Depuis janvier 2026, les premières grandes centrales photovoltaïques algériennes tournent dans le Sahara. C’est une rupture réelle après quinze ans de plans non exécutés. Mais pendant qu’Alger rattrapait son retard, Rabat signait des contrats d’exportation d’électricité verte avec Madrid et Londres.
Ce qui a changé en 2024 — et pourquoi c’est différent des plans précédents
En 2011, l’Algérie avait annoncé un programme de 22 000 MW d’énergies renouvelables à l’horizon 2030. En 2023, la capacité solaire installée dans le pays était de 436 MW — soit 2% de l’objectif initial. L’échec n’était pas technique. Il était institutionnel : absence de cadre réglementaire stable, pas d’appels d’offres crédibles, aucune filière industrielle locale.
Ce qui distingue le programme lancé en mars 2024, c’est sa structure contractuelle. Pour la première fois, des contrats fermes ont été signés avec des entreprises identifiées — algériennes et chinoises — avec des délais de livraison opposables. La clause de contenu local minimum, intégrée dans chaque contrat, n’est pas un gadget rhétorique : elle conditionne le paiement aux entreprises à la fabrication d’une part des équipements sur le sol algérien.
Résultat mesurable : en janvier 2026, les centrales de Laghouat et El Meghaier (200 MW chacune) sont entrées en service, et neuf centrales totalisant 1 480 MW doivent être réceptionnées avant août 2026.
Le vrai moteur du virage solaire : la facture intérieure du gaz
La transition vers le solaire en Algérie n’est pas une conversion écologique. C’est une opération de survie budgétaire.
Chaque kilowattheure consommé en Algérie est produit à partir de gaz naturel, subventionné par l’État, vendu à l’intérieur à un prix dérisoire. Pendant ce temps, ce même gaz vaut entre 30 et 40 €/MWh sur le marché européen via Medgaz et Transmed. La croissance de la consommation électrique intérieure — tirée par une population jeune, une industrie en expansion et des étés de plus en plus chauds — grignote chaque année davantage le volume exportable.
Le calcul est brutal : sans substitution solaire, l’Algérie atteindra dans moins d’une décennie le point où sa consommation propre absorbe l’intégralité de la production de gaz disponible pour l’export. L’achèvement du programme 3 200 MW permettrait d’économiser plus de 4 milliards de m³ de gaz par an — soit l’équivalent de la consommation annuelle de la Belgique.
MedLink : un câble, une date, une validation européenne
Le projet MedLink est sorti du stade des études en 2025. En août, la Commission européenne l’a intégré à sa liste de 13 projets d’intérêt commun pour la politique énergétique extérieure. Ce statut n’est pas symbolique : il ouvre l’accès aux instruments de financement européens et accélère les procédures réglementaires dans les États membres traversés.
Le câble relierait l’Algérie au réseau électrique italien via la Tunisie, avec une capacité de transit de 1 000 à 2 000 MW. Pour contextualiser : c’est l’équivalent de la production d’une centrale nucléaire de taille moyenne, acheminée en continu depuis le Sahara vers les prises électriques de Milan ou de Rome.
La mise en service est projetée avant 2030. C’est ambitieux. Mais les câbles sous-marins à haute tension se construisent en quatre à six ans une fois les études finalisées — et celles-ci sont en cours.
Desertec : la troisième vie d’un projet né trop tôt
En 2009, un consortium d’entreprises européennes annonçait Desertec : 100 GW de renouvelables dans le Sahara pour alimenter l’Europe, 400 milliards de dollars d’investissement. En 2013, le projet s’effondrait, victime de la chute du coût des panneaux solaires en Europe, des rivalités entre actionnaires et d’un manque de vision long terme.
En septembre 2025, Desertec revient, relancé avec un appui allemand renforcé. La logique a changé : ce n’est plus l’Europe qui vient chercher une ressource bon marché. C’est l’Algérie, le Maroc et l’Égypte qui proposent une électricité décarbonée, compétitive, dans un contexte où l’Union européenne paie le prix de sa dépendance passée au gaz russe. Le rapport de force s’est inversé.
L’Algérie n’est toutefois pas seule sur ce terrain. Le Maroc a signé des accords d’exportation d’électricité verte avec l’Espagne et le Royaume-Uni, et a ouvert son réseau aux investisseurs étrangers bien avant Alger. L’Égypte déploie des parcs éoliens et solaires à un rythme que l’Algérie n’a pas encore atteint. La compétition est réelle.
Ce que Karim Zaghib dit que personne ne veut entendre
Karim Zaghib n’est pas un consultant de cabinet. C’est le scientifique qui a co-développé des technologies de batterie lithium-ion utilisées dans des millions de véhicules électriques, et qui dirige un centre de recherche de rang mondial au Canada. Quand il affirme que 300 km² du Sahara algérien suffiraient à alimenter l’Algérie et l’Europe en électricité, ce n’est pas une métaphore.
Sa proposition concrète — une École algérienne de la batterie formant des ingénieurs spécialisés dans le stockage d’énergie en milieu désertique — pointe un angle mort de la stratégie officielle. Produire de l’électricité solaire dans le Sahara est résolu techniquement. La stocker et la transporter de manière fiable sur 2 000 km, dans des conditions climatiques extrêmes, est un problème industriel que l’Algérie n’a pas encore commencé à résoudre par elle-même.
Sans cette brique, l’Algérie restera un producteur dépendant de câbles et de technologies étrangers, capable de générer des kilowattheures mais pas encore de les maîtriser.
Trois scénarios pour 2030
Scénario optimiste. Le programme 3 200 MW est livré en 2026–2027. MedLink entre en service avant 2030. Desertec attire des investissements privés conséquents. L’Algérie exporte ses premiers TWh vers l’Europe et négocie en position de force une révision des tarifs gaziers.
Scénario médian. Les centrales sont livrées avec un à deux ans de retard. MedLink est opérationnel en 2031. La filière batterie locale ne décolle pas. L’Algérie libère du gaz pour l’export, mais reste dépendante des opérateurs de câble étrangers pour l’acheminement de son électricité.
Scénario de stagnation. Les délais s’accumulent, les financements se fragmentent, et les procédures administratives bloquent les partenariats privés. Le Maroc et l’Égypte captent l’essentiel des investissements renouvelables régionaux. L’Algérie maintient sa position de fournisseur de gaz fossile, sans jamais réussir la conversion.
La trajectoire de 2026 penchait vers le scénario médian. Ni l’effondrement, ni la réussite totale. Une transition réelle, mais incomplète et encore largement dépendante des décisions politiques des douze prochains mois.
Ce que l’article ne peut pas encore dire
Aucun chiffre officiel et audité de production réelle des centrales algériennes mises en service début 2026 n’est disponible à ce jour. Les annonces gouvernementales méritent d’être confrontées aux données de production effective, que Sonelgaz n’a pas encore publiées de manière transparente. C’est une lacune de gouvernance, pas seulement de communication — et c’est en soi un signal sur la maturité institutionnelle du secteur.
L’Algérie de 2026 n’est plus celle qui annonçait des plans solaires sans les exécuter. Des centrales tournent, des contrats sont signés, un câble sous-marin est validé par Bruxelles. Mais être en train de rattraper un retard n’est pas la même chose qu’avoir pris une avance. La fenêtre pour s’imposer comme premier fournisseur d’électricité verte de l’Europe se rétrécit. Ce qui se joue dans les dix-huit prochains mois — livraison du programme 3 200 MW, avancement de MedLink, décisions d’investissement sur le stockage — déterminera si l’Algérie est acteur ou spectateur de la prochaine carte énergétique méditerranéenne.
