Taille et part du marché de l'énergie au Venezuela - Analyse de la croissance et prévisions (2026 - 2031)

Tendances et perspectives du marché de l'énergie au Venezuela

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.

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 mises à jour traitent les impacts des moteurs et des freins comme directionnels et non additifs. Les prévisions d’impact révisées reflètent la croissance de base, les effets de mix 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.