Du golfe Persique au Pacifique Sud : comment la coopération verte Chine–Golfe redessine la carte énergétique de l’Océanie

Du golfe Persique au Pacifique Sud : comment la coopération verte Chine–Golfe redessine la carte énergétique de l’Océanie

Catégorie d’article｜ Energy Pacific · Regional Trade · Economic Outlook

Chapeau

En janvier 2026, l’Institut du Moyen-Orient (Middle East Council) a publié une note de politique intitulée « The China-Gulf Green Rush: Fueling Renewable Energy Cooperation », qui formule une appréciation que la région Asie-Pacifique aurait intérêt à prendre au sérieux : les relations énergétiques entre la Chine et les pays arabes du Golfe passent d’une « dépendance structurelle » fondée sur le commerce du pétrole et du gaz à une « interdépendance complexe » axée sur les énergies renouvelables. Le contenu de la coopération ne se limite plus à l’achat et à la vente de pétrole brut et de gaz naturel liquéfié (GNL), mais s’étend au photovoltaïque, au stockage d’énergie, à l’hydrogène, aux réseaux électriques et aux investissements dans les chaînes industrielles.

Cela relève en apparence d’un agenda bilatéral entre le golfe Persique et l’Asie de l’Est, mais ses effets indirects se propageront jusqu’en Océanie par trois canaux : la forme de la courbe de demande mondiale de GNL, la recomposition des chaînes d’approvisionnement des minéraux critiques et des technologies vertes, et l’accessibilité du financement des énergies renouvelables dans les pays en développement. La structure des exportations de l’Australie, les trajectoires de réduction des émissions du secteur électrique et agricole de la Nouvelle-Zélande, et l’accès à l’énergie des États insulaires du Pacifique seront simultanément touchés par ces trois canaux.

Dans une perspective d’économie régionale et de développement à long terme de l’Océanie, cet article examine les logiques motrices de cette transformation, évalue ses implications pour l’Australie, la Nouvelle-Zélande et les États insulaires du Pacifique, et propose un cadre d’observation pour les 3, 5 et 10 prochaines années.

I. Contexte : d’un commerce pétrolier et gazier à sens unique à une coopération verte multidimensionnelle

La thèse centrale de la note est que le modèle « le Golfe fournit le pétrole, la Chine l’achète », formé à l’ère des énergies fossiles traditionnelles, est en train de s’inverser. Ce renversement est porté conjointement par les logiques internes propres à chacune des deux parties.

Du côté chinois, trois moteurs sont à l’œuvre. Le premier est la sécurité énergétique : développer des capacités nationales en photovoltaïque, éolien et hydrogène afin de réduire la dépendance excessive aux combustibles fossiles importés et de diminuer la vulnérabilité aux chocs des chaînes d’approvisionnement et aux chocs géopolitiques. Le deuxième est l’objectif climatique et de transition bas carbone : sous la contrainte du pic des émissions de carbone avant 2030 et de la neutralité carbone avant 2060, faire passer les énergies renouvelables du statut d’« énergie complémentaire » à celui d’« énergie principale ». Le troisième est la reconfiguration de la structure des exportations : les « trois nouveaux produits » que sont les véhicules électriques, les batteries au lithium et les modules photovoltaïques remplacent progressivement les « trois anciens produits », dominés par les produits à forte intensité de main-d’œuvre, et deviennent un nouveau vecteur de compétitivité du commerce extérieur. La note cite des données selon lesquelles, en 2024, les investissements de la Chine dans des projets clés tels que le stockage d’énergie de nouvelle génération, les infrastructures de recharge et d’échange de batteries, l’hydrogène et l’intégration production-réseau-charge-stockage ont atteint près de 200 milliards de yuans (environ 28 milliards de dollars américains), faisant de la Chine le plus grand investisseur mondial dans la transition énergétique.Les moteurs du côté du Golfe sont tout aussi réels. La révolution du gaz de schiste a modifié la configuration mondiale de l’offre de pétrole et de gaz, et le levier stratégique du Moyen-Orient en tant que « hub énergétique mondial » s’en est trouvé affaibli. Un exemple cité dans la note de synthèse : les exportations de l’OPEP vers les États-Unis sont passées d’environ 5,6 millions de barils par jour en 1977 à environ 980 000 barils par jour en 2022. Dans le même temps, les prix du pétrole sont restés globalement bas au cours de la dernière décennie, ce qui a accru les pressions budgétaires ; la croissance démographique rapide de pays comme l’Arabie saoudite a fait augmenter la demande d’électricité à un rythme proche de 7 % par an, la climatisation pouvant représenter environ 70 % de la consommation électrique de pointe, et de grands volumes de pétrole et de gaz ont été réorientés vers une consommation intérieure subventionnée. Les programmes de diversification tels que « Vision 2030 » de l’Arabie saoudite, la « Vision nationale 2030 » du Qatar et la « Vision 2035 » du Koweït ont donc fait passer les énergies renouvelables du statut de projet de vitrine à celui de nécessité structurelle.

En une phrase : la Chine a besoin d’exportations industrielles vertes et de scénarios de déploiement technologique, le Golfe a besoin d’un nouveau récit de croissance affranchi de la dépendance à une ressource unique ; les deux forment une complémentarité évidente dans le photovoltaïque, le stockage, l’hydrogène et les réseaux électriques. C’est ce qui constitue ce que la note de synthèse appelle la « vague verte ».

II. Mécanismes de transmission : pourquoi l’Océanie ne peut pas rester à l’écart

L’Océanie et le golfe Persique sont éloignés l’un de l’autre, mais dans le système mondial de fixation des prix de l’énergie et des minéraux, ils occupent des maillons différents d’une même chaîne.

Premièrement, le GNL. La Chine est l’un des plus grands importateurs de gaz naturel au monde et l’une des principales sources de demande additionnelle mondiale de GNL. Si la Chine accélère l’électrification dans la production d’électricité, l’industrie et les transports, et remplace une partie de l’électricité produite à partir du gaz et du charbon par de l’éolien et du solaire photovoltaïque nationaux, la courbe de croissance à long terme du GNL maritime tendra à s’aplatir. L’Australie figure depuis longtemps parmi les premiers exportateurs mondiaux de GNL, et ses revenus d’exportation ainsi que ses recettes budgétaires liées au gaz naturel sont très sensibles à la pente de cette courbe. Il faut souligner que cela n’implique pas un effondrement de la demande à court terme — le gaz naturel joue encore un rôle pendant la période de transition énergétique, et la structure des contrats à long terme ralentira également la vitesse d’ajustement. Le véritable changement réside dans les variables de négociation : les acheteurs s’intéresseront de plus en plus à la durée des contrats, aux mécanismes de fixation des prix et à l’intensité carbone par unité.

Deuxièmement, les technologies vertes et le coût des équipements. L’avantage d’échelle de la Chine dans les modules photovoltaïques et les batteries de stockage fait continuellement baisser le seuil d’investissement nécessaire aux énergies renouvelables dans le monde. Pour les développeurs de projets en Australie et en Nouvelle-Zélande, cela signifie un coût du kilowattheure plus faible ; pour les États insulaires du Pacifique, cela pourrait rendre pour la première fois le remplacement du diesel économiquement viable. Mais cette même force réduit aussi l’espace disponible pour la fabrication locale, ce qui rend plus difficile pour l’Australie et la Nouvelle-Zélande de créer une industrie nationale dans les segments des modules et des batteries.

Troisièmement, les minéraux critiques et la position dans la chaîne industrielle. L’Australie est l’un des principaux fournisseurs mondiaux de minéraux critiques tels que le lithium et les terres rares. Si la Chine et le Golfe forment une combinaison « technologie + capital + marché » dans le photovoltaïque, le stockage et même les électrolyseurs, la demande de minéraux en amont augmentera et l’Australie en bénéficiera en volume. Mais le risque tient à une position figée : si la valeur ajoutée des batteries, des modules et de l’intégration des systèmes reste ailleurs, l’Australie pourrait être enfermée dans le rôle de fournisseur de matières premières. C’est précisément le point de départ logique des incitations à la transformation en aval des minéraux critiques et des politiques industrielles associées que l’Australie promeut ces dernières années.## III. Regional Implications (Implications régionales)

Pour l’ensemble de la région océanienne, la coopération verte Chine–Golfe signifie que la nature des enjeux énergétiques a changé : elle est passée d’engagements climatiques et de déclarations diplomatiques à une concurrence portant sur les capacités industrielles, la mobilisation du capital et les parts de marché. La place de l’Océanie dans ce nouveau paysage ne sera pas déterminée automatiquement ; elle dépendra de sa capacité à passer de fournisseur de ressources à acteur des technologies, des services et de la transformation.

En matière de flux commerciaux, trois évolutions sont possibles. Premièrement, la marge de croissance du commerce des énergies fossiles se réduit et la fréquence de renégociation des contrats existants augmente ; deuxièmement, la structure des exportations minières monte en gamme, du minerai brut vers les concentrés, les produits intermédiaires, voire les matériaux ; troisièmement, la dépendance aux importations de technologies vertes augmente, l’Australie et la Nouvelle-Zélande ayant du mal, à court terme, à subvenir à leurs besoins dans des segments tels que les onduleurs, les systèmes de stockage d’énergie et les électrolyseurs.

En matière de flux de capitaux, trois types de capitaux se disputent les mêmes projets : les capacités chinoises de fabrication et d’ingénierie-construction (EPC), les capitaux souverains du Golfe, ainsi que les financements locaux australiens et néo-zélandais et ceux des institutions multilatérales de développement. Pour les États insulaires du Pacifique, cela signifie davantage d’options de financement, mais aussi des exigences plus complexes en matière d’évaluation de la soutenabilité de la dette et de gouvernance des projets.

En matière de coopération régionale, il existe un potentiel sous-estimé. L’Australie et la Nouvelle-Zélande partagent avec les États insulaires du Pacifique un intérêt commun pour l’interconnexion des réseaux électriques, l’intégration des énergies renouvelables au réseau, les câbles sous-marins et le renforcement des capacités de régulation énergétique ; la « Stratégie du continent bleu du Pacifique à l’horizon 2050 » du Forum des îles du Pacifique, ainsi que les projets énergétiques de la Banque mondiale et de la Banque asiatique de développement dans la région Pacifique, constituent la base institutionnelle de cette coopération. Si l’Océanie parvient à se doter de normes techniques unifiées et d’une capacité de préparation de projets, son pouvoir de négociation face aux capitaux chinois et du Golfe sera nettement différent.

IV. Comparaison régionale : les expositions différenciées de l’Australie, de la Nouvelle-Zélande et des États insulaires du Pacifique

| Dimension | Australie | Nouvelle-Zélande | États insulaires du Pacifique | | --- | --- | --- | --- | | Ressources énergétiques | Grande puissance en énergies fossiles et en minerais critiques | Dominée par l’hydroélectricité, la géothermie et l’éolien ; part de renouvelables parmi les plus élevées au monde | Majoritairement très dépendants du diesel importé pour produire de l’électricité | | Logique de transition | Ajustement de la structure des exportations et montée en gamme industrielle | Décarbonation de l’agriculture et des transports sur la base d’une électricité à forte proportion verte | Accès à l’énergie, coûts et résilience climatique | | Sensibilité aux changements externes | Élevée (demande de GNL et de minerais) | Moyenne (coûts technologiques et règles carbone) | Élevée (disponibilité du financement et des technologies) | | Principaux risques | Être verrouillé dans le segment amont des matières premières | Pression des règles carbone aux frontières sur les exportations, notamment de produits laitiers | Dette liée aux projets et capacités de gouvernance insuffisantes | | Opportunités potentielles | Transformation en aval des minerais critiques, hydrogène vert et ammoniac vert | Exportation de technologies géothermiques et de stockage, certification verte | Photovoltaïque distribué ＋ stockage, interconnexion électrique régionale |La conclusion de la comparaison est la suivante : ces trois acteurs sont confrontés à la même évolution externe, mais ils en subissent les effets de manières différentes. Le problème de l’Australie est de savoir « à quel maillon de la chaîne je me situerai après la transition » ; celui de la Nouvelle-Zélande est de savoir « si mon avantage vert peut se transformer en prime à l’exportation » ; celui des pays insulaires du Pacifique est de savoir « si je peux transformer une fenêtre de financement en actifs énergétiques durables, plutôt qu’en une nouvelle charge d’endettement ».

5. Concurrence et complémentarité : les limites concrètes de l’hydrogène vert et de l’ammoniac vert

Les pays du Golfe disposent des ressources solaires au coût le plus bas au monde et d’infrastructures d’exportation matures, tandis que l’Australie dispose des terres et des ressources éoliennes et solaires d’Australie-Occidentale, ainsi que d’une proximité géographique avec les marchés asiatiques. Sur les marchés est-asiatiques de l’hydrogène vert et de l’ammoniac vert, les deux sont, à long terme, en situation de concurrence, et cette concurrence se manifestera d’abord dans le portefeuille de projets, les contrats d’enlèvement et l’élaboration de normes internationales, plutôt que dans les volumes effectivement expédiés.

La raison en est que la rentabilité économique de l’hydrogène vert n’est pas encore au rendez-vous, que la plupart des projets mondiaux en sont au stade de la démonstration et des premiers enlèvements, et qu’il est difficile, à court terme, de parvenir à des échanges à grande échelle. Pour l’Océanie, l’approche la plus réaliste serait peut-être de considérer l’hydrogène vert comme une option à l’échelle de 10 ans, tout en concentrant les ressources sur les domaines déjà rentables : la transformation des minéraux critiques, l’intégration des énergies renouvelables au réseau, et le remplacement du diesel dans les pays insulaires du Pacifique.

6. Tendances à long terme : 3 ans, 5 ans et 10 ans

Les 3 prochaines années (jusqu’en 2028 environ) : la coopération verte entre la Chine et les pays du Golfe sera principalement marquée par la signature d’accords, l’implantation de capacités et des projets de démonstration ; il faudra suivre les progrès des installations et de la mise en production pour en évaluer les résultats concrets. Pour l’Océanie, les clauses d’intensité carbone dans les contrats de GNL se multiplieront, et les projets gaziers australiens feront l’objet d’un examen plus attentif de la part des acheteurs ; le nombre de projets de solaire photovoltaïque distribué + stockage dans les pays insulaires du Pacifique continuera d’augmenter, mais la structure de financement restera dominée par les institutions multilatérales.

Les 5 prochaines années : le paysage concurrentiel des exportations d’hydrogène vert et d’ammoniac vert commencera à se dessiner, les acheteurs commenceront à différencier l’empreinte carbone et les coûts selon l’origine ; les décisions d’investissement dans la transformation en aval des minéraux critiques détermineront si l’Australie peut se déplacer vers le milieu de la chaîne de valeur ; les dispositifs néo-zélandais de réduction des émissions agricoles et de tarification du carbone affecteront la compétitivité de ses produits laitiers sur les marchés asiatiques.

Les 10 prochaines années : si la Chine et les pays du Golfe forment une chaîne industrielle verte couvrant la fabrication, le capital et les marchés, le rôle de l’Océanie dans le système énergétique mondial dépendra d’un choix crucial : continuer à être principalement fournisseur de matières premières et d’énergies fossiles, ou bâtir des capacités de transformation, de technologie et de services. Le premier choix implique une forte exposition aux cycles de prix, le second une structure économique plus stable et une influence régionale plus forte.

7. Risques et incertitudesPremièrement, la volatilité des prix. Les fortes variations des prix du pétrole et du gaz naturel modifieront simultanément le rythme de transition de la Chine et du Golfe, et affecteront aussi la stabilité des revenus d’exportation de l’Océanie. Deuxièmement, les revirements politiques. Les politiques climatiques et industrielles des principales économies peuvent être ajustées, ce qui affecte directement le retour sur investissement des projets verts. Troisièmement, l’incertitude des trajectoires technologiques. Si la baisse des coûts du stockage d’énergie, de l’hydrogène et des technologies de réseau électrique est plus lente que prévu, le rythme de la transition s’étirera dans le temps. Quatrièmement, la fragmentation des chaînes d’approvisionnement due à la géopolitique pourrait donner à la combinaison « technologie + capital » une coloration de camp plus marquée, réduisant la marge de manœuvre de l’Océanie. Cinquièmement, la soutenabilité de la dette des États insulaires du Pacifique est une contrainte que tout nouveau financement doit prendre en compte.

Conclusion : les trois jugements les plus importants

Premièrement, l’essence de la « vague verte » Chine—Golfe est que la logique de la coopération énergétique mondiale passe d’un « échange ressources contre marché » à une combinaison « technologie + capital + marché ». L’Océanie n’est pas spectatrice : elle est simultanément influencée par trois canaux, à savoir l’évolution de la courbe de demande de GNL, l’expansion de la demande de minéraux critiques, et la baisse continue des coûts des technologies vertes.

Deuxièmement, les implications diffèrent pour les trois sous-régions. Pour l’Australie, il s’agit d’un repositionnement structurel : sa capacité à passer de fournisseur de matières premières à acteur de la chaîne de valeur dépendra des décisions d’investissement en aval des cinq prochaines années. Pour la Nouvelle-Zélande, c’est une reconfirmation de son avantage comparatif : sa part élevée d’électricité verte et ses capacités géothermiques présentent une prime potentielle dans un environnement commercial où les contraintes carbone se renforcent. Pour les États insulaires du Pacifique, c’est une phase où fenêtre de financement et épreuve de gouvernance coexistent ; la qualité des projets importe plus que leur nombre.

Troisièmement, l’indicateur le plus efficace pour juger de ce processus n’est pas le montant des contrats signés, mais trois variables observables : l’évolution de la structure des importations chinoises de GNL, la concrétisation réelle des investissements australiens dans la transformation en aval des minéraux critiques, et la structure de financement ainsi que la performance opérationnelle des projets d’énergie renouvelable des États insulaires du Pacifique.