Le goulet d'étranglement du MACDE : pourquoi Bruxelles doit faire une pause sur la taxe carbone sur l'électricité

The European Union has never been shy about its climate ambitions. The Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) is the jewel in the crown of this policy framework, designed to prevent “carbon leakage” by taxing dirty imports. It makes perfect sense for steel, cement, and aluminium. However, when you try to apply physical border logic to the fluid physics of electricity markets, the system begins to creak.

A highly influential new report from the Bruegel think tank has highlighted this precise issue, urging the EU to delay the application of CBAM to the power sector until at least 2028. For senior energy executives and strategists, this is not just a policy nuance. It is a warning flare about a potential disruption to security of supply and trading margins across the continent.

The “Electron Tracing” Trap

The core of the problem is technical but has massive financial implications. Unlike a coil of steel, you cannot stamp a certificate of origin on an electron. The current 2026 deadline assumes we can accurately tax electricity entering the EU from neighbours like the UK, Turkey, or the Western Balkans based on its carbon intensity.

Bruegel analysts point out a critical loophole known as “resource shuffling.” In this scenario, a non-EU neighbour with a mixed grid (renewables plus coal) could simply designate all its renewable generation for export to the EU to avoid the CBAM tax, while using its fossil fuel generation to power its own domestic market. The result? On paper, the EU imports “green” power. In reality, total emissions remain unchanged.

For the business development manager looking at cross-border Power Purchase Agreements (PPAs), this creates a massive headache. If the EU clamps down to prevent this shuffling, it introduces complex, heavy handed compliance burdens that could freeze trading liquidity.

The Security of Supply Risk

For the C-suite, the bigger concern is security. Europe is increasingly reliant on interconnectors. We trade power with the UK, Norway (part of the EEA, so different rules apply, but the principle stands for others), and the Balkans to balance our intermittent renewables.

If CBAM is implemented poorly or too early, it acts as a trade barrier. It adds a cost layer that could make imports unviable during tight market conditions. In a worst case scenario, non-EU generators might simply choose not to export to the single market rather than navigate a labyrinthine compliance regime.

We are already seeing friction in electricity trading post-Brexit. Adding a carbon tariff wall in 2026, without a fully harmonised system in place, risks exacerbating price spikes during winter months when the EU grid needs external support the most.

The Strategic Pivot: Wait for Market Coupling

The recommendation to delay is not about abandoning the goal. It is about waiting for the mechanism to catch up with the reality. The smart money suggests that the EU should wait until full “market coupling” is achieved with these neighbours, or until their domestic carbon pricing schemes are fully aligned with the EU ETS (Emissions Trading System).

For investment strategy, this potential delay offers a reprieve. It suggests that the current volatility in cross-border trading spreads might settle down if Brussels accepts the recommendation. It allows time for a more sophisticated, data driven approach to carbon accounting to be developed.

What Executives Should Watch

The immediate action for leadership teams is to monitor the European Commission’s response to this report. If they dig their heels in for 2026, expect a rush of complex compliance work and potential disruption in interconnector flows. If they accept the delay, it signals a pragmatic shift towards security of supply over rigid ideology.

Ultimately, electricity does not respect borders. Trying to tax it as if it stops at passport control is a high risk strategy. For the sake of grid stability and efficient markets, a pause on electricity CBAM is the only logical move.

Les fortunes contrastées de deux transactions majeures - l'augmentation de la participation de Saudi Aramco dans MidOcean Energy et le retrait d'ADNOC de l'acquisition de Santos - marquent un tournant définitif dans la stratégie d'entreprise de la région. Nous passons d'une ère d'accumulation incontrôlée d'actifs à une ère de partenariats tactiques et ajustés aux risques.

Le mur de Santos : L'évaluation rencontre la réglementation

Le retrait de la $19 milliard L'offre d'achat de la société australienne Santos Ltd par XRG (une filiale d'ADNOC) et ses partenaires du consortium est la plus importante correction de fusion et d'acquisition de l'année 2025. Bien qu'officiellement attribuée à des “désaccords commerciaux” sur l'évaluation, l'opération a été confrontée à des vents contraires considérables que tous les dirigeants de BD de la région doivent reconnaître.

• Friction réglementaire : L'acquisition d'un actif national stratégique dans une juridiction de niveau 1 comme l'Australie devient de plus en plus difficile pour les entités soutenues par l'État. La surveillance exercée par les commissions d'examen des investissements étrangers s'intensifie, ce qui ajoute une “prime de risque politique” à toute offre publique d'achat complète.
• Risque de l'opérateur : Devenir l'opérateur attitré d'actifs tels que les projets GNL Barossa ou Gladstone de Santos, c'est s'exposer directement à l'activisme environnemental local, aux conflits du travail et aux changements de régime fiscal. Pour une NOC du Golfe, cette contrainte opérationnelle peut l'emporter sur la valeur stratégique des réserves.

Le modèle MidOcean : Le jeu des proxys

Cette approche contraste avec celle de Saudi Aramco. En augmentant sa participation dans MidOcean Energy à 49%, Aramco “ externalise ” ainsi son moteur de fusions et d'acquisitions.

MidOcean, géré par l'investisseur institutionnel EIG, agit comme un véhicule spécialisé. Il acquiert les actifs (comme des participations dans quatre projets de GNL australiens et dans le GNL péruvien), gère les autorisations réglementaires et s'occupe des partenariats opérationnels. Aramco, en tant qu'actionnaire principal :

1. Sécurise l'offre : Accès aux volumes de GNL pour son bureau de négociation en pleine expansion.
2. Limites d'exposition : Éviter l'étiquette directe d“”acheteur souverain" qui complique les transactions sur les marchés occidentaux.
3. Déploiement efficace des capitaux : L'exposition à de multiples zones géographiques (Amérique latine et Asie-Pacifique) pour une fraction du coût d'une seule acquisition d'entreprise.

Les moteurs stratégiques : Le volume plutôt que la vanité

Cette évolution résulte d'une prise de conscience fondamentale : Il n'est pas nécessaire de posséder le puits pour négocier le gaz.

Pour les dirigeants de la région MENA, c'est le signe d'un changement dans les flux de capitaux sortants. La “diplomatie du chéquier” consistant à acheter des entreprises entières est en train de disparaître. Elle est remplacée par des joint-ventures sophistiquées, des accords d'achat à faible teneur en capital et des investissements dans des véhicules intermédiaires agiles.

Principaux enseignements pour le développement des entreprises :

• Cibler le véhicule, pas l'actif : Si vous vendez sur ce marché, structurez vos transactions sous forme de partenariats ou de prises de participation minoritaires plutôt que de cessions totales.
• Le bureau de négociation est roi : L'objectif ultime d'ADNOC et d'Aramco est d'alimenter leurs activités commerciales. Toute transaction apportant des volumes de GNL flexibles (cargaisons sans destination) sera privilégiée par rapport aux acquisitions d'actifs fixes.
• Questions de compétence : Il faut s'attendre à ce que les capitaux s'éloignent des environnements réglementaires “difficiles” (comme les fusions et acquisitions en Australie) pour se diriger vers des marchés plus transactionnels ou vers des expansions de friches industrielles sur la côte américaine du Golfe du Mexique, où le financement de l'exploitation est roi.

L'échec de l'accord de Santos n'est pas un recul, c'est un raffinement. La capitale du Golfe cherche toujours à se faire une place sur le marché mondial du gaz, mais les conditions d'engagement ont strictement changé.

Pour les dirigeants du secteur de l'énergie opérant dans la région, cette impasse n'est pas qu'une simple querelle diplomatique ; elle constitue une perturbation matérielle pour le secteur de l'énergie. offre/demande L'Afrique du Nord est en train de devenir une zone d'équilibre et le risque géopolitique est en train de réévaluer les actifs d'infrastructure régionaux.

Contexte : Le piège de l'interdépendance

L'accord en question a été conçu pour résoudre deux problèmes simultanément. Israël a un excédent de gaz et des voies d'exportation limitées (pas d'installations GNL propres). L'Égypte a un déficit en gaz, une demande intérieure d'électricité en hausse et des capacités d'exportation de GNL inutilisées à Idku et Damiette.

• Le plan : Chevron et ses partenaires se sont engagés à investir massivement pour accroître la production de Leviathan et construire un nouvel oléoduc offshore (route de Nitzana) afin de contourner les goulets d'étranglement existants au niveau des infrastructures.
• La réalité : Le Premier ministre israélien, M. Netanyahou, a interrompu le processus d'approbation à la fin de l'année 2025, liant l'accord gazier à des négociations plus larges sur la sécurité à la frontière de Gaza et dans le Sinaï.

Cette politisation du flux de molécules rompt le “bouclier commercial” qui a largement protégé le commerce du gaz entre Israël et l'Égypte de la volatilité politique au cours des cinq dernières années.

Risques : Capex, contreparties et crédibilité

La première victime de cette pause est la confiance des investisseurs.

1. Potentiel d'investissement non rentable :

L'expansion des phases 1B et 2 de Leviathan nécessite des décisions finales d'investissement (DFI) qui se chiffrent en milliards. Ces décisions finales d'investissement reposent sur des accords d'achat fermes. Si l'offre égyptienne est incertaine, les partenaires (Chevron, NewMed, Ratio) ne peuvent pas lancer les investissements en amont. La date limite du “30 novembre” était un point critique pour ces décisions ; si elle n'est pas résolue, c'est tout le calendrier du projet qui est menacé.

2. La fragilité énergétique de l'Égypte :

L'Égypte est déjà confrontée à des pénuries d'électricité. Le gouvernement avait pris en compte ces volumes israéliens supplémentaires dans sa stratégie de production d'électricité pour la période 2026-2030. Si ce gaz n'arrive pas, l'Égypte est confrontée à deux choix coûteux :

• Augmentation de la dépendance à l'égard du mazout pour la production d'électricité (émissions plus importantes, coût plus élevé).
• Importer davantage de GNL sur le marché mondial au comptant, en épuisant les réserves de devises étrangères.

3. Le modèle de réexportation du GNL :

La stratégie de l'Égypte consistant à gagner des devises fortes en réexportant le gaz israélien sous forme de GNL vers l'Europe est effectivement interrompue. Le Caire se voit ainsi privé d'une source de revenus essentielle pour assurer le service de sa dette souveraine et stabiliser sa monnaie.

Scénarios à la hausse et pivots stratégiques

L'accord est-il mort ? Probablement pas. La logique économique reste écrasante pour les deux parties.

• Le scénario du “grand marchandage” : L'histoire suggère que l'énergie devient souvent l'édulcorant dans les accords diplomatiques plus importants. Si les différends en matière de sécurité sont résolus, l'accord sur le gaz pourrait être approuvé dans le cadre d'une normalisation plus large. S'il est débloqué, le projet pourrait avancer rapidement, les partenaires donnant probablement la priorité au nouveau gazoduc pour rattraper le temps perdu.
• Itinéraires alternatifs : Ces frictions pourraient accélérer l'exploration par Israël d'autres voies d'exportation, telles que le gazoduc vers la Turquie, dont on parle depuis longtemps, ou une installation flottante de gaz naturel liquéfié (FLNG). Pour les dirigeants de BD, cela ouvre de nouveaux canaux d'engagement potentiels : si la voie égyptienne est jugée trop risquée sur le plan politique, les fournisseurs de technologie pour les projets de GNL et de gaz naturel liquéfié (GNL) pourraient être intéressés. FLNG pourrait connaître un regain d'intérêt de la part des opérateurs israéliens.

À emporter pour les cadres

La paralysie de l'expansion du Léviathan sert d'étude de cas pour la mise en œuvre de la politique de l'UE en matière d'environnement. gestion du risque politique. Pour les entreprises qui investissent dans les infrastructures transfrontalières de la région MENA, la leçon est claire : la viabilité commerciale est nécessaire, mais insuffisante. Les contrats doivent prévoir de solides tampons en cas de force majeure politique et les portefeuilles d'approvisionnement doivent être diversifiés. Tant que la vanne ne sera pas politiquement rouverte, la Méditerranée orientale restera un marché énergétique à bêta élevé.