Le premier appel d'offres solaire de 30 GW en Indonésie approche : le stockage, l'intégration au réseau et le contenu local deviennent critiques [Analyse SMM]

Le 19 août, le ministre indonésien de l’Énergie et des Ressources minérales, M. Bahlil Lahadalia, a déclaré lors de la 12e Convention et Exposition internationale de géothermie d’Indonésie (IIGCE 2026) que le gouvernement avait discuté du programme avec le président-directeur général de PLN, M. Darmawan Prasodjo, et prévoyait de lancer un appel d’offres de première phase pour 30 GW de projets solaires en 2026.

M. Bahlil a indiqué que le gouvernement passerait à la première phase de 30 GW et entamerait le processus d’appel d’offres cette année. Le président indonésien, M. Prabowo Subianto, avait auparavant proposé de développer 100 GW de capacité solaire dans les années à venir, tout en accélérant la mise à l’arrêt des centrales au diesel.

SMM estime que cette annonce marque une accélération nette de la politique solaire indonésienne. Cependant, le lancement d’un appel d’offres reste à plusieurs étapes de la construction et du raccordement au réseau. À ce stade, le chiffre de 30 GW est mieux perçu comme un pipeline indicatif de projets de première phase et une ambition de passation de marchés, plutôt que comme 30 GW d’ajouts solaires ou une demande immédiate de modules en 2026.

L’objectif de la première phase passe de 17 GW à 30 GW

En mai 2026, le ministère indonésien de l’Énergie et des Ressources minérales a proposé d’avancer un premier ensemble de 17 GW de projets solaires avec stockage d’énergie associé. La dernière déclaration de M. Bahlil porte l’objectif de la première phase à 30 GW, augmentant considérablement l’ambition de développement à court terme du gouvernement.

Cette augmentation de 17 GW à 30 GW en quelques mois montre également que le programme de 100 GW reste en pleine conception rapide et coordination politique. La demande ferme dépendra des documents d’appel d’offres officiels définissant les emplacements des projets, la taille des lots, les modèles de développement, les modalités d’achat d’électricité, les exigences de stockage et les calendriers de raccordement au réseau.

Selon le ministère de l’Énergie, la capacité solaire installée cumulée de l’Indonésie s’élevait à environ 1,49 GW fin 2025. Sur cette base, l’objectif de première phase de 30 GW représente environ 20 fois la base installée existante, tandis que l’ambition de 100 GW est près de 67 fois supérieure.

Une expansion à cette échelle affecterait bien plus que l’approvisionnement en modules. Elle mettrait également à l’épreuve la disponibilité des onduleurs, des systèmes de stockage, des transformateurs, des infrastructures de transport et de distribution, des terrains, des capacités d’ingénierie, du financement et des services d’exploitation et de maintenance à long terme.

Le plan de 30 GW doit encore être formellement aligné sur le RUPTL

Le plan d’affaires de l’approvisionnement en électricité de l’Indonésie (RUPTL 2025-2034) prévoit 69,5 GW de nouvelles capacités de production et de stockage sur dix ans. La production nouvelle et renouvelable représente environ 42,6 GW, soit 61 %, tandis que le stockage par batteries et le pompage-turbinage représentent environ 10,3 GW, soit 15 %. La production à partir de combustibles fossiles représente les 16,6 GW restants, soit 24 %.

La déclaration du gouvernement selon laquelle environ 76 % des ajouts prévus sont « verts » combine donc 61 % de production nouvelle et renouvelable avec 15 % de stockage. Cela ne signifie pas que la totalité des 76 % correspond à une capacité de production, ni que les énergies renouvelables fourniront 76 % de l’électricité indonésienne d’ici 2034.

Le RUPTL actuel inclut environ 17,1 GW de nouvelle capacité solaire d’ici 2034, bien en dessous de l’objectif nouvellement annoncé de 30 GW pour la première phase. Le programme de 100 GW pourrait donc nécessiter une révision du RUPTL, un mécanisme de passation de marchés dédié ou des arrangements de projets supplémentaires au niveau national.

La feuille de route antérieure divisant le programme en phases de développement de 17 GW, 18 GW et 35 GW, plus 30 GW en cours d’étude, ne correspond pas à la même version politique ni à la même portée que l’annonce du 19 août concernant un appel d’offres de première phase de 30 GW. Jusqu’à ce que les documents de planification et les listes de projets soient formellement mis à jour, le marché ne devrait pas intégrer la totalité de l’objectif politique de 30 GW dans des prévisions d’installation fermes.

Le remplacement du diesel rend le stockage et la préparation du réseau essentiels

Le gouvernement indonésien a également proposé d’accélérer la fermeture d’environ 13 GW de capacité diesel en 2026 et de les remplacer par du solaire et d’autres sources non fossiles. Cette politique vise à réduire la dépendance des îles éloignées et des régions à réseau faible vis-à-vis du diesel et des carburants importés, diminuant à la fois les subventions budgétaires et les coûts d’approvisionnement en électricité.

Cependant, la capacité solaire et la capacité de production au diesel ne peuvent pas être remplacées sur une base de un pour un. Avec un facteur de capacité de 15 à 20 %, 30 GW de solaire produiraient en moyenne environ 4,5 à 6 GW sur une année et ne fourniraient aucune production la nuit. Un remplacement fiable du diesel nécessiterait donc un stockage par batterie suffisant, une production pilotable, des commandes de microréseaux et une capacité de réserve.

Les statistiques nationales de l’électricité de l’Indonésie pour 2024 faisaient état d’environ 5,82 GW de capacité au diesel, une différence substantielle par rapport au chiffre proposé de 13 GW de mise à l’arrêt. On ne sait pas encore si le périmètre de 13 GW inclut les unités louées, les générateurs hors réseau, les unités de secours ou d’autres actifs au fioul. L’évaluation de l’échelle réelle du remplacement du diesel nécessitera des informations au niveau des centrales, couvrant l’emplacement système, les heures d’ exploitation, les cots de carburant et les ressources de remplacement.

Un concept antérieur pour le programme de 100 GW comprenait environ 80 GW de solaire distribué au niveau des villages et 20 GW de solaire à grande échelle. Le volet villageois était censé couvrir environ 80 000 villages, avec environ 1 MW de solaire par village et un stockage par batterie combiné de 320 GWh.

Si ce concept est maintenu, il pourrait générer une demande importante en matièe de stockage, de micro- réseaux et de systèmes de gestion d’ énerge. Cependant, il n’a pas été confirmé que le preier appel d’ offertes de 30 GW suivra la même structure de 80 GW distribué et 20 GW à grande échelle.

Les documents d’ appel d’ offres devront également distinguer la puissance de stockage de l’ énerge de stockage en indiquant à la fois les GW et les GWh, ainsi que la durée de décharge. Un chiffre de « capacité » de stockage sans durée est insuffisant pour évaluer le remplacement du diesel ou la fiabilité du système.

Le transport est une autre contrainte. Le RUPTL prévoit environ 48 000 km- circuits de lignes de transport et environ 108 000 MVA de capacité de poste pour faire face au décalage géographique entre les ressources renouvelables et les centres de charge. Dans un archipel composé de nombreuses îles et de systèmes électriques isolés, les principaux goulets d’ étranglement peuvent être le financement, l’ accès aux terrains, les mises à nivau des micro- réseaux, l’ approvisionnement en transformateurs, les autorisations d’ interconnexion et les opérations à long terme plutôt que la disponibilité des modules.

Les exigences TKDN pourraient créer un marché à deux nivaux pour les modules

Les règles de contenu local façonneront directement l’ approvisionnement en équipements dans le cadre du programme de 30 GW. Selon les recherches de SMM, la demande de modules conformes au cadre de contenu local de l’ Indonésie, connu sous le nom de TKDN, augmente dans les projets governe-mentaux et de PLN. Certains projets commencaient déjà à s' aligner sur les exigences du TKDN 4.0 en 2026, donnant aux producteurs locaux de modules un avantage clair d’ accès là où le contenu local est obligatoire.

Les recherches de SMM en juin 2026 établissaient les prix FOB port de Chine pour les modules TOPCon à environ 0,110 $/ W et les prix CIF à destination de l’ Indonésie à environ 0,114-0,120 $/ W. En comparaison, les modules TOPCon produits localement en Indonésie étaient cotés à environ 0,130 $/ W avec 25 % de contenu local, 0,150 $/ W à 40 %, et jusqu’à environ 0,185 $/ W au-delà de 40 % de contenu local.

Des modules importés à plus bas prix peuvent réduire le coût initial des projets fondés sur le marché, mais peuvent ne pas être qualifiés pour les projets gouvernementaux ou de PLN soumis à des exigences obligatoires de contenu local. Alors que l’ appel d’ offres de 30 GW avance, l’ Indonésie pourrait développer deux filières distinctes de prix des modules : un prix de marché commercial mené par des modules importés à haute efficacité et un prix pour projets politiques mené par des modules TKDN conformes locaux.

La politique TKDN pourrait soutenir la fabrication indonésienne de cellules, modules, verres, cadres et autres matéiaux. Dans le même temps, une prime de contenu local élevée pourrait augmenter les cots d’ investissement des projets, les prix d’ achat d’ électricité et la pression sur le financement. L’ équilibre entre le développement industriel et le déploiement solaire à faible coût sera un élément clé de la conception de l’ appel d’ offertes.

Le volume des appels d’ offertes n’ est pas la même chose que les commandes de modules PV à court terme

Les calendriers de projets existants en Indonésie montrent que les grands appels d’ offertes peuvent prendre plusieurs années pour atteindre l’ exploitation commerciale. PLN a lancé l’ appel d’ offertes Mentari Nusantara I de 1,225 GW en avril 2026 dans le cadre de son mécanisme d’ approvisionnement groupé « GIGA-ONE », avec une mise en service commerciale prévue pour 2029.

Même si le premir appel d’ offertes de 30 GW commence en 2026, la passation de commandes de modules, la clotûre financière, la construction et le racordement au réseau se feront probablement par étapes. L’ objectif élargit considérablement le potentiel de marché à moyen et long terme de l’ Indonésie pour les modules, les onduleurs et le stockage, mais la capacité totale ne doit pas être traitée comme une demande spot à court terme.

La demande de matéiels bancables proviendra des projets qui ont été attribués, ont signé des contrats d’ achat d’ électricité, ont obtenu des droits fonciers et d’ interconnexion, et ont atteint la clotûre financière.

Le rythme de conversion et d’ exécution des projets importe plus que la capacité annoncée

SMM estime que la proposition de l’ Indonésie de lancer un appel d’ offertes de premère phase de 30 GW marque un passage du programme solaire de 100 GW de l’ ambition politique vers la passation de marchés et la mise en œvre. Le programme pourrait améliorer sensiblement les perspectives de demande à moyen et long terme pour l’ énerge solaire, le stockage d’ énerge et les micro- réseaux dans toute l’ Asie du Sud-Est. À ce stade, cepeant, les variables clés qui détermient la croissance réelle du marché ne sont pas le chiffre nominal de 30 GW lui- même, mais le taux de conversion et l’ échéancier d’ exécution des premirs projets.

Le marché devait surveiller les jalons suivants :

1. Les documents d’ appel d’ offertes officiels de PLN, y compris si les 30 GW seront acquis en une seule rond ou divisés par année et par région.
2. La répartition des capacités entre le solaire distribué, le solaire à grande échelle, les autres projets énergétiques et le stockage d'énergie.
3. Les contrats d'achat d'électricité, les tarifs des projets, les garanties de financement et le rôle proposé des coopératives.
4. Les exigences de puissance et d'énergie des systèmes de stockage en GW et GWh, la durée de décharge et les mécanismes de remplacement des batteries.
5. Les seuils de contenu local TKND, les dérogations potentielles et la capacité de livraison réelle de l'industrie locale de modules en Indonésie.
6. La liste de retrait et le calendrier de remplacement au niveau des projets pour les 13 GW de production au diesel prévus.
7. Les dates d'attribution du projet, de clôture financière, de début de construction et de mise en service commercial.

Le plafond de la politique solaire indonésienne augmente rapidement, mais les opportunités les plus fortes devraient favoriser les entreprises qui combinent conformité réglementaire locale, intégration de systèmes, comaptibilité avec les réseaux faibles, configuration de stockage et capacités d’exploitation et de maintenance à long terme. La concurrence devrait également passer du seul prix des modules à des solutions intégrées « solaire + stockage + microréseau + financement + livraison locale ».

SMM continurea de surveiller les documents d’appels d’offres, la conversion des projets, les exigences de stockage, les règles TKND et leurs implcations pour la demande d’équipements et l’éxécution des projets.

En outre, le sommet SMM ASEAN Solar-Storage 2026 se tiendra les 10 et 11 novembre 2026 à Jakarta, en Indonésie. Le smmet examinera les tendances du marchéd solaire et du stockage d’énergié en ASEAN, les cadres politiques, les exigences de contenu local, l’inivation technologique, le développement de projets et la coopération en matière d’investissement et de financement. Il comprendra un forum principal, des rencontres d’affaires et des visites d’entreprises, et devrait réunir plus de 250 représentants de l’industrie de plus de 11 pays et régions, ainssi que plus de 25 intervenants et plus de dix heures de réseautage d’affaires.

Alors que le programme solaire de 100 GW de l’Indonésie s’oriente vers l’approvisionnement et la mise en œuvre, l’accès aux projets, aux partenaires locaux, aux canaux de financement et aux capacités de livraison deviendra de plus en plus important. Le smmet fournira une plate-forme non seulement pour évaluer les développements politiques et de la demande dans toute l’Indonésie et l’ASEAN, mais aussi pour mettre en relation les organismes gouvernementaux, les sociétés d’électricité, les développeurs de projets, les entrepreneurs EPC, les fournisseurs d’équipements solaires et de stockage, les intégrateurs de systèmes et les institutions financières. Les discussions et les rencontres d’affaires aideront les entreprises à explorer la coopération implquant le développement de projets, l’approvisionnement en équipements, la conformité TKND, la configuration de stockage et le financement de projets, en soutenant la transition de la compréhension du marchéd à l’établissement de partenariats et à l’avancée de projets investissables.