Taille et part du marché de l'énergie en Ouzbékistan - Analyse de la croissance, tendances et prévisions (2025 - 2030)

Tendances et perspectives du marché de l'énergie en Ouzbékistan

Objectifs gouvernementaux en matière d'énergie renouvelable et appels d'offres compétitifs

Le Décret présidentiel n° 60 de janvier 2024 a instauré une prime à l'injection et imposé 40 % de capacité renouvelable d'ici la fin de la décennie, suscitant 4,5 milliards USD d'accords signés en 12 mois.^{[3]Bureau du président, "Décret présidentiel 60 sur l'accélération du développement des énergies renouvelables", president.uz} La conception de l'appel d'offres, une offre inversée avec des contrats d'achat d'énergie garantis par l'État sur 25 ans, a porté le tarif solaire de 1,5 GW de Masdar à Samarcande à 0,0165 USD par kWh, soit 40 % en dessous des coûts marginaux des centrales à gaz. La tranche éolienne parallèle de 1,5 GW d'ACWA Power à Boukhara et Navoï a accentué la production variable, poussant le gestionnaire de réseau vers des projets pilotes de stockage encore non financés. L'absence d'un marché de certificats d'énergie renouvelable limite les acheteurs industriels directs, mais les offres pour le tour 2025 de Total Eren et SkyPower indiquent que le pipeline reste sursouscrit.^{[4]Total Eren, "Total Eren Selected to Develop 500 MW Solar Project in Uzbekistan," total-eren.com}

Croissance de la demande d'électricité liée à la croissance démographique et industrielle

La population a atteint 36,6 millions d'habitants en 2024, et le PIB par habitant a augmenté de 22 % en termes réels, stimulant la possession d'appareils électroménagers et la pénétration de la climatisation dans les zones urbaines. La consommation industrielle d'électricité a bondi de 31 % entre 2020 et 2024, portée par les usines textiles qui ont quintuplé leur consommation dans la vallée de Fergana. L'exploitation minière à Navoï et Zarafshan représente désormais 18 % de la charge industrielle, fonctionnant en continu et intensifiant les besoins en charge de base. Le Cadre de politique industrielle 2024-2026 prévoit 3,5 GW de capacité captive, mais seulement 40 % est financé. Les tarifs subventionnés, en moyenne 0,03 USD par kWh, freinent les investissements en efficacité énergétique, un obstacle que le projet pilote de compteurs intelligents de Tachkent entend surmonter d'ici 2026.

Financement international pour moderniser le parc de centrales à gaz

Le prêt de 500 millions USD de la Banque mondiale et la ligne concessionnelle de 300 millions USD de la Banque asiatique de développement canalisent les capitaux vers des rénovations du réseau et des turbines qui améliorent l'efficacité tout en réduisant la consommation de gaz. Le paquet SGT-800 de Siemens Energy d'une valeur de 280 millions EUR à Syrdarya vise à porter l'efficacité du cycle à 58 % et à réduire la consommation de carburant de 1,2 milliard de m³ par an. GE Vernova et Mitsubishi Heavy Industries poursuivent des améliorations similaires, sous réserve d'importations de gaz abordables en provenance du Turkménistan. La production nationale a chuté de 6 % en 2024, exposant les installations à des importations au prix spot supérieures de 30 % aux niveaux de la tête de puits locale.

Fort potentiel de ressources solaires et éoliennes réduisant le coût nivelé de l'énergie

Boukhara et Navoï reçoivent 2 800 à 3 100 kWh/m² par an, permettant aux modules bifaciaux d'atteindre des facteurs de charge de 28 % sans suiveurs. Les prix des panneaux ont chuté de 22 % d'une année sur l'autre à 0,11 USD par W au troisième trimestre 2024, réduisant les délais de retour sur investissement à 6-7 ans. Les vitesses de vent à Zarafshan atteignent en moyenne 7,5 à 8,2 m/s à une hauteur de moyeu de 100 m, soutenant des facteurs de charge de 35 à 38 % pour les turbines modernes. La centrale hybride de 500 MW de Total Eren couple 100 MWh de stockage pour lisser la production et réduire les frais d'équilibrage de 18 %.

Vieillissement des infrastructures de réseau et pertes techniques

Les pertes de transport et de distribution ont atteint en moyenne 15 à 20 % en 2024, soit le double des références sectorielles, en raison de conducteurs en aluminium corrodés et de lignes obsolètes de 110 kV. Soixante-deux pour cent du réseau national de 38 000 km est antérieur à 1995 et ne dispose pas de détection numérique des pannes. Les chutes de tension supérieures à 10 % dans la vallée de Fergana obligent les usines à acheter des banques de condensateurs privées, ajoutant 50 à 80 USD par kW aux dépenses d'investissement. Le Plan de modernisation du réseau 2024-2028 prévoit 1,2 milliard USD pour moderniser 240 postes de transformation, mais les retards de passation de marchés ont repoussé le déploiement à la fin 2025.

Exposition à la volatilité des prix du gaz naturel

La production nationale est tombée à 48 milliards de m³ en 2024, tandis que les importations en provenance de Russie coûtaient 250 USD pour 1 000 m³, comprimant les marges des centrales à gaz et déclenchant une hausse de 12 % des tarifs industriels. Les négociations avec le Turkménistan pour 5 milliards de m³ par an ont achoppé sur les questions de prix, ancrant le risque sur les carburants à la géopolitique. Les projets de modernisation évalués sur la base d'un gaz à 200 USD font maintenant face à des dépassements potentiels susceptibles de retarder la mise en service et de freiner le cycle d'investissement à court terme du marché de l'énergie en Ouzbékistan.

Analyse des segments

Par source d'énergie : la montée en puissance des énergies renouvelables remodèle l'ordre de mérite de la répartition

Les énergies renouvelables installées ont progressé à un TCAC de 20,3 % entre 2024 et 2030, le rythme le plus rapide parmi les groupes de combustibles, portant leur contribution à 40 % de la capacité projetée et comprimant la répartition du gaz pendant les heures diurnes. La taille du marché de l'énergie renouvelable en Ouzbékistan devrait dépasser le charbon et se rapprocher des volumes de gaz d'ici 2028. Les actifs thermiques, qui détenaient encore 74,6 % de la capacité installée en 2024, font face à des turbines vieillissantes et à la hausse des coûts des carburants importés qui érodent leur part du marché de l'énergie en Ouzbékistan pendant les pics de production solaire.^{[5]Banque asiatique de développement, "Uzbekistan : Projet de développement du secteur de l'électricité", adb.org} L'empreinte hydroélectrique de 2,1 GW souffre d'un écrêtage saisonnier, tandis que la centrale nucléaire de 2,4 GW de Rosatom State Corp et un réacteur modulaire de petite taille de 330 MW renforceront la charge de base nocturne après 2030.

Un changement de second ordre réside dans les parcs hybrides solaires-éoliens-stockage tels que le complexe de 500 MW de Total Eren au Karakalpakstan, qui atteint un facteur de charge de 65 % et remplace les groupes électrogènes diesel de pointe dans les zones éloignées. L'unique unité au charbon de 600 MW d'Angren est prévue pour la mise à la retraite d'ici 2028 dans le cadre de la feuille de route de décarbonisation, libérant de la capacité de transport pour les énergies renouvelables variables. Par conséquent, le marché de l'énergie en Ouzbékistan évolue vers un ordre de mérite plus aplati qui récompense les services de flexibilité tels que le stockage par batteries et la réponse à la demande.

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Par utilisateur final : le segment commercial et industriel dépasse les services publics

Les services publics ont absorbé 72,5 % de l'électricité en 2024, mais les acheteurs commerciaux et industriels croissent 2,3 points de pourcentage plus vite, incarnant la transformation structurelle du marché de l'énergie en Ouzbékistan vers des exportations à valeur ajoutée. Les usines textiles de la vallée de Fergana et d'Andijan ont à elles seules quintuplé leur charge entre 2020 et 2024, tandis que les sites miniers à Navoï et Zarafshan représentent désormais 18 % de la demande industrielle. La taille du marché de l'énergie en Ouzbékistan dédiée aux secteurs commercial et industriel pourrait bondir une fois que les règles d'accès ouvert permettront les achats directs auprès des développeurs d'énergies renouvelables ; les efforts de lobbying visent à y parvenir d'ici 2026.

La consommation résidentielle est en moyenne de 1 800 kWh par habitant, soit 40 % de moins qu'au Kazakhstan, impliquant un potentiel latent à la hausse une fois que la croissance des revenus et la réforme tarifaire stimuleront la pénétration des appareils électroménagers. Le projet pilote de compteurs intelligents à Tachkent devrait migrer 500 000 foyers vers une tarification au coût réel d'ici 2026, réduisant la charge de pointe et libérant de la marge pour l'expansion industrielle. Les solutions captives solaires et stockage proposées par SkyPower Global et Helios Energy sont prêtes à s'accélérer dès que la clarté juridique sur les frais de transit émergera.

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Analyse géographique

Tachkent et la vallée de Fergana consomment collectivement 52 % de l'électricité nationale mais n'occupent que 38 % de la superficie, soulignant le décalage spatial entre les centres d'approvisionnement et de charge. Les centres de données et les bureaux de Tachkent génèrent 28 % de la demande totale et saturent les alimentateurs de 220 kV au-delà de leur capacité de conception pendant les chaleurs estivales. Les clusters textiles de la vallée de Fergana, répartis à Fergana, Andijan et Namangan, subissent des chutes de tension chroniques en raison de postes de transformation vétustes.

Samarcande et Boukhara, autrefois bastions agricoles, se transforment en pôles d'énergies renouvelables grâce au développement solaire de 1,5 GW de Masdar et à la tranche éolienne de 1,5 GW d'ACWA Power qui exportera 4,2 TWh par an d'ici 2027. La faible charge du Karakalpakstan nécessite des mises à niveau des lignes de 500 kV afin que le complexe hybride de Total Eren puisse acheminer l'électricité vers Tachkent. La pénurie d'eau dans le bassin de la mer d'Aral a déjà forcé un écrêtage hydroélectrique de 12 % durant l'été 2024, illustrant la sensibilité climatique de la répartition.

Les corridors d'échange régionaux amplifient la résilience du système. CASA-1000 permettra 1 000 MW d'échanges bidirectionnels d'ici 2027, et les négociations avec le Kazakhstan visent à ouvrir le Système énergétique unifié de Russie aux importations hivernales et aux exportations estivales, réduisant potentiellement de 8 à 10 % les besoins en marge de réserve. L'Ouzbékistan a exporté 1,2 TWh vers l'Afghanistan en 2024, rapportant 72 millions USD, bien que les risques de paiement en cours contraignent l'expansion.