Taille et part du marché de l'énergie au Venezuela
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) | 37.46 gigawatt |
| Volume du Marché (2026) | 38.67 gigawatt |
| Volume du Marché (2031) | 45.31 gigawatt |
| Taux de croissance (2026 - 2031) | 3.22% CAGR |
| Concentration du Marché | Élevé |
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 de l'énergie au Venezuela par Mordor Intelligence
La taille du marché de l'énergie au Venezuela était évaluée à 37,46 gigawatts en 2025 et devrait croître de 38,67 gigawatts en 2026 pour atteindre 45,31 gigawatts d'ici 2031, à un TCAC de 3,22 % au cours de la période de prévision (2026-2031).
Ces perspectives cachent de forts contrastes structurels : d'abondantes ressources hydroélectriques contrebalancées par des pénuries chroniques de carburant, une hyperinflation s'établissant à 180,0 % pour 2025, et des sanctions américaines renouvelées qui freinent les approvisionnements des parcs thermiques.[1]Département du Trésor des États-Unis, "General License 44A", home.treasury.gov Les facteurs de charge des actifs hydroélectriques descendent en dessous de 40 %, les centrales thermiques fonctionnent à environ un quart de leur puissance nominale, et le marché de l'énergie au Venezuela subit un déficit de production récurrent de 1 600 à 1 800 MW en période de pointe. La réhabilitation du complexe Guri de 10 200 MW, un programme solaire andin de 3 000 MW, et les conversions bi-carburant des centrales thermiques constituent les principaux ajouts d'offre à court terme, tandis que le solaire distribué et les micro-réseaux redessinent la demande dans les régions sujettes aux pannes. L'intensité concurrentielle reste faible : le monopole statutaire de CORPOELEC écarte les nouveaux entrants privés et cantonne les équipementiers étrangers dans des créneaux étroits de réhabilitation. Néanmoins, les opportunités inexploitées en autoproduction, en recharge de véhicules électriques et en micro-réseaux hybrides maintiennent le marché de l'énergie au Venezuela sur la liste de surveillance des investisseurs malgré les vents contraires macro-politiques.
Principaux enseignements du rapport
- Par source d'énergie, la production thermique a dominé avec 50,02 % de la part du marché de l'énergie au Venezuela en 2025, tandis que les renouvelables devraient se développer à un TCAC de 5,55 % jusqu'en 2031.
- Par utilisateur final, les services publics ont représenté une part de 66,55 % de la taille du marché de l'énergie au Venezuela en 2025 et devraient croître à un TCAC de 6,18 % jusqu'en 2031.
Remarque : Les chiffres de la taille du marché et des prévisions de ce rapport sont générés à l’aide du cadre d’estimation propriétaire de Mordor Intelligence, mis à jour avec les données et analyses les plus récentes disponibles en 2026.
Tendances et perspectives du marché de l'énergie au Venezuela
Analyse de l'impact des facteurs de croissance*
| Facteur de croissance | (~) % d'impact sur la prévision du TCAC | Pertinence géographique | Horizon temporel de l'impact |
|---|---|---|---|
| Abondant potentiel hydroélectrique et réhabilitation du barrage de Guri | +0.8% | National, concentré dans l'État de Bolívar (Guri) et le bassin du Caroní | Moyen terme (2 à 4 ans) |
| Objectifs gouvernementaux de diversification vers les énergies renouvelables face à la volatilité des prix pétroliers | +1.2% | National, avec des gains précoces à Mérida, Táchira, Trujillo (solaire andin), Paraguaná (éolien) | Long terme (≥ 4 ans) |
| Réhabilitation et conversion bi-carburant du parc thermique vieillissant | +0.6% | National, priorité à Zulia (Termozulia, Ramón Laguna), Bolívar (Sidor) | Moyen terme (2 à 4 ans) |
| Stabilisation économique progressive stimulant la reprise de la demande en électricité | +0.9% | National, avec des répercussions sur le commerce transfrontalier (Colombie, Brésil) | Court terme (≤ 2 ans) |
| Capacité d'interconnexion transfrontalière inexploitée (Colombie et Brésil) | +0.4% | Régions frontalières, notamment Zulia (Colombie), Bolívar (Brésil), avec des bénéfices pour le réseau national | Long terme (≥ 4 ans) |
| Développement croissant des micro-réseaux dans les régions isolées de l'Orénoque et de l'Amazonas | +0.3% | Zones isolées du bassin de l'Orénoque, État d'Amazonas, Delta Amacuro | Moyen terme (2 à 4 ans) |
| Source: Mordor Intelligence | |||
Abondant potentiel hydroélectrique et réhabilitation du barrage de Guri
Le potentiel technique hydroélectrique du Venezuela avoisine les 20 000 MW, mais la production réelle stagne à près de 30 % de ce plafond.[2]Chambers & Partners, "Energy & Natural Resources Guide Venezuela 2025", chambers.com Le complexe Guri de 10 200 MW constitue l'épine dorsale de la cascade du Caroní, mais les reports d'entretien, la sédimentation et la sécheresse ont dégradé ses performances. Des campagnes de réhabilitation axées sur la révision des turbines, la modernisation des vannes et le contrôle des sédiments pourraient récupérer 800 à 1 000 MW, comblant le déficit structurel sans nécessiter de nouvelles constructions.[3]Agence internationale de l'énergie, "Hydropower Market Report 2023", iea.org Le financement repose sur des accords pétrole contre infrastructure avec des banques publiques chinoises, tandis que l'exécution technique est assurée en rotation par Andritz, Voith et Siemens Energy sous la supervision du ministère.
Objectifs gouvernementaux de diversification vers les énergies renouvelables face à la volatilité des prix pétroliers
Lors de la COP29 (novembre 2024), Caracas s'est engagée à tirer 30 % de son électricité du photovoltaïque et a dévoilé une feuille de route solaire de 3 000 MW pour les États andins. Ce virage permet de préserver les hydrocarbures exportables et de se prémunir contre les ruptures d'approvisionnement en carburant qui paralysent régulièrement les centrales thermiques. Parmi les premiers projets figurent une installation de 50 MW à Mara, dans l'État de Zulia, et un site jumeau de 50 MW à El Vigía, dans l'État de Mérida. L'exécution repose sur des contrats de construction clé en main (EPC) confiés à des fournisseurs chinois, indiens et turcs, mais la loi sur les énergies renouvelables et alternatives (RAE) toujours en suspens continue d'obscurcir la conception des contrats d'achat d'électricité (PPA) et la certitude tarifaire.
Réhabilitation et conversion bi-carburant du parc thermique vieillissant
Des actifs thermiques tels que la centrale Termozulia de 770 MW et la centrale Ramón Laguna de 660 MW fonctionnent à 25 % de leur capacité ou restent à l'arrêt. Les conversions bi-carburant permettent de basculer entre le gaz rare et le diesel importé, améliorant la disponibilité lorsque les flux de gaz associé fluctuent - un risque aigu depuis l'explosion du complexe gazier de Muscar en 2024. Les contrats sont centrés sur Siemens Energy et Wärtsilä pour la réingénierie des brûleurs et les commandes numériques, mais les autorisations de l'OFAC et la dépréciation du bolívar gonflent les coûts et allongent les délais de livraison.
Stabilisation économique progressive stimulant la reprise de la demande en électricité
Le PIB a progressé de 5,3 % en 2024, mais devrait se contracter de 4,0 % en 2025 sous l'effet persistant de l'hyperinflation. Néanmoins, l'activité dans le raffinage, la pétrochimie et l'exploitation minière stimule la demande localisée, notamment dans les opérations de la ceinture de l'Orénoque exploitées par Chevron et Eni sous licences spécifiques. Les installateurs solaires distribués, au nombre de 13 lors du dernier décompte, et 5 000 véhicules électriques témoignent d'une élasticité latente dans les segments commercial et de la mobilité, offrant des amortisseurs face à l'instabilité du réseau.
Analyse de l'impact des facteurs de contrainte*
| Facteur de contrainte | (~) % d'impact sur la prévision du TCAC | Pertinence géographique | Horizon temporel de l'impact |
|---|---|---|---|
| Instabilité politique prolongée et sanctions américaines limitant les investissements directs étrangers | -1.1% | National, avec des effets aigus sur les régions dépendantes du pétrole et du gaz (Zulia, Anzoátegui, Monagas) | Long terme (≥ 4 ans) |
| Hyperinflation et volatilité du bolívar renchérissant les coûts de projet | -0.6% | National, impact le plus sévère sur les projets dépendants des importations et le financement en devises fortes | Court terme (≤ 2 ans) |
| Vieillissement des infrastructures de transport et de distribution entraînant des pannes chroniques et des pertes | -0.7% | National, le plus sévère dans les États de l'est, sur l'île Margarita et dans les réseaux de distribution périphériques | Moyen terme (2 à 4 ans) |
| Exode des travailleurs qualifiés limitant les capacités d'exploitation et de maintenance | -0.5% | National, affectant particulièrement les opérations de CORPOELEC et la maintenance spécialisée à Guri et dans les centrales thermiques | Moyen terme (2 à 4 ans) |
| Source: Mordor Intelligence | |||
Instabilité politique prolongée et sanctions américaines limitant les investissements directs étrangers
La Licence générale 44A (avril 2024) a rétabli des sanctions sectorielles, freinant les importations d'équipements et dissuadant les financements pluriannuels. Bien que Chevron, Repsol et Maurel & Prom bénéficient d'exemptions étroites, le statut de défaut souverain et les risques de gouvernance élèvent le coût du capital du Venezuela bien au-dessus de la moyenne régionale. L'AIE note que le Venezuela n'a capté aucun des 185 milliards USD d'investissements dans le secteur électrique latino-américain en 2024.
Vieillissement des infrastructures de transport et de distribution entraînant des pannes chroniques et des pertes
Les taux de défaillance du service ont bondi de 25,9 % en 2022 à 61,9 % en 2023, en raison de conducteurs corrodés, de transformateurs surchargés et de schémas de protection défaillants ayant provoqué des pannes en cascade. La consolidation par CORPOELEC de 14 services publics régionaux n'a pas enrayé l'attrition de la main-d'œuvre qualifiée, et les pertes techniques et non techniques absorbent les recettes nécessaires au renouvellement des immobilisations. Un projet de mise à niveau de la ligne à très haute tension de la Banque mondiale reste non décaissé, soulignant la réticence des prêteurs.[4]Banque mondiale, "Venezuela Extra High Voltage Transmission Project", worldbank.org
*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 source d'énergie : la domination hydroélectrique masque la fragilité de l'approvisionnement en carburant
L'hydroélectricité a fourni 62 516 GWh de la production de 2022 et demeure l'épine dorsale du marché de l'énergie au Venezuela. Le mix à dominante hydroélectrique représente 49,98 % de la taille du marché de l'énergie au Venezuela, tandis que les actifs thermiques comptent pour les 50,02 % restants, contribuant toutefois de manière disproportionnellement moindre en énergie en raison des goulots d'étranglement liés aux carburants. Les renouvelables hors hydroélectricité historique devraient croître à un TCAC de 5,55 % jusqu'en 2031, portées par le cluster solaire andin de 3 000 MW et l'éolien incremental à Paraguaná. Le secteur de l'énergie au Venezuela est exposé à un risque de concentration lié à la seule centrale Guri de 10 200 MW : une répétition des conditions de sécheresse de 2020-2021 pourrait amputer la production nationale de deux chiffres. Les conversions bi-carburant promettent une atténuation partielle, mais sont tributaires d'importations fiables de diesel ou de la captation du gaz torché, deux vecteurs vulnérables aux effets des sanctions.
Le solaire, avec seulement 5 MW en 2023, prendra pied grâce à 100 MW de projets approuvés et à des toitures solaires distribuées. L'ajout de 40 à 50 MW éoliens en juillet 2024 laisse augurer de nouveaux développements côtiers si les obstacles logistiques s'allègent. La biomasse et la géothermie restent embryonnaires, la première freinée par les coûts d'agrégation des intrants et la seconde par des signaux tarifaires flous dans le cadre de la loi RAE abandonnée.
Par utilisateur final : domination des services publics face à la montée en puissance de l'autoproduction industrielle
Les services publics contrôlaient 66,55 % de la capacité installée en 2025 et se développeront à un TCAC de 6,18 % à mesure que les centrales solaires pilotées par l'État s'intègrent au réseau. La taille du marché de l'énergie au Venezuela pour les services publics équivaut à environ 24,9 GW aujourd'hui et atteindra 35,7 GW d'ici 2031. Les utilisateurs commerciaux et industriels, confrontés à des pannes pouvant atteindre 12 heures par jour dans les régions de l'est, accroissent leur autoproduction avec du solaire en toiture, des groupes électrogènes diesel et un stockage par batteries encore naissant. La part du marché de l'énergie au Venezuela détenue par ce segment reste inférieure à 30 %, mais sa croissance dépasse celle du réseau, les sociétés minières et les raffineurs de la ceinture de l'Orénoque déployant des turbines à gaz captives exemptes des tarifs de CORPOELEC. L'adoption résidentielle du photovoltaïque en toiture est freinée par des coûts élevés en dollars et l'absence de comptage net, mais des programmes pilotes à Caracas et à Nueva Esparta laissent entrevoir une progression lente si des outils de financement émergent. Les charges de recharge des véhicules électriques, encore négligeables, pourraient ajouter 50 à 100 MW d'ici 2030, sous réserve d'une meilleure résilience du réseau et d'une modeste accélération de la mobilité électrique.
Analyse géographique
L'État de Bolívar abrite le complexe Guri de 10 200 MW ainsi qu'une cascade de barrages plus petits totalisant 16 829 MW, ce qui en fait la pierre angulaire du marché de l'énergie au Venezuela. La volatilité liée à la sécheresse et la sédimentation ont ramené les facteurs de charge en dessous de 40 % ces dernières années. Zulia, jadis puissance thermique importante, importe désormais de l'électricité via des lignes à très haute tension vulnérables qui trippent souvent, exposant Maracaibo à de fréquentes interruptions. Le trio andin de Mérida, Táchira et Trujillo accueillera le programme solaire de 3 000 MW, tirant parti d'une irradiance horizontale globale moyenne de 5,35 kWh/m² et de la proximité des centres de charge.
Les États de l'est - Anzoátegui, Monagas et Sucre - dépendent de centrales thermiques fonctionnant au gaz associé, mais l'explosion de Muscar a réduit l'approvisionnement, démontrant leur fragilité. La côte de Falcón a bénéficié de 38 nouvelles éoliennes en 2024, signalant une voie de diversification. Les interconnexions transfrontalières avec la Colombie et le Brésil restent sous-utilisées ; les disparités de prix et le risque politique freinent leur expansion. Les communautés isolées de l'Orénoque et de l'Amazonas dépendent du diesel et de projets pilotes de micro-hydroélectricité ; le solaire associé au stockage pourrait progressivement remplacer les combustibles liquides sous réserve de financements concessionnels et de procédures d'autorisation simplifiées.
Paysage réglementaire
Le secteur électrique vénézuélien est principalement régi par la Loi organique du système et du service électrique (Ley Organica del Sistema y Servicio Electrico), qui réserve la production, le transport, la distribution et la commercialisation à l'État et consacre le rôle central de CORPOELEC en tant qu'opérateur du système et fournisseur de service. La politique et la supervision du secteur relèvent du Ministère du Pouvoir Populaire pour l'Énergie Électrique (MPPEE), renforçant une structure de marché à acheteur unique dirigée par l'État, qui influence les modalités d'approvisionnement, de répartition et d'investissement.
En 2026, le contexte plus large de la politique énergétique a évolué avec des mises à jour de la loi sur les hydrocarbures publiées dans la Gaceta Oficial. Cela inclut une réforme publiée en janvier 2026 (Gaceta Oficial No. 6.978 Extraordinario) et un cadre d'application ultérieur publié en juillet 2026 (Gaceta Oficial No. 7.052 Extraordinario), couvrant des aspects techniques, opérationnels et fiscaux. Bien que ces réformes concernent l'amont, elles affectent la disponibilité des combustibles pour le secteur électrique, les structures contractuelles et les orientations de contrôle étatique qui façonnent la réhabilitation de la production thermique, les conversions bicombustibles, et la bancabilité des importations d'équipements à long délai de livraison sous contraintes de conformité aux sanctions.
Paysage concurrentiel
Le marché de l'énergie au Venezuela est très concentré : CORPOELEC monopolise le transport et la distribution et domine la production en vertu d'une règle de propriété publique exigeant une participation de 60 % dans toute coentreprise. Siemens Energy, ABB, Schneider Electric, Andritz, Voith et des contractants EPC appartenant à l'État chinois interviennent principalement via des contrats de maintenance hérités, la réhabilitation de turbines ou des EPC solaires clé en main financés par des échanges pétrole contre infrastructure. Les conversions bi-carburant à Termozulia et Ramón Laguna placent Wärtsilä et Siemens Energy en tête de peloton, tandis qu'Andritz conserve une franchise de services sur les turbines Francis de Guri.
Les espaces non exploités concernent les micro-réseaux solaires dans l'Orénoque et l'Amazonas, la recharge de véhicules électriques par Swing Energy, et la flotte de taxis électriques de Verdi. Les obstacles découlent de la conformité à l'OFAC, de la convertibilité du bolívar et de l'absence de modèles de PPA bancables. La numérisation de la répartition hydroélectrique et des commandes thermiques offre des gains incrementaux ; la modernisation du système de contrôle T-3000 de Siemens Energy à Termozulia constitue une première preuve d'amélioration de l'efficacité. Les nouveaux entrants se tournent vers le solaire distribué et le stockage pour contourner les goulots d'étranglement du transport plutôt que de concurrencer la suprématie de CORPOELEC sur le réseau.
Principaux acteurs du secteur de l'énergie au Venezuela
CORPOELEC
PDVSA Electricidad
Enel Green Power LATAM
Eletronorte
Siemens Energy (contrats d'exploitation et de maintenance)
- *Avis de non-responsabilité : les principaux acteurs sont triés sans ordre particulier
Opportunités de marché et perspectives d'avenir
L'ensemble des opportunités à court terme se concentre sur la réhabilitation et la récupération des performances des parcs hydroélectriques et thermiques, où la disponibilité, les systèmes de contrôle et les pièces de rechange limitent l'énergie livrée plus que la capacité nominale. En juin 2026, le Venezuela a signé un protocole d'accord avec GE Vernova axé sur la réparation, la modernisation et la stabilisation du réseau électrique national ainsi que sur la restauration de la capacité de production à grande échelle. Cela élargit la demande adressable pour les services OEM, les mises à niveau des systèmes de contrôle et l'approvisionnement en composants critiques. Le retour en service par CORPOELEC de l'unité 3 de Termocarabobo (150 MW) en juin 2026 signale également la préférence du marché pour les remises en état de sites existants, favorisant les entrepreneurs disposant de capacités de mise en service, de logistique de pièces et de solutions de flexibilité en matière de combustible.
Les travaux de réhabilitation et d'achèvement hydroélectrique définissent en outre des points d'entrée pour les ensembles électromécaniques et les services à long terme. En juin 2026, l'annonce d'un accord avec IMPSA pour réhabiliter les projets Manuel Piar (Tocoma) et Antonio Jose de Sucre (Macagua) fait état de plans visant à injecter 2 640 MW dans le réseau. Parallèlement à la réhabilitation à l'échelle des services publics, l'autoproduction motivée par les coupures continue d'ouvrir des espaces vierges pour le solaire distribué, les micro-réseaux adossés au stockage et les systèmes de production captive pour les charges industrielles, en particulier lorsque la fiabilité du réseau et la conception tarifaire demeurent incertaines. L'approbation en première lecture, en juin 2026, des réformes de la Loi organique du système et du service électrique, structurées autour de concessions de long terme, ajoute une voie permettant au capital privé de participer à la production, aux réseaux et à la commercialisation. Ce changement accroît le poids des cadres tarifaires, des mécanismes de sécurité de paiement et des structures d'achat solvables dans la rapidité avec laquelle les projets passent à l'exécution.
Développements récents du secteur
- Juillet 2026 : CORPOELEC a lancé son Plan de Alivio Preventivo 2026 dans le Bajo Caroni, à partir du 13 juillet, sur les barrages hydroélectriques de Guri, Caruachi et Macagua, en utilisant une gestion préventive des réservoirs et des débits pour soutenir la stabilité du système. Cette action reflète la priorité opérationnelle accordée à la préservation de l'épine dorsale hydroélectrique du Caroni, où les incidents de fiabilité peuvent rapidement se traduire par des pénuries d'approvisionnement à l'échelle nationale.
- Octobre 2025 : Le Venezuela a mis à jour sa Contribution Déterminée au niveau National (CDN), s'engageant à une réduction de 20 % des émissions de gaz à effet de serre d'ici 2035 par rapport à un scénario de référence 2024-2030, et signalant une allocation prévue de plus de 18,4 milliards USD pour l'atténuation, dont 7,8 milliards USD pour l'électricité. Cela formalise un point d'ancrage politique pour les investissements dans le réseau et la production, et renforce l'argument en faveur des programmes de réhabilitation liés aux énergies renouvelables et à l'efficacité, dès que les canaux de financement se concrétisent.
- Juin 2024 : Le gouvernement a approuvé un parc solaire de 50 MW à Mara, dans l'État de Zulia, avec un calendrier de construction de 10 mois. Ce projet ajoute une référence concrète de pipeline solaire à l'échelle des services publics dans un système où la pénétration solaire a été minimale, soutenant l'activité des fournisseurs et des EPC liée à l'interconnexion de première vague, aux autorisations et au savoir-faire opérationnel.
Cadre de la méthodologie de recherche et portée du rapport
Définition et périmètre du marché
Pour cette étude, le marché est défini comme le système électrique du Venezuela en termes de capacité de production d'électricité installée, mesurée en gigawatts, couvrant les actifs raccordés au réseau et à l'échelle des services publics qui alimentent le réseau électrique national.
Exclusions du périmètre : nous excluons l'extraction et le raffinage de combustibles, les services de facturation d'électricité au détail, et les groupes de secours en aval du compteur qui ne sont pas connectés au réseau.
Aperçu de la segmentation
- Par source d'énergie
- Thermique (charbon, gaz naturel, pétrole et diesel)
- Nucléaire
- Renouvelables (solaire, éolien, hydroélectricité, géothermie, biomasse et déchets, marémotrice)
- Par utilisateur final
- Services publics
- Secteur commercial et industriel
- Résidentiel
- Par niveau de tension du transport et de la distribution (analyse qualitative uniquement)
- Transport à haute tension (au-dessus de 230 kV)
- Sous-transport (69 à 161 kV)
- Distribution à moyenne tension (13,2 à 34,5 kV)
- Distribution à basse tension (jusqu'à 1 kV)
Sources de données, dimensionnement du marché et validation
Recherche documentaire
Le travail documentaire a commencé par des indicateurs publics de capacité et de système électrique, qui aident à ancrer le modèle avant que les hypothèses ne soient testées lors d'entretiens. Nous avons référencé des sources telles que les statistiques nationales de l'AIE, les séries énergétiques et macroéconomiques de la Banque mondiale, les tableaux de capacité renouvelable de l'IRENA et les bilans énergétiques régionaux de l'OLADE, qui fournissent ensemble des séries chronologiques cohérentes sur les ajouts de capacité et la pression de la demande.
Pour rester proches de ce qui peut être validé, nous avons également examiné les communiqués des services publics et des ministères, les documents relatifs au réseau et au secteur électrique, les articles de presse réputés sur les coupures et les projets de réhabilitation, ainsi que les dépôts d'entreprises et les présentations aux investisseurs lorsqu'ils étaient disponibles. Parallèlement, nous avons utilisé des abonnements payants pour les données financières et de veille sur les entreprises, ainsi que le suivi de l'actualité et des données financières, principalement pour vérifier les changements de statut des projets et les mises à jour de propriété. Ces sources de recherche documentaire sont fournies à titre illustratif seulement, et d'autres documents publics ont également été utilisés pour la collecte, la validation et la clarification des données.
Entretiens et enquêtes primaires
Au Venezuela, des entretiens et des enquêtes menés auprès de professionnels de la production, du réseau, des équipements, des services publics, du commerce, de l'industrie et de la réglementation permettent d'évaluer la capacité déclarée et d'identifier les unités indisponibles ou fonctionnant en deçà de leur capacité nominale. Les répondants précisent également les ajouts prévus, les mises hors service, la reprise de la demande et la disponibilité de l'hydroélectricité lorsque les données publiques sont incomplètes. Nous rapprochons ces données avec les données documentaires avant l'analyse finale.
Répartition des répondants au travail de terrain de la recherche primaire
| Type d'entreprise | Poste du répondant | Région |
|---|---|---|
| Premier rang : 27 % | Cadres dirigeants (CXO) : 15 % | |
| Rang intermédiaire : 51 % | Responsables fonctionnels/d'unité : 30 % | |
| Acteurs plus modestes : 22 % | Managers : 55 % |
Dimensionnement et prévisions de marché
Le dimensionnement a été construit en utilisant une reconstruction descendante où les bases de référence publiques de capacité et les ajouts annoncés sont traduits en une trajectoire de capacité installée par année, puis ajustés pour tenir compte d'un calendrier réaliste de mise en service et de mise hors service. Pour maintenir les totaux ancrés dans la réalité, nous avons corroboré les résultats par des vérifications ascendantes sélectives, telles que l'agrégation d'un échantillon de centrales et de projets connus et la vérification de la cohérence des ajouts nets annuels implicites.
Les principales données ayant façonné le modèle comprenaient la capacité nominale par technologie, les calendriers de réhabilitation et d'expansion, les signaux de coupures et de disponibilité qui influencent ce qui sera construit ensuite, l'orientation de la demande d'électricité à l'aide d'indicateurs macroéconomiques, et les contraintes d'investissement dans le réseau qui influencent les retards de projets. Pour les prévisions, une analyse de scénarios a été utilisée car les résultats dépendent fortement du rythme d'investissement, de la sensibilité hydrologique et du risque d'exécution, et les scénarios ont été testés en situation de stress avec l'avis d'experts sur ce qui est réellement réalisable dans les cinq prochaines années. Lorsque les détails au niveau des projets étaient incomplets, nous avons appliqué des fourchettes de calendrier prudentes et n'avons compté la capacité que lorsque les preuves de progrès étaient cohérentes entre les sources documentaires et la validation primaire.
Validation des données et cycle de mise à jour
Les résultats ont été validés par des vérifications croisées avec des signaux indépendants tels que des repères historiques de capacité, les ajouts déclarés, et la vraisemblance des variations année après année par rapport aux pipelines de projets connus. Les écarts ont été examinés par étapes, d'abord au niveau des données d'entrée, puis au niveau de l'agrégation du modèle, et enfin par un examen interne des analystes avant validation finale.
Lorsque des écarts importants apparaissaient, des suivis étaient déclenchés avec des répondants spécialisés pour confirmer si le changement provenait du périmètre, du calendrier ou d'un événement ponctuel. Les rapports sont actualisés chaque année, et des mises à jour intermédiaires sont effectuées lorsque des changements de politique importants, des événements de mise en service majeurs ou des coupures majeures modifient sensiblement les perspectives de capacité. Avant la livraison, un nouveau passage de révision est effectué afin que le client reçoive la vision la plus récente, cohérente avec le périmètre défini.
Comparaison du dimensionnement du marché de l'électricité vénézuélien de Mordor Intelligence avec d'autres estimations publiées
Les estimations publiées pour le marché de l'électricité vénézuélien ne correspondent souvent pas car l'unité et le périmètre sous-jacents ne sont pas toujours les mêmes. Certaines sources expriment le marché en capacité installée en gigawatts, tandis que d'autres convertissent l'activité en un chiffre de revenus, ce qui produit naturellement des totaux d'apparence différente même pour le même pays et la même période.
En suivant les ajouts et les mises hors service de capacité installée année par année, en vérifiant le calendrier des projets par des retours de terrain, et en actualisant les règles de conversion, Mordor Intelligence maintient le total du marché électrique vénézuélien lié à une définition basée sur la capacité plutôt que de mélanger les dépenses en équipements et en services.
Comparaison de référence
| Source | Taille du marché | Lacunes de la méthodologie de recherche |
|---|---|---|
| Mordor Intelligence | 37,46 milliards USD (2025) | |
| Fournisseur de Données Mondial A | 33,86 milliards USD (2020) | Utilise une année de référence antérieure et présente la capacité cumulée pour 2020, et l'aperçu publié ne montre pas comment les ajouts et les mises hors service sont reportés dans le temps sur la fenêtre de prévision. |
| Portail d'Études de Marché B | 9,50 milliards USD (2024) | Rapporté en termes de revenus avec une année de référence différente, et le périmètre mélange probablement des bassins de valeur allant au-delà de la capacité installée, de sorte que le chiffre n'est pas directement comparable à une définition de marché basée sur les gigawatts. |
L'écart s'explique principalement par le choix de l'unité et de l'année de référence utilisée, puis amplifié selon que les règles de calendrier des projets sont clairement présentées ou non. Une trajectoire de capacité reconstruite à partir de signaux publics du système et revérifiée par des entretiens est plus facile à reproduire et à auditer, ce qui aide les décideurs à comparer les années de manière homogène.
Questions clés auxquelles répond le rapport
Quelle est la taille actuelle du marché de l'énergie au Venezuela ?
La capacité installée a atteint 38,67 GW en 2026 et devrait progresser jusqu'à 45,31 GW d'ici 2031.
Quel segment fournit le plus d'électricité au Venezuela ?
L'hydroélectricité, portée par le barrage de Guri de 10 200 MW, a représenté 62 516 GWh de la production de 2022.
À quelle vitesse les énergies renouvelables progressent-elles ?
Les renouvelables hors hydroélectricité devraient croître à un TCAC de 5,55 % entre 2026 et 2031 dans le cadre du programme solaire andin de 3 000 MW.
Pourquoi les pannes persistent-elles malgré une capacité suffisante ?
Le vieillissement des infrastructures de transport et de distribution est à l'origine des pannes, avec des taux de défaillance touchant 61,9 % des foyers en 2023.
Comment les sanctions américaines affectent-elles le secteur ?
Les sanctions restreignent les importations d'équipements, le financement et la participation étrangère, réduisant les flux d'investissement et ralentissant les projets de réhabilitation.
Où des opportunités d'investissement émergent-elles ?
Le solaire distribué, les micro-réseaux dans l'Orénoque et l'Amazonas, et les infrastructures de recharge pour véhicules électriques offrent des créneaux à l'abri du risque de monopole étatique.
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