Le 14 janvier 2025, les Émirats arabes unis ont annoncé un projet solaire de 5,2 gigawatts adossé à 19 gigawattheures de stockage par batteries. Ce choix technique reflète la stratégie de certains États du Golfe : maîtriser l’électricité produite localement pour réduire la consommation intérieure de combustibles fossiles, pouvant accroître les volumes exportables. La région MENA a investi 22 milliards de dollars dans les énergies renouvelables en 2025, avec un pipeline de 202 gigawatts en développement, des chiffres qui dessinent une mutation structurelle, à condition que le réseau suive.

L’essentiel

  • Les États du Golfe déploient les renouvelables pour alimenter leur demande intérieure, libérant ainsi leurs hydrocarbures pour l’export : une double rente fossile et solaire, simultanée.
  • La région MENA a investi 22 milliards USD en renouvelables en 2025, avec 202 GW en pipeline (Middle East Energy 2026 / Dii Desert Energy MENA Outlook 2026).
  • Le projet émirati de 5,2 GW solaire couplé à 19 GWh de batteries est conçu pour délivrer 1 GW en continu, vingt-quatre heures sur vingt-quatre : le stockage, associé au réseau, à l’effacement et à d’autres flexibilités, peut contribuer à rendre la production solaire plus pilotable.
  • Le risque majeur est le curtailment structurel : si le stockage ne suit pas le rythme d’installation du renouvelable, les barils ne sont pas libérés et la rente de transition est captée par les seuls acteurs capables de financer le backup fossile.
  • La question qui se pose à l’horizon 2030-2035 est de savoir qui bénéficie du pivot : les économies locales, les consommateurs industriels, ou les seules entreprises d’État.

Le Golfe produit du pétrole et construit des panneaux solaires en même temps

Le discours dominant sur la transition énergétique repose souvent sur une opposition : les pays producteurs de combustibles fossiles résistent au changement, et les pays importateurs le poussent. Le Golfe Persique démonte ce schéma par les actes.

L’Arabie saoudite, les Émirats arabes unis et Oman figurent parmi les principaux investisseurs dans les renouvelables en 2025 dans la zone MENA, pour plusieurs milliards de dollars. Ces sommes financent des projets à l’échelle industrielle, conçus pour modifier durablement le mix électrique intérieur. L’objectif comprend une réduction de la consommation locale de combustibles liquides et une optimisation des hydrocarbures disponibles, parmi d’autres objectifs de diversification économique et de décarbonation.

L’Arabie saoudite brûle aujourd’hui plusieurs centaines de milliers de barils par jour pour produire son électricité nationale. Une réduction de la consommation intérieure d’hydrocarbures peut accroître le volume potentiellement disponible à l’export. Avec un prix du pétrole oscillant entre 70 et 90 dollars selon les périodes récentes, la substitution énergétique intérieure peut augmenter le potentiel d’exportation, sous réserve des prix, quotas, capacités de production et choix commerciaux. Dans certains pays producteurs, les renouvelables peuvent à la fois réduire l’usage intérieur de fossiles et accroître le potentiel d’exportation.

Cette logique produit une double rente potentielle. L’électricité solaire est produite à coût marginal quasi nul une fois les infrastructures installées, et la réduction de la consommation intérieure de combustibles fossiles peut accroître les volumes disponibles à l’exportation. Les deux flux de revenus coexistent par des décisions d’investissement coordonnées entre États et entreprises nationales.

Le stockage, et non la capacité installée, change la donne

Le projet émirati annoncé le 14 janvier 2025 mérite qu’on s’y arrête, parce qu’il illustre une rupture de méthode plutôt qu’une simple montée en puissance.

5,2 gigawatts de capacité solaire installée représentent une puissance de pointe significative. Une centrale solaire sans stockage produit de l’électricité lorsque le soleil brille et rien la nuit ou par temps couvert. L’ensoleillement dans les pays du Golfe est parmi les plus intenses du monde, mais la continuité de la fourniture pose problème : les pics de consommation se produisent en soirée, quand la chaleur du jour cède à la climatisation nocturne.

Les 19 gigawattheures de batteries associées au projet émirati répondent exactement à cet enjeu. Ils permettent de stocker l’énergie produite en milieu de journée et de la restituer en soirée, garantissant une puissance continue de 1 gigawatt, vingt-quatre heures sur vingt-quatre. Ce n’est plus de l’énergie intermittente : c’est de la puissance pilotable, comparable à ce que peut offrir une centrale thermique, mais sans combustible à brûler.

Ce changement technique a des implications qui dépassent les Émirats. Un système fortement solaire peut réduire le rôle des centrales fossiles s’il dispose d’un ensemble suffisant de stockage, réseau, effacement et autres flexibilités. Le développement renouvelable peut réduire l’usage intérieur de fossiles et accroître leur disponibilité potentielle à l’export. La dépendance au réseau électrique comme pivot stratégique n’est pas propre au Golfe : c’est une contrainte universelle de la transition.

La différence avec l’Europe ou la France, c’est que les États du Golfe ont un intérêt économique immédiat à résoudre cette contrainte. Les revenus pétroliers peuvent financer le développement des renouvelables et du stockage, potentiellement libérant des hydrocarbures pour l’export. La boucle est vertueuse pour les producteurs, au moins à court terme.

202 gigawatts en pipeline, un déploiement dont le réseau sera le vrai goulot

Le pipeline MENA total atteint 202 GW, dont 38 GW en construction, 34 GW en développement, 43,7 GW opérationnels et 87 GW annoncés ou sous protocole d’accord. Pour donner un ordre de grandeur, la capacité électrique totale installée en France métropolitaine fin 2025, toutes sources confondues, est d’environ 164,5 gigawatts.

Mais un projet inscrit dans un pipeline n’est pas un projet construit. L’histoire de la transition énergétique mondiale montre que le fossé entre les annonces et les mises en service dépend de plusieurs variables : la capacité du réseau, le financement, les permis, les chaînes d’approvisionnement et l’exécution des projets.

Le curtailment est un indicateur important des difficultés d’intégration des renouvelables, mais il ne mesure pas exclusivement l’insuffisance du réseau. Au Brésil, ce phénomène a atteint des niveaux préoccupants en 2025 : des parcs éoliens et solaires en fonctionnement, mais dont une partie de la production est délestée parce que les lignes de transmission ne peuvent pas acheminer l’électricité jusqu’aux zones de consommation. La capacité installée croît plus vite que l’infrastructure de transport.

Le Golfe n’en est pas là. Mais le risque existe, et il est structurel. Un déploiement insuffisant du réseau et du stockage risque de produire du curtailment et de réduire la substitution effective aux combustibles fossiles. La rente de transition, les économies réalisées sur la consommation intérieure de combustibles, pourrait être concentrée entre les acteurs bien capitalisés.

Le projet émirati illustre cette approche : coupler 5,2 GW de solaire à 19 GWh de stockage vise à fournir jusqu’à 1 GW renouvelable en continu; le stockage peut limiter l’écrêtement mais ne rend pas automatiquement l’intégralité des 5,2 GW installés dispatchable.

Qui capte la rente de transition : la question que les chiffres ne tranchent pas encore

22 milliards investis, 202 gigawatts en pipeline, des projets phares à plusieurs milliards, ces chiffres décrivent un déploiement massif. Ils ne disent pas encore qui en bénéficie concrètement.

Les États du Golfe sont des économies où les entreprises nationales d’hydrocarbures, Saudi Aramco, ADNOC aux Émirats, jouent un rôle majeur dans les revenus énergétiques. La transition vers les renouvelables se fait dans le même cadre institutionnel. Les grands projets solaires sont pilotés par des entités publiques ou para-publiques : ACWA Power en Arabie saoudite, Masdar aux Émirats. Le modèle n’est pas celui d’un marché ouvert à la concurrence : les États conservent un rôle central dans le développement renouvelable, notamment par la planification et les appels d’offres.

Ce déploiement reste valide sur le plan technique : les infrastructures se construisent, l’électricité sera produite et la demande locale sera couverte. La redistribution des bénéfices demeure incertaine. Les consommateurs résidentiels pourraient bénéficier de prix de l’électricité plus bas grâce au solaire bon marché, et les industries locales pourraient accéder à une énergie compétitive propice à leur diversification hors hydrocarbures.

La rente de transition, économies sur la consommation intérieure et revenus d’export préservés, pourrait être distribuée de façon hétérogène selon les structures institutionnelles et les capacités de financement.

Les données disponibles ne permettent pas encore de trancher. Les pays du Golfe affichent des objectifs de diversification économique ambitieux, Vision 2030 en Arabie saoudite et UAE Energy Strategy 2050 aux Émirats, et une énergie bon marché en interne constitue un levier potentiel pour attirer des industries manufacturières et des centres de calcul énergivores. Cette chaîne causale n’est pas encore confirmée par les flux d’investissement industriel.

Sur ce point, la comparaison avec l’Europe est instructive. L’électricité décarbonée ne suffit pas à décarboner une économie : il faut encore que l’électricité soit disponible, accessible et bon marché pour les usages industriels. Le Golfe dispose de l’avantage du solaire abondant. La question est de savoir si les structures de marché locales permettront à cet avantage de se diffuser.

Les échéances 2030 et la stratégie du Golfe

Deux scénarios structurent l’horizon 2030-2035 pour la région MENA, et les signaux à surveiller sont déjà identifiables.

Dans le premier, le stockage à grande échelle atteint les capacités visées. La demande électrique intérieure des États du Golfe est couverte par le renouvelable pour une part croissante. La progression des exportations peut être compatible avec une substitution intérieure, mais elle doit être comparée aux données de production, de stocks et de consommation intérieure pour l’établir.

Les engagements climatiques internationaux restent sous tension, mais les Émirats et l’Arabie saoudite peuvent argumenter qu’ils ont réduit leur consommation intérieure de fossiles.

Dans le second, une part significative du pipeline renouvelable se déploie sans que les capacités de stockage et de transmission ne suivent à un rythme comparable. Le risque de curtailment augmente. La substitution effective aux combustibles fossiles en serait réduite. Les financeurs des projets renouvelables, entreprises d’État bien capitalisées, absorbent les pertes de curtailment, tandis que les acteurs industriels locaux moins capitalisés continuent de payer leur électricité à des prix sans avantage compétitif.

Le signe distinctif entre ces deux trajectoires sera mesurable avant 2030. Le taux de curtailment dans les pays MENA qui auront le plus déployé de renouvelables est le premier indicateur : un niveau élevé de curtailment indiquerait que la substitution effective est compromise. Le second indicateur est le volume de barils fossiles effectivement redirigés vers l’export par les États ayant investi dans le stockage à grande échelle : son évolution permettrait d’évaluer l’effectivité de la substitution intérieure.

Deux conditions structurelles permettraient d’améliorer les chances du premier scénario, indépendamment des décisions des États du Golfe eux-mêmes. La première : conditionner les financements publics des projets renouvelables MENA à des engagements contraignants sur les capacités de stockage installées simultanément. Les institutions de financement du développement, Banque mondiale, banques régionales de développement, ont les leviers pour imposer cette condition. Sans elle, les projets solaires peuvent se déployer sans le stockage qui les rend utiles. La seconde : créer un mécanisme régional de partage de réseau entre pays MENA.

Mutualiser le stockage et la transmission à l’échelle régionale réduirait le coût unitaire pour chaque pays et permettrait aux États moins capitalisés, Maroc, Jordanie, Égypte, de bénéficier du pivot sans financer seuls leur infrastructure. La géopolitique de la souveraineté complique cette coopération régionale, mais des précédents existent en matière de partage d’infrastructure énergétique entre pays aux intérêts divergents.

Ce qui se joue dans le Golfe entre 2025 et 2035 dépasse la région. Si le modèle émirati fonctionne, solaire couplé au stockage, substitution intérieure effective, barils libérés, il deviendra une référence pour d’autres pays producteurs d’hydrocarbures qui cherchent à piloter leur propre transition sans sacrifier leurs revenus d’export. Si le curtailment l’emporte, il fournira au contraire l’argument que le renouvelable sans réseau suffisant est une promesse non tenue, et que la dépendance aux fossiles persiste malgré l’investissement. Les 6,1 milliards du projet émirati sont autant un test industriel qu’un signal stratégique.

Sources

  1. Middle East Energy 2026 Exhibition / Dii Desert Energy MENA Outlook 2026, Investissements renouvelables MENA 2025, pipeline 202 GW, projet UAE 5,2 GW solaire + 19 GWh batteries (GreenTech Lead, 2026)
  2. UAE Energy Strategy 2050, gouvernement des Émirats arabes unis (publication officielle, accessible sur le portail du ministère de l’Énergie et des Infrastructures des EAU)
  3. Dii Desert Energy, MENA Renewable Energy Outlook 2026 (rapport complet, dii-desertenergy.com)
  4. IRENA, Renewable Power Generation Costs 2024 (rapport annuel, irena.org)
  5. Agence internationale de l’énergie (AIE), World Energy Outlook 2025 (iea.org)