Taille et analyse des parts du marché de l'énergie éolienne au Moyen-Orient et en Afrique - Tendances de croissance et prévisions (2026 - 2031)

Tendances et perspectives du marché de l'énergie éolienne au Moyen-Orient et en Afrique

Objectifs d'énergie renouvelable et enchères gouvernementales

Les programmes d'enchères souverains ancrent le marché de l'énergie éolienne au Moyen-Orient et en Afrique en offrant des PPA en devises fortes, des garanties souveraines et des cycles d'attribution des offres rapides qui raccourcissent les délais de clôture financière jusqu'à neuf mois.^{[3]Société égyptienne de transport d'électricité, "Rapport annuel sur le délestage du réseau 2024," eetc.gov.eg} Le sixième appel d'offres de l'Arabie saoudite a attribué 1,5 GW d'éolien à 0,0133 USD par kWh, soit 40 % en dessous des coûts de production au gaz en vigueur, et le septième appel d'offres a présélectionné 5,3 GW d'offres prévues pour attribution en 2026. L'Égypte a émis des allocations de terrains dépassant 10 GW en 2024, anticipant son objectif d'énergies renouvelables pour 2030 et catalysant 3,5 milliards USD d'investissements directs étrangers entrants. Le Maroc et la Tunisie ont programmé des enchères de 1,7 GW et 2 GW débutant en 2026, toutes deux avec des tarifs indexés pour couvrir le risque de change. L'effet cumulatif est un pipeline de demande prévisible qui sous-tend les investissements de localisation dans les tours, les nacelles et les pales.

Baisse du coût nivelé de l'énergie terrestre en dessous des références fossiles

Le coût nivelé de l'énergie pour les projets terrestres de premier plan dans le CCG et en Afrique du Nord est tombé à 0,030-0,035 USD par kWh, sous-cotant matériellement le cycle combiné à gaz même avant les hypothèses de tarification du carbone.^{[4]Agence internationale pour les énergies renouvelables, "Base de données des coûts des énergies renouvelables 2024," irena.org} Les achats groupés de nacelles, les postes portuaires dédiés à Djeddah et Sokhna, et la baisse des spreads de financement ont réduit les dépenses d'investissement de 13 % au cours de 2024. Les facteurs de capacité atteignent désormais en moyenne 38-42 % contre une moyenne mondiale de 35 %, aidés par des tours plus hautes et des pales à haute énergie. En conséquence, les opérateurs de réseau prévoient un déplacement dans l'ordre de mérite des centrales à gaz de mi-mérite d'ici 2028, accélérant les retraites planifiées de 15 à 20 GW de capacité thermique. Un éolien moins cher améliore également les positions fiscales en libérant des budgets de subventions précédemment réservés au gaz naturel liquéfié importé.

Expansion des PPA d'entreprises

Les conglomérats miniers, les producteurs de ciment et les opérateurs de centres de données hyperscale concluent des PPA éoliens de 10 à 20 ans pour se couvrir contre l'escalade tarifaire et répondre aux émissions de portée 2. Les mineurs sud-africains acheminent l'éolien du Cap Nord à travers le réseau d'Eskom, contournant les surtaxes municipales qui ont augmenté de 12 % par an depuis 2020. Au Maroc, le système éolien de 500 MW plus batterie de 2 000 MWh d'ACWA Power alimente la gigafactory de batteries pour véhicules électriques de Gotion sous un tarif fixe qui qualifie l'usine pour les exemptions du mécanisme d'ajustement carbone aux frontières de l'UE. Les acheteurs d'entreprises valorisent une production mensuelle prévisible, qui varie de moins de 8 % par rapport aux moyennes à long terme sur les sites de classe 5, simplifiant la couverture de trésorerie. Ce segment commercial et industriel émergent attire des prêts consortiaux de banques commerciales tarifés 150 à 200 points de base au-dessus de la dette des agences de crédit à l'exportation, mais reste accréditif compte tenu de la hausse des tarifs du réseau.

Investissements dans l'expansion du réseau à travers le CCG et l'Afrique de l'Est

Les développements de transmission convertissent les ressources éoliennes enclavées en actifs bancables. L'interconnecteur CCG-Oman de 530 km transportera 1 600 MW lors de sa mise en service en 2027, permettant aux surplus éoliens saoudiens de répondre aux pics de soirée omanais. Les plans d'extension vers l'Irak et la Jordanie créent un marché synchronisé de 180 GW capable d'absorber 25 GW d'énergies renouvelables variables sans délestage. En Afrique de l'Est, la ligne 400 kV Kenya-Tanzanie mise sous tension en 2024, et le corridor Tanzania-Zambie en attente débloqueront huit GW de zones à fort potentiel éolien, portant les facteurs de capacité à 38-42 % et augmentant les taux de rendement internes des projets jusqu'à quatre points de pourcentage. Un meilleur accès au réseau réduit la dépendance aux groupes électrogènes diesel de secours, améliorant la bancabilité et attirant des capitaux de fonds de pension précédemment dissuadés par le risque d'infrastructure.

Incertitude politique dans plusieurs marchés d'Afrique subsaharienne

Le Nigeria, le Kenya et l'Éthiopie illustrent comment l'absence ou l'instabilité des cadres politiques découragent les capitaux malgré des ressources éoliennes solides. L'absence de garanties souveraines au Nigeria laisse un pipeline théorique de 2 GW bloqué au stade de la faisabilité. Le Kenya a imposé un moratoire de 12 mois sur les licences en 2024 dans l'attente d'études sur la stabilité du réseau, gelant 800 MW de projets prêts à démarrer. Le conflit civil en Éthiopie a retardé la centrale de 300 MW d'Aysha de deux ans, activant des réclamations de force majeure qui ont effrayé les prêteurs. Ces marchés exigent désormais des taux de rendement internes de 14 à 16 %, contre 8 à 10 % en Afrique du Nord et dans le CCG, pour compenser le risque politique et de change perçu. Jusqu'à ce que les garanties partielles de risque multilatérales se développent, les capitaux continueront à affluer vers les marchés pilotés par les enchères avec des flux de revenus en devises fortes.

Stabilité du réseau et risque de délestage

Les réseaux hérités conçus pour la distribution centralisée au charbon ou au gaz peinent avec la pénétration éolienne à faible inertie. L'Afrique du Sud a délésté 1,2 GW de production renouvelable pendant 180 jours de délestage de niveau 6 en 2024 pour maintenir une fréquence de 49,8 à 50,2 Hz. Le projet Lake Turkana de 310 MW au Kenya a perdu 22 % de sa production potentielle en raison d'une ligne d'évacuation à circuit unique, tandis que le code de réseau tanzanien exige une réserve tournante de 10 % qui oblige les développeurs à co-localiser un stockage par batterie coûteux. La résolution de ces problèmes nécessite 8 milliards USD pour des condensateurs synchrones, des onduleurs formateurs de réseau et des batteries de 4 heures, des investissements que les services publics hésitent à répercuter sur les utilisateurs finaux. Le délestage agit donc comme une taxe implicite de 15 à 25 % sur les revenus éoliens dans les juridictions à réseau faible.

*Nos prévisions mises à jour traitent les impacts des moteurs et des freins comme directionnels et non additifs. Les prévisions d’impact révisées reflètent la croissance de base, les effets de mix et les interactions entre variables.

Analyse des segments

Par emplacement : la domination terrestre reflète les lacunes réglementaires

Les projets terrestres représentaient l'intégralité de la base installée de 18,49 GW en 2025, et ce chiffre devrait progresser à un CAGR de 16,7 % jusqu'en 2031, maintenant le terrestre au-dessus de 90 % de la taille du marché de l'énergie éolienne au Moyen-Orient et en Afrique pour le reste de la décennie. Les développeurs se tournent vers les déserts intérieurs saoudiens, le corridor du golfe de Suez en Égypte et le Cap Nord en Afrique du Sud, car les ressources de classe 4 à 6 croisent des routes goudronnées et des interconnexions 132 kV, réduisant les imprévus de coûts indirects. Les régimes d'enchères libéralisés permettent un recyclage rapide des capitaux, de sorte que la clôture financière est souvent atteinte dans les deux ans suivant l'attribution du site, contre plus de quatre ans typiques pour les zones en mer.

L'absence de règles fermes de location des fonds marins en dehors du Maroc et de l'Égypte laisse les matrices de risque en mer non résolues, de sorte que les prêteurs exigent des coussins de fonds propres plus élevés qui diluent les rendements des promoteurs. Bien que le Maroc ait achevé des études de faisabilité pour 10 GW de capacité atlantique, et l'Égypte pour des hubs d'exportation en mer Rouge, aucun gouvernement n'a émis de modèles de contrat pour différence. En conséquence, l'éolien en mer représentera moins de 5 % de la capacité incrémentale jusqu'en 2031, limitant son influence sur la part de marché globale de l'énergie éolienne au Moyen-Orient et en Afrique. À court terme, les conceptions hybrides terrestres plus batterie, comme le projet Kenitra de 500 MW, surpassent l'éolien en mer en consolidant la production vers des profils de charge de base sans engager de coûts marins.

Note: Les parts de segment de tous les segments individuels sont disponibles à l'achat du rapport

Par capacité de turbine : montée en puissance pour la compression du coût nivelé de l'énergie

Les turbines de 3 à 6 MW représentaient 74,4 % des déploiements de 2025, ancrant la courbe des coûts et définissant les exigences des itinéraires de transport sur le marché de l'énergie éolienne au Moyen-Orient et en Afrique. Les machines de plus de 6 MW sont désormais la classe en expansion la plus rapide avec un CAGR de 19,5 %, aidées par la fabrication locale de tours en Arabie saoudite qui réduit la logistique jusqu'à 15 %.

Une turbine de 7 MW sur une tour de 140 m peut augmenter le facteur de capacité du site de près de 18 % par rapport aux modèles hérités de 5 MW, ce qui réduit le coût nivelé de 9 à 11 centimes sur une durée de 20 ans. Les fabricants d'équipements d'origine répondent en expédiant des pales segmentées et en s'associant avec des entreprises sidérurgiques du Golfe pour contourner les restrictions de hauteur des ponts. Il en résulte une progression régulière de la puissance nominale moyenne, les commandes de 6 MW et plus devant approcher 50 % des ajouts annuels en 2028, poussant la moyenne pondérée vers 5,8 MW. Ce pivot technologique sous-tend les futures baisses de la dépense en capital par mégawatt du marché de l'énergie éolienne au Moyen-Orient et en Afrique, une mesure étroitement surveillée par les fonds souverains du Golfe.

Par application : les services publics ancrent, le commercial et industriel accélère

Les centrales de services publics représentaient 85,3 % de la capacité installée en 2025, reflétant la domination des PPA souverains de 20 à 25 ans qui attirent la dette des agences de crédit à l'exportation à moins de 200 points de base. Ces pipelines de plusieurs gigawatts stabilisent les carnets de commandes des fabricants d'équipements d'origine occidentaux et chinois, ancrant la base de revenus du marché de l'énergie éolienne au Moyen-Orient et en Afrique.

La demande commerciale et industrielle augmente à un CAGR de 21,0 % alors que les mineurs, les cimentiers et les opérateurs de centres de données hyperscale se couvrent contre l'inflation des tarifs du réseau et l'exposition aux émissions de portée 2. Les contrats fixes de 10 à 15 ans, comme l'accord éolien plus stockage de Kenitra, représentent désormais environ 12 % de l'offtake annuel. Bien que le segment reste plus petit en mégawatts absolus, des cycles de développement plus courts permettent une croissance composée plus rapide, ce qui élargit la base de clients et diversifie le risque de flux de trésorerie pour les producteurs d'électricité indépendants. Les projets communautaires restent marginaux car les lois sur la mesure nette sont soit absentes, soit plafonnées à de faibles quotas dans la plupart des marchés, de sorte qu'ils contribuent à moins de 2 % de la part de marché de l'énergie éolienne au Moyen-Orient et en Afrique.

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Analyse géographique

L'Afrique du Sud a conservé 30,6 % de la capacité installée en 2025, bénéficiant de six fenêtres d'appel d'offres dans le cadre de son Programme d'approvisionnement auprès des producteurs d'électricité indépendants qui ont verrouillé 3,8 GW d'éolien. La fenêtre d'appel d'offres 7 a ajouté 1,4 GW supplémentaire prévu pour le raccordement au réseau entre 2027 et 2029, mais le délestage de niveau 6 d'Eskom a délésté 1,2 GW de production renouvelable en 2024, soulignant un besoin urgent d'onduleurs formateurs de réseau et de condensateurs synchrones. Le service public d'État donne la priorité au retrait du charbon dans son Plan de transition énergétique juste, de sorte que les mises à niveau de transmission sont en retard sur les ajouts de production, plaçant un plafond implicite sur les futures attributions éoliennes jusqu'à ce que les frais de transit et les goulots d'étranglement du réseau s'atténuent.

L'Arabie saoudite se distingue comme le contributeur à la croissance la plus rapide du marché de l'énergie éolienne au Moyen-Orient et en Afrique, avec une expansion projetée à un CAGR de 25,7 % jusqu'en 2031 sur la base de l'objectif de 50 % d'énergies renouvelables de Vision 2030. Les enchères des rondes 6 et 7 dépassent ensemble 6,8 GW d'éolien, tandis que les politiques de localisation canalisent 27,69 milliards USD dans des usines de tours, de nacelles et de générateurs qui couvriront 60 % des besoins domestiques d'ici 2028. Le complexe intégré éolien vers hydrogène de 1 670 MW de NEOM fait avancer le récit d'exportation et diversifie l'offtake au-delà du réseau saoudien.

L'Égypte, le Maroc et le corridor plus large de l'Afrique du Nord représentent le troisième pôle de croissance, avec l'Égypte seule hébergeant un pipeline supérieur à 10 GW. La dépréciation de la livre égyptienne de 38 % par rapport au dollar américain au cours de 2024-2025 pousse les développeurs à insister sur des tarifs en devises fortes indexés sur l'inflation. Le programme d'enchères de 1,7 GW du Maroc plus les études de faisabilité pour 10 GW en mer s'alignent sur un objectif d'électricité renouvelable de 52 %, tandis que la proximité du détroit avec l'Europe attire des offtakes liés à l'hydrogène. Les opportunités en Afrique de l'Est restent tributaires des corridors de transmission tels que la ligne 400 kV Kenya-Tanzanie, mise sous tension fin 2024, qui a réduit le délestage de Lake Turkana de huit points de pourcentage.

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