Transition énergétique : En Afrique, les renouvelables pourraient plus que doubler d’ici 2031
Porté par la chute du coût du solaire, l’essor des mini-réseaux et l’arrivée de capitaux concessionnels, le marché africain des énergies renouvelables devrait passer de 86,95 GW en 2026 à 179,66 GW en 2031. Derrière cette forte progression se joue toutefois une bataille plus complexe : celle du financement, de la solidité des réseaux électriques et de la capacité des États à sécuriser les revenus des investisseurs.
L’Afrique s’apprête à changer d’échelle dans les énergies renouvelables. Selon les projections du cabinet Mordor Intelligence, le marché continental devrait progresser à un rythme annuel moyen de 15,62 % entre 2026 et 2031. À l’arrivée, les capacités renouvelables pourraient atteindre 179,66 GW, contre 86,95 GW en 2026. Une trajectoire qui traduit moins une simple multiplication des centrales qu’une transformation progressive du modèle énergétique africain. Cette dynamique repose d’abord sur une équation économique devenue plus favorable. La baisse continue du prix des équipements photovoltaïques réduit le ticket d’entrée des projets, tandis que les financements concessionnels permettent de rendre bancables des infrastructures qui auraient été trop risquées pour les investisseurs privés classiques.
Le solaire prend progressivement le relais de l’hydroélectricité
L’hydroélectricité reste aujourd’hui la principale composante du parc renouvelable africain. Elle représentait 62,25 % du marché en 2025. Mais cette domination historique est appelée à s’éroder avec l’accélération du photovoltaïque. Mordor Intelligence anticipe ainsi une croissance annuelle moyenne de 27,84 % du solaire entre 2026 et 2031. L’explication est essentiellement économique. Une centrale solaire peut être développée et mise en service plus rapidement qu’un grand barrage, tout en nécessitant généralement moins de capitaux au démarrage.
La baisse du prix des équipements renforce encore cet avantage. Le coût des modules photovoltaïques est descendu à environ 0,12 dollar par watt au début de 2026. Dans plusieurs marchés, cette évolution se traduit déjà par une baisse spectaculaire des prix de l’électricité proposée dans les appels d’offres. En Afrique du Sud, le septième cycle d’appels d’offres a ainsi attribué 2,6 GW à un prix moyen de 0,025 dollar par kWh. Le tarif est inférieur de 60 % à celui observé lors du premier cycle, lancé dix ans auparavant. En Égypte et au Maroc, les tarifs du solaire à grande échelle sont également descendus sous la barre de 0,03 dollar par kWh en 2025.
Pour les États africains confrontés à des déficits de production et à des contraintes budgétaires, cette évolution constitue un changement majeur. Le solaire n’est plus seulement présenté comme une réponse climatique. Il devient progressivement une option industrielle pour produire davantage d’électricité à moindre coût.
Les financements concessionnels changent l’équation
Le principal défi demeure toutefois celui du financement. Le coût élevé du capital constitue l’un des handicaps structurels des projets énergétiques africains. Même lorsque le coût technologique diminue, un projet peut rester difficilement rentable si le financement est trop cher ou si le risque-pays renchérit les taux d’emprunt. Les institutions de financement du développement tentent donc de réduire cette contrainte. L’initiative Mission 300, portée notamment par la Banque mondiale, prévoit 35 milliards de dollars d’investissements afin de contribuer à raccorder 300 millions d’Africains supplémentaires à l’électricité d’ici 2030, notamment grâce aux mini-réseaux et aux systèmes solaires individuels.
Le Nigeria illustre cette nouvelle approche. À travers le programme DARES, le déploiement de 90 000 systèmes et de neuf mini-réseaux en 2025 aurait permis de faire passer le coût de l’électricité dans certaines zones rurales de 0,80 à 0,35 dollar par kWh. Le recours aux mécanismes de financement mixte est particulièrement stratégique. Les garanties de première perte, les prêts concessionnels et les dispositifs de couverture contre certains risques permettent de faire baisser le coût du capital et de transformer des projets jugés trop risqués en actifs susceptibles d’attirer les investisseurs privés.
Au Kenya, les mécanismes tarifaires indexés sur l’inflation cherchent précisément à préserver les rendements des opérateurs de mini-réseaux. L’enjeu est déterminant : pour attirer durablement les capitaux, l’Afrique doit offrir non seulement des ressources énergétiques abondantes, mais également une visibilité suffisante sur les flux de trésorerie futurs.
Des réseaux électriques qui deviennent le nouveau goulot d’étranglement
La croissance des capacités de production crée cependant un nouveau problème : l’électricité produite ne peut être valorisée que si les réseaux sont capables de l’absorber et de la transporter. C’est le paradoxe auquel plusieurs marchés africains commencent à être confrontés. Des centrales solaires et éoliennes peuvent être disponibles, mais contraintes de réduire leur production lorsque les lignes électriques atteignent leurs limites. Ce phénomène d’écrêtement fragilise directement la rentabilité des projets.
L’Afrique du Sud fournit un exemple révélateur. En 2024, 4 363 GWh d’électricité renouvelable auraient été écrêtés. Au Kenya, la production du parc éolien du lac Turkana aurait été limitée pendant 18 % des heures en 2025. En Égypte, certaines sections du complexe solaire de Benban ont également fait l’objet de déconnexions. Le problème dépasse la seule question technique. Une centrale qui produit moins que prévu génère moins de recettes, ce qui peut détériorer les ratios financiers utilisés pour rembourser les emprunts. À terme, les banques peuvent être amenées à renégocier les conditions de financement.
Le risque de change reste une menace pour les investisseurs étrangers
À ces contraintes s’ajoute un risque moins visible, mais particulièrement sensible pour les producteurs indépendants : celui de la convertibilité des monnaies locales.
La rentabilité d’une centrale financée en dollars ou en euros peut rapidement être affectée lorsque les recettes sont libellées en monnaie nationale. La dépréciation du kwacha zambien de 40 % sur 2024-2025 a ainsi réduit la valeur en devises des revenus générés par deux grands projets solaires développés dans le cadre de Scaling Solar.
En Éthiopie, les restrictions imposées en 2025 sur les transferts en devises ont également compliqué le rapatriement des bénéfices des entreprises étrangères. Pour les développeurs internationaux, ces risques peuvent modifier profondément l’arbitrage entre plusieurs marchés africains. La compétitivité énergétique d’un pays ne dépend donc plus uniquement du prix auquel il peut vendre son électricité. Elle dépend aussi de sa capacité à garantir la stabilité réglementaire, la convertibilité des revenus et la prévisibilité des contrats.
Hydrogène vert : l’autre frontière de la transition
Au-delà du solaire et de l’éolien, l’Afrique cherche déjà à se positionner sur une industrie énergétique à plus forte valeur ajoutée : l’hydrogène vert. Le Maroc ambitionne notamment de mobiliser 32,5 milliards de dollars pour développer d’importants complexes renouvelables, avec une capacité combinée annoncée de 10 GW pour plusieurs projets stratégiques. Le royaume entend utiliser son potentiel solaire et éolien ainsi que sa proximité avec l’Europe pour développer une filière tournée vers l’exportation. La Namibie poursuit une stratégie comparable avec le projet Hyphen, qui prévoit 7 GW de capacités renouvelables pour produire environ 300 000 tonnes d’hydrogène par an. Cette orientation révèle une évolution du positionnement africain. Le continent ne cherche plus seulement à résoudre son déficit d’accès à l’électricité. Certains pays veulent devenir des plateformes de production d’énergie propre destinée aux marchés industriels internationaux.
