L’Égypte à la croisée des chemins énergétiques : entre dépendance gazière et transition sous contraintes
Autrefois source de sécurité énergétique, le gaz naturel s’est transformé en vecteur de vulnérabilité en raison du déclin de la production locale et de la pression d’une demande intérieure en forte croissance. Face à cette tension, le pays a amorcé une transition de son mix énergétique, conjuguant, d’une part, le soutien aux énergies renouvelables à travers des réformes structurelles et l’ouverture au secteur privé, et, d’autre part, la poursuite de l’exploration et des investissements gaziers.
I. Les limites d'un modèle énergétique fondé sur le gaz naturel
La structure énergétique égyptienne s’est construite autour du gaz naturel, longtemps perçu comme un pilier de souveraineté, de croissance économique et de stabilité sociale[i]. Avec des réserves estimées à environ 2 100 Mds de m³, soit près de 1,5 % des réserves mondiales, le gaz permettait l’autosuffisance énergétique égyptienne (80% du mix électrique en 2025). L’électricité demeure ainsi largement carbonée, alors même que la demande continue de progresser à un rythme soutenu – 6 à 8 % par an – sous l’effet conjoint de la croissance de la population[ii], de l’urbanisation et du développement industriel. Par ailleurs, s’appuyant sur un réseau d’unités de liquéfaction sans équivalent sur la façade est de la Méditerranée, l’Égypte a intensifié ses exportations de gaz jusqu’en 2022, faisant de ce secteur l’une des principales rentes de l’économie (pic de 8,2 Mds USD en 2022). Depuis 2019, l’Égypte liquéfie également le gaz naturel importé d’Israël via pipeline, dans le cadre d’un accord offrant à Israël un débouché et à l’Égypte des conditions tarifaires avantageuses. Si ce cadre a permis de stabiliser le réseau électrique et de soutenir l’appareil productif, il a différé la diversification du mix et ancré le pays dans une dépendance structurelle.
Depuis 2023, l’effondrement de la production gazière[iii], qui s’est traduit par des épisodes de délestage en 2023 et 2024, a mis en lumière la fragilité de ce modèle énergétique. Ce revirement s’explique en particulier par le déclin du champ de Zohr – la plus importante découverte de gaz naturel en Méditerranée – dont la contribution s’est effritée de moitié en l’espace de quatre ans en raison de difficultés d’exploitation[iv].
L’Égypte est ainsi confrontée à un déficit énergétique majeur, estimé à 2,5 Md de pieds cubes par jour durant la période estivale de 2025, la contraignant à recourir à des importations massives de gaz qui ont fait du pays le premier importateur net de la région. Par conséquent, les exportations de gaz naturel se sont effondrées en 2023-2024 (-92 %), avant d’être interrompues en 2024-2025[v]. Sur les dix premiers mois de l’année 2025, l’Égypte a ainsi couvert près d’un tiers de sa consommation intérieure par des importations, dont environ deux tiers sous forme de GNL et un tiers en provenance d’Israël, traduisant une forte dépendance extérieure[vi]. En parallèle, l’Égypte et Israël ont conclu un accord sans précédent[vii], visant à plus que doubler les volumes de gaz naturel importés d’Israël[viii]. Le coût des importations de GNL a atteint 6 Md USD en 2024-2025 et pourrait approcher 10 Md USD sur l’exercice en cours, accentuant la pression sur les devises. Les autorités cherchent désormais à relancer la production intérieure en restaurant la confiance des investisseurs, notamment à travers la mise en œuvre d’une stratégie claire d’apurement des arriérés, ramenés à moins de 2,4 Md USD d’ici la fin de l’année 2025. De surcroît, le ministre du Pétrole a annoncé une enveloppe d’investissement de 5,7 Md USD sur cinq ans, s’accompagnant d’une dynamique récente de renforcement des engagements étrangers, confirmant les premiers signaux d’un redressement du secteur.
[i] Le gaz représente plus de la moitié de la consommation primaire d’énergie (55 % gaz et 38 % pétrole).
[ii] Croissance démographique de l’ordre de 1,7 % par an.
[iii] Depuis 2022, la production gazière égyptienne décroît rapidement : de 7 Mds pieds³/jour en 2021, elle atteint 4,3 Mds en 2025, soit son niveau le plus faible depuis 2017.
[iv] Champs gazier situé en Mer Méditerranée opéré par ENI dont les réserves sont estimées à 850 Md Bcf, soit le premier champ gazier en Méditerranée.
[vi] L’arrêt temporaire des importations venant de Tel Aviv à l’été 2025, consécutif à la suspension de l’activité du champ Léviathan dans le contexte du conflit avec l’Iran, avait provoqué des coupures d’approvisionnement de deux semaines pour certaines industries égyptiennes.
[vii] Initialement prévue en août 2025, sa mise en œuvre avait été retardée notamment en raison des aléas géopolitiques, mais il a été récemment approuvé par le Premier ministre israélien, dans une allocution télévisée en date du 17 décembre 2025.
[viii] Les flux générés par l’accord pourraient à terme générer 35 milliards USD et valable jusqu’en 2040.
II. Une volonté d'accélérer la transition énergétique par l'ouverture au secteur privé
Dans ce contexte, l’Égypte, dotée d’abondantes ressources solaires et éoliennes, a engagé une transformation ambitieuse et structurée de sa politique énergétique, centrée sur le développement massif des énergies renouvelables afin de renforcer sa sécurité énergétique. Selon la stratégie nationale[i] détaillant les ambitions de la vision 2030 et la CDN égyptienne[ii], la capacité installée devrait passer de 57,5 GW en 2024 à 126,8 GW en 2040, portée par l’essor de l’éolien (1,9 à 40,5 GW) et du solaire (1,8 à 24,7 GW), alors que l’hydroélectricité resterait stable (2,8 GW). La trajectoire introduit le nucléaire à partir de 2029 (2,4 GW) – construction de la centrale nucléaire d’Al-Dabaa étant en cours par Rosatom[iii]. Dans ce schéma, la part combinée éolien-solaire passerait de 6,6 % en 2024 à 51,5 % en 2040, et la part des énergies renouvelables devrait atteindre 42 % en 2035 et 60% en 2040, cibles stratégiques des autorités égyptiennes. Le gouvernement anticipe par ailleurs un développement des capacités de stockage (environ 5 GW en 2035)[iv]. La production de gaz naturel reste néanmoins un élément central du mix énergétique (106 047 GWh), assurant la stabilité du système face à l’intermittence des énergies renouvelables[v], (12,4 % en 2024 face à 62,2 % en 2040) compte tenu de l’énergie réellement injectée dans le réseau : risque de faibles facteurs de charge et de pertes importantes, estimées à près de 20 %[vi]. Les premiers résultats de cette transition sont dès à présent visibles, avec une progression de la part des énergies renouvelables de 7 % en 2014 à 11,5 % fin 2024.
Ce déploiement massif des énergies renouvelables en Égypte s’appuie directement sur l’ouverture aux acteurs privés et la mise en place d’un cadre réglementaire, tarifaire et légal stable, attractif et facilement réplicable. L’accès des producteurs indépendants (IPP) a attiré des groupes internationaux de premier plan, notamment des pays du Golfe (ACWA Power, etc.) et français (EDF, ENGIE, Voltalia), permettant l’émergence d’un éventail de projets sans précédent[vii] (1,6 GW raccordé en 2024, 31,25 GW de projet en cours de développement). Cette dynamique se traduit par un changement d’échelle[viii], et s’accompagne d’une réévaluation à la hausse des tarifs de l’électricité, inscrite dans la trajectoire de réduction des subventions, conforme aux engagements pris dans le cadre du programme FMI.
Les bailleurs internationaux ont également contribué à structurer une décennie de réformes au bénéfice de la transition énergétique égyptienne. Si leur appui prenait auparavant la forme de prêts souverains, il s’exprime aujourd’hui par un accompagnement direct du secteur privé, en cohérence avec la dynamique d’ouverture du marché[ix].
[i] D’après la feuille de route du Ministère de l’électricité et des Energies renouvelables.
[ii] Contribution Nationale Déterminée, définissant ses objectifs de réduction d’émissions à l’horizon 2035.
[iii] Le projet de centrale nucléaire d’El-Dabaa, situé à 150 kilomètres à l’ouest d’Alexandrie, a été initié en 2013 pour répondre aux besoins croissants en électricité, dans un contexte de tensions sur les capacités de production. Après la signature d’un accord intergouvernemental entre Le Caire et Moscou posant le cadre du projet en 2015, un contrat a été signé en 2017 avec AtomStroyExport, filiale de l’entreprise publique Rosatom pour la construction d’une centrale de quatre réacteurs VVER-1200 de génération 3+ (normes post-Fukushima) d’une capacité totale de 4,8 GW. La construction a été lancée en juillet 2022. Il s’agira de la deuxième centrale nucléaire d’Afrique, après celle de Koeberg en Afrique du Sud.
[iv] Stockage par batteries reste limité (2,3 GW) et les stations de pompage-turbinage n’émergeraient qu’à partir de 2035, face à plus de 65 GW de nouvelles capacités solaires et éoliennes.
[v] Dans la feuille de route du Ministère de l’Electricité, les centrales thermiques (47–49 GW) voient leur production chuter de 213 TWh en 2024 à 106 TWh en 2040.
[vi] IEA (2025), The Future of Electricity in the Middle East and North Africa, IEA, Paris https://www.iea.org/reports/the-future-of-electricity-in-the-middle-east-and-north-africa, Licence: CC BY 4.0.
[vii] Marqué par la montée en puissance des capacités unitaires, la généralisation de projets de grande échelle et la diversification rapide des acteurs (Masdar, ACWA Power, Infinity Power, AMEA Power, Engie, Scatec, Goldwind, Vestas, Siemens Gamesa).
[viii] L’éolien est passé de projets historiques de 500–600 MW (Zafarana, Gabal El Zeit) à des parcs dépassant désormais fréquemment le gigawatt, tandis que le solaire, après Benban (1,8 GW), se structure autour de centrales de plus de 500 MW, souvent adossées à des systèmes de stockage par batteries (BESS).
[ix] À titre d’illustration, la France, partenaire historique du secteur, a initié le premier prêt de politique publique destiné à soutenir la réforme d’ouverture aux IPP, avant de prolonger son engagement à travers des participations directes dans des projets emblématiques comme Benban, désormais relayées par Proparco.
III. Des vulnérabilités persistantes
Malgré une trajectoire ambitieuse, la transition énergétique égyptienne reste confrontée à des fragilités structurelles et opérationnelles. Le réseau électrique, conçu pour des centrales thermiques centralisées, peine à absorber l’essor rapide des renouvelables, intermittentes et éloignées des centres de consommation[i], ralentissant ainsi la mise en service d’IPP prêts à injecter de nouvelles capacités. Si l’État égyptien a annoncé un premier programme, les besoins d’investissement (modernisation des lignes et sous-stations, développement de capacités de stockage, construction de nouvelles lignes, etc.) sont estimés à près de 10 Md USD à moyen terme[ii]. Cette trajectoire révèle ainsi une fragilité structurelle : le déploiement des capacités intermittentes devance largement celui des infrastructures de flexibilité.
Les contraintes économiques et budgétaires restent par ailleurs majeures, alors que des investissements significatifs sont indispensables pour concrétiser la trajectoire énergétique égyptienne. L’endettement élevé, les arriérés envers les opérateurs, et la mobilisation prévue de près de 15 Md USD d’ici 2030 limitent fortement les marges de financement public, dans un contexte budgétaire fortement contraint. La transition se heurte enfin à de fortes contraintes sociales et politiques : l’énergie reste un enjeu clé de stabilité intérieure, limitant les ajustements tarifaires. Malgré une ouverture au privé, les tarifs demeurent insuffisants face aux coûts réels, contraignant les développeurs à recourir aux bailleurs, un secteur jugé trop risqué pour les banques privées.
[i] La majorité des projets éoliens et solaires sont concentrés dans le Golfe de Suez (Mer Rouge) et les zones désertiques de Haute Egypte, à des centaines de kilomètre du Caire et du Delta, principales zones de consommation.
[ii] OECD Clean Energy Finance and Investment Mobilisation (CEFIM) Programme: Egypt’s Low Carbon Hydrogen Development and Transmission Grid Financing.