Taille et part du marché de l'énergie des Émirats arabes unis (EAU)
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) | 50.66 gigawatt |
| Volume du Marché (2026) | 54.15 gigawatt |
| Volume du Marché (2031) | 68.08 gigawatt |
| Taux de croissance (2026 - 2031) | 4.68% CAGR |
| 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 de l'énergie des Émirats arabes unis (EAU) par Mordor Intelligence
La taille du marché de l'énergie des EAU s'établit à 54,15 GW en 2026 et devrait atteindre 68,08 GW d'ici 2031, progressant à un TCAC de 4,68 %, soutenu par une transition d'une charge de base dominée par le gaz vers un mix dans lequel le nucléaire ancre la fiabilité tandis que la capacité solaire absorbe la majorité des ajouts. Les tarifs photovoltaïques ultra-bas, la mise en service complète du complexe nucléaire de Barakah de 5,6 GW, la libéralisation du marché de gros et un réseau haute tension renforcé remodèlent l'économie de la production et accélèrent le déploiement des capitaux. Des offres solaires record aussi basses que 0,0135 USD par kWh continuent de comprimer la prime de coût entre les énergies renouvelables et le gaz, tandis que les programmes obligatoires de toitures photovoltaïques et les objectifs de neutralité carbone des entreprises stimulent la production décentralisée. La forte volatilité des prix du gaz et la congestion du réseau des Émirats du Nord créent des vents contraires à court terme, mais les déploiements rapides de stockage par batteries et les projets d'interconnexion limitent les risques à la baisse. En conséquence, le marché de l'énergie des EAU évolue vers un mix de capacités plus propre et plus flexible, tout en préservant la résilience du système grâce à la charge de base nucléaire et aux turbines à gaz à haute efficacité pour la production de pointe.
Points clés du rapport
- Par source d'énergie, la production thermique a dominé avec une part de 74,6 % du marché de l'énergie des EAU en 2025, tandis que les énergies renouvelables devraient se développer à un TCAC de 11,1 % jusqu'en 2031.
- Par utilisateur final, le segment des services publics détenait 65,1 % de la part du marché de l'énergie des EAU en 2025 ; la demande commerciale et industrielle progresse à un TCAC de 10,3 % 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 de l'énergie des Émirats arabes unis (EAU)
Analyse de l'impact des moteurs*
| Moteur | (~) % d'impact sur les prévisions de TCAC | Pertinence géographique | Horizon temporel de l'impact |
|---|---|---|---|
| Déploiements à grande échelle de programmes solaires dans le cadre de la Stratégie énergétique 2050 des EAU | 1.8% | National, concentré à Abu Dhabi et Dubaï | Moyen terme (2 à 4 ans) |
| Initiatives en matière d'hydrogène vert stimulant l'intégration des énergies renouvelables dans le réseau | 0.9% | Abu Dhabi (port de Khalifa, zones industrielles de Taweelah) | Long terme (≥ 4 ans) |
| Réglementations obligatoires sur les toitures photovoltaïques des bâtiments accélérant la production décentralisée | 0.7% | Dubaï, Abu Dhabi, extension aux Émirats du Nord | Court terme (≤ 2 ans) |
| Mise en service des unités nucléaires de Barakah ajoutant de la capacité de charge de base | 1.2% | Approvisionnement du réseau national depuis Abu Dhabi | Court terme (≤ 2 ans) |
| Libéralisation du marché de gros de l'électricité et participation des producteurs d'électricité indépendants privés | 0.6% | Abu Dhabi (EWEC), Dubaï (DEWA), émergence dans les Émirats du Nord | Moyen terme (2 à 4 ans) |
| Interconnexion stratégique (GCCIA et exportations HVDC planifiées) ouvrant des opportunités d'exportation | 0.4% | À l'échelle du CCG, avec les EAU comme exportateur net d'ici 2028 | Long terme (≥ 4 ans) |
| Source: Mordor Intelligence | |||
Déploiements à grande échelle de programmes solaires dans le cadre de la Stratégie énergétique 2050 des EAU
La mise à jour de décembre 2024 de la Stratégie énergétique 2050 impose une part de 30 % d'énergie propre d'ici 2030, ce qui nécessite que la capacité propre passe de 14,2 GW à 19,8 GW. Plus de 10 GW de solaire à l'échelle des services publics sont à différents stades de développement, menés par l'initiative Masdar 24/7 de 5,2 GW qui combine le photovoltaïque avec 19 GWh de stockage. Les cycles d'approvisionnement se sont comprimés, comme en témoigne la clôture du financement par EWEC du projet Al Ajban de 1,5 GW dans les deux mois suivant l'attribution du contrat. L'objectif du facteur d'émission de la politique, fixé à 0,27 kg de CO₂/kWh, écarte effectivement le gaz non abattu, orientant les capitaux vers des hybrides solaires associés au stockage. Un investissement estimé entre 150 et 200 milliards AED et 50 000 emplois verts sont attendus d'ici 2030, approfondissant la sophistication de la chaîne d'approvisionnement locale. Les fabricants de modules ont déjà sécurisé des commandes de plusieurs gigawatts, soulignant la confiance dans l'exécution.[1]Correspondant de rédaction, "Masdar lance un méga-projet solaire-stockage 24/7," PV Magazine, pv-magazine.com
Initiatives en matière d'hydrogène vert stimulant l'intégration des énergies renouvelables dans le réseau
Le hub hydrogène Masdar-TAQA-ADNOC-Mubadala vise 1 GW d'électrolyseurs d'ici 2031 et un million de tonnes de production annuelle d'hydrogène. Le fonctionnement flexible des électrolyseurs absorbe l'excédent solaire de milieu de journée, augmentant les facteurs de capacité des énergies renouvelables et réduisant le délestage. La co-localisation avec des acheteurs industriels au port de Khalifa et à Taweelah contourne le réseau pour une partie de la production, créant des flux de revenus doubles qui améliorent les rendements des projets. Des développeurs internationaux tels que TotalEnergies et ENGIE explorent des configurations similaires, indiquant la reproductibilité du modèle. L'évaluation 2024 de l'IRENA montre que les énergies renouvelables couplées à l'hydrogène peuvent atteindre des taux de rendement interne 15 à 20 % plus élevés que les centrales connectées uniquement au réseau.[2]Analystes de l'IRENA, "Économie des énergies renouvelables couplées à l'hydrogène," Agence internationale pour les énergies renouvelables, irena.org Cependant, la majeure partie de la capacité sera mise en ligne après 2030, ce qui tempère sa contribution immédiate au TCAC 2026-2031.
Réglementations obligatoires sur les toitures photovoltaïques accélérant la production décentralisée
Le mandat Shams Dubai de Dubaï a installé 300 MW de systèmes en toiture d'ici mi-2025 et vise 1 GW d'ici 2030. Abu Dhabi a relevé les tarifs de comptage net à 0,28 AED/kWh en janvier 2025, réduisant les délais de remboursement commerciaux à moins de cinq ans. Les Émirats du Nord étendent des règles similaires par l'intermédiaire d'Etihad Water & Electricity pour soulager les contraintes de transmission. La production décentralisée réduit les pertes en ligne ; DEWA rapporte environ 2 %, contre 6 à 7 % en Europe, et elle reporte les mises à niveau des sous-stations. Le modèle zéro-capex de SirajPower a séduit de grands clients du commerce de détail et de la logistique, illustrant l'appétit croissant du secteur commercial et industriel.
Mise en service des unités nucléaires de Barakah ajoutant de la capacité de charge de base
L'unité 4 de Barakah est entrée en service commercial en septembre 2024, complétant le parc de 5,6 GW qui fournit désormais environ 25 % de l'électricité nationale et évite 22,4 millions de tonnes de CO₂ par an. Les facteurs de capacité des centrales à cycle combiné au gaz ont déjà chuté vers 45 %, libérant du combustible et permettant une production de pointe flexible. Avec une disponibilité supérieure à 90 %, le nucléaire fournit un ancrage stable qui facilite l'intégration des énergies renouvelables variables. ENEC a refinancé la dette du projet en juin 2023 à des taux plus bas, améliorant l'économie pour toute expansion future. Le succès opérationnel de Barakah influence les études de faisabilité nucléaire en cours en Arabie saoudite et à Oman.
Analyse de l'impact des freins*
| Frein | (~) % d'impact sur les prévisions de TCAC | Pertinence géographique | Horizon temporel de l'impact |
|---|---|---|---|
| Volatilité des prix du gaz mettant à l'épreuve la compétitivité des coûts de la production thermique | -0.6% | National, avec un impact aigu à Dubaï et dans les Émirats du Nord | Court terme (≤ 2 ans) |
| Congestion du réseau dans les Émirats du Nord limitant l'intégration des projets d'énergies renouvelables | -0.4% | Sharjah, Ajman, Ras Al Khaimah, Umm Al Quwain | Moyen terme (2 à 4 ans) |
| Complexité de la modernisation des centrales de cogénération eau-électricité ralentissant la décarbonation | -0.3% | Abu Dhabi (Taweelah), Dubaï (Jebel Ali), Fujairah | Long terme (≥ 4 ans) |
| Ressource éolienne terrestre limitée par rapport au solaire réduisant la diversification technologique | -0.2% | National, avec un potentiel marginal à Ras Al Khaimah | Long terme (≥ 4 ans) |
| Source: Mordor Intelligence | |||
Congestion du réseau dans les Émirats du Nord limitant l'intégration des énergies renouvelables
Sharjah, Ajman, Ras Al Khaimah et Umm Al Quwain importent la majeure partie de leur électricité via des lignes de 132 et 220 kV fonctionnant à jusqu'à 95 % de leur utilisation lors des pics estivaux.[3]Reporter de bureau, "Les goulets d'étranglement du réseau des Émirats du Nord persistent," Gulf News, gulfnews.com La mise à niveau de 40 milliards AED de TRANSCO ajoutera des sous-stations de 400 kV d'ici 2028, mais environ 800 MW de solaire autorisé reste bloqué. Les écarts de fréquence y atteignent ±0,3 Hz contre ±0,1 Hz à Abu Dhabi, compliquant l'intégration des ressources à base d'onduleurs. Etihad Water & Electricity promeut le stockage derrière le compteur, mais des règles claires de comptage net sont encore à l'état de projet.
Volatilité des prix du gaz mettant à l'épreuve la compétitivité des coûts de la production thermique
Les prix régionaux du GNL ont oscillé entre 70 USD/MMBtu en 2022 et 10 à 15 USD/MMBtu en 2024, exposant les producteurs de gaz à une forte compression des marges. Une centrale à cycle combiné à 60 % d'efficacité nécessite environ 7 MMBtu par MWh, ce qui se traduit par un coût de combustible de 70 à 105 USD par MWh contre des tarifs solaires inférieurs à 15 USD. Les contrats d'approvisionnement sous le prix du marché d'ADNOC commencent à expirer en 2028, augmentant l'exposition aux marchés spot. Sans accords de GNL à long terme, les services publics font face à une incertitude de planification, décourageant les nouvelles capacités de gaz même pour les rôles de production de pointe.
*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 source d'énergie : le nucléaire et le solaire redéfinissent l'économie de la charge de base
Les centrales thermiques ont fourni 74,6 % de l'électricité en 2025, mais le solaire et le nucléaire dictent désormais les décisions d'investissement incrémentales. Le parc de 5,6 GW de Barakah produit environ 40 TWh par an et ancre la fiabilité du système.[4]Équipe éditoriale, "L'unité 4 de Barakah entre en service," World Nuclear News, world-nuclear-news.org La taille du marché de l'énergie des EAU attribuable aux énergies renouvelables devrait augmenter fortement à mesure que de nouveaux parcs photovoltaïques comme Al Dhafra de 2 GW et le complexe Masdar 24/7 de 5,2 GW seront mis en ligne. Les unités solaires à concentration avec stockage thermique atteignent déjà des facteurs de capacité de 35 à 40 %, déplaçant les turbines à gaz de pointe du soir. Le charbon est absent suite à la conversion de Hassyan, et l'utilisation du pétrole est tombée en dessous de 2 %. L'éolien, l'hydraulique et la biomasse restent marginaux. Le marché de l'énergie des EAU converge donc vers un mix à trois piliers composé du nucléaire, du solaire associé au stockage et de turbines à gaz flexibles pour l'équilibrage résiduel.
Les capitaux migrent en conséquence. Les fabricants de modules sécurisent des commandes de plusieurs gigawatts, et des fournisseurs de batteries tels que CATL ont décroché des contrats de 19 GWh. Les actifs gaziers construits pour 8 000 heures de fonctionnement tournent désormais près de 4 000 heures, érodant les rendements. Sans captage du carbone ni mélange d'hydrogène, les investisseurs voient un potentiel limité dans les nouvelles capacités de gaz. Cette dynamique persistera jusqu'en 2031 à mesure que la politique, les tarifs et les avantages technologiques renforcent la domination solaire au sein du marché de l'énergie des EAU.
Par utilisateur final : les acheteurs commerciaux et industriels captent l'économie derrière le compteur
Les services publics représentaient 65,1 % de la demande en 2025, mais les clients commerciaux et industriels sont le moteur de la croissance. Ils ajoutent des installations en toiture qui contournent les frais de transit et garantissent des économies à long terme, propulsant un TCAC attendu de 10,3 % pour le segment. Le parc de SirajPower dépasse 200 MW et vise 500 MW d'ici 2026 dans le cadre de contrats d'achat d'électricité à zéro capex et à long terme. La taille du marché de l'énergie des EAU liée aux systèmes décentralisés s'accroît rapidement à mesure que les détaillants, les opérateurs logistiques et l'industrie lourde répondent aux mandats de neutralité carbone des entreprises.
Les services publics se repositionnent en tant que fournisseurs de plateformes qui approvisionnent en capacité auprès des producteurs d'électricité indépendants tout en vendant des services auxiliaires. L'appel d'offres de 400 MW/800 MWh de stockage d'EWEC illustre un pivot vers les produits de flexibilité. L'adoption résidentielle est plus faible en termes absolus mais en hausse grâce aux prêts sans intérêt et aux délais de remboursement plus courts après les ajustements tarifaires de janvier 2025. D'ici 2031, les actifs derrière le compteur devraient matériellement aplatir les pics du soir, modérant les besoins d'ajout de capacité sur l'ensemble du marché de l'énergie des EAU.
Analyse géographique
Abu Dhabi et Dubaï ont fourni environ 70 % de l'électricité en 2025, en s'appuyant sur 18 GW d'actifs TAQA, le complexe de Barakah de 5,6 GW et 3,86 GW de solaire à Dubaï. Les appels d'offres d'EWEC ont livré des tarifs mondialement bas qui élargissent continuellement le marché de l'énergie des EAU dans les deux émirats. Le parc solaire Mohammed bin Rachid Al Maktoum de Dubaï passera de 3,86 GW en 2025 à 7,26 GW d'ici 2030, et la phase 7 ajoutera une batterie de 1 GW de six heures, en faisant le premier hub solaire dispatchable de la région.
Les réseaux des Émirats du Nord restent limités en capacité, important jusqu'à 90 % de la charge de pointe via des lignes fonctionnant près de leurs limites de conception. Les nouvelles sous-stations de 400 kV de TRANSCO à Sharjah et Ras Al Khaimah n'entreront pas en service avant 2028, de sorte que le solaire en toiture et le stockage derrière le compteur sont les solutions intermédiaires. Les centrales de la côte est de Fujairah servent de fournisseurs d'appoint à Oman via les liaisons GCCIA, soulignant la valeur stratégique de l'interconnexion.
Les flux transfrontaliers ont atteint 1,2 TWh en 2024, et une ligne HVDC de 1 500 MW vers Oman prévue pour 2028 intégrera davantage les marchés régionaux. D'ici là, Abu Dhabi équilibrera les déficits nationaux en utilisant de nouvelles centrales de stockage et des unités à gaz flexibles, renforçant son rôle d'épine dorsale du marché de l'énergie des EAU.
Paysage concurrentiel
TAQA, DEWA et EWEC contrôlent environ les trois quarts de la capacité installée, mais le pipeline de projets est dominé par des producteurs d'électricité indépendants qui remportent des appels d'offres grâce à des offres solaires record. L'acquisition par Masdar de 50 % de Terra-Gen apporte 3,8 GW d'actifs en exploitation et 5,1 GWh d'expertise en stockage au marché de l'énergie des EAU. ACWA Power, EDF, ENGIE et KEPCO forment des consortiums avec des sponsors locaux pour sécuriser des terrains et des garanties d'achat à long terme.
La différenciation technologique s'accélère. Jinko Solar et JA Solar contournent les entrepreneurs en ingénierie, approvisionnement et construction clés en main pour approvisionner directement les développeurs, tandis que les jumeaux numériques de Schneider Electric réduisent les temps d'arrêt des actifs de DEWA de 80 %. Le stockage est le nouveau champ de bataille : l'appel d'offres 2024 d'EWEC a attiré 27 soumissionnaires en lice pour la première batterie autonome à l'échelle des services publics du pays. Des spécialistes du solaire décentralisé tels que SirajPower érodent la marge traditionnelle des services publics en louant des toitures et en regroupant des services de gestion de l'énergie.
La réglementation cimente ces tendances. La Stratégie énergétique 2050 mise à jour et la Stratégie pour une énergie propre de Dubaï donnent la priorité à la production propre, rendant peu probable l'approbation de nouvelles capacités de gaz à moins qu'elles ne soient associées au captage du carbone. À mesure que les hybrides solaires dispatchables associés au stockage gagnent en échelle, la fenêtre concurrentielle pour les développeurs de gaz pur se referme davantage, remodelant les futurs mix de capacités au sein du marché de l'énergie des EAU.
Leaders du secteur de l'énergie des Émirats arabes unis (EAU)
Abu Dhabi National Energy Company PJSC (TAQA)
Dubai Electricity and Water Authority (DEWA)
Emirates Water and Electricity Company (EWEC)
ACWA Power Company
Emirates Nuclear Energy Corporation (ENEC)
- *Avis de non-responsabilité : les principaux acteurs sont triés sans ordre particulier
Développements récents dans le secteur
- Mai 2025 : Emirates Nuclear Energy Corporation a signé un protocole d'accord avec GE Vernova Hitachi pour explorer les petits réacteurs modulaires BWRX-300 et établir une feuille de route pour leur commercialisation.
- Mai 2025 : Masdar et OMV ont convenu de collaborer sur l'hydrogène vert et les carburants d'aviation durables, faisant avancer les plans pour atteindre 100 GW d'énergies renouvelables d'ici 2030.
- Avril 2025 : EWEC, TAQA, ENGIE et Sumitomo ont signé un contrat d'achat d'électricité de 15 ans pour convertir Shuweihat 1 en une installation de réserve flexible de 1,1 GW.
- Janvier 2025 : Masdar et EWEC ont lancé le premier projet solaire associé au stockage à l'échelle gigantesque 24/7, 5,2 GW de photovoltaïque avec 19 GWh de batteries, fournissant 1 GW de puissance de charge de base.
Cadre de la méthodologie de recherche et portée du rapport
Définitions du marché et couverture principale
Notre étude définit le marché de l'énergie des EAU comme la somme de la capacité de production installée connectée au réseau — thermique, nucléaire et renouvelable — disponible pour le réseau national de transport et de distribution, mesurée en gigawatts (GW). Elle capture la capacité mise en service par les services publics fédéraux et les producteurs d'électricité indépendants qui vendent à des acheteurs au niveau des émirats.
Exclusion du périmètre : les centrales captives derrière le compteur inférieures à 5 MW, les générateurs diesel autonomes et les revenus du commerce d'électricité sont exclus du dimensionnement.
Aperçu de la segmentation
- Par source d'énergie
- Thermique (charbon, gaz naturel, pétrole et diesel)
- Nucléaire
- Énergies renouvelables (solaire, éolien, hydraulique, géothermique, biomasse et déchets, marémotrice)
- Par utilisateur final
- Services publics
- Commercial et industriel
- Résidentiel
- Par niveau de tension de transport et distribution (analyse qualitative uniquement)
- Transport haute tension (supérieur à 230 kV)
- Sous-transport (69 à 161 kV)
- Distribution moyenne tension (13,2 à 34,5 kV)
- Distribution basse tension (jusqu'à 1 kV)
Méthodologie de recherche détaillée et validation des données
Recherche primaire
Des entretiens et des enquêtes structurées avec des planificateurs de réseau, des entrepreneurs en ingénierie, approvisionnement et construction, des développeurs de parcs solaires et des responsables réglementaires à Abu Dhabi, Dubaï et dans les Émirats du Nord nous ont permis de vérifier les calendriers de mise en service, les facteurs de capacité et les attentes tarifaires, comblant les lacunes laissées par le travail documentaire et affinant les plages d'hypothèses.
Recherche documentaire
Nous avons commencé par des ensembles de données accessibles au public provenant du Centre fédéral de compétitivité et de statistiques, de l'Agence internationale de l'énergie et du Ministère de l'énergie et des infrastructures, qui décrivent les ajouts annuels de capacité, le mix de combustibles et l'évolution de la charge de pointe. Les publications des associations professionnelles, telles que celles de l'Association de l'industrie solaire du Moyen-Orient, et les documents multilatéraux de l'IRENA et de la Banque mondiale ont enrichi la compréhension de l'économie du développement des énergies renouvelables. Des informations complémentaires sur la stratégie des entreprises, les pipelines de projets et les prix de vente moyens ont été tirées des rapports annuels des services publics et des présentations aux investisseurs, puis filtrées via Dow Jones Factiva pour une couverture médiatique corroborante.
Les sources par abonnement dans la boîte à outils de Mordor, notamment D&B Hoovers pour les données financières des entreprises et Questel pour l'activité de brevets autour du stockage à l'échelle du réseau, ont aidé à valider les courbes d'adoption technologique. Cette liste est illustrative ; de nombreuses références supplémentaires ont alimenté les vérifications croisées et la structuration du récit.
Dimensionnement du marché et prévisions
Une construction descendante part de la capacité installée historique, des plans d'expansion officiels sur cinq ans et des objectifs de marge de réserve nette ; ceux-ci sont ensuite réconciliés avec des agrégations ascendantes sélectives des capacités d'usines annoncées et des coûts moyens pondérés du capital échantillonnés. Des variables clés telles que la croissance démographique, l'élasticité de la demande de pointe, les perspectives des prix du gaz, les offres tarifaires pour le photovoltaïque solaire, les facteurs de capacité par technologie et les jalons de montée en puissance du nucléaire alimentent la régression multivariée qui projette la capacité jusqu'en 2030. Les lacunes ascendantes, notamment dans le solaire décentralisé, sont comblées par des références de taux de pénétration tirées du registre Shams Dubai de DEWA.
Validation des données et cycle de mise à jour
Les analystes de Mordor triangulent les résultats provisoires par rapport à des indicateurs indépendants tels que la consommation mensuelle de combustible, les facteurs d'émission du réseau et les attributions d'appels d'offres. Les écarts au-delà de seuils prédéfinis déclenchent un réengagement avec les sources avant validation. Le modèle est actualisé annuellement, avec des mises à jour intermédiaires lors d'événements importants, comme la synchronisation de l'unité 4 de Barakah.
Pourquoi la base de référence de Mordor sur l'énergie des EAU reste fiable et influente
Les chiffres publiés pour le même marché divergent souvent parce que les entreprises diffèrent dans leur unité de mesure, leur périmètre technologique et leur cadence d'actualisation.
Les principaux facteurs d'écart comprennent le fait que les études rapportent la capacité installée ou l'électricité produite, la manière dont elles traitent les projets à venir mais non encore raccordés, et l'année de référence choisie pour l'établissement de la base. Nos analystes verrouillent le périmètre sur la capacité connectée au réseau, appliquent des facteurs de déclassement uniformes et mettent à jour les hypothèses chaque trimestre, ce qui réduit ensemble la volatilité de l'année de référence.
Comparaison de référence
| Taille du marché | Source anonymisée | Principal facteur d'écart |
|---|---|---|
| 45,56 GW (2025) | ||
| 60 GW (2025) | Cabinet de conseil régional A | Comptabilise les projets engagés en attente de clôture financière |
| 183,67 TWh (2024) | Revue professionnelle B | Utilise l'énergie produite, et non la capacité, ce qui empêche une comparaison équivalente |
| 79,1 GW (2035) | Cabinet de conseil mondial C | Présente un scénario à long terme, puis le rétro-alloue à l'année en cours, gonflant la base de référence |
En résumé, la définition rigoureuse du périmètre, la sélection des variables et l'actualisation en temps opportun de Mordor offrent aux décideurs une base de référence équilibrée et transparente qui s'articule clairement avec les ajouts de capacité observables et les signaux politiques.
Questions clés auxquelles le rapport répond
Quelle est la taille du marché de l'énergie des EAU en 2026 ?
La taille du marché de l'énergie des EAU est de 54,15 GW en 2026 et devrait atteindre 68,08 GW d'ici 2031.
Qu'est-ce qui stimule la croissance la plus rapide dans la production d'électricité des EAU ?
Les tarifs solaires ultra-bas et le mandat de 30 % d'énergie propre propulsent les énergies renouvelables à un TCAC de 11,1 % jusqu'en 2031.
Quelle est l'importance de l'énergie nucléaire dans le mix électrique des EAU ?
Le parc de Barakah de 5,6 GW fournit environ 25 % de la demande nationale, assurant une charge de base stable sans carbone.
Pourquoi les clients commerciaux et industriels installent-ils du solaire en toiture ?
Le photovoltaïque derrière le compteur évite les frais de transport, offre des tarifs 20 à 30 % inférieurs aux tarifs du réseau et soutient les objectifs de neutralité carbone des entreprises, propulsant un TCAC de 10,3 % dans le segment.
Quel rôle jouera le stockage par batteries d'ici 2031 ?
D'ici 2031, les appels d'offres à l'échelle des services publics tels que le projet de 400 MW/800 MWh d'EWEC et une batterie de 1 GW au parc solaire de Dubaï signalent que le stockage assurera l'écrêtage des pointes et la consolidation du solaire, réduisant la dépendance aux turbines à gaz de pointe.
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