Le cadre institutionnel déploie les renouvelables plus vite que la technologie

En 2025, l’électricité solaire produite au Moyen-Orient coûte 1,09 centime de dollar le kilowattheure. La capacité renouvelable installée dans la zone MENA atteint 43,7 GW, en hausse de 44 % en un an, selon le Dii Desert Energy MENA Energy Outlook 2026. Le déploiement dépend désormais de facteurs autres que la disponibilité de la technologie.

L’essentiel

• Selon le Dii Desert Energy MENA Energy Outlook 2026, 10,4 GWh de BESS ont été mis en service en Arabie saoudite en quatre projets de 2,6 GWh chacun ; quatre projets distincts de 500 MW/2 GWh sont attendus en 2027-2028.
• En Europe et en Amérique du Nord, les renouvelables rencontrent notamment des délais d’autorisation; les contentieux sont explicitement identifiés comme un risque important en Europe.
• Les capacités institutionnelles et financières sont des freins majeurs parmi d’autres, notamment les réseaux et les procédures d’autorisation.
• À horizon 2030-2040, les pays dotés de cadres d’appels d’offres compétitifs et d’un accès au capital à faible coût progresseront plus rapidement que ceux dépourvus de ces conditions.

Le MENA comme laboratoire du déploiement rapide

Quatre projets. 10,4 gigawattheures de stockage mis en service. Cette séquence est documentée par Dii Desert Energy.

En 2025, quatre sites totalisant 8,0 GWh ont été mis en service selon SEC ; trois d’entre eux, Najran, Khamis Mushait et Madaya, utilisent des systèmes Sungrow PowerTitan 2.0 grid-forming totalisant 7,8 GWh. Quatre autres projets de 500 MW/2 GWh sont en appel d’offres. Les projets documentés emploient des systèmes Sungrow PowerTitan 2.0 à cellules LFP ; l’identité avec les batteries des projets australiens, américains et européens n’est pas établie. Ce qui diffère, c’est le cadre dans lequel ils ont été construits : des appels d’offres compétitifs à spécifications techniques clares, des autorités de régulation centralisées, et des voies de recours prévues devant le tribunal administratif.

Les Émirats arabes unis, l’Arabie saoudite et l’Égypte ont structuré leurs marchés d’énergie renouvelable autour d’un modèle simple. L’État définit la capacité à installer, publie un cahier des charges, reçoit les offres et attribue le contrat. Le processus est contractuellement encadré avec des pénalités de retard et des mécanismes publics de soutien ou de garantie financière. Pour un développeur privé, ce modèle réduit le risque de manière décisive : le temps entre la signature du contrat et la mise en service est prévisible.

Une hausse de 44 % témoigne d’une forte accélération du déploiement, dont les causes sont multiples et ne permettent pas à elles seules d’évaluer la qualité administrative.

Les procédures européennes comme facteur de coût

La comparaison avec la région MENA met en évidence une tension interne aux démocraties entre deux types de légitimité. La légitimité procédurale, qui protège les droits individuels de recours, entre en friction avec la légitimité des objectifs collectifs que ces mêmes démocraties se sont fixés. Cette friction est inscrite dans l’architecture des systèmes juridiques construits pour protéger les minorités contre les décisions majoritaires. Elle s’accentue lorsque l’urgence d’un objectif collectif dépasse le rythme auquel ces protections permettent d’agir. Les réformes engagées depuis quelques années cherchent à déplacer ce point d’équilibre sans supprimer les droits eux-mêmes, ce qui suppose une refonte des priorités procédurales plus profonde qu’un simple raccourcissement des délais administratifs.

Le contraste avec l’Europe et l’Amérique du Nord est documenté, même s’il est inconfortable à énoncer clairement pour des démocraties qui ont construit leurs systèmes de droit administratif sur des principes légitimes.

Une proportion notable des projets renouvelables en Europe et en Amérique du Nord accusent des retards liés aux contentieux procéduraux. Derrière ce chiffre, une réalité opérationnelle : un parc éolien terrestre en France ou en Allemagne peut mobiliser entre cinq et dix ans entre la prospection foncière et la mise en service. Un projet solaire en Californie navigue entre les études d’impact environnemental fédérales, les permis d’État et les droits de recours municipaux. Chaque couche procédurale a une justification démocratique. Leur accumulation produit un résultat paradoxal : elle ralentit les projets censés répondre à l’urgence climatique.

Les contentieux sur l’usage des sols, les recours de riverains et les procédures d’évaluation environnementale constituent des vecteurs courants de retard dans les juridictions à droit administratif développé. Ces contentieux constituent des mécanismes intentionnels de protection des droits. Leur accumulation peut ralentir notablement le déploiement par rapport aux modèles à appels d’offres centralisés.

Ce constat ne plaide pas pour l’autoritarisme énergétique. Il pose une question de gouvernance que les démocraties libérales devront résoudre par elles-mêmes : comment protéger les droits des riverains sans bloquer une transition dont l’absence d’urgence se mesurera en degrés supplémentaires. C’est le type de tension que Philippe Aghion, dans ses travaux sur l’innovation et la régulation, qualifie de « friction institutionnelle » : une friction qui protège mais qui coûte, et dont le coût s’accélère quand les enjeux systémiques s’accélèrent eux aussi.

La bataille des coûts est gagnée, celle du financement commence

Les coûts du solaire MENA demeurent compétitifs face aux alternatives thermiques régionales. Le stockage par batterie a suivi la même courbe : selon les données IRENA sur les coûts des renouvelables, le coût nivelé du stockage par batterie a baissé de plus de 80 % en dix ans. La baisse des coûts de stockage renforce la compétitivité économique des renouvelables en répondant aux enjeux de variabilité.

Mais une nouvelle asymétrie apparaît. De nombreux projets MENA sont structurés en IPP avec financement de projet et contrats d’achat publics. Des acheteurs publics solides et des garanties contractuelles peuvent abaisser le coût du capital; le niveau de financement dépend aussi du pays, du projet et de l’allocation des risques.

La compétitivité du solaire MENA repose sur l’ensoleillement, l’efficacité administrative et un accès au capital à taux préférentiels, conditions rares dans le Sud global. Le financement de la transition énergétique mondiale reste un obstacle que les records de coût au kilowattheure ne résolvent pas. L’article sur l’hydrogène et les marchés d’export documente une tension similaire : les coûts de production s’effondrent, mais les structures de financement et de marché restent les principaux goulots d’étranglement.

Portée et limites du modèle MENA à l’exportation

L’efficacité administrative des appels d’offres du Golfe repose sur plusieurs conditions qui ne sont pas universellement reproductibles.

La première est la concentration du foncier. Dans des pays où l’État est propriétaire de vastes surfaces désertiques, les conflits d’usage des sols sont quasi inexistants. Un mégaprojet solaire de 2 GW peut être attribué, construit et raccordé sans déplacer un seul riverain. Cette condition structurelle n’existe pas en Europe occidentale ni dans la plupart des pays à forte densité de population.

La deuxième est la gouvernance de l’autorisation. Le modèle à guichet unique, avec un interlocuteur étatique qui coordonne l’ensemble des autorisations sectorielles, n’est pas impossible en démocratie : le Portugal, le Danemark et les Pays-Bas ont développé des procédures accélérées qui réduisent les délais sans supprimer les droits de recours. Ce sont ces expériences-là que l’Europe débat d’étendre, dans le cadre du Net-Zero Industry Act et des réformes des permis d’autorisation engagées depuis 2022.

La troisième est la taille du marché intérieur. Les projets MENA sont dimensionnés pour des économies en forte croissance de la demande électrique, portée par la désalinisation, la climatisation et l’industrialisation. Une demande contractuelle de long terme peut soutenir la bancabilité et les revenus prévisibles, sans garantir automatiquement un taux d’utilisation ou une rentabilité donnée. Des économies à faible croissance de la demande ou à réseau électrique fragmenté, comme celles de nombreux pays d’Afrique subsaharienne, ne bénéficient pas du même effet d’échelle.

Ces conditions ne rendent pas le modèle inimitable. Elles disent que son importation nécessite une adaptation réfléchie, pas une copie conforme.

Vers une grille 100 % renouvelable : qui sera dedans en 2035, qui sera dehors

La question prospective que soulève le déploiement MENA dépasse la région. Si le coût du stockage poursuit sa baisse, une grille électrique très largement renouvelable avec stockage deviendrait économiquement viable à moyen terme dans les zones à fort ensoleillement ou fort potentiel éolien. La question n’est plus technique. Elle est institutionnelle et financière.

Premier scénario : les pays dotés d’un cadre d’appels d’offres compétitif et d’un accès au capital à taux bas pourraient accélérer significativement leur transition renouvelable à court terme. C’est le chemin probable pour les économies du Golfe, pour certains pays d’Asie du Sud-Est comme le Vietnam, dont le déploiement solaire suit une courbe similaire, et pour les grandes économies européennes qui parviennent à simplifier leurs procédures d’autorisation.

Deuxième scénario : les pays sans accès au capital international à des taux compétitifs restent dépendants des fossiles, non par manque de technologie ni de ressources solaires ou éoliennes, mais faute de financement. L’IRENA estime que les garanties publiques, avec d’autres instruments de dérisquage et de financement concessionnel, peuvent abaisser le coût du capital dans les économies en développement. L’absence d’instruments de réduction du risque peut ralentir le déploiement dans les économies en développement, où le coût du capital est souvent plus élevé. C’est le scénario d’une transition réussie technologiquement et ratée géopolitiquement.

Troisième scénario : la réforme des procédures d’autorisation en Europe et en Amérique du Nord accélère suffisamment pour combler l’écart avec le MENA. Les signaux existent. L’Union européenne a adopté en 2023 des règlements raccourcissant les délais de permis pour les projets renouvelables. Plusieurs États américains testent des procédures accélérées pour les projets prioritaires. La réduction des retards procéduraux suppose des réformes du droit administratif que les gouvernements démocratiques avancent prudemment.

Parmi les variables qui distingueraient ces trajectoires figurent les délais d’autorisation dans chaque juridiction et la capacité des institutions financières internationales à améliorer l’accès au financement pour les économies en développement. Ces deux indicateurs sont mesurables. Ils le sont encore peu systématiquement.

En 2025, le modèle MENA montre que la transition énergétique peut aller vite lorsque les conditions institutionnelles et financières sont réunies. Ces conditions restent inégalement distribuées et jouent un rôle déterminant dans la vitesse de déploiement, comme l’illustre la variation observée entre régions.

La question qui reste ouverte : quels pays, dans la prochaine décennie, auront la volonté politique de traiter la vitesse d’autorisation comme une variable stratégique au même titre que le coût du capital ?

Sources

1. Dii Desert Energy, MENA Energy Outlook 2026
2. IRENA, Renewable Power Generation Costs 2025 (base de données des coûts, édition 2026)
3. Chambers and Partners, Chambers Practice Guides, Renewable Energy 2026