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Tendances et perspectives du marché de l'énergie en Oman

Accélération du déploiement du solaire photovoltaïque à grande échelle

OPWP dispose de 1,6 GW de capacité solaire et éolienne en cours d'appel d'offres actif en 2026, portés par le projet solaire Al Kamil et les parcs éoliens de Mahoot et Sadah.^{[2]Oman Observer Staff, « Les perspectives de capacité installée s'accélèrent grâce au pipeline solaire », Oman Observer, omanobserver.om} Le projet solaire Ibri III de 500 MW avec batterie de 100 MWh, attribué en septembre 2025, a introduit le premier système de stockage d'énergie à grande échelle d'Oman et a livré un coût actualisé de l'énergie (LCOE) inférieur à 2,5 centimes de dollar américain par kWh. Ce tarif est inférieur au coût marginal de l'électricité produite à partir de gaz subventionné, accélérant la mise à la retraite forcée des unités à cycle combiné plus anciennes. Manah I et II, mis en service en 2025, ont porté la capacité renouvelable à 1,7 GW et ont fourni 11,5 % de la production en mai 2025.^{[3]Masdar, Masdar signe un accord d'achat d'électricité pour le projet solaire Ibri III de 500 MW en Oman, masdar.ae} Pour atteindre son objectif de 6 GW solaires d'ici 2030-2031, OPWP doit ajouter plus de 1 GW par an, un rythme qui sollicite la capacité nationale en ingénierie, approvisionnement et construction (EPC) et renforce le rôle des contractants étrangers disposant d'un bilan de plusieurs gigawatts. Les flux de dépenses d'investissement qui en résultent positionnent les acteurs du marché de l'énergie en Oman pour la localisation de la chaîne d'approvisionnement en modules, onduleurs et services d'intégration au réseau.

Interconnexion Nord-Sud 400 kV ouvrant les corridors d'énergies renouvelables

La Phase 1 du programme « Rabt » d'OETC s'est achevée en novembre 2023 avec 670 km de lignes à 400 kV, et les contrats de la Phase 2 d'une valeur de 322 millions de rials omanais ont été signés en mars 2024, avec un objectif d'achèvement en 2027.^{[4]Oman Electricity Transmission Company, « Attribution de la Phase 2 du programme Rabt », OETC, oetc.om} L'épine dorsale relie les zones éoliennes intérieures de Duqm, Mahoot et Sadah aux centres de demande côtiers et devrait stimuler la croissance à long terme. Une interconnexion séparée de 1 600 MW avec le CCG, prévue pour le quatrième trimestre 2026, permet l'exportation de surplus solaires hivernaux et l'importation de capacité thermique régionale lors des pics de climatisation estivaux en Oman. Avec l'interconnexion en place, OPWP peut exploiter un portefeuille d'équilibrage rappelant la participation du Danemark au réseau nordique, lissant les énergies renouvelables variables sur des zones géographiques plus larges. Les mises à niveau du code de réseau, notamment la compensation de puissance réactive et les exigences de tenue aux creux de tension, ont retardé plusieurs projets éoliens, mais une fois satisfaites, l'architecture soutiendra un réseau auto-cicatrisant visant 30 % de pénétration des énergies renouvelables d'ici 2030.

Méga-projets ancrés dans l'hydrogène vert stimulant la nouvelle demande d'électricité

Les neuf concessions d'Hydrom visent 1,5 million de tonnes par an d'hydrogène d'ici 2030, un pipeline qui nécessite environ 35 GW d'énergies renouvelables dédiées. L'installation d'ammoniac de Duqm d'ACME consommera 1,2 GW d'énergie solaire et éolienne lors de la mise en service de la Phase 1 au quatrième trimestre 2026. La première phase de 50 000 tonnes par an de Hyport Duqm et trois complexes d'acier vert annoncés représentent ensemble une charge incrémentale de 3 à 4 GW pour les électrolyseurs et les fours, ancrant le hub de Duqm dans un profil de charge de base plus pointe inédit dans les zones industrielles traditionnelles. Les soumissionnaires du prochain Round 3 d'Hydrom devront sécuriser la dette de projet sans garanties souveraines, testant les critères de bancabilité dans un contexte d'évolution des normes d'importation d'ammoniac de l'Union européenne. La clôture financière réussie créera des signaux d'achat à long terme pour les développeurs solaires et éoliens dans les corridors du marché de l'énergie en Oman.

Ajouts rapides de charge liés aux centres de données et au minage de Bitcoin

Oman s'est classé sixième mondial dans le minage de Bitcoin en janvier 2026, hébergeant 3 % du taux de hachage mondial, soit environ 32 EH/s, et exploitant un arbitrage sur le gaz naturel indisponible sur les marchés libéralisés. L'expansion de Green Data City à 400 MW et le projet d'Alps Blockchain pour jusqu'à 400 MW représentent collectivement environ 5 % de la capacité installée, mettant sous pression les réseaux de distribution de Mascate et Sohar conçus pour des charges industrielles moins intensives. Étant donné qu'OPWP socialise les coûts fixes de production via des contrats d'achat d'électricité à long terme, la demande de calcul incrémentale abaisse les tarifs moyens du système, subventionnant involontairement des activités à forte consommation d'énergie mais à faible emploi. Les opérateurs de distribution ont installé 1,13 million de compteurs intelligents, soit 75 % de couverture nationale, mais les sous-stations rurales manquent encore d'une intégration SCADA complète, retardant la surveillance à distance des distorsions harmoniques et des creux de tension. Les mesures d'atténuation à court terme se concentrent sur les mises à niveau des bancs de condensateurs et les filtres harmoniques actifs, mais la stabilité à long terme dépend de tarifs reflétant les coûts réels qui freinent les charges de cryptomonnaies non planifiées.

Sorties limitées des fonds de capital-investissement en raison du modèle à acheteur unique

Le pouvoir d'achat monopsonique d'OPWP et les contrats d'achat d'électricité de 20 ans limitent la liquidité du marché secondaire. Les sponsors de capital-investissement qui cèdent des actifs saoudiens après 5 à 7 ans ne trouvent pas de voie similaire en Oman, où l'absence d'exposition marchande comprime les taux de rendement internes à des chiffres moyens à un seul chiffre. Des centrales telles que Sohar Power (585 MW) et Barka II (673,5 MW) sont passées en mode de conservation à l'expiration de leur contrat d'achat d'électricité, soulignant l'absence d'enchères de capacité ou de marchés spot susceptibles de recycler les actifs échoués. Le projet de loi bloqué sur un marché de capacité modélisé sur le RPM de PJM maintient les fonds de pension et d'assurance en retrait. Tant que les options de sortie ne s'améliorent pas, le recyclage du capital vers la nouvelle production reste lent sur le marché de l'énergie en Oman.

Subventions tarifaires prolongées sur l'électricité retardant une tarification reflétant les coûts réels

Les tarifs résidentiels sont restés plafonnés autour de 3 à 4 centimes de dollar américain par kWh après la réforme de janvier 2025, bien en dessous du LCOE de 8 à 9,7 centimes pour un système en toiture typique de 2,2 kWc à Mascate. Ce décalage retarde l'adoption du programme Sahim, avec des installations négligeables malgré une volonté exprimée à 95 % dans les enquêtes auprès des consommateurs publiées en 2023. Les subventions faussent également l'implantation industrielle, attirant des usines à forte consommation d'énergie qui font ensuite pression contre la réforme, pérennisant l'exposition fiscale et soustrayant environ 1 point de pourcentage à la croissance. Le report de la suppression totale des subventions à 2031 signale que les préoccupations de stabilité sociale primeront sur l'alignement tarifaire pendant au moins un autre cycle budgétaire, retardant l'inflexion de la production décentralisée dans le secteur de l'énergie en Oman. Les exemptions pour les grands consommateurs inclinent davantage la base de coûts, subventionnant effectivement les charges de calcul à faible valeur ajoutée nationale.

*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 : La domination thermique face à l'accélération des énergies renouvelables

La production thermique a capté 87,55 % de la part du marché de l'énergie en Oman en 2025. Les ajouts de CCGT à Misfah et Duqm, conçus pour un mélange à 30 % d'hydrogène, garantissent une marge de capacité dispatchable jusqu'en 2029, mais ancrent également la demande de gaz provenant des champs Khazzan et Ghazeer de BP. Les énergies renouvelables, portées par le solaire photovoltaïque, ont contribué à 11,5 % de la production en mai 2025 et devraient dépasser 9 GW d'ici 2030. La taille du marché de l'énergie en Oman pour les énergies renouvelables devrait croître à un TCAC de 24,69 % entre 2026 et 2031, l'interconnexion Nord-Sud supprimant les goulets d'étranglement de transport. Les parcs éoliens de Duqm et Mahoot affichent des facteurs de capacité de 35 à 40 %, mais la clôture financière dépend des mises à niveau de puissance réactive désormais standardisées dans les révisions du code de réseau. Le nucléaire reste commercialement non viable dans les courbes de coûts actuelles, et le charbon est exclu par l'engagement d'Oman à la neutralité carbone en 2050, préservant le gaz et les énergies renouvelables comme les deux piliers de la production.

Des effets de second ordre renforcent ce pivot. Les prix des modules solaires sont tombés en dessous de 0,15 dollar américain par watt en 2025, poussant les dépenses d'investissement tout compris en dessous de 600 dollars américains par kW et aplatissant la courbe des coûts des services publics. Les coûts des batteries ont suivi, permettant aux centrales hybrides telles qu'Ibri III de fournir des services de rampe autrefois assurés par des turbines à gaz à cycle ouvert. Le marché de l'énergie en Oman voit désormais des soumissionnaires proposer des contrats d'achat d'électricité solaire plus stockage à moins de 3 centimes de dollar américain par kWh, contre 4 à 5 centimes pour un nouveau CCGT. À mesure que les ajustements carbone aux frontières se resserrent en Europe, les turbines prêtes pour l'hydrogène gagnent en pertinence stratégique ; les centrales incapables de se moderniser risquent une dépréciation d'actifs avant la fin de la durée du contrat d'achat d'électricité.

Par utilisateur final : Les services publics en tête, l'électrification industrielle s'accélère

Les services publics ont fourni 55,3 % de l'électricité en 2025 via trois distributeurs régionaux desservant 1,35 million de clients. Les grands industriels, cependant, affichent la croissance la plus rapide, le segment devant progresser à un TCAC de 13,5 % à mesure que les aciéristes électrifient leurs fours et que les producteurs d'hydrogène mettent en service des électrolyseurs. La taille du marché de l'énergie en Oman pour la demande commerciale et industrielle devrait s'étendre d'un estimé de 6,4 GW en 2026 à près de 12 GW d'ici 2031, reflétant l'essor de l'hydrogène vert. Les seules installations de minage de Bitcoin pourraient dépasser 800 MW d'ici 2028, une charge équivalente au CCGT de Duqm, créant une nouvelle catégorie de charge de base qui remet en question les structures tarifaires existantes.

Les ventes résidentielles connaissent une croissance modérée de 5 à 6 % dans un contexte de quasi-saturation de la climatisation. La pénétration des compteurs intelligents dépassant 75 % permet des tarifs à heures creuses/pleines qui devraient réduire les pics du soir de 10 à 15 % si appliqués à l'échelle nationale. Le solaire en toiture avec stockage reste non économique dans le cadre des subventions actuelles, mais pourrait bondir une fois que Sahim II autorisera le financement par des tiers. Les clients commerciaux, notamment les hôtels et les centres commerciaux, affichent une plus grande élasticité tarifaire et sont les premiers adoptants de contrats de réponse à la demande qui accordent des économies de facture de 15 à 20 % en échange de droits d'effacement. Dans l'ensemble, l'électrification de l'acier, des produits chimiques, du dessalement et du calcul entraîne un changement structurel dans la forme de la charge, améliorant le facteur de charge du système et réduisant le coût moyen de production sur le marché de l'énergie en Oman.

Analyse géographique

Le gouvernorat de Mascate et le corridor de Batinah représentaient environ 65 % de la capacité installée en 2025, mais la Zone économique spéciale de Duqm et le Dhofar devraient enregistrer la croissance de la demande la plus rapide jusqu'en 2031. L'interconnexion Rabt, en permettant la fermeture de 14 centrales diesel, a redirigé 175 millions de litres de diesel par an et réduit 474 000 tonnes d'émissions de CO₂. Avec la Phase 2 sur la bonne voie pour 2027, le solaire et l'éolien intérieurs disposent désormais d'un chemin d'évacuation clair vers les charges côtières.

Duqm émerge comme un point chaud énergético-industriel. L'usine d'ammoniac de 100 000 tonnes par an d'ACME, Hyport Duqm et trois projets d'acier vert nécessitent ensemble plus de 4 GW de puissance dédiée, une échelle qui impose des embranchements 400 kV et des sous-stations à accélération rapide non encore budgétisés dans le plan d'investissement d'OETC. L'incapacité à synchroniser la construction du réseau de transport avec les jalons des projets risque de créer des actifs de production échoués et de retarder les revenus d'exportation d'hydrogène, injectant un risque de calendrier dans le marché de l'énergie en Oman. Le gouvernorat du Dhofar, quant à lui, tire parti des 121 596 compteurs intelligents de Nama Dhofar et de l'IPP Salalah-2 pour intégrer jusqu'à 300 MW d'éolien côtier une fois qu'un renforcement à 132 kV sera achevé en 2028.

Dans le nord, l'enclave industrielle de Sohar a consommé environ 2,5 GW en 2025 et ajoutera encore 1 GW d'ici 2030 à mesure que les expansions de GNL en méthanol et d'aluminium progressent. Des équipements de soutien de tension sont installés pour maintenir le corridor à 220 kV dans une plage de ±5 % de la valeur nominale. Les régions intérieures telles qu'Al Wusta adoptent des stratégies de microréseaux centrées sur des hybrides solaire-batterie qui réduisent la consommation de diesel jusqu'à 90 %, abaissant le LCOE à moins de 10 centimes de dollar américain par kWh. Une fois l'interconnexion avec le CCG opérationnelle au quatrième trimestre 2026, Oman prévoit d'importer de la capacité lors des pics estivaux et d'exporter les surplus éoliens et solaires en hiver, positionnant le marché de l'énergie en Oman comme un futur hub d'équilibrage pour le réseau CCG élargi.