La transition énergétique en Afrique : quelles priorités pour accélérer les investissements et bâtir un modèle énergétique durable ?

Six cents millions d’Africains vivent sans électricité. Le continent abrite pourtant 60 % des meilleures ressources solaires de la planète, et n’accueille que 3 % de la capacité solaire mondiale installée. Ce paradoxe n’est pas une fatalité géographique. Il est le résultat de décennies de sous-investissement, d’une perception du risque déconnectée du terrain, et d’un modèle énergétique importé qui ne correspond pas aux réalités du continent.

La bonne nouvelle : nous savons désormais ce qui fonctionne. Et ce qui échoue. Reste à fixer les bonnes priorités.

Priorité 1 : arrêter de se tromper de problème

Le débat sur l’énergie en Afrique se focalise presque toujours sur la production. Combien de mégawatts ? Quel mix ? Ces questions ratent le sujet. Le kWh solaire produit en Afrique est parmi les moins chers du monde. Produire de l’électricité bas carbone n’est plus un problème technique ni économique. C’est devenu une commodité.

Le vrai goulet d’étranglement, c’est le coût d’acheminement. Raccorder un logement au réseau de distribution coûte environ 4 000 €. Le même logement alimenté par un mini-réseau villageois : 600 à 800 € de coût de raccordement. Par un kit solaire individuel : 150 à 400 €. Un facteur 10 entre le réseau et le kit solaire. Pour des ménages qui consomment 50 à 100 kWh par mois, aucun modèle économique n’amortit une extension de réseau. Jamais.

Reproduire le modèle centralisé du XXe siècle, c’est accepter d’attendre cinquante ans pour électrifier le dernier village. Le continent n’a pas cinquante ans devant lui.

Priorité 2 : déployer chaque solution là où elle est la moins chère

Électrifier l’Afrique n’est pas un choix idéologique entre réseau central et solaire décentralisé. C’est une équation de moindre coût à deux variables : la densité de la charge à fournir, et la distance au réseau existant. Trois zones, trois réponses.

Là où la charge est dense et proche du réseau (villes, zones industrielles), le réseau central reste la solution la moins chère par kWh livré. On renforce, on stabilise, on intègre le solaire commercial et industriel (C&I) qui explose sur les toitures des usines et des entrepôts : 40 GW de projets annoncés en 2024, jusqu’à 50 % de baisse de la facture énergétique pour les industriels.

Là où la charge est significative mais éloignée du réseau, le mini-réseau gagne. Photovoltaïque plus batteries, de 10 kW à 10 MW, avec un coût d’investissement en baisse de 20 % en quatre ans. C’est sur ce segment que se jouent les usages productifs : irrigation solaire, transformation agroalimentaire, chaîne du froid. De l’électricité qui crée de l’activité économique locale, pas de l’électrification cosmétique.

Là où la charge est diffuse et le réseau loin, le kit solaire individuel s’impose, porté par le paiement à l’usage (pay-as-you-go) via mobile money. Le marché a bondi de 54 % au premier semestre 2025.

La Banque mondiale est claire : pour 41 % de la population africaine non connectée, les solutions décentralisées sont plus rentables qu’une extension du réseau. Les budgets publics et l’aide au développement doivent suivre cette réalité, et cesser de financer des lignes moyenne tension qui traversent des villages sans raccorder personne.

Priorité 3 : faire sauter les trois verrous financiers

L’argent existe. La BAD a investi 11 milliards de dollars en 2024, l’IDA met 30 milliards sur la table pour 2024-2030. Mais trois verrous bloquent le passage à l’échelle.

Premier verrou : une prime de risque injustifiée. Les projets énergétiques africains supportent des coûts du capital deux à quatre fois supérieurs à ceux de marchés comparables, alors que les taux de défaut réels sont alignés sur les autres marchés émergents. La réponse s’appelle le dérisquage. Au Sénégal, 6,9 millions d’euros de garanties MIGA ont levé 38 millions de financement senior. Chaque euro de garantie publique bien structurée mobilise 5 à 8 euros de capital privé. C’est le levier le plus puissant disponible, et il est massivement sous-utilisé.

Deuxième verrou : la fragmentation. Des projets de 5 à 20 M€, trop petits pour les investisseurs institutionnels, des contrats d’achat d’électricité (PPA) non standardisés, des cycles de développement de trois à sept ans. Les réponses existent : standardiser, comme Scaling Solar au Sénégal (60 MWac à moins de 4 centimes d’euro/kWh), et agréger, comme CrossBoundary, qui a levé 150 millions de dollars pour un portefeuille de mini-réseaux impossible à financer projet par projet.

Troisième verrou : l’absence de financement en monnaie locale. Des revenus en shillings ou en nairas face à des dettes en dollars : chaque dévaluation est une bombe à retardement. Le Kenya et le Nigeria en paient le prix. L’Afrique du Sud, seule économie subsaharienne où le financement local de grands projets est systématique, montre le chemin : obligations vertes en monnaie locale, fonds de pension africains orientés vers l’infrastructure, instruments de couverture du change.

Répliquer ce qui marche

Le programme sud-africain REIPPPP a attiré plus de 20 milliards de dollars privés et réduit les tarifs solaires de 76 %, sans un seul défaut sur 92 projets. La recette tient en deux mots : cadre transparent, règles stables. À l’inverse, le Nigeria a vu quatorze producteurs indépendants (IPP) solaires et 2,5 milliards de dollars s’évaporer en 2016 faute de cadre d’exécution. L’argent privé était disponible. La confiance, non.

L’Afrique a une chance que l’Europe n’a pas eue : elle n’est pas prisonnière d’un parc historique de centrales et de lignes amorties. Comme le mobile a sauté l’étape du téléphone fixe, le continent peut sauter l’étape du tout-réseau. Ce leapfrogging n’est pas une idée de conférence. C’est l’option la moins chère, la plus rapide, et celle qui crée le plus d’emplois locaux : 26 millions d’ici 2050 selon l’IRENA.

Le problème n’est pas de produire plus d’électrons verts. C’est de les amener jusqu’à l’utilisateur final au coût le plus bas, avec des capitaux au juste prix. Le bon réseau au bon endroit, des garanties qui font levier, des financements en monnaie locale. L’équation est connue. Il faut la résoudre maintenant.

Philippe Miquel

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Docteur en génie chimique de l’Université Johns Hopkins (États-Unis), Philippe Miquel a construit une carrière de plus de trente ans dans le secteur de l’énergie.
Après une première phase consacrée au gaz naturel et au GNL chez Gaz de France puis GDF Suez – où il a occupé des fonctions allant de l’analyse économique à la direction de cabinet du directeur général adjoint -, il rejoint ENGIE en 2013 pour diriger successivement les opérations en Afrique centrale, en Afrique de l’Ouest puis en Afrique du Nord, avant de prendre la direction générale de CFAO Green Infra B2B.
Ces treize années africaines l’ont conduit à développer des projets d’énergies renouvelables dans une dizaine de pays, à conduire des négociations au niveau gouvernemental et à se spécialiser dans les solutions photovoltaïques commerciales et industrielles (C&I).
En parallèle de ses fonctions opérationnelles, il a exercé plusieurs responsabilités institutionnelles : vice-président de l’EUROCHAM en Côte d’Ivoire, trésorier de la Fédération marocaine de l’énergie, membre du comité exécutif du Cluster Hydrogène Vert du Maroc et conseiller du Commerce Extérieur de la France.
Il préside aujourd’hui Wia Partners, société spécialisée dans l’accompagnement des entreprises françaises et européennes sur les marchés africains.