Le ministère koweïtien de l’Électricité, de l’Eau et des Énergies renouvelables a annoncé le 15 septembre 2026 une pointe estivale de 17 540 MW, contre 17 610 MW en 2025 et 17 640 MW en 2024. L’analyse repose sur cette publication de septembre, mais les observations concernent les étés correspondants. Une puissance maximale ne décrit ni la consommation annuelle d’électricité, ni la production d’énergie, ni les heures de fonctionnement des équipements. Distinguer une puissance instantanée d’une énergie cumulée est indispensable avant toute interprétation économique.

Haber Paper calcule une baisse de 70 MW entre 2025 et 2026, soit 0,40 % de la pointe précédente. La diminution de 100 MW entre 2024 et 2026 représente 0,57 %. Ces proportions modestes indiquent néanmoins le sens de la pression sur les capacités aux heures les plus chargées. Transformer ces différences en économies annuelles de MWh demanderait une courbe de charge. Une baisse brève n’a pas le même effet énergétique qu’une baisse prolongée pendant plusieurs heures ; le communiqué ne fournit pas cette durée.

Le ministère annonce également 1 059 MW de charges supplémentaires raccordées entre les étés 2024 et 2025, puis 1 019 MW jusqu’à l’été 2026. Le total de 2 078 MW concerne les charges raccordées et non une demande simultanée effectivement réalisée. Ajouter mécaniquement les derniers 1 019 MW à la pointe précédente donne 18 629 MW. Le maximum réel de 2026 se situe 1 089 MW sous ce total arithmétique. Qualifier cet écart de gain d’efficacité serait incorrect : horaires d’utilisation, dates de raccordement et simultanéité des nouvelles installations restent inconnus.

Le mécanisme technique est la simultanéité, plutôt que la simple addition des charges nominales. Climatisation, industrie et services peuvent créer une pointe coûteuse lorsque leurs besoins coïncident. Le communiqué mentionne la suspension de certaines activités industrielles aux heures de pointe, une réduction d’une heure du travail dans les administrations et la campagne Wafer. Ces interventions peuvent diminuer la consommation ou la déplacer. Un déplacement réduit potentiellement la pointe sans modifier l’énergie quotidienne ; une efficacité durable réduit aussi l’énergie nécessaire au même service. Trois maxima annuels ne permettent pas de séparer ces effets.

L’évaluation économique doit dépasser la recherche du maximum le plus faible. Décaler la production peut imposer aux utilisateurs des heures supplémentaires, des redémarrages ou des changements de planning. La valeur nette dépend des coûts de réseau et de capacité de production évités, mais aussi des charges supportées par les clients. L’annonce ne contient ni les prix, ni les dépenses d’exploitation, ni le scénario contrefactuel nécessaires. Elle ne permet donc de chiffrer ni une économie monétaire, ni une durée de retour sur investissement, ni la contribution causale exacte de chaque mesure.

La prochaine évaluation nécessiterait des charges horaires définies uniformément, la météo, les dates de raccordement effectif et les interruptions. L’effet de la température et de l’humidité doit être isolé avant d’attribuer une part au comportement. Les planificateurs peuvent suivre les pointes pour l’adéquation des capacités et conserver séparément l’énergie annuelle pour les budgets de combustible et d’exploitation. Le Koweït montre que les raccordements peuvent progresser tandis que la pointe simultanée baisse. Cela ne prouve ni leur inutilisation ni la disparition du besoin d’investissements supplémentaires.