L'UE engage des milliards pour les énergies renouvelables en Afrique du Nord alors que la facture des combustibles fossiles s'envole

Lorsque Dan Jørgensen s'est présenté devant les journalistes en juin pour annoncer que la facture d'importation de combustibles fossiles de l'Union européenne avait gonflé de plus de 47 milliards d'euros en un peu plus de trois mois, sans livrer une seule molécule d'énergie supplémentaire, il ne se contentait pas de décrire un choc des prix. Il posait la justification politique d'un pari que Bruxelles construit discrètement depuis des années : la sécurité énergétique de l'Europe passe désormais par le Sahara.

L'initiative T-MED de la Commission européenne, annoncée le même mois, engage près de 5,8 milliards de dollars de fonds publics dans des projets d'énergies renouvelables au Moyen-Orient et en Afrique du Nord. L'objectif est de déployer des centrales solaires dans le désert et des parcs éoliens sur les rives méridionales et orientales de la Méditerranée, puis d'acheminer l'électricité vers le nord via des câbles sous-marins à haute tension. Si cela fonctionne, ce corridor pourrait fournir une part significative de la demande européenne tout en réduisant l'exposition du continent aux marchés des hydrocarbures volatils.

L'arithmétique de la puissance du désert

Les chiffres avancés par la Commission sont saisissants. La région MENA recèle environ 2 300 GW de potentiel renouvelable technique, plus du double de l'ensemble de la capacité installée de l'UE aujourd'hui. Les coûts de production solaire et éolien y sont inférieurs de 30 à 40 % aux niveaux européens, un écart dû à un ensoleillement plus fort, des vents plus puissants et plus constants, et des terrains moins chers. Sur le papier, l'économie est convaincante : chaque euro de capital déployé au Maroc ou en Égypte produit plus de kilowattheures que le même euro investi en Allemagne ou en Pologne.

Mais le bilan complet inclut le transport. Faire traverser des gigawatts à la Méditerranée exige des câbles à courant continu à haute tension (HVDC) qui coûtent des millions d'euros par kilomètre, plus des postes de conversion à chaque extrémité. La Commission espère que ses 5,8 milliards catalyseront jusqu'à 29 milliards de capitaux privés d'ici 2035. Même cette somme reste inférieure aux 115 milliards que la CE estime nécessaires à la région pour réaliser son plein potentiel. L'écart entre l'ambition politique et la réalité financière demeure large.

Le pari atlantique de l'Allemagne

L'expression la plus concrète de la stratégie est Sila Atlantik, une coentreprise germano-marocaine soutenue par environ 30 milliards d'investissements prévus. Deux câbles sous-marins s'étendant sur quelque 4 800 kilomètres achemineraient jusqu'à 15 GW d'énergie solaire et éolienne marocaine vers l'Allemagne, de quoi couvrir environ 5 % de la demande annuelle d'électricité du pays. Le projet est né des décombres de Xlinks, une proposition similaire Maroc-Royaume-Uni qui s'est effondrée en 2025 après avoir échoué à obtenir le soutien du gouvernement britannique et des accords d'achat viables.

Reuters a rapporté en juin que Sila Atlantik est au point mort en raison de désaccords sur la structure du projet et les garanties financières. Les détails importent : qui supporte le risque si la production marocaine sous-performe ? Qui paie si la demande européenne évolue ? Comment les revenus sont-ils répartis lorsque les câbles traversent plusieurs zones économiques exclusives ? Ce ne sont pas des questions abstraites. Elles déterminent si les investisseurs institutionnels, fonds de pension, assureurs, fonds souverains, engageront les milliards requis.

Une histoire de faux départs

L'Europe a déjà connu cela. L'initiative Desertec, lancée en grande pompe en 2009, envisageait un vaste réseau de centrales solaires sahariennes alimentant l'Europe. En 2014, la plupart des partenaires industriels s'étaient retirés, invoquant l'instabilité politique après le Printemps arabe, l'opacité réglementaire et la baisse des coûts des renouvelables nationaux européens. L'UE et la Banque européenne d'investissement ont tout de même investi 106,5 millions d'euros dans le complexe Noor Ouarzazate au Maroc, une centrale solaire à concentration de 580 MW entrée en service en 2016. Elle réduit les émissions d'environ 760 000 tonnes par an, une réelle réussite, mais une fraction de la vision à l'échelle du gigawatt.

Plus récemment, l'UE a conclu un programme de 794 millions de dollars pour l'Égypte en juin : un prêt de 690 millions de BEI Monde, le bras de développement de la Banque européenne d'investissement, plus jusqu'à 104 millions de subventions de la Commission pour moderniser et étendre le réseau égyptien. Ce projet est pragmatique plutôt que transformateur, renforçant un réseau national qui pourra éventuellement absorber et exporter l'énergie renouvelable. Il reflète aussi un changement de stratégie de l'UE : des interventions plus modestes et bancables plutôt qu'un unique grand dessein.

Frictions réglementaires dans les pays partenaires

Les propres documents de la Commission reconnaissent que l'argent seul ne débloquera pas le potentiel de la région MENA. Les procédures d'autorisation dans plusieurs États d'Afrique du Nord restent opaques et lentes. Les règles d'accès au réseau sont souvent conçues autour de services publics d'État peu habitués aux producteurs d'électricité indépendants. Les droits fonciers pour de vastes champs solaires peuvent être contestés. La convertibilité des devises et le rapatriement des bénéfices ne sont pas garantis. La CE dit qu'elle va « encourager les pays de la région MENA à simplifier les procédures d'autorisation, améliorer l'accès au réseau et renforcer les cadres réglementaires », un langage diplomatique pour des réformes qui résistent à la pression extérieure depuis des décennies.

Le Maroc a fait plus de progrès que la plupart. Sa loi sur les énergies renouvelables, mise à jour en 2015 et à nouveau en 2020, permet aux développeurs privés de vendre directement au réseau et d'exporter. L'Agence marocaine pour l'énergie durable (MASEN) agit comme guichet unique pour le développement de projets. Mais même là, les retards de Sila Atlantik suggèrent que les infrastructures transfrontalières introduisent une nouvelle couche de complexité : accords au niveau des traités, délimitation des frontières maritimes, et harmonisation des codes de réseau à travers trois juridictions ou plus.

Sécurité énergétique versus politique industrielle

Le cadrage de Jørgensen, la sécurité énergétique par l'électrification et l'interconnexion, résonne dans une Europe encore sous le choc de la crise gazière de 2022. Pourtant, il y a une tension. Chaque milliard d'euros dépensé pour la production et le transport en Afrique du Nord est un milliard non investi dans les parcs éoliens, solaires, le stockage ou le renforcement du réseau en Europe. La Commission argue que les deux sont complémentaires : des importations bon marché réduisent le coût systémique de la transition, tandis que la capacité nationale assure la résilience. Des critiques dans plusieurs États membres craignent que la dépendance à l'électricité importée ne substitue simplement une dépendance à une autre, quoique d'un profil géopolitique différent.

Il y a aussi une dimension industrielle. Les fabricants européens d'éoliennes et de panneaux solaires font face à une concurrence féroce de la Chine. Si la majeure partie du déploiement au MENA utilise du matériel chinois, comme ce fut le cas pour de nombreux projets récents, l'argent public de l'UE pourrait subventionner des chaînes d'approvisionnement étrangères. La Commission n'a pas assorti le financement T-MED d'exigences strictes en matière de contenu local, bien que la loi sur l'industrie « zéro net », désormais en vigueur, vise à ce que 40 % des besoins annuels de déploiement de l'UE soient satisfaits par la fabrication nationale d'ici 2030. La manière dont cet objectif interagit avec les projets extra-UE reste indéfinie.

Le test du capital privé

Le test ultime de T-MED est de savoir si les investisseurs privés suivront l'argent public. L'objectif de levier de 29 milliards implique un ratio de cinq dollars privés pour un dollar public, agressif pour les standards du financement d'infrastructures. Les banques de développement atteignent généralement des ratios de deux à trois. La différence repose sur la perception du risque. Si le Maroc, l'Égypte, la Tunisie et d'autres peuvent démontrer des contrats d'achat d'électricité bancables, des régimes réglementaires stables et des régimes de change permettant des flux de revenus en dollars ou en euros, le capital viendra. Sinon, les milliards de la Commission risquent de devenir un coût irrécupérable dans une série de projets pilotes qui n'atteindront jamais l'échelle.