Taille et analyse de la part de marché des énergies renouvelables au Moyen-Orient - Tendances de croissance et prévisions (2026 - 2031)

Tendances et perspectives du marché des énergies renouvelables au Moyen-Orient

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.

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.