Le 16 juillet, à Rabat, lors de la quinzième réunion de haut niveau franco-marocaine, la France a annoncé le lancement d’un appel à manifestation d’intérêt (AMI) portant sur une liaison électrique destinée à exporter de l’électricité renouvelable du Maroc vers notre territoire. Le texte, publié quatre jours plus tard, décrit un complexe de production implanté au Maroc, adossé à des capacités de stockage dédiées, relié à la France par une double liaison sous-marine en courant continu haute tension de 2 × 1 GW, avec un atterrage envisagé dans les Bouches-du-Rhône ou le Var (1).

Beaucoup pourraient y voir la résurrection de Desertec, ce projet que nous avions largement couvert à partir de 2009 et qui ambitionnait de couvrir 15 % des besoins électriques européens grâce aux déserts d’Afrique du Nord, pour 400 milliards d’euros, avant de se déliter au début des années 2010 (2). L’intuition est la même. L’échelle, elle, n’a plus rien à voir.

Une interconnexion qui n’en est pas une

Le premier enseignement de l’AMI tient dans une phrase qui passerait presque inaperçue : l’architecture privilégiée est dite « off-grid ». L’électricité serait produite et stockée au Maroc sur des moyens dédiés, puis injectée en France selon un profil contractuel, sans interconnexion des deux réseaux nationaux. Une liaison bidirectionnelle reste envisageable, mais à titre de variante plafonnée à 10 ou 20 % de la capacité.

Autrement dit, ce n’est pas une interconnexion, c’est un contrat de livraison. Le choix n’a rien d’irrationnel, mais ses vraies raisons méritent d’être explicitées. Depuis janvier 2026, l’électricité importée dans l’Union relève du mécanisme d’ajustement carbone aux frontières, sans seuil (3). À défaut de preuve contraire, elle est valorisée au facteur d’émission du réseau du pays d’origine, et le charbon assurait encore 58 % de la production marocaine en 2025 (4). Pour qu’elle soit comptée à zéro, il faut un contrat d’achat direct avec des installations dédiées raccordées au réseau européen. L’off-grid coche ces cases par construction. Une interconnexion, non : elle importerait le mix marocain, prix du carbone compris. L’Espagne en a d’ailleurs fait l’expérience en 2019, accusée d’acheter au Maroc une électricité au charbon sans en supporter le coût (5).

S’y ajoute une dimension réglementaire. Une interconnexion avec un pays tiers appelle tout l’acquis du marché intérieur : accès des tiers, allocation des capacités, partage des rentes (6). Un câble dédié n’est pas une interconnexion, c’est un moyen de production. Il échappe au débat. La Commission travaille bien à une voie d’exemption pour les pays tiers, mais elle la conditionne à l’adoption d’un prix du carbone équivalent au nôtre. C’est une réforme d’une autre échelle temporelle qu’un câble.

Jusqu’ici la stratégie « off-grid » se montre donc solide. Elle a en revanche des limites qu’il faut clarifier. Une interconnexion fonctionne dans les deux sens : quelques minutes avant le black-out ibérique d’avril 2025, l’Espagne exportait 800 MW vers le Maroc. Une demi-heure plus tard, le flux s’inversait et contribuait à relancer le sud de la péninsule (7). Un câble dédié ne permet rien de tel. Il livre, et c’est tout. La France achète des électrons « propres » et de la simplicité juridique. Elle renonce à l’assurance mutuelle.

Le second enseignement tient aux ordres de grandeur. L’AMI retient 2 GW et un facteur de charge livré d’environ 6 000 heures par an, soit de l’ordre de 12 TWh annuels. Rapporté aux 451 TWh consommés en France en 2025, cela représente 2,6 % de notre consommation, quand Desertec visait 15 % de la consommation européenne (8). Entre les deux, l’ambition a été divisée par plus de trente. Aucun subventionnement public n’est d’ailleurs envisagé à ce stade, et l’AMI n’emporte ni promesse ni obligation d’attribution.

Ces hypothèses ne sortent pas de nulle part. Deux projets qui leur correspondent presque mot pour mot figurent déjà au portefeuille du plan décennal de développement du réseau européen, le TYNDP, publié cette année par ENTSO-E, l’association qui réunit les gestionnaires de réseau de transport d’électricité du continent. Tous deux visent le même point de raccordement, à savoir le réseau de RTE à Fos-sur-Mer (cf. encadré). Le premier, Qantara Med, est porté par le britannique Xlinks, qui a créé pour l’occasion une filiale française. Le second, l’IMEE, l’est par l’australien Fortescue (9).

Un appel à manifestation d’intérêt qui décrit avec cette précision des projets déjà déposés auprès d’ENTSO-E, fût-ce au stade de l’examen, n’apparaît pas vraiment comme un appel ouvert. Rien n’oblige pourtant un candidat à figurer au plan européen pour concourir, et le dépôt ne se clôt que le 4 janvier 2027 : d’autres postulants peuvent se manifester. Mais deux projets au moins sont déjà écrits, et l’appel leur ressemble beaucoup. Ce n’est pas un reproche, c’est une clé de lecture.

Une divergence mérite d’ailleurs d’être relevée. Là où l’AMI privilégie l’architecture off-grid, Xlinks classe Qantara Med parmi les projets hybrides et met en avant une technologie bidirectionnelle, présentée comme garantissant des bénéfices mutuels pour le Maroc et l’Europe. À ce stade, ce projet ne décrit donc pas tout à fait le même objet que l’État qui l’invite à candidater.

Le gisement n’a jamais été le problème

Un exercice arithmétique, d’autres diraient un calcul sur un coin de table, suffit à trancher la question de la ressource. La partie du Sahara occidental administrée de fait par le Maroc représente environ 213 000 km². En consacrant seulement 1 % de cette surface à des centrales photovoltaïques au sol, avec une densité prudente de 55 à 65 MWc par kilomètre carré et un facteur de charge de 25 à 30 %, on obtiendrait entre 255 et 360 TWh par an (10). Plus de la moitié de la consommation française.

Ce chiffre n’a aucune valeur opérationnelle : il ignore les zones à exclure, l’accès au réseau et le statut juridique du territoire, sur lequel je reviendrai. Il a une valeur démonstrative : le potentiel théorique excède d’un facteur trente ce que la liaison pourrait transporter. Le dimensionnement du projet n’est pas contraint par le soleil, il ne l’a jamais été.

Ce qui le contraint, c’est le profil de livraison. Six mille heures par an correspondent à un facteur de charge proche de 68 %, hors de portée du seul photovoltaïque, dont la productivité annuelle au Maroc se situe entre 1 600 et 1 900 heures équivalentes selon les régions (11). Livrer une puissance quasi ferme suppose donc d’associer solaire, éolien et un stockage considérable, et l’ordre de grandeur est désormais public : Qantara Med prévoit 5,5 GW installés et 13,5 GWh de batteries pour livrer 2 GW. Près de trois fois la puissance appelée, plus l’équivalent de sept heures de stockage à pleine charge.

La place de l’éolien devient donc centrale. Le Maroc en exploite déjà 2,4 GW, plus de la moitié de son parc renouvelable, et ses gisements atlantiques comptent parmi les meilleurs du bassin (12). Sans lui, l’équation ne se ferme pas.

Reste une question en suspens : avons-nous besoin de ces 12 TWh ? En 2025, la consommation française est restée stable, très en retrait de son niveau d’avant la crise énergétique, et le pays a exporté massivement sa production électrique. Le volume de modulation des parcs solaires et éoliens lors d’épisodes de prix négatifs a doublé en un an. Actuellement, nous ne manquons pas d’électricité décarbonée, nous peinons à la consommer.

Ce que la France achèterait n’est donc pas vraiment un volume, c’est un profil. De l’électricité livrée plus particulièrement l’été, quand l’arc méditerranéen climatise et que la pointe se déplace vers la fin de journée. Le Maroc restant à UTC+1 toute l’année quand la France passe à UTC+2, le décalage joue mécaniquement en faveur de cette pointe tardive. Un profil, un prix connu à trente ans, une option industrielle pour la zone de Fos-sur-Mer, une couverture lors des épisodes de canicule qui contraignent la production nucléaire (13). C’est plutôt un service dont la France veut se doter. Pas un approvisionnement majeur.

Le câble n’est pas le verrou

Techniquement, la liaison ne relève pas de la prouesse. Le courant continu haute tension est la technologie de référence pour le transport sous-marin à longue distance et les pertes sont documentées : de l’ordre de 2 à 3 % par tranche de 1 000 kilomètres de câble, plus environ 1 % par station de conversion (14). Sur les quelque 1 200 kilomètres annoncés par les porteurs de projets, la liaison dissiperait donc 4 à 6 % de l’énergie injectée. Significatif, mais pas rédhibitoire.

Les difficultés réelles sont ailleurs, et le dossier de Qantara Med les documente : la liaison serait exploitée à une profondeur maximale de 2 800 mètres, quand le tracé atlantique du même promoteur vers l’Allemagne annonce une profondeur moyenne de 120 à 150 mètres. Le passage direct par la Méditerranée est à la fois le plus court et le plus difficile. Or plus le câble descend, plus sa pose exige des navires spécialisés et plus une avarie devient longue et coûteuse à réparer : une immobilisation de plusieurs semaines n’a rien d’exceptionnel. Les câbles de très haute tension et les convertisseurs sont d’ailleurs produits par une poignée d’industriels, et les navires câbliers sont rares. L’AMI ne s’y trompe pas et exige un plan de résilience de la chaîne d’approvisionnement, des délais de remise en service et une stratégie de cybersécurité transfrontalière.

Un dernier chiffre complète la hiérarchie des enjeux : le raccordement côté français, sur l’un des trois postes 400 kV envisagés à Fos-sur-Mer ou dans le Var, est estimé entre 25 et 40 millions d’euros. Rapporté à des projets de cette envergure, c’est marginal. Ce projet ne se joue pas sur la côte française : il se joue au Maroc et sous la mer.

On ne peut enfin ignorer que Xlinks s’est tourné vers la France après avoir essuyé, en juin 2025, le refus du gouvernement britannique d’accorder au projet initial la garantie de prix sur vingt-cinq ans qu’il sollicitait (15). Le motif principal n’était pas technique : Londres a jugé que le projet ne s’alignait pas avec sa priorité de produire son électricité chez elle, et que les alternatives domestiques offraient davantage d’emplois et de retombées industrielles. Le risque cumulé d’un ouvrage de première espèce, en réalisation comme en exploitation et en sécurité, a également motivé le refus, même si le gouvernement a salué au passage les efforts du porteur pour l’atténuer. La déclaration précisait par ailleurs, diplomatiquement, que cette décision ne constituait aucun jugement sur le Maroc. En définitive, si ce refus peut sembler frileux, on ne peut pas l’ignorer.

Le verrou, lui, n’a pas bougé

Ce qui a changé depuis Desertec est d’abord diplomatique. Dans une lettre du 9 juillet 2024, rendue publique le 30 juillet, le président de la République a écrit au roi Mohammed VI que « le présent et l’avenir du Sahara occidental s’inscrivent dans le cadre de la souveraineté marocaine » (16). La visite d’État d’octobre 2024 et la signature d’un partenariat stratégique énergétique ont suivi, avant que le Conseil de sécurité des Nations unies n’adopte le 31 octobre 2025 la résolution 2797, retenant le plan d’autonomie marocain comme base des négociations (17). L’AMI prolonge directement cette séquence.

Ce qui n’a pas changé, c’est le prix diplomatique à payer pour cette séquence. L’Algérie a rappelé son ambassadeur à Paris avec effet immédiat dès le 30 juillet 2024 et n’a pas pris part au vote de la résolution 2797. Il n’existe toujours pas de marché électrique maghrébin intégré. Surtout, la Cour de justice de l’Union européenne a invalidé le 4 octobre 2024 les accords commerciaux liant l’Union au Maroc en tant qu’ils s’appliquaient au Sahara occidental, faute de consentement du peuple sahraoui (18). L’AMI, prudemment, ne mentionne aucune localisation : il évoque un complexe « situé au Royaume du Maroc ». Aucun des projets déposés à ce jour ne déclare davantage de site de production précis. Le silence est commode, mais la géographie est têtue. C’est dans le sud que se concentrent les meilleures ressources combinées de vent et de soleil, l’essentiel du foncier public mobilisable et une partie des installations déjà en service. À Boujdour, au Sahara occidental, cohabitent le complexe solaire Noor, les parcs éoliens Aftissat et la plateforme d’hydrogène vert du consortium ORNX (19). La ligne à très haute tension de 1 400 kilomètres et 3 000 MW que l’ONEE construit entre Dakhla et Mediouna rendra précisément cette production évacuable vers le nord, donc vers un atterrage méditerranéen (20). Si un candidat proposait explicitement une implantation au sud du 27e parallèle, le projet hériterait aussitôt d’un contentieux européen que trente ans de contrats d’achat ne suffiraient pas à purger. Cette question devra être tranchée, pas contournée.

La France n’ouvre par ailleurs pas une voie, elle entre dans une course. L’Union européenne a lancé le 9 juin 2026 l’initiative T-MED de coopération transméditerranéenne pour les énergies renouvelables et les technologies propres, qui vise jusqu’à 25 milliards d’euros d’investissements d’ici 2035 (21). Quatre jours après l’annonce française, le Portugal relançait son propre projet d’interconnexion marocaine, avec l’intention de solliciter un financement européen (22). Le 17 juillet, la Commission européenne présentait son plan pour accélérer l’électrification, avec l’objectif de doubler d’ici 2040 la part de l’électricité dans la consommation finale d’énergie de l’Union (23).

Ce que nous ne voulons plus voir chez nous

Reste un argument que l’on entend peu et qui me paraît décisif. Si, en Europe, nous regardons vers le Sud, c’est aussi parce que nous ne disposons plus, chez nous, des surfaces que nous acceptons de consacrer à notre énergie. Non qu’elles n’existent pas : nous ne voulons plus en payer le prix paysager. Depuis 1945, terrils, chevalements, mines d’uranium et barrages ont quitté notre horizon visuel à mesure que notre consommation augmentait.

Aller chercher l’emprise foncière là où elle ne se discute pas est un choix cohérent. Mais externaliser l’emprise, c’est aussi externaliser l’acceptabilité. C’est exactement le reproche adressé à Desertec, celui d’un modèle où l’Afrique produit et l’Europe consomme. La différence tient aujourd’hui à ce que le Maroc ne construit plus pour l’Europe : il construit pour lui-même, pour ses usines, ses stations de dessalement et la dorsale électrique déjà évoquée. L’exportation devient un complément, non une raison d’être. C’est la meilleure garantie contre la répétition de 2013.

Rien, dans ce dossier, ne bute sur une impossibilité physique. Cela n’avait déjà pas été le problème de Desertec. La question n’est plus de savoir si l’on sait relier le Maroc à la France. Elle est de savoir ce que nous appelons souveraineté : tout produire chez nous, ou choisir nos dépendances et les tenir trente ans.

Notes et sources

(1) Appel à manifestation d’intérêt « Étude d’opportunité et de faisabilité d’une liaison électrique destinée à exporter de l’électricité renouvelable depuis le Royaume du Maroc vers la République française », publié le 20 juillet 2026 sur economie.gouv.fr, à la suite de l’annonce faite le 16 juillet à Rabat lors de la 15e réunion de haut niveau franco-marocaine. Toutes les caractéristiques de l’appel citées dans cet article en sont issues : architecture off-grid, 2 × 1 GW, 6 000 heures par an, plafond d’interconnexion de 10 à 20 %, postes de Feuillane, Minéraliers et Néoules, coût de raccordement de 25 à 40 millions d’euros, exigences de cybersécurité et de résilience, calendrier de dépôt.

(2) Nos archives, notamment « DESERTEC ou comment alimenter l’Europe en électricité grâce au soleil saharien » (24 août 2009), « Comment pérenniser le développement du mégaprojet Desertec ? » (1er février 2012) et « La fondation Desertec se sépare du consortium industriel Dii GmbH » (3 juillet 2013).

(3) Règlement (UE) 2023/956 instituant un mécanisme d’ajustement carbone aux frontières, en phase définitive depuis le 1er janvier 2026 et applicable aux importations d’électricité sans seuil ; annexe IV, paragraphe 5, pour les cinq conditions cumulatives permettant de déclarer des émissions réelles. Proposition de la Commission COM(2025) 989 du 17 décembre 2025, en cours de procédure législative ordinaire, prévoyant notamment une voie d’exemption par protocole d’accord subordonnée à l’existence d’instruments de tarification du carbone équivalents au système européen d’échange de quotas.

(4) Agence internationale de l’énergie, rapport 2026 sur les évolutions du secteur électrique : charbon à 58 % de la production marocaine en 2025 et environ 52 % attendus en 2030 ; renouvelables à 26 % en 2025 et 34 % attendus en 2030.

(5) Controverse espagnole de 2019 sur les importations d’électricité marocaine issue des centrales à charbon de Safi et Jerada, mises en service fin 2018, au moment de la fermeture programmée des centrales à charbon espagnoles.

(6) Règlement (UE) 2019/943 sur le marché intérieur de l’électricité, notamment son article 63, qui subordonne la dérogation applicable aux nouvelles interconnexions en courant continu à des conditions cumulatives, pour une durée limitée et après avis de l’ACER.

(7) ENTSO-E, rapport factuel du panel d’experts sur l’incident du 28 avril 2025, publié le 3 octobre 2025, et rapport final publié le 20 mars 2026 : programmes d’échange espagnols avant l’incident de 800 MW à l’export vers le Maroc ; remise sous tension de l’interconnexion Espagne-Maroc à 13 h 04, avant celle de la partie orientale de l’interconnexion France-Espagne à 13 h 35.

(8) RTE, Bilan électrique 2025 : consommation corrigée du climat et du calendrier de 451 TWh, en hausse de 0,4 % sur un an et inférieure d’environ 6 % au niveau d’avant-crise ; volume de modulation des parcs solaires et éoliens lors d’épisodes de prix négatifs doublé en un an, à environ 3 TWh.

(9) ENTSO-E, portefeuille de projets du plan décennal de développement du réseau 2026 (TYNDP 2026), publié le 2 avril 2026. Voir l’encadré pour le détail des projets n° 1257, 1271 et 1215. ENTSO-E précise que cette liste est soumise à consultation publique, que l’ensemble des informations est déclaré par les porteurs de projets, qu’elle peut évoluer jusqu’à la publication finale du plan et notamment à la suite de l’avis de l’ACER, et qu’elle décline toute responsabilité quant à son exactitude.

(10) Calcul de la rédaction. Hypothèses : environ 213 000 km² pour la partie du Sahara occidental administrée de fait par le Maroc, densité de 55 à 65 MWc par kilomètre carré de terrain aménagé, facteur de charge de 25 à 30 %. Ordre de grandeur géométrique, qui ne constitue en aucun cas une évaluation de potentiel exploitable.

(11) Productivité photovoltaïque annuelle au Maroc comprise entre 1 600 et 1 900 kWh/kWc, soit autant d’heures équivalentes de fonctionnement à pleine puissance, selon la synthèse publiée dans la revue Resources en 2024 (« Solar Energy Resource and Power Generation in Morocco »), établie à partir des données du Global Solar Atlas de la Banque mondiale.

(12) Irena, Renewable Capacity Statistics 2026 : 4 851 MW de capacités renouvelables installées au Maroc fin 2025, dont 2 452 MW d’éolien.

(12) Selon l'article Actu-Environnement de Sophie Fabrégat, les pertes de production du parc nucléaire français se seraient élèvées à 9 térawattheures (TWh) cet été.

(14) Pertes en ligne inférieures à 3 % par tranche de 1 000 kilomètres pour une liaison sous-marine à courant continu, selon Techniques de l’ingénieur. Pertes de conversion d’environ 1 % par station pour les convertisseurs à source de tension en architecture modulaire multiniveau, contre 0,7 % pour les stations à commutation par la ligne et 2 à 3 % pour les générations antérieures de convertisseurs à source de tension. Qantara Med retient explicitement la technologie à source de tension.

(15) Déclaration ministérielle écrite HCWS745 de Michael Shanks, sous-secrétaire d’État à la sécurité énergétique et à la neutralité carbone, Chambre des communes, 26 juin 2025. Le gouvernement britannique conclut qu’il n’est pas dans l’intérêt national de poursuivre l’examen d’un soutien au projet, celui-ci ne s’alignant pas clairement avec sa mission de développer une production électrique nationale, et privilégie des alternatives domestiques jugées porteuses de plus grandes retombées en emplois et en chaînes d’approvisionnement. La déclaration mentionne également le risque cumulé, en réalisation, en exploitation et en sécurité, d’un mégaprojet de première espèce, tout en reconnaissant les efforts d’atténuation du porteur, et précise que la décision ne constitue pas un jugement sur le Royaume du Maroc. Xlinks sollicitait un contrat pour différence de 25 ans négocié bilatéralement au titre de l’article 10 de l’Energy Act 2013.

(16) Lettre du président de la République au roi Mohammed VI datée du 9 juillet 2024 et rendue publique le 30 juillet 2024 ; citation reprise du rapport du Secrétaire général des Nations unies A/80/290. Le rapport S/2024/707 mentionne le rappel de l’ambassadeur d’Algérie à Paris « avec effet immédiat » annoncé le 30 juillet 2024.

(17) Conseil de sécurité des Nations unies, résolution 2797 du 31 octobre 2025, adoptée par 11 voix pour et 3 abstentions, l’Algérie ne prenant pas part au vote.

(18) Cour de justice de l’Union européenne, arrêts du 4 octobre 2024, affaires jointes C-778/21 P et C-798/21 P (pêche) et C-779/21 P et C-799/21 P (produits agricoles).

(19) Sites de production renouvelable de la région de Boujdour : complexe solaire Noor Boujdour, développé par Masen avec ACWA Power ; parcs éoliens Aftissat, exploités par Energie Éolienne du Maroc, filiale de Nareva, pour environ 200 MW en service et une extension de même ordre ; plateforme d’hydrogène et d’ammoniac vert du consortium ORNX, réunissant l’américain Ortus, l’espagnol Acciona et l’allemand Nordex, retenue en mars 2025 au titre de l’Offre Maroc. Sur le million d’hectares de foncier public identifié par le Maroc pour la filière hydrogène, dont 300 000 hectares mis à disposition en première phase, une part significative se situe au Sahara occidental selon la cartographie établie par Western Sahara Resource Watch.

(20) Office national de l’électricité et de l’eau potable (ONEE) : ligne à très haute tension de 1 400 kilomètres et 3 000 MW entre la région de Dakhla et Mediouna, près de Casablanca, études géotechniques du tracé en cours de lancement.

(21) Commission européenne, lancement de l’initiative T-MED le 9 juin 2026 : jusqu’à 25 milliards d’euros d’investissements attendus d’ici 2035, adossés à plus de 5 milliards d’euros de capacité de garantie au titre du Fonds européen pour le développement durable Plus.

(22) Relance officielle du projet d’interconnexion électrique entre le Maroc et le Portugal, à l’arrêt depuis 2022, actée le 20 juillet 2026 à Lisbonne par Leïla Benali, ministre marocaine de la Transition énergétique et du Développement durable, et Maria da Graça Carvalho, ministre portugaise de l’Environnement et de l’Énergie. Les deux pays ont annoncé leur intention de demander à la Commission européenne le classement du projet parmi les projets d’intérêt commun de l’Union, afin d’accéder aux mécanismes européens de financement. Le 6 juillet 2026, en marge d’une réunion européenne tenue à Paris sur les interconnexions du sud-ouest de l’Europe, la ministre portugaise avait annoncé que Lisbonne étudiait la faisabilité de cette liaison.

(23) Commission européenne, plan d’action pour l’électrification présenté le 17 juillet 2026 : objectif indicatif de porter à 46 % la part de l’électricité dans la consommation finale d’énergie de l’Union d’ici 2040, contre environ 23 % aujourd’hui, niveau stable depuis une décennie. Voir notre article du 17 juillet 2026.

Note complémentaire sur les beux projets déjà déposés à Bruxelles

Le portefeuille du plan décennal de développement du réseau européen, publié le 2 avril 2026 par ENTSO-E, recense 199 projets de transport et 69 projets de stockage. Trois concernent le Maroc, dont deux visent la France.

Qantara Med (projet n° 1257), porté par Xlinks Limited et sa filiale française Elemental Power SAS, associe des installations solaires et éoliennes dédiées de 5,5 GW et 13,5 GWh de batteries à deux câbles à courant continu de 1 GW chacun, sous 525 kV. Il annonce 13 TWh par an livrés sur le réseau de RTE à Fos-sur-Mer, ainsi qu’un câble à courant alternatif de 400 MW raccordé au réseau marocain, pour une mise en service en décembre 2033.

L’IMEE, pour Initiative Morocco-Europe Energy (projet n° 1271), porté par l’australien Fortescue, prévoit une liaison de 2 GW sous 525 kV entre le port de Nador et Fos-sur-Mer, sur environ 1 200 kilomètres, pour 12 à 14 TWh par an et une mise en service en novembre 2038. Son promoteur déclare viser un statut d’interconnexion marchande.

Le troisième projet, Sila Atlantik (n° 1215), porté par Xlinks Germany, vise l’Allemagne : deux liaisons de 1,8 GW et 26 TWh par an à l’horizon 2035.

Les trois sont enregistrés au statut « à l’étude ». ENTSO-E précise que cette liste est soumise à consultation publique, que l’ensemble des informations est déclaré par les porteurs de projets et peut évoluer jusqu’à la publication finale du plan. L’inscription au portefeuille ne vaut ni validation, ni financement.

Article de recherche, de décryptage et de synthèse proposé avec le concours de l'IA, par David ASCHER, Directeur de publication d'Actu-Environnement. Cette publication fait suite à l'information publiée par le titre de presse indépendant La Minute Arabe. Que notre confrère soit ici remercié d'avoir mis en lumière l'AMI.