Les pays du Golfe déploient des capacités solaires croissantes. Les pays membres du Conseil de coopération du Golfe (CCG) déploient des capacités renouvelables croissantes, mais seul Oman dispose d’un marché spot national ; les échanges régionaux s’effectuent via des contrats bilatéraux et des transferts programmés organisés par l’Autorité régionale d’interconnexion. L’absence d’un mécanisme commercial régional de prix spot commun affecte la formation d’un marché régional unifié, bien que des échanges régionaux contractuels existent déjà via l’Autorité régionale d’interconnexion.

L’essentiel

  • Le Golfe déploie des capacités renouvelables croissantes, selon Gulf Business et l’Agence internationale de l’énergie.
  • Les interconnexions entre pays du CCG se renforcent, mais seul Oman a mis en place un mécanisme de prix spot, ce qui affecte la formation d’un marché régional unifié.
  • Sans marché spot commun, les surplus solaires ne disposent pas d’une valorisation transparente de marché, bien que des mécanismes contractuels régionaux permettent les échanges.
  • Le stockage décale la production et peut créer de la valeur en couvrant les pointes, en fournissant de la flexibilité ou via des contrats de capacité.
  • Les câbles d’interconnexion existent ; l’obstacle est politique : les États membres conservent un contrôle direct sur la fixation du prix de leur électricité.

34 GW en deux ans : un déploiement sans équivalent régional

Le Golfe accélère le déploiement de capacités solaires et éoliennes, avec plusieurs projets de grande ampleur. À titre de comparaison, la France disposait de 31,3 GW de solaire photovoltaïque raccordé au 31 décembre 2025, après quinze ans d’effort.

Derrière ces chiffres, trois pays portent l’essentiel de l’effort : les Émirats arabes unis avec le projet Al Dhafra (2,1 GW), désormais parmi les plus grandes centrales solaires au monde ; l’Arabie saoudite avec NEOM et le complexe de Sudair ; et Oman, qui déploie à la fois du solaire et commence à construire une filière hydrogène vert adossée à ces capacités. Le Koweït et le Qatar avancent plus lentement, contraints par des subventions à l’énergie fossile encore profondément ancrées dans leur tissu social.

La motivation est double. D’abord économique : le solaire dans le Golfe offre des coûts de production parmi les plus bas au monde. L’ensoleillement dépasse 2 500 heures par an dans la plupart des zones de déploiement. Ensuite stratégique : chaque kilowattheure produit localement libère un baril de pétrole ou un MMBtu de gaz pour l’export. L’Arabie saoudite consomme du pétrole pour la production d’électricité, une quantité qui varie selon les saisons et les années.

Réduire ce chiffre, c’est autant de capacité d’exportation supplémentaire à un moment où les cours restent élevés.

Le stockage accompagne ce déploiement avec une capacité croissante dans la région. Ces batteries décalent la production solaire de l’après-midi vers les pics de consommation du soir. Elles retardent de quelques heures la valorisation commerciale des surplus sans la résoudre.

Des câbles qui relient sans connecter

L’Autorité d’interconnexion du CCG, l’organisme régional chargé des lignes haute tension entre les six pays membres, gère un réseau qui se renforce, avec un élargissement vers 3,5 GW de la capacité avec les Émirats. C’est physiquement significatif. En Europe, les interconnexions entre la France et ses voisins représentent environ 15 GW, pour une consommation nationale de l’ordre de 500 TWh par an. Le Golfe, avec une consommation plus faible et des systèmes encore largement nationaux, dispose d’une capacité d’échange qui n’est pas négligeable.

Mais la capacité physique de transport et la capacité commerciale d’échange sont deux choses distinctes. Un câble achemine des électrons. Un marché fixe un prix, attribue un acheteur, garantit un paiement. Sans mécanisme de prix spot commun, le courant peut circuler entre Riyad et Abou Dhabi en cas d’urgence ou de pic de consommation exceptionnel. Les ventes continues reposent sur des contrats bilatéraux et des transferts programmés organisés par l’Autorité régionale d’interconnexion.

C’est précisément ce mécanisme qu’Oman a mis en place. Le sultanat dispose d’un marché spot de l’électricité : les producteurs soumettent des offres et Nama PWP achète sur un marché journalier où les prix sont établis par demi-heure. Le marché spot permet une formation transparente des prix qui guide les investissements futurs. Les variations de prix signalent où le stockage ou la flexibilité seraient rentables.

Les autres pays du Golfe produisent leur électricité dans des systèmes administrés : l’État fixe le tarif et un opérateur public gère l’équilibre du réseau. Ces systèmes maintiennent des prix bas grâce à la régulation et aux subventions. Leur architecture centralisée rend difficile la valorisation transparente des surplus renouvelables variables et l’orientation des investissements futurs en stockage ou en flexibilité.

Oman comme banc d’essai, le Golfe comme question ouverte

Le cas omanais mérite attention. Oman a mis en place un marché spot de gros tout en maintenant les tarifs de détail régulés. Les producteurs sous contrats d’achat long terme conservent leur rémunération contractuelle, tandis que la capacité non couverte par ces contrats peut participer au marché spot. Les variations de prix spot signalent où le stockage ou la flexibilité seraient rentables. Les batteries décalent la production solaire de l’après-midi vers les pics de consommation du soir.

Ce mécanisme attire des investisseurs qui savent calculer leur retour sur investissement parce qu’ils connaissent le prix auquel ils vendront. Il attire aussi des industriels à forte consommation électrique, production d’aluminium, usines de dessalement, futurs électrolyseurs d’hydrogène, qui peuvent calquer leur consommation sur les moments de bas prix. C’est exactement l’écosystème que le Golfe dans son ensemble chercherait à construire s’il voulait transformer ses capacités solaires en avantage industriel durable.

La question est de savoir pourquoi les autres pays n’ont pas suivi. La réponse tient moins à la technique qu’à la politique intérieure. Dans le CCG, les tarifs domestiques sont souvent fortement subventionnés et réglementés, sans être nécessairement quasi gratuits. Libéraliser le marché de gros sans toucher aux prix de détail est techniquement réalisable, comme l’Oman l’a démontré, mais supposerait de séparer le signal de prix pour les producteurs du tarif payé par les consommateurs, ce qui exige une architecture réglementaire complexe.

L’interconnexion régionale bute sur la souveraineté tarifaire

La construction d’un marché régional de l’électricité dans le Golfe ressemble par certains aspects au chantier qu’a mené l’Europe dans les années 1990 et 2000. L’Europe a mis plus de vingt ans à bâtir un marché intérieur de l’énergie qui fonctionne, avec des couplages de marché entre pays, des mécanismes d’enchères transfrontalières et des régulateurs nationaux coordonnés. Le résultat n’est pas parfait, comme l’a montré la crise de 2022, mais il permet des échanges commerciaux continus qui optimisent l’utilisation des capacités installées.

Pour le Golfe, le défi supplémentaire est que les souverainetés tarifaires sont profondément enracinées. Chaque pays du CCG administre ses propres prix et ses propres subventions, bien que des échanges régionaux existent via la GCCIA. Créer un mécanisme régional de prix de gros exige surtout des règles communes de marché, d’accès et de règlement des échanges.

Les discussions au sein du CCG sur l’harmonisation des marchés électriques existent, mais elles avancent lentement. L’Autorité d’interconnexion a élargi sa capacité de transport et amélioré la fiabilité des lignes existantes. La prochaine étape, créer des règles communes de prix et d’accès, appartient à un agenda politique qui n’a pas encore trouvé son moment. Sur ce point, il vaut d’observer que les infrastructures physiques ont, dans d’autres contextes énergétiques, souvent précédé les cadres commerciaux de plusieurs années avant que ceux-ci ne rattrapent leur retard. Sur la question de la gouvernance des infrastructures énergétiques comme précondition d’un marché, les débats autour des petits réacteurs modulaires en Europe offrent un parallèle instructif.

Un mauvais placement stratégique si rien ne change

Voici le risque concret. Les investissements renouvelables en cours dans le Golfe représentent plusieurs milliards de dollars à l’échelle régionale. Ces investissements sont justifiés par des coûts de production records et par la libération de capacité d’exportation d’hydrocarbures. Une valorisation commerciale régionale et des débouchés d’exportation peuvent améliorer la rentabilité et l’utilisation des renouvelables.

Sans marché spot commun, un surplus solaire produit à midi dans le désert d’Arabie n’a pas de prix de marché transparent, bien qu’il puisse avoir une valeur contractuelle. Il peut être consommé localement, il peut être stocké si les batteries sont disponibles, il peut, en cas d’urgence, transiter vers un voisin via les interconnexions. Un marché spot régional est un moyen de produire un prix instantané commun, mais il n’est pas le seul mécanisme possible pour organiser des ventes régionales transparentes. La conséquence est que le signal d’investissement se brouille : les producteurs de renouvelables construisent sur la base de contrats longs termes garantis par les États, pas sur la base d’un prix de marché. C’est sécurisé à court terme ; c’est rigide à moyen terme.

Si le Golfe veut attirer des industries électro-intensives, production d’aluminium, de silicium, ou électrolyse pour l’hydrogène vert -, ces industries ont besoin de prix prévisibles et compétitifs. Un marché régional pourrait améliorer l’efficacité et offrir davantage d’options contractuelles aux industriels. Les contrats bilatéraux peuvent compléter un marché day-ahead ; celui-ci optimise les échanges horaires avant livraison.

Les prochaines années seront déterminantes

Deux scénarios se dessinent. Dans le premier, chaque pays du Golfe continue à optimiser son propre système : il installe du renouvelable, il stocke, il libère des hydrocarbures pour l’export. Les interconnexions servent de filet de sécurité pour les urgences. Ce modèle fonctionne, mais il laisse sur la table une optimisation régionale significative.

Dans le second, la dynamique du déploiement et les enjeux de valorisation des investissements renouvelables pourraient orienter les pays du CCG vers une harmonisation progressive de leurs marchés. Oman joue ici un rôle de laboratoire : si son marché spot prouve qu’on peut libéraliser sans toucher aux tarifs sociaux, d’autres pourraient suivre. L’Arabie saoudite, avec un déploiement renouvelable important, pourrait jouer un rôle significatif. Si Riyad décide qu’un marché régional sert ses intérêts, et ses documents de Vision 2030 consultés mentionnent la connectivité commerciale avec l’Afrique via l’Égypte -, la dynamique peut basculer rapidement.

La question qui structure la prochaine décennie énergétique du Golfe est celle-ci : les États de la région traiteront-ils leur solaire comme une ressource nationale à optimiser localement, ou comme un bien à valoriser sur un marché régional ouvert ? La réponse déterminera si ces capacités renouvelables constituent un avantage industriel durable ou un atout sous-exploré.

Sources

  1. Gulf Business – “Energy security, AI drive surge in Middle East renewables” : https://gulfbusiness.com/en/2026/insights/energy-security-ai-drive-surge-in-middle-east-renewables-report/
  2. Agence internationale de l’énergie (AIE) – Electricity Market Report, Middle East, 2026 (sans URL garantie)
  3. GCC Interconnection Authority – rapports d’interconnexion régionale 2026 (sans URL garantie)
  4. Arab News – analyses d’infrastructure électrique régionale, 2026 (sans URL garantie)