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

Tendances et perspectives du marché des énergies renouvelables au Venezuela

Plan gouvernemental de déploiement solaire (Initiative Andes 3 GW)

La feuille de route Andes de l'administration cible 3 GW de capacité photovoltaïque dans les États de Táchira, Mérida et Trujillo, tirant parti d'un ensoleillement de 5,5 à 6,2 kWh/m²/jour et du refroidissement naturel des panneaux en altitude.^{[1]BNamericas Editors, "Venezuela Approves 3 GW Andes Solar Parks," bnamericas.com}Deux parcs solaires de Santo Domingo ont obtenu les autorisations de construction, marquant la première étape concrète vers la réduction de la dépendance à l'énergie hydroélectrique. Les avantages de localisation incluent une réduction des pertes de transmission vers les corridors industriels de Maracaibo et Barquisimeto, ainsi qu'un risque d'inondation moindre par rapport aux barrages hydrauliques en plaine. Le risque d'exécution demeure significatif compte tenu du bilan du pays en matière d'actifs éoliens bloqués et de règles d'autorisation peu claires. L'accès aux financements multilatéraux dépendra de la mise en place de structures à l'abri des sanctions et du rétablissement des capacités d'ingénierie nationales, qui ont été affaiblies par l'émigration.

Baisse du coût nivelé de l'énergie (LCOE)

Le LCOE mondial du solaire a chuté de 88 % au cours de la dernière décennie, tandis que celui de l'éolien terrestre a baissé de 68 %, réduisant l'écart de compétitivité du Venezuela malgré son tarif de détail subventionné de 0,20 USD/kWh.^{[2]Personnel de l'IRENA, "Renewable Power Generation Costs 2024", irena.org} Des études de faisabilité pour des projets de mini-hydroélectricité ont rapporté des taux de rendement interne supérieurs à 280 %, même en cas de rareté du capital, signalant un potentiel similaire pour le solaire et l'éolien lorsqu'ils sont déployés dans des formats captifs ou liés à l'exportation. Les cibles les plus lucratives sont les mines isolées et les sites agro-industriels, qui paient désormais des primes en USD pour des groupes électrogènes diesel. À l'inverse, les centrales de réseau peinent à récupérer leur capital sous des tarifs fixes, sauf si elles obtiennent des prêts bonifiés ou des fonds climatiques concessionnels. L'agrégation de projets dans le cadre d'une obligation diaspora mutualisée pourrait réduire les coûts de financement et atténuer les primes de risque politique.

Kits solaires en toiture financés par la diaspora

Les Vénézuéliens à l'étranger ont envoyé 5,4 milliards USD de transferts de fonds en 2024, une grande partie acheminée via Zelle et Binance pour l'achat de kits solaires en toiture, dont les prix vont de 1 000 USD pour les kits de base à 4 000 USD pour les systèmes complets. Les détaillants proposent une livraison clé en main en USD ou en bolivares, et le marché informel des panneaux importés a proliféré dans les centres urbains où les coupures de courant prolongées perturbent la réfrigération, la scolarisation et le télétravail. Les ménages représentent désormais le segment à la croissance la plus rapide du marché des énergies renouvelables vénézuélien, bien que les ajouts de capacité exacts demeurent en dehors de tout ensemble de données officiel, les statistiques énergétiques n'ayant pas été publiées depuis 2016. Cette tendance est tributaire du maintien des flux de transferts de fonds et de l'accès continu aux équipements chinois en franchise de droits.^{[3]IPS News, "Grassroots Venezuelan Initiative Aims to Combat Electricity Crisis with Solar Energy," ipsnews.net}

Relance rurale « Sembrando Luz »

Lancé pour la première fois en 2005, le programme phare d'électrification rurale du gouvernement n'affichait que 60 % de ses kits solaires en état de fonctionnement en 2019, en raison d'une pénurie de pièces détachées et de lacunes en matière de formation. Un relancement en 2022 par CORPOELEC Industrial vise un assemblage local dans l'usine Unerven à l'arrêt, mais aucun chiffre de production vérifiable n'a encore été communiqué. Le succès dépend désormais de partenariats avec des fournisseurs locaux tels qu'Ecosolaris et INGESOL, qui ont tous deux des pipelines de vente vers des villages reculés des Andes. Si la fabrication locale redémarre, l'initiative pourrait accroître la pénétration des énergies renouvelables dans les zones hors réseau qui dépendent actuellement de groupes électrogènes diesel acheminés à grands frais.^{[4]CAF, "RED 2024", scioteca.caf.com}

Manque de fiabilité du réseau et dépendance à l'hydroélectricité

Le barrage de Guri de 10 200 MW fournit encore 73 % de l'électricité nationale, constituant un point de vulnérabilité unique. Les réservoirs ont atteint leurs niveaux minimaux en mars 2024, réduisant la production hydroélectrique à 47 % de sa capacité et laissant les unités thermiques à seulement 6 %. Le nombre moyen de pannes quotidiennes a atteint 200 événements l'année dernière, l'est du Venezuela et l'île de Margarita subissant les interruptions les plus longues. Sans amélioration majeure du réseau de transport ou stockage à grande échelle, toute hausse des sources d'énergie renouvelable variable sera exposée à un risque d'écrêtement. L'extension de 2 700 MW du barrage de Tocoma, attendue en 2026, pourrait stabiliser l'approvisionnement en base pour un temps, mais elle approfondit également la dépendance à l'hydroélectricité dans le marché des énergies renouvelables vénézuélien.

Tarifs réglementés

Les tarifs ont augmenté pour atteindre 111,81 USD/MWh en 2024, mais restent déconnectés de la réalité des coûts, offrant peu d'incitation au capital privé. CORPOELEC conserve l'exclusivité de la production en vertu d'une législation exigeant au moins 60 % de participation étatique dans les coentreprises. Les investisseurs à grande échelle ne peuvent donc pas garantir des flux de trésorerie prévisibles via des tarifs d'achat garantis ou des contrats d'achat d'électricité, et le projet de loi sur les énergies renouvelables reste bloqué au parlement. Il en résulte un vide de financement malgré des exemples régionaux probants : l'appel d'offres solaire brésilien de 2024 a été clôturé à 20,37 USD/MWh, bien en dessous du plafond tarifaire réglementé du Venezuela.

*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 technologie : l'hydroélectricité domine tandis que le solaire s'accélère

L'hydroélectricité représentait 99,15 % de la capacité installée en 2025 et devrait se développer davantage lorsque la centrale de Tocoma de 2 700 MW entrera en service en 2026 ; elle perpétue cependant le risque de pannes en concentrant la production dans un seul bassin versant. La projection exceptionnelle de CAGR de 133,7 % pour le solaire signifie que le volume photovoltaïque pourrait dépasser 600 MW d'ici 2031, porté en grande partie par l'initiative Andes de 3 GW et une vague de kits en toiture destinés au grand public. La part de marché des énergies renouvelables au Venezuela détenue par l'éolien a légèrement progressé en juillet 2024, lorsque le parc de Paraguaná de 45 MW a commencé à exporter de l'électricité ; cependant, les goulets d'étranglement du réseau dans les États de Falcón et de Zulia maintiennent les projets éoliens supplémentaires en veille. Les technologies de bioénergie, de géothermie et d'énergie océanique en sont encore au stade conceptuel, sans financement annoncé.

Un élargissement de l'écart de LCOE accélère la transition. Les modules solaires arrivent désormais en droits acquittés à 0,12 USD/W, offrant aux acheteurs résidentiels une période de retour sur investissement inférieure à quatre ans lorsque l'évitement des pannes est pris en compte. L'hydroélectricité, en revanche, fait face à des coûts de maintenance croissants et à une volatilité des apports due au changement climatique. Même ainsi, la taille du marché des énergies renouvelables au Venezuela liée à l'hydro pourrait encore ajouter 200 à 300 MW de petits projets au fil de l'eau si des financements de projets émergent de fonds de développement chinois ou andins. L'expansion éolienne dépend d'une voie tarifaire claire et de nouvelles lignes de transmission à 230 kV, qui n'apparaissent ni l'une ni l'autre dans le budget national 2025. Le mix technologique semble donc voué à un profil bifurqué : de grands barrages ancrés entre les mains de l'État et des installations solaires agiles sur les toits, les exploitations agricoles et les microréseaux.

Note: Les parts de segment de tous les segments individuels sont disponibles à l'achat du rapport

Par utilisateur final : les services publics dominent, les ménages font un bond en avant

Les services publics contrôlaient 60,45 % de la capacité renouvelable installée en 2025, et leurs actifs devraient croître à un CAGR de 8,55 % d'ici 2031, à mesure que l'État accélère le portefeuille solaire des Andes et achève le barrage de Tocoma. Les consommateurs commerciaux et industriels restent hésitants ; les règles restrictives sur les coentreprises et les procédures d'autorisation opaques pour l'autoproduction dépassant 2 MW maintiennent le pipeline commercial et industriel étroit. En revanche, les ménages qui dépendent des transferts de fonds adoptent le photovoltaïque en toiture comme moyen de survie face à un effondrement potentiel du réseau. Les détaillants font état d'une croissance annuelle des ventes unitaires supérieure à 90 % en 2024, suffisante pour porter les systèmes résidentiels à environ 4 % de la taille du marché des énergies renouvelables au Venezuela d'ici la fin de la décennie.

L'avantage des services publics repose sur l'échelle et le crédit souverain, mais ils doivent moderniser leurs systèmes de contrôle et intégrer le stockage par batteries pour gérer une pénétration solaire plus élevée. Les acteurs commerciaux et industriels resteront probablement en retrait jusqu'à l'adoption de la loi sur les énergies renouvelables et alternatives et la clarification des règles relatives aux contrats d'achat d'électricité. Pour l'instant, les kits résidentiels contournent tous les canaux formels : les installateurs acceptent les paiements en bolivares, en USD ou en monnaies stables, et aucun permis de raccordement au réseau n'est requis pour les systèmes inférieurs à 5 kW. Cette montée en puissance informelle constitue un défi pour les recettes de CORPOELEC, mais injecte simultanément de la résilience dans les centres de charge urbains.

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Analyse géographique

Les schémas de développement suivent à la fois les gradients de ressources naturelles et les priorités administratives. Le couloir andin, incluant Táchira, Mérida et Trujillo, bénéficie d'un rayonnement horizontal global moyen de 2 300 kWh/m²/an et constitue ainsi l'ancrage du plan solaire de 3 GW. La proximité avec Norte de Santander en Colombie ouvre des options de transit transfrontalier permettant d'obtenir des tarifs non subventionnés allant jusqu'à 0,10 USD/kWh, améliorant la rentabilité des projets. La péninsule de Paraguaná dans l'État de Falcón offre des vitesses de vent de classe II approchant 8 m/s, mais son parc de 100 MW est en souffrance en raison de pénuries de pièces détachées. La réhabilitation ne nécessiterait que 45 millions USD, soit moins de la moitié du coût d'une nouvelle infrastructure en acier, ce qui en fait un candidat de choix pour un refinancement par obligation climatique. Zulia, Táchira et Mérida accueillent également la plus forte concentration de microréseaux Sembrando Luz, soulignant la demande rurale d'approvisionnement décentralisé.

La capacité hydroélectrique reste géographiquement concentrée le long du fleuve Caroní dans l'État de Bolívar, exposant l'approvisionnement national à un risque de sécheresse localisé. Les lignes de transmission parcourent 1 000 km jusqu'à Caracas, perdant environ 14 % de leur énergie en raison de pertes techniques et non techniques ; par conséquent, tout ajout incrémental de solaire dans les Andes réduit sensiblement ces pertes. Les zones métropolitaines de Caracas, Valencia et Maracaibo connaissent les taux de pannes les plus élevés, ce qui pousse les usines à adopter des installations en toiture dimensionnées de 15 à 50 kW. Le stockage par batteries au lithium gagne du terrain dans ces villes, car le retour sur investissement s'accélère lorsque les pannes dépassent huit heures par semaine.

Le Territoire Amazonien abrite de petits villages solaires de démonstration datant de 1981 ; leur mise à l'échelle s'est avérée difficile car le transport fluvial augmente les coûts logistiques de 30 %. Pourtant, l'indice de ciel dégagé de la région dépasse 0,83, ce qui laisse penser que les modules en couches minces modernes pourraient surpasser les panneaux conventionnels de 4 à 6 points de pourcentage. L'île de Margarita, sur la côte, limite le déploiement solaire en raison de conflits d'usage des terres liés au tourisme, bien que le photovoltaïque flottant sur la Laguna de La Restinga soit en cours d'étude de préfaisabilité. Dans l'ensemble, la diversification géospatiale peut simultanément renforcer la résilience, ouvrir des voies d'exportation et répartir les investissements dans des provinces négligées, à condition que les financements et les compétences migrent au même rythme que les modules et les turbines.