Taille et part de marché des énergies renouvelables au Moyen-Orient
VUE D’ENSEMBLE DU MARCHÉ
| Période d'étude | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Période de Données Prévisionnelles | 2026 - 2031 |
| Taille du marché de l'année de base (2025) | 49.26 gigawatt |
| Volume du Marché (2026) | 54.85 gigawatt |
| Volume du Marché (2031) | 102.40 gigawatt |
| Growth Rate (2026 - 2031) | 13.30 % |
| Concentration du Marché | Moyen |
Acteurs majeurs *Avis de non-responsabilité : les principaux acteurs sont triés sans ordre particulier Image © Mordor Intelligence. La réutilisation nécessite une attribution sous CC BY 4.0. | |
Analyse du marché des énergies renouvelables au Moyen-Orient par Mordor Intelligence
La taille du marché des énergies renouvelables au Moyen-Orient en termes de base installée devrait passer de 49,26 gigawatts en 2025 et 54,85 gigawatts en 2026 à 102,40 gigawatts d'ici 2031, enregistrant un TCAC de 13,30 % entre 2026 et 2031.
Des objectifs nationaux ambitieux de décarbonation, des baisses marquées des coûts du solaire et de l'éolien, ainsi que des ambitions d'exportation d'hydrogène vert orientent les capitaux hors des hydrocarbures vers des projets à grande échelle et des projets distribués. Les fonds souverains soutiennent les pipelines d'appels d'offres, tandis que les grands groupes européens et les fabricants de modules chinois concluent des accords d'approvisionnement de plusieurs gigawatts. Les programmes de modernisation du réseau, le déploiement de systèmes de stockage d'énergie par batteries et l'expansion du marché des contrats d'achat d'électricité accélèrent encore le déploiement. Le risque d'exécution persiste, mais les arguments en faveur de l'investissement se renforcent à mesure que les courbes d'apprentissage technologique compriment les coûts nivelés et que les cadres politiques se resserrent autour des échéances de neutralité carbone.
Principaux enseignements du rapport
- Par technologie, l'énergie solaire a dominé avec une part de marché de 54,51 % sur le marché des énergies renouvelables au Moyen-Orient en 2025 ; l'énergie éolienne devrait croître à un TCAC de 18,56 % jusqu'en 2031.
- Par utilisateur final, le segment des services publics représentait 75,29 % de la taille du marché des énergies renouvelables au Moyen-Orient en 2025, tandis que les installations commerciales et industrielles progressent à un TCAC de 25,63 % jusqu'en 2031.
- Par géographie, l'Arabie saoudite détenait 19,87 % de la part de marché des énergies renouvelables au Moyen-Orient en 2025 et se développe à un TCAC de 34,22 % jusqu'en 2031.
Note : La taille du marché et les prévisions figurant dans ce rapport sont générées à l'aide du cadre d'estimation exclusif de Mordor Intelligence, mis à jour avec les dernières données et informations disponibles en janvier 2026.
Tendances et perspectives du marché des énergies renouvelables au Moyen-Orient
Analyse de l'impact des moteurs*
| Moteur | (~) % Impact sur les prévisions de TCAC | Pertinence géographique | Horizon temporel |
|---|---|---|---|
| Objectifs nationaux ambitieux en matière d'énergies renouvelables pour 2030–2050 | 4.5% | Arabie saoudite, Émirats arabes unis, Oman, Qatar, Koweït ; répercussions sur la Jordanie et Bahreïn | Long terme (≥ 4 ans) |
| Baisse rapide du coût nivelé de l'énergie solaire photovoltaïque et éolienne | 3.2% | Mondial, avec un impact aigu en Arabie saoudite, aux Émirats arabes unis, en Jordanie et en Oman | Moyen terme (2-4 ans) |
| Pipeline de méga-projets d'exportation d'hydrogène vert | 2.8% | Arabie saoudite (NEOM), Émirats arabes unis, Oman ; corridors d'exportation vers l'Europe et l'Asie | Long terme (≥ 4 ans) |
| Micro-réseaux hybrides hors réseau pour le tourisme désertique et l'exploitation minière | 1.5% | Arabie saoudite (tourisme NEOM), installations isolées des Émirats arabes unis, zones minières d'Oman | Court terme (≤ 2 ans) |
| Abondance de l'irradiance solaire et des corridors éoliens | 2.5% | Arabie saoudite, Émirats arabes unis, Oman, Jordanie ; impact le plus élevé dans les régions désertiques avec une irradiance annuelle > 2 200 kWh/m² | Long terme (≥ 4 ans) |
| Source: Mordor Intelligence | |||
Objectifs nationaux ambitieux en matière d'énergies renouvelables pour 2030–2050
Des objectifs contraignants en matière d'énergie propre réorientent les dépenses publiques, accélèrent les appels d'offres et évincent les nouvelles capacités thermiques. L'Arabie saoudite doit ajouter 18 GW par an pour atteindre son objectif de 130 GW en 2030, un rythme qui dépasse largement sa base de 2024.[1]Ministère saoudien de l'Énergie, "Mise à jour 2026 des objectifs nationaux en matière d'énergies renouvelables," energy.gov.sa Le mandat de 50 % d'énergie propre des Émirats arabes unis canalise les capitaux souverains vers des partenariats public-privé qui réduisent le risque des projets en phase initiale. Le Qatar et le Koweït ont fixé des quotas plus modestes mais symboliques qui élargissent l'entonnoir régional des marchés publics. Les objectifs ancrent la visibilité du pipeline, mais des retards dans les mises à niveau du réseau ou l'acquisition de terrains peuvent différer les investissements ultérieurs dans l'hydrogène et le dessalement, exposant les financiers à un risque de cascade sur les délais des projets.
Baisse rapide du coût nivelé de l'énergie solaire photovoltaïque et éolienne
Les tarifs du photovoltaïque et de l'éolien terrestre sont désormais inférieurs à ceux de la production au gaz, faisant des énergies renouvelables le choix par défaut pour les nouvelles capacités. Le coût nivelé de l'énergie solaire régional s'est établi en moyenne à 37 USD par MWh en 2025 et devrait atteindre 17 USD d'ici 2060.[2]Ministère de l'Énergie des Émirats arabes unis, "Stratégie énergétique 2050," moenr.gov.ae L'offre éolienne de Dawadmi en Arabie saoudite à 1,34 centime par kWh a effacé la justification économique des nouvelles centrales thermiques.[3]Saudi Power Procurement Company, "Résultats du 6e appel d'offres éolien de Dawadmi," sppc.sa La surabondance de modules, les gains d'efficacité des panneaux bifaciaux et l'optimisation des suiveurs ont réduit les coûts d'équilibre du système de 22 % depuis 2024. Alors que les services publics sécurisent des contrats d'achat d'électricité sur 25 ans à des tarifs inférieurs à 2 centimes, les fabricants d'équipements font face à des marges plus étroites, les contraignant à se tourner vers les technologies de nouvelle génération et les revenus de services.
Pipeline de méga-projets d'exportation d'hydrogène vert
Des projets hydrogène à l'échelle du gigawatt convertissent les ressources solaires et éoliennes nationales en produits d'exportation qui diversifient les économies hydrocarbonées. L'usine NEOM d'une valeur de 8,4 milliards USD combine 4 GW d'énergies renouvelables pour produire 600 t/j d'hydrogène destiné à la conversion en ammoniac à destination de l'Europe.[4]NEOM Company, "Fiche technique du projet hydrogène," neom.com Les projets d'Abu Dhabi et d'Oman de Masdar visent 1 million de t/an d'ici 2030, nécessitant 15 à 20 GW de capacité dédiée. Les accords d'achat à long terme réduisent le risque des développements d'énergies renouvelables, mais la concentration dans quelques méga-installations amplifie l'exposition aux retards des électrolyseurs ou aux dépassements de construction.
Micro-réseaux hybrides hors réseau pour le tourisme désertique et l'exploitation minière
Les complexes hôteliers isolés, les postes de défense et les sites miniers remplacent le diesel par des systèmes solaires couplés au stockage qui réduisent la consommation de carburant jusqu'à 70 %. Les zones d'hôtellerie de NEOM déploient des micro-réseaux de 500 kW à 5 MW qui s'alignent sur le positionnement de durabilité haut de gamme. Des coûts de carburant évités élevés, une conception modulaire et des délais d'autorisation rapides permettent aux développeurs d'obtenir des tarifs premium et des retours sur investissement plus rapides. La normalisation des contrôles de micro-réseaux selon la norme IEC 62898 s'impose comme une priorité pour étendre les déploiements à des charges variées et des climats difficiles.
Analyse de l'impact des freins*
| Frein | (~) % Impact sur les prévisions de TCAC | Pertinence géographique | Horizon temporel |
|---|---|---|---|
| Persistance des subventions aux combustibles fossiles pour la production d'électricité | -1.8% | Arabie saoudite, Émirats arabes unis, Koweït, Qatar, Bahreïn ; impact limité en Jordanie et en Oman | Moyen terme (2-4 ans) |
| Capacité limitée d'interconnexion du réseau et de stockage | -1.4% | Arabie saoudite, Émirats arabes unis, Oman ; aiguë au Koweït et à Bahreïn | Court terme (≤ 2 ans) |
| Défis liés à l'encrassement par le sable et à l'utilisation de l'eau pour le photovoltaïque | -1.2% | Arabie saoudite, Émirats arabes unis, Koweït, Qatar ; régions à forte concentration de poussière et à pénurie d'eau | Moyen terme (2-4 ans) |
| Source: Mordor Intelligence | |||
Persistance des subventions aux combustibles fossiles pour la production d'électricité
Les tarifs de détail dans le Golfe, aussi bas que 0,048 USD/kWh, compromettent la rentabilité du solaire en toiture et ralentissent l'adoption distribuée. Une réduction de 1 % des subventions est corrélée à une hausse de 10,61 % de la production d'énergie renouvelable, mais les sensibilités politiques repoussent les réformes à 2027 et au-delà au Koweït et au Qatar. Des marchés à deux vitesses émergent, où les ménages subventionnés restent connectés au réseau tandis que le solaire à grande échelle prospère dans le cadre d'appels d'offres compétitifs. Cet écart limite la demande adressable pour les installateurs résidentiels et reporte l'adoption de batteries à grande échelle.
Capacité limitée d'interconnexion du réseau et de stockage
Les réseaux existants, conçus pour des centrales thermiques en base, sont mis à rude épreuve par l'afflux variable du solaire et de l'éolien. Le projet de stockage de 7,8 GWh de l'Arabie saoudite n'offre que quatre heures de couverture, laissant sans réponse les accalmies éoliennes de plusieurs jours. La mise à niveau de 3,5 milliards USD de l'Autorité d'interconnexion du CCG vise à doubler la capacité de transfert transfrontalier d'ici 2028, mais les obstacles liés aux droits de passage repoussent déjà les jalons à 2027. Les développeurs sont contraints de co-localiser le stockage, d'accepter l'écrêtement ou de repenser le dimensionnement des projets, ce qui comprime les rendements.
*Nos prévisions considèrent les impacts des moteurs et des contraintes comme directionnels et non additifs. Les prévisions d'impact reflètent la croissance de référence, les effets de composition et les interactions entre variables.
Analyse des segments
Par technologie : la domination du solaire ancre la transition
L'énergie solaire détenait 54,51 % du marché des énergies renouvelables au Moyen-Orient en 2025 et progresse à un TCAC de 18,56 % jusqu'en 2031. Cette part prépondérante reflète des niveaux d'irradiance supérieurs à 2 200 kWh/m² en Arabie saoudite et aux Émirats arabes unis, des baisses rapides des coûts des modules et des cadres d'appels d'offres favorables. Les centrales solaires à concentration telles que Noor Energy 1 de 950 MW à Dubaï ajoutent 5 907 MWh de stockage par sels fondus, offrant une distribution en soirée que le photovoltaïque seul ne peut assurer. Les installations éoliennes se concentrent le long des hauts plateaux du nord de l'Arabie saoudite et des côtes d'Oman, où les facteurs de capacité dépassent 40 %. L'hydroélectricité et la bioénergie restent marginales en raison des contraintes de ressources, tandis que les technologies géothermiques et océaniques en sont au stade pilote.
Les marchés publics agressifs favorisent le matériel haute performance. First Solar a livré 1,8 GW de panneaux au tellurure de cadmium prisés pour leur résilience aux hautes températures, tandis que JinkoSolar a livré 3,1 GW de modules bifaciaux Tiger Neo qui tirent parti des gains d'albédo au sol. Siemens Gamesa et Vestas se disputent la fourniture de 1,5 GW d'éoliennes pour le projet Dawadmi en Arabie saoudite. La taille du marché des énergies renouvelables au Moyen-Orient pour l'éolien pourrait gonfler si les prochaines études offshore en mer Rouge confirment des facteurs de capacité supérieurs à 45 %, mais le solaire restera la technologie de référence jusqu'en 2031.
Par utilisateur final : la montée en puissance du secteur commercial et industriel remodèle la demande
Les services publics contrôlaient 75,29 % de la capacité de 2025, reflétant les appels d'offres souverains au gigawatt et les contrats d'achat d'électricité à long terme. Les clients commerciaux et industriels, en revanche, se développent à un TCAC de 25,63 %, dépassant toutes les autres catégories à mesure que les multinationales poursuivent la production sur site pour atteindre leurs objectifs mondiaux de neutralité carbone. Le modèle solaire en tant que service de Yellow Door Energy couvre plus de 500 MW sur 100 sites, aidant les clients à réduire leurs factures d'énergie de 20 à 30 % dans les zones non subventionnées. L'initiative de solaire en toiture de l'Arabie saoudite vise 3 GW d'installations d'entreprises d'ici 2030, tandis que les Émirats arabes unis accueillent déjà 1,5 GW sur les toits d'entrepôts et de logistique.
L'adoption résidentielle est à la traîne en raison des tarifs subventionnés et des obstacles liés aux incitations partagées. La Jordanie fait exception, affichant un taux de pénétration des ménages de 10 % grâce à des tarifs de détail plus élevés et des cycles de permis de 30 jours. À mesure que les parcs commerciaux se développent, la demande croît pour des batteries modulaires dimensionnées entre 100 kW et 2 MW et des logiciels de gestion de l'énergie qui optimisent le déplacement de charge. Le marché des énergies renouvelables au Moyen-Orient verra donc les systèmes distribués éroder la part des services publics, mais compléter plutôt que cannibaliser les ajouts à grande échelle sur le réseau.
Analyse géographique
Le pipeline de marchés publics de l'Arabie saoudite dépasse 50 GW, ancré par le complexe hydrogène NEOM d'une valeur de 8,4 milliards USD qui absorbe 4 GW de solaire et d'éolien et garantit un achat à long terme. La voie diversifiée des Émirats arabes unis s'appuie sur l'ambition mondiale de 100 GW de Masdar et associe 19 GW d'énergies renouvelables nationales à une base nucléaire pour stabiliser l'approvisionnement. Oman positionne Duqm comme un pont logistique vers les marchés européens et asiatiques de l'hydrogène, nécessitant des corridors de transmission dédiés et des réaménagements portuaires.
La base de 7,5 GW d'énergies renouvelables d'Israël couvre 20 % de la demande électrique, mais la rareté des terres oriente la croissance vers les toitures et l'agrivoltaïque. Les procédures d'autorisation simplifiées de la Jordanie permettent d'atteindre un taux de pénétration des énergies renouvelables de 27 %, le plus élevé de la région, tandis que les centrales Al Kharsaah et Siraj 1 du Qatar poussent l'émirat vers son objectif de 5 GW en 2035. Le parc Shagaya du Koweït est confronté à des litiges fonciers qui pourraient retarder son objectif de 15 % en 2030. Bahreïn, avec un espace limité, mise sur le solaire distribué, lançant un pipeline de 710 MW jusqu'en 2035 pour réduire sa dépendance au gaz importé.
La capacité de 1,2 GW de l'Iran reflète des contraintes financières liées aux sanctions, mais une forte irradiance à Yazd et Semnan offre un potentiel latent. La centrale solaire de 1 GW à Bassora en Irak signale un intérêt pour la diversification des revenus dépendants des exportations. Le Yémen en proie aux conflits et les petits territoires ajoutent moins de 5 % de capacité, montrant que la qualité de la gouvernance l'emporte sur la dotation en ressources pour développer le marché des énergies renouvelables au Moyen-Orient.
Paysage réglementaire
Les appels d'offres concurrentiels pour les producteurs d'électricité indépendants (IPP) et le renforcement des exigences en matière de climat et de conformité au réseau continuent de façonner le marché des énergies renouvelables au Moyen-Orient. En Arabie saoudite, le Programme national des énergies renouvelables, supervisé par le ministère de l'Énergie et attribué par appels d'offres via la Saudi Power Procurement Company (SPPC), reste le principal mécanisme d'attribution des contrats d'achat d'électricité (PPA) à long terme. La SPPC a élargi le vivier de développeurs qualifiés pour le Tour 7, couvrant 5 300 MW de projets solaires et éoliens (annoncé en juillet 2026). La Saudi Electricity Regulatory Authority (SERA) fournit le cadre de licences et les règles de marché qui soutiennent la bancabilité des projets à grande échelle.
Dans l'ensemble de la région, la tarification de l'accès au réseau et la conformité climatique se précisent également. L'Autorité nationale de régulation de l'électricité (ANRE) du Maroc a mis à jour les tarifs d'utilisation des réseaux de transport et de distribution à compter du 1er mars 2026 et a fixé un tarif limité dans le temps pour l'énergie excédentaire, du 1er mars 2026 au 28 février 2027, améliorant la visibilité des coûts pour les développeurs privés et les producteurs décentralisés. Aux Émirats arabes unis, le décret-loi fédéral n° 11 de 2024 sur la réduction des effets du changement climatique est entré en pleine application pour toutes les entités opérant dans le pays à compter du 30 mai 2026, poussant les entreprises et les opérateurs de zones franches à intégrer la gouvernance de réduction du carbone en parallèle des exigences de permis au niveau des projets et de raccordement au réseau.
Paysage concurrentiel
Le développement à grande échelle est modérément concentré. ACWA Power exploite 9,5 GW avec 10 GW supplémentaires en développement, tirant parti des garanties souveraines pour soumissionner à des tarifs inférieurs à 2 centimes. Masdar, soutenu par Abu Dhabi, vise un portefeuille mondial de 100 GW d'ici 2030, associant des actifs régionaux à des projets en Afrique et en Asie centrale. TotalEnergies et Engie combinent le solaire à grande échelle avec des achats d'hydrogène et des projets en toiture, diversifiant ainsi leurs sources de revenus.
Dans le segment distribué, la fragmentation est croissante. Yellow Door Energy finance et exploite des installations sur site pour des clients commerciaux aux Émirats arabes unis et en Arabie saoudite, un modèle à faible intensité capitalistique qui contourne les goulots d'étranglement du réseau. La rivalité technologique entre les modules bifaciaux haute efficacité de JinkoSolar et les panneaux au tellurure de cadmium haute température de First Solar oriente les décisions d'achat dans les environnements sableux et très chauds. Les fournisseurs de batteries et les startups de logiciels de micro-réseaux entrent sur le marché pour proposer le stockage en tant que service, signalant un pivot de la simple addition de capacité vers des solutions énergétiques intégrées. L'hétérogénéité réglementaire concernant les frais de transit, le comptage net et la propriété étrangère favorise encore les acteurs établis disposant de solides partenariats locaux.
Leaders du secteur des énergies renouvelables au Moyen-Orient
Yellow Door Energy
ACWA Power
Masdar
EDF Renewables
JinkoSolar
- *Avis de non-responsabilité : les principaux acteurs sont triés sans ordre particulier
Opportunités de marché et perspectives d'avenir
L'espace blanc le plus visible se situe là où les énergies renouvelables à grande échelle sont associées à une offre ferme et pilotable. Le programme solaire plus batteries de Masdar à Abou Dabi en est un signal clair, ayant atteint la clôture financière en juillet 2026 pour un projet solaire de 5,2 GW et de stockage BESS de 19 GWh, avec un approvisionnement structuré autour des besoins du réseau au-delà des pics solaires de la mi-journée. Cela soutient la demande pour les intégrateurs de batteries, les systèmes de contrôle de centrales hybrides et les capacités EPC adaptées aux conditions d'exploitation désertiques et aux exigences élevées de cyclage.
La planification du transport et un pipeline d'appels d'offres plus formalisé créent également un second ensemble d'opportunités à Oman et sur les marchés adjacents. L'Oman Electricity Transmission Company (OETC) a publié un exposé de capacités 2026-2030 décrivant des plans pour quatre IPP solaires de 1 GW à partir de 2028-29, ce qui accroît la visibilité à court terme pour les développeurs, les prêteurs et les fournisseurs d'équipements en quête d'échelle multi-projets. Dans le même temps, la région fait face à un déficit de financement et de réalisation par rapport aux objectifs 2030. L'IRENA souligne un déficit d'investissement collectif au sein du CCG par rapport à son ambition de 165 GW, laissant de la place pour les fournisseurs de capitaux, les PPA structurés et les investissements dans la chaîne d'approvisionnement locale susceptibles de réduire les coûts de livraison et les délais.
Développements récents du secteur
- Juin 2026 : Masdar a finalisé un accord pour acquérir une participation de 49,99 % dans le portefeuille renouvelable de 705 MW de Repsol en Espagne pour environ 849 millions d'EUR (environ 978 millions d'USD), comprenant des actifs éoliens et solaires opérationnels avec un pipeline d'hybridation de 565 MW. L'accord étend l'empreinte opérationnelle de Masdar et ajoute des options autour des mises à niveau éolien-solaire-batterie, renforçant l'évolution de la région vers des énergies renouvelables hybridées et pilotables. La clôture est soumise aux approbations réglementaires, avec une finalisation visée pour fin 2026.
- Janvier 2026 : ENGIE a atteint la clôture financière du parc solaire Khazna de 1,5 GW à Abou Dabi. Cette étape de financement fait avancer un grand projet à l'échelle des services publics à travers les portes de bancabilité, soutenant le développement des capacités de l'émirat et renforçant le rôle des IPP attribués par appel d'offres concurrentiel dans le développement du solaire.
- Janvier 2025 : Masdar et EWEC ont annoncé des plans pour un grand projet solaire et batteries combinant 5,2 GW de production solaire avec 19 GWh de stockage pour fournir jusqu'à 1 GW de production stable. Cette configuration a mis en lumière un modèle d'approvisionnement émergent axé sur l'électricité renouvelable ferme, élargissant la demande pour les systèmes BESS à l'échelle du réseau, les systèmes de gestion de l'énergie et l'ingénierie des centrales hybrides.
Cadre de la méthodologie de recherche et portée du rapport
Définition et périmètre du marché
Pour cette méthodologie, le marché des énergies renouvelables au Moyen-Orient est défini comme les ajouts de capacité de production d'électricité renouvelable raccordée au réseau et la base installée résultante dans les pays du Moyen-Orient, suivis par technologie et par statut de mise en service des projets.
Exclusions du périmètre : Les systèmes captifs hors réseau qui ne sont pas déclarés dans les statistiques nationales de l'électricité, ainsi que les revenus de la fabrication d'équipements en amont, sont exclus de la taille du marché.
Aperçu de la segmentation
- Par technologie
- Énergie solaire (photovoltaïque et solaire à concentration)
- Énergie éolienne (terrestre et offshore)
- Hydroélectricité (petite, grande, STEP)
- Bioénergie
- Géothermie
- Énergie océanique (marémotrice et houlomotrice)
- Par utilisateur final
- Services publics
- Secteur commercial et industriel
- Résidentiel
- Par géographie
- Émirats arabes unis
- Arabie saoudite
- Oman
- Iran
- Israël
- Jordanie
- Qatar
- Koweït
- Bahreïn
- Reste du Moyen-Orient
Sources de données, dimensionnement du marché et validation
Recherche documentaire
La recherche documentaire a été utilisée pour construire l'ensemble de données de départ concernant la capacité, la production et les signaux politiques qui déterminent la mise en service des projets renouvelables au Moyen-Orient. Nous nous sommes appuyés sur des publications publiques et des séries statistiques récurrentes, telles que les statistiques de capacité renouvelable de l'IRENA, les données énergétiques régionales de l'AIE, les indicateurs énergétiques de la Banque mondiale, les statistiques commerciales UN Comtrade pour les principaux équipements de référence, ainsi que les publications sur le marché de l'électricité de l'OPEP et des ministères et régulateurs nationaux de l'énergie.
Du côté des entreprises, les rapports annuels, les présentations aux investisseurs, les communiqués de presse sur les projets et les avis d'attribution d'appels d'offres nous ont aidés à cartographier les principales centrales, les ajouts prévus et les calendriers, qui sont ensuite vérifiés lors des entretiens. Nous avons également utilisé des abonnements payants pour les données financières et l'actualité des entreprises, ainsi que des bases de données de brevets pour suivre l'activité technologique et les mouvements de localisation, ce qui a permis de vérifier les hypothèses sur les taux de construction et l'apprentissage des coûts. Ces sources documentaires ne sont données qu'à titre d'illustration, et des documents publics supplémentaires ont été examinés pour combler les lacunes, valider les chiffres et clarifier les définitions.
Entretiens et enquêtes primaires
Les travaux primaires se sont concentrés sur la validation de ce qui est effectivement mis en service par rapport à ce qui est simplement annoncé, ainsi que sur l'alignement des hypothèses concernant la préparation du réseau, l'obtention des permis et les délais de financement des projets sur les principaux marchés du Moyen-Orient. Nous avons échangé avec un ensemble de développeurs, d'acteurs EPC, de services publics et d'exploitants de réseau, ainsi que d'intervenants politiques et de conseil, afin de mettre à l'épreuve les pipelines de capacité, les parts technologiques et les plans de mise hors service ou de repowering.
Répartition des répondants au travail de terrain de la recherche primaire
| Type d'entreprise | Poste du répondant |
|---|---|
| Premier rang : 33 % | Cadres dirigeants : 15 % |
| Rang intermédiaire : 48 % | Responsables fonctionnels/d'unité : 40 % |
| Petits acteurs : 19 % | Managers : 45 % |
Dimensionnement du marché et prévisions
Le marché a été principalement dimensionné par une reconstruction descendante de la base installée, où les séries officielles de capacité et les registres de mise en service des projets sont utilisés pour construire des totaux annuels par technologie, puis agrégés pour obtenir le chiffre du marché régional. Pour garder le résultat ancré dans la réalité, nous avons corroboré les totaux par des vérifications ascendantes sélectives, telles que l'échantillonnage des capacités de grands projets, les volumes d'attribution d'appels d'offres et les calendriers de construction habituels, puis en ajustant les décalages lorsque les dates ne correspondaient pas.
Les principaux intrants du modèle comprenaient les appels d'offres à grande échelle annoncés et attribués, les délais de mise en service et de raccordement au réseau, les évolutions du mix technologique (solaire, éolien, hydraulique et bioénergie le cas échéant), les attentes de facteur de capacité liées à la qualité des ressources, ainsi que les objectifs politiques et les calendriers d'enchères qui façonnent la demande. Lorsque les données au niveau national étaient rares, les lacunes ont été traitées en utilisant des fourchettes conservatrices pour les taux de conversion du pipeline, appliquées uniquement après validation par des entretiens.
Pour les prévisions, une analyse de scénarios a été utilisée pour refléter différentes trajectoires de développement dépendant de la rapidité d'obtention des permis, de l'expansion du réseau et de l'appétit pour le financement, puis un scénario central a été retenu par consensus d'experts. Le résultat est exprimé en termes de capacité installée, et il demeure traçable aux ajouts et retraits de capacité plutôt qu'aux hypothèses de prix.
Validation des données et cycle de mise à jour
La validation a été effectuée en comparant les ajouts de capacité modélisés à de multiples signaux indépendants, notamment les publications statistiques nationales, les volumes d'attribution d'enchères et les jalons de mise en service connus. Les écarts importants ont été signalés, examinés, puis revérifiés par des appels de suivi lorsque la différence pouvait s'expliquer par des retards, des annulations ou une reclassification des projets.
Avant validation finale, le modèle et le rapport font l'objet d'une revue analyste en plusieurs étapes, où les intrants, les vérifications de calcul et les agrégations par pays sont vérifiés et les anomalies résolues. Les rapports sont actualisés annuellement, et des mises à jour intermédiaires sont effectuées lorsque des événements significatifs se produisent, tels que des cycles majeurs d'enchères, des changements de politique ou des annulations de grands projets. Juste avant la livraison, une dernière passe est réalisée afin que la vue la plus actuelle soit reflétée dans le résultat final.
La taille du marché des énergies renouvelables au Moyen-Orient de Mordor Intelligence comparée à d'autres estimations publiées
Les tailles de marché publiées peuvent sembler très éloignées les unes des autres car certaines sources dimensionnent les énergies renouvelables en valeur monétaire, tandis que d'autres suivent l'empreinte physique du système en capacité installée. Les différences proviennent également des choix géographiques, du traitement des projets annoncés mais pas encore mis en service, et du fait que les totaux soient déclarés en capacité nominale ou en équivalents de production.
Le tableau montre un écart principalement parce que le référentiel ici est basé sur la capacité, et dans le modèle de Mordor Intelligence, le marché est dimensionné en capacité renouvelable installée au Moyen-Orient et comptabilise les ajouts lorsque les projets atteignent la mise en service ou un raccordement au réseau vérifié, plutôt que de valoriser les équipements ou les dépenses de construction.
Comparaison de référence
| Source | Taille du marché | Lacunes de la méthodologie de recherche |
|---|---|---|
| Mordor Intelligence | 49,26 milliards d'USD (2025) | |
| Éditeur du secteur A | 26,80 milliards d'USD (2024) | Déclaré comme une valeur de marché de type investissement ou revenu avec une année de référence différente, et peut inclure une couverture plus large de la région MENA ainsi que des dépenses de chaîne de valeur non liées à une capacité mise en service. |
| Source commerciale B | 52,00 milliards d'USD (2025) | Reflète souvent des plans d'investissement déclarés et des valeurs cibles politiques, de sorte que les projets annoncés ou en cours de développement peuvent être comptabilisés avant la mise en service, ce qui peut gonfler le total de l'année en cours. |
En examinant les trois chiffres, le principal enseignement est que le choix des unités et les règles de temporalité expliquent la majeure partie de la différence, et pas seulement les attentes de croissance. En ancrant les totaux sur les ajouts de capacité liés à la mise en service et en vérifiant ces hypothèses auprès des parties prenantes de terrain, l'estimation reste reproductible et plus facile à auditer d'une année à l'autre.
Questions clés auxquelles le rapport répond
Quelle est la capacité renouvelable installée actuelle sur le marché des énergies renouvelables au Moyen-Orient ?
La capacité installée s'élève à 54,85 GW en 2026 et devrait atteindre 102,40 GW d'ici 2031.
Quelle technologie domine les nouvelles additions dans le paysage des énergies renouvelables au Moyen-Orient ?
L'énergie solaire est en tête, représentant 54,51 % de la capacité de 2025 et croissant à un TCAC de 18,56 %.
À quelle vitesse l'Arabie saoudite développe-t-elle ses actifs en énergie propre ?
L'Arabie saoudite ajoute des énergies renouvelables à un TCAC de 34,22 %, soutenu par les objectifs Vision 2030 et des tarifs d'appels d'offres historiquement bas.
Pourquoi les acheteurs commerciaux et industriels accélèrent-ils leurs achats ?
Les mandats de durabilité des entreprises et les tarifs solaires inférieurs à la parité réseau entraînent un TCAC de 25,63 % pour les installations commerciales et industrielles.
Qu'est-ce qui freine l'adoption du solaire en toiture malgré une forte irradiance ?
Les subventions profondes aux combustibles fossiles maintiennent les prix de l'électricité au détail à un niveau bas, retardant la parité pour les systèmes résidentiels.
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