaptées au stockage pour soutenir les calendriers de mise en service et les revenus contractés.
Une deuxième opportunité réside dans l'accélération du solaire à grande échelle et des structures d'achat direct par les entreprises sur les marchés qui relancent ou augmentent leurs approvisionnements. La Colombie illustre cette dynamique, le ministère des Mines et de l'Énergie rapportant une capacité solaire et éolienne installée totale de 4,63 GW au 17 juillet 2026, parallèlement au démarrage des opérations commerciales du parc solaire Puerta de Oro de 360 MWp de Patria Investimentos en juillet 2026. Dans le même temps, les mises à jour de politiques favorables dans les systèmes plus petits, notamment la modernisation du Paraguay en vertu de la loi n° 7599/2025 et le cadre réglementaire de stockage du Brésil (loi n° 15.269/2025 et résolutions de l'ANEEL de juin 2026), créent de la place pour les projets de génération distribuée, de stockage et hybrides qui monétisent à la fois la livraison d'énergie et les services de flexibilité.
Développements récents du secteur
- Juin 2026 : Neoenergia Coelba (groupe Iberdrola) a obtenu un financement de 780 millions de BRL soutenu par la JICA pour renforcer les infrastructures de distribution d'électricité à Bahia, au Brésil. Ce financement soutiendra des mises à niveau qui améliorent la résilience et réduisent les pertes dans un État à fort développement éolien et solaire, aidant les réseaux de distribution à absorber une production variable et une demande d'électrification plus élevées.
- Décembre 2025 : Mercomar a élargi ses services logistiques axés sur le fret hors normes et critique pour les projets renouvelables, notamment les turbines, les pales et les transformateurs, à travers l'Amérique du Sud. En ciblant le risque de transport et la fiabilité des calendriers, cette initiative soutient une exécution plus rapide des projets éoliens et solaires à grande échelle, où les fenêtres de livraison peuvent affecter les coûts EPC et les dates de mise en service.
- Novembre 2024 : Le programme fédéral brésilien Novo PAC a alloué 666,3 milliards de BRL à la transition énergétique, dont 446,5 milliards de BRL ciblés pour une exécution d'ici 2026. Le programme soutient un pipeline d'infrastructures de réseau et d'infrastructures habilitantes visant à résoudre les contraintes à la mise en service de nouvelles capacités renouvelables à grande échelle.
Cadre de la méthodologie de recherche et portée du rapport
Définition et portée du marché
Pour ce rapport, le marché couvre la production d'électricité renouvelable en Amérique du Sud, mesurée par les ajouts de capacité installée et la base installée existante dans les principaux pays et le reste de la région.
Exclusions du périmètre : les actifs captifs hors réseau qui ne sont pas déclarés dans les statistiques de capacité officielles, et les usages non électriques tels que les combustibles renouvelables, ne sont pas comptabilisés.
Aperçu de la segmentation
- Par technologie
- Énergie solaire (photovoltaïque et solaire à concentration)
- Énergie éolienne (terrestre et offshore)
- Hydroélectricité (petite, grande, pompage-turbinage)
- Bioénergie
- Géothermie
- Énergie océanique (marémotrice et houlomotrice)
- Par utilisateur final
- Services publics
- Secteur commercial et industriel
- Résidentiel
- Par géographie
- Brésil
- Chili
- Argentine
- Colombie
- Pérou
- Reste de l'Amérique du Sud
Sources de données, dimensionnement du marché et validation
Recherche documentaire
Le travail documentaire commence par la cartographie de la capacité installée par technologie et par pays à l'aide de statistiques énergétiques publiques, puis par le recoupement des notes de politique et de la visibilité du pipeline. Nous nous référons généralement à des sources telles que les statistiques de l'IRENA, les ensembles de données sur l'électricité et les renouvelables de l'AIE, les publications des ministères nationaux de l'énergie, les communiqués des opérateurs de système et des régulateurs, et les documents régionaux de planification électrique, et nous alignons les définitions pour que les mêmes règles technologiques soient appliquées partout.
Pour ancrer les tendances, nous examinons les annonces des développeurs, les dépôts des services publics et les présentations aux investisseurs qui indiquent les calendriers de mise en service, l'activité de repowering et les contraintes de raccordement au réseau. Nous utilisons de manière sélective les publications d'échanges import-export et les portails douaniers pour vérifier la cohérence des flux d'équipements dans les années à forte croissance, et les bases de données de brevets aident à confirmer où se déplace l'accent technologique. Nous nous appuyons également sur des abonnements payants pour les données financières et l'intelligence d'entreprise, ainsi que pour les vérifications commerciales au niveau des expéditions lorsque les données publiques laissent des lacunes. Les sources mentionnées ici sont illustratives, et nous examinons de nombreux autres documents publics pour soutenir la collecte, la validation et la clarification des données.
Entretiens et enquêtes primaires
Le travail primaire vise à valider ce qui est effectivement construit par rapport à ce qui n'est qu'annoncé, puis à tester les hypothèses de calendrier et d'utilisation avec des personnes proches du marché. Nous discutons avec des services publics, des développeurs de projets, des participants EPC et O&M, des contacts de la chaîne d'approvisionnement en équipements, des prêteurs et des conseillers dans les principaux pays d'Amérique du Sud, et nous intégrons également des points de vue régionaux pour réduire le risque de biais lié à un seul pays.
Répartition des répondants du travail de terrain de la recherche primaire
| Type d'entreprise | Poste du répondant | Région |
|---|---|---|
| Premier rang : 34 % | Cadres dirigeants : 16 % | APAC : 49 % |
| Rang intermédiaire : 50 % | Responsables fonctionnels/d'unité : 25 % | EMEA : 32 % |
| Acteurs plus petits : 16 % | Managers : 59 % | Amériques : 19 % |
Dimensionnement et prévision du marché
Nous dimensionnons ce marché principalement par une reconstruction descendante de la base installée renouvelable par pays et par technologie, où les statistiques nationales et les données de mise en service raccordées au réseau sont assemblées en un seul ensemble de données cohérent. Pour maintenir des totaux réalistes, les résultats sont ensuite corroborés par des vérifications ascendantes sélectives, telles que l'échantillonnage des pipelines de projets, l'application de facteurs de capacité typiques et la comparaison des taux de construction implicites avec les volumes connus d'approvisionnement et d'enchères.
Les intrants importants sur ce marché comprennent la mise en service annuelle par technologie, la capacité d'enchère annoncée et attribuée, les signaux de raccordement au réseau et d'écrêtement, la variabilité hydrologique qui affecte les décisions de construction hydraulique, et des éléments de politique tels que les règles de comptage net et les objectifs renouvelables. Lorsqu'un pays a des rapports publics limités, les lacunes sont traitées en utilisant la série de capacité officielle la plus proche disponible, puis ajustées avec les retours d'entretiens sur ce qui est opérationnel ou retardé.
Pour les prévisions, nous utilisons l'analyse de scénarios car les politiques, les autorisations et la disponibilité de la transmission peuvent modifier l'année de mise en service sans changer la direction à long terme. Les hypothèses sont examinées étape par étape pour chaque technologie et pays, puis alignées sur les perspectives régionales de demande d'électricité et les conditions de financement de projet validées lors des entretiens.
Validation des données et cycle de mise à jour
Les résultats du modèle sont vérifiés par rapport à des signaux indépendants tels que les mix de production nationaux, les plans d'expansion de réseau publiés et la relation historique entre la capacité attribuée et la mise en service réalisée. Les sauts importants sont examinés pays par pays, et tout point aberrant déclenche un second passage sur les conversions d'unités, l'étiquetage technologique et les hypothèses de calendrier avant validation finale.
Les rapports sont actualisés annuellement, et des mises à jour intermédiaires sont effectuées lorsque des événements importants se produisent, tels que l'annulation de grandes enchères, la publication de nouveaux régimes d'incitation ou le retard de grands projets. Avant la livraison, un analyste effectue un nouvel examen afin que les clients reçoivent la vue la plus actuelle, soutenue par les dernières données publiques et les décisions de validation.
Taille du marché des énergies renouvelables d'Amérique du Sud de Mordor Intelligence comparée à d'autres estimations publiées
Les tailles de marché publiées pour les énergies renouvelables d'Amérique du Sud peuvent varier considérablement car les auteurs choisissent des unités différentes, incluent des technologies différentes, et traitent l'hydroélectricité et le solaire distribué de manière très différente. Les choix de calendrier comptent également, car certaines sources comptabilisent la capacité au stade de l'attribution, tandis que d'autres ne comptabilisent les actifs qu'après leur mise en service.
Certaines estimations intègrent le marché dans des valeurs d'investissement ou de dépenses et incluent le réseau, le stockage et d'autres éléments de transition. Chez Mordor Intelligence, la taille du marché rapportée est suivie en tant que capacité de production d'électricité renouvelable installée en gigawatts, et elle n'est comptabilisée que pour la production raccordée au réseau dans les pays d'Amérique du Sud couverts.
Comparaison de référence
| Source | Taille du marché | Lacunes dans la méthodologie de recherche |
|---|---|---|
| Mordor Intelligence | 365,97 milliards USD (2025) | |
| Association sectorielle A | 410,00 milliards USD (2025) | Agrège souvent une capacité de transition énergétique plus large, y compris le stockage et certains actifs distribués, et peut mélanger la capacité nominale avec des projets en pipeline ou attribués au cours de la même année. |
| Revue spécialisée B | 320,00 milliards USD (2025) | Peut exclure les grandes hydroélectriques ou les traiter comme un marché distinct, et peut appliquer des hypothèses de mise en service conservatrices qui repoussent une partie de la capacité annoncée hors de l'année de référence. |
L'écart dans le tableau provient principalement de ce qui est comptabilisé et du moment où cela est comptabilisé, et non d'une seule erreur de calcul. En maintenant l'unité cohérente et en reliant chaque total par pays à des séries de capacité observables et à des signaux de mise en service, le chiffre final reste traçable à des étapes qui peuvent être reproduites lors des mises à jour.
Questions clés auxquelles répond le rapport
Quelle est la taille du marché des énergies renouvelables en Amérique du Sud en 2026 ?
La capacité installée s'élève à 400,78 GW en 2026, en bonne voie pour atteindre 615,31 GW d'ici 2031 à un CAGR de 8,95 %.
Quel pays connaît la croissance la plus rapide en matière de capacité renouvelable ?
Le Chili devrait se développer à environ 17 % par an jusqu'en 2031, les projets d'exportation d'hydrogène et les contrats d'achat d'électricité miniers stimulant la demande.
Pourquoi les contrats d'achat d'électricité d'entreprises sont-ils populaires auprès des entreprises minières ?
Les contrats d'achat d'électricité à long terme à prix fixe réduisent considérablement les émissions de portée 2 et stabilisent les coûts énergétiques pour les fonderies éloignées exposées à la volatilité des prix du diesel.
Quel rôle jouera le stockage par batteries d'ici 2030 ?
Les systèmes lithium-ion de quatre heures seront couplés à la plupart des nouvelles centrales solaires et éoliennes, réduisant l'écrêtement et permettant aux réseaux de dépasser 40 % d'énergies renouvelables variables sans perte de fiabilité.
Comment le risque de change est-il géré au Brésil ?
Les développeurs ont de plus en plus recours aux prêts couverts contre le risque de change de la BNDES qui plafonnent l'exposition à 30 % de la valeur du projet, bien que la couverture ajoute jusqu'à 120 points de base aux coûts d'emprunt.
Quelles technologies ajouteront le plus de capacité d'ici 2031 ?
Le solaire est en tête avec un CAGR de 18 %, suivi par l'éolien, tandis que les ajouts hydroélectriques restent limités en raison des obstacles environnementaux et sociaux.
Dernière mise à jour de la page le:
