Selon Dii Desert Energy, la capacité renouvelable opérationnelle MENA a atteint 43,7 GW fin 2025, après une hausse annuelle de 13,4 GW par rapport à 2024. Cette expansion peut accompagner diverses trajectoires d’exportation d’hydrocarbures selon les politiques appliquées. Le solaire peut réduire la consommation de combustibles fossiles lorsqu’il se substitue effectivement à leur production, selon le fonctionnement du réseau. Le combustible économisé peut être exporté, consommé localement, stocké ou rester non produit selon les décisions et les marchés.

L’essentiel

  • La capacité renouvelable opérationnelle de la région MENA a atteint 43,7 GW fin 2025, après une hausse de 13,4 GW sur un an, mais la part du gaz représente environ 71 % de la production électrique MENA.
  • Le mécanisme central : l’effet mondial de chaque unité solaire dépend notamment de la production évitée, des exportations réellement effectuées, du combustible substitué chez l’acheteur et des émissions de méthane.
  • Le pipeline régional atteint 202 GW de projets, mais sans infrastructure de partage entre pays et avec le stockage concentré dans trois États seulement.
  • Deux trajectoires s’affrontent d’ici 2030-2035 : statu quo où solaire et fossile croissent en parallèle, ou décarbonation nette exigeant une diminution de la production mondiale de combustibles fossiles.
  • La comptabilité internationale enregistre en principe la combustion dans le pays où elle a lieu, sans attribuer cette combustion à une installation renouvelable ayant éventuellement réduit une consommation domestique.

44 % de capacité en plus, 71 % de gaz en production

Les chiffres du MENA Energy Outlook 2026 sont frappants dans les deux sens. La région a accéléré son déploiement solaire à une vitesse que peu d’observateurs anticipaient. L’Arabie saoudite, les Émirats arabes unis et l’Égypte concentrent l’essentiel de cette capacité nouvelle. Les coûts du solaire dans la région atteignent désormais des niveaux parmi les plus bas du monde, favorisés par un ensoleillement exceptionnel et des économies d’échelle sur les grands projets.

La part du gaz dans la génération électrique reste à 71 %. Le solaire fonctionne le jour, le gaz assure la base et la pointe nocturne. Sans stockage à grande échelle, le renouvelable peut tout de même remplacer une partie du fossile, mais son intégration exige d’autres sources de flexibilité.

La consommation électrique du Moyen-Orient augmente rapidement, tirée par la climatisation, l’industrie et les centres de données. Le solaire absorbe une partie de cette croissance.

Le gaz, lui, continue de tourner.

Ce tableau décrit le fonctionnement mécanique du réseau tel qu’il existe aujourd’hui, sans porter de jugement sur la politique énergétique régionale. La transition prend du temps, et les annonces d’investissement laissent généralement sans réponse la question de l’effet net sur les émissions globales.

Le gaz libéré va quelque part

Le raisonnement est simple à construire et rarement formulé dans les communiqués officiels. L’Arabie saoudite brûle du gaz pour produire l’électricité qui alimente ses villes et ses industries. Elle installe du solaire. Selon l’IEA, l’expansion du gaz parallèlement à d’autres sources peut aider l’Arabie saoudite à réduire l’usage du pétrole pour l’électricité; l’effet spécifique du solaire doit être étayé par des données de production par combustible et, idéalement, par des données de dispatch ou une analyse contrefactuelle. Jusqu’ici, la logique climatique tient.

La suite dépend de ce qu’elle fait du gaz économisé. Si elle le laisse dans le sous-sol, les émissions mondiales peuvent baisser, mais l’effet dépend notamment du remplacement éventuel de l’offre par d’autres producteurs et de la réponse de la demande. Si elle l’exporte, l’effet sur les émissions mondiales dépend de ce qu’il remplace, des émissions de toute sa chaîne d’approvisionnement et des réactions du marché; il peut être négatif, nul ou positif. Or les monarchies du Golfe sont des économies de rente : leurs recettes publiques dépendent de la valeur et du volume des hydrocarbures exportés. Les États exportateurs peuvent chercher à valoriser leurs hydrocarbures, mais le volume exporté résulte de contraintes économiques, techniques et politiques.

Le solaire peut simultanément contribuer à la réduction des émissions électriques et à des objectifs de sécurité énergétique ou de valorisation des hydrocarbures.

Ce mécanisme est documenté dans la littérature économique : un substitut énergétique peut coexister avec une augmentation de la production fossile selon les stratégies d’exportation. Il s’applique au gaz naturel liquéfié, dont les volumes exportés du Golfe ont connu des variations. L’IEA World Energy Outlook pointe régulièrement cette tension entre les engagements climatiques des pétroétats et la trajectoire de leur production fossile effective.

Le résultat concret : les émissions attribuées au Moyen-Orient peuvent baisser dans les statistiques nationales, pendant que les émissions réelles associées aux hydrocarbures qu’il produit restent sur leur trajectoire haussière. La comptabilité territoriale attribue généralement les émissions de combustion au pays où elles surviennent, sans les rattacher au projet énergétique du pays vendeur.

Un pipeline de 202 GW sans architecture régionale

Le MENA Energy Outlook 2026 recense un pipeline total de 202 GW, incluant les capacités déjà opérationnelles, en construction, en développement et annoncées. Ce chiffre est impressionnant. Il faut le lire avec deux nuances que le rapport lui-même souligne.

La première contrainte est géographique. Le stockage est un moyen important, parmi plusieurs, de permettre au renouvelable de remplacer davantage de production fossile et reste concentré dans trois pays. Les coûts de stockage en batterie ont fortement chuté ces cinq dernières années selon BNEF, mais l’infrastructure physique reste à construire et les projets annoncés dans le reste de la région n’intègrent pas encore cet élément à l’échelle nécessaire. Produire de l’électricité renouvelable et la distribuer sont deux défis distincts, comme l’illustre l’expérience européenne sur les réseaux solaires.

La seconde est structurelle. Une interconnexion régionale sérieuse existe au moins dans le CCG, même si elle ne couvre pas l’ensemble de la région MENA. Chaque pays optimise son propre réseau. Les degrés d’intégration diffèrent selon les pays, mais les Émirats participent à une interconnexion électrique du CCG. Une architecture régionale intégrée permettrait de réduire le besoin en gaz de pointe par des échanges entre fuseaux horaires et profils de production.

Une interconnexion régionale existe dans le CCG, sans pour autant constituer un système électrique pleinement intégré à toute la zone MENA.

Cette fragmentation a une conséquence directe : les besoins de capacité de secours dépendent de la conception du système, des interconnexions, du stockage, de la flexibilité et de la demande; ils ne sont pas mécaniquement surdimensionnés dans chaque pays.

Trois scénarios pour 2030-2035

La question de long terme porte sur le moment où le déploiement renouvelable au Moyen-Orient commencera à réduire les émissions globales nettes, et pas seulement les émissions territoriales.

Trois trajectoires se dessinent pour la prochaine décennie, avec des probabilités et des conditions différentes.

Le premier scénario, à politique constante, est celui du statu quo où solaire et production fossile croissent en parallèle. Le second scénario serait une décarbonation nette, conditionnée à un engagement quantifié de réduction de la production fossile à l’échelle mondiale, par exemple via un accord OPEP+/COP ou un mécanisme d’ajustement carbone aux frontières. Ce scénario existe dans les discussions diplomatiques : il n’a pas abouti à ce jour. La COP28 à Dubaï a acté la formule “transition away from fossil fuels” sans mécanisme de vérification sur la production.

Le troisième scénario serait imposé aux États producteurs de l’extérieur, par l’effondrement de la demande fossile mondiale. Selon le STEPS 2025 de l’IEA, la demande pétrolière atteint un plateau autour de 2030, tandis que la demande de gaz augmente jusqu’en 2035 avant de se stabiliser.

Dans ce cas, les pétroétats subiraient une pression externe forçant la réorientation de leurs économies. Leurs investissements dans le renouvelable deviendraient alors une infrastructure de survie économique. Ce scénario est le plus transformateur et le plus incertain.

Les limites de la comptabilité carbone

Il existe un angle mort systémique dans la manière dont le progrès énergétique est comptabilisé. Les rapports climatiques nationaux utilisent des inventaires enregistrant les émissions par sources sur le territoire déclarant. Cette convention a une logique administrative. Elle a un défaut majeur pour les économies exportatrices d’énergie.

Quand l’Arabie saoudite installe un gigawatt solaire et réduit sa consommation interne de gaz de tant de milliards de mètres cubes par an, ses émissions territoriales baissent. Si ce gaz est exporté et brûlé en Asie du Sud ou en Europe, les émissions correspondantes apparaissent dans les statistiques indiennes ou allemandes. Le bilan de l’exportateur peut s’améliorer localement si du fossile est évité, mais il faut intégrer les émissions de la chaîne d’exportation. Le bilan de l’acheteur dépend notamment du combustible évincé et des émissions de la chaîne gazière, tandis que l’effet net sur les émissions mondiales dépend des volumes substitués et des combustibles évincés.

Et elle exonère les acheteurs de toute responsabilité sur le volume qu’ils importent. La question de savoir qui finance réellement la décarbonation et à quel coût traverse aussi les débats sur les carburants alternatifs dans l’aviation, où les mêmes tensions entre bilan territorial et bilan global se posent.

Deux besoins collectifs émergent de ce diagnostic. Le premier est une comptabilité carbone qui inclut les émissions du fossile libéré à l’export dans le bilan du pays exportateur, ou qui crée un compte séparé pour ce flux. Le second est une conditionnalité des financements verts : les banques de développement, les fonds souverains et les mécanismes de financement climatique qui soutiennent les projets renouvelables au Moyen-Orient pourraient exiger un engagement quantifié de non-augmentation de la production fossile substituée.

Les signaux qui permettront de trancher

Entre 2025 et 2028, trois indicateurs permettront de savoir quelle trajectoire le Moyen-Orient emprunte effectivement.

Le premier est le volume d’exportation de gaz naturel liquéfié des grands producteurs après l’installation solaire de 2025. Des exportations stagnantes ou en baisse ne permettent pas, sans analyse complémentaire, d’identifier la cause.

Le second est la composition du pipeline de 202 GW par type de technologie, particulièrement la part de projets incluant le stockage. La composition du pipeline ne suffit pas à déterminer si le solaire complétera ou évitera de la génération gazière. Un rééquilibrage vers les projets intégrant le stockage indiquerait une ambition de substitution réelle.

Le troisième est l’évolution du tarif du solaire par rapport au coût du gaz domestique dans chaque pays. Une baisse du coût du solaire peut modifier les arbitrages énergétiques, sans déterminer mécaniquement le niveau des exportations fossiles. Ce seuil de parité est atteint ou proche dans plusieurs pays de la région.

Ces signaux sont observables, sourcés et vérifiables. Ils transforment une discussion sur des intentions en une lecture de comportements réels. C’est à cette lecture que la politique climatique internationale devrait s’ancrer plutôt qu’aux annonces de capacités installées.

Sources

  1. MENA Energy Outlook 2026, Dii Desert Energy / carboncredits.com
  2. IEA World Energy Outlook 2026, Agence internationale de l’énergie (iea.org)
  3. BNEF Battery Storage Cost Survey 2025, BloombergNEF
  4. Ember Global Electricity Review 2025, Ember Climate (ember-climate.org)
  5. IMARC Middle East Renewable Energy Market Report 2025, IMARC Group