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Tendances et perspectives du marché des énergies renouvelables en Afrique

Baisse rapide du CAPEX du photovoltaïque solaire

Les tarifs d'appels d'offres pour le solaire à grande échelle sont tombés en dessous de 0,03 USD par kWh en ɲµ²â±è³Ù±ð et au Maroc en 2025, surpassant le charbon et le gaz neufs de plus de 40 %.^{[1]Agence internationale pour les énergies renouvelables, "Tendances des coûts du photovoltaïque solaire 2026," irena.org} Les prix des modules sont tombés à 0,12 USD par watt début 2026, alors que la surproduction mondiale de polysilicium rencontrait une demande atone. La fenêtre d'appel d'offres 7 en Afrique du Sud a attribué 2,6 GW à un prix moyen de 0,025 USD par kWh, soit une réduction de 60 % par rapport au premier appel d'offres dix ans plus tôt. L'appel d'offres solaire algérien de 1 GW a fixé un prix plafond de 0,028 USD par kWh, confirmant le photovoltaïque comme l'option de production de base la moins coûteuse lorsqu'il est associé à un stockage lithium-ion de quatre heures. Ces données économiques permettent des contrats d'achat d'électricité à prix fixe sur 20 ans, sécurisant les durées d'endettement auprès des prêteurs multilatéraux et aidant le marché des énergies renouvelables en Afrique à surmonter les obstacles liés au risque de change.

Accélération du pipeline de projets éoliens à grande échelle en Afrique du Sud

La file d'attente éolienne de l'Afrique du Sud a atteint 48 GW en 2024, concentrée dans les provinces du Cap-Nord et du Cap-Oriental, où les facteurs de capacité dépassent 40 %. Les fenêtres d'appel d'offres 5 à 7 ont collectivement attribué 5,3 GW avec des dates de mise en service commerciale échelonnées jusqu'en 2029 pour faciliter l'intégration au réseau. Eskom ne peut absorber que 2 GW d'énergies renouvelables variables par an sans incidents de tension, ce qui impose des batteries colocalisées ou un écrêtement géré. Vestas a remporté 1,2 GW de commandes de turbines en assemblant des nacelles localement, satisfaisant ainsi les règles de contenu local et réduisant les coûts logistiques. Le parc éolien de 310 MW du lac Turkana au Kenya a, quant à lui, démontré que des projets éloignés peuvent maintenir une couverture du service de la dette supérieure à 1,4x même en acheminant l'électricité sur 400 km.

Programmes de mini-réseaux soutenus par des financements concessionnels des IFD

Le programme Mission 300 de la Banque mondiale s'engage à investir 35 milliards USD pour électrifier 300 millions d'Africains via des mini-réseaux solaires et des systèmes domestiques d'ici 2030.^{[2]Banque mondiale, "Document de programme Mission 300," worldbank.org} Le déploiement DARES du Nigeria en 2025 a financé 90 000 systèmes et neuf mini-réseaux, réduisant les coûts d'électricité en milieu rural de 0,80 USD à 0,35 USD par kWh. Les garanties concessionnelles de première perte réduisent les coûts du capital mixte, tandis que les tarifs indexés sur l'inflation protègent les rendements des investisseurs dans les 1 200 mini-réseaux mis en service au Kenya. Le Plan directeur pour les énergies renouvelables du Ghana ajoute une facilité de 200 millions USD de la Banque africaine de développement qui couvre le risque de paiement pour les entités de distribution rurale. Ces structures étendent le marché des énergies renouvelables en Afrique au-delà des empreintes des réseaux historiques et ancrent un solide pipeline d'actifs hors réseau bancables.

Émergence de pôles d'exportation d'hydrogène vert

Le Maroc oriente 32,5 milliards USD vers les complexes éoliens Noor Midelt et Atlantique de 10 GW pour exporter 3 millions de tonnes d'hydrogène par an via des gazoducs reconvertis vers l'Europe.^{[3]Financial Times, Heba Saleh, "L'Afrique du Nord vise les exportations d'hydrogène," ft.com} Le projet Hyphen de 10 milliards USD en Namibie déploiera 7 GW d'énergies renouvelables dans le parc national de Tsau Khaeb pour produire 300 000 tonnes par an destinées au carburant maritime et à l'ammoniac. La zone d'Aïn Sokhna en ɲµ²â±è³Ù±ð a signé des protocoles d'accord couvrant 2,5 GW d'électrolyseurs pour l'hydrogène vert lié aux parcs éoliens du golfe de Suez. La Mauritanie a rejoint l'Alliance africaine pour l'hydrogène vert et vise 10 GW d'ici 2030 pour approvisionner les sidérurgistes européens dans le cadre du mécanisme d'ajustement carbone aux frontières de l'UE. Ces projets permettent au marché des énergies renouvelables en Afrique de monétiser les électrons renouvelables à l'étranger, en contournant les contraintes des réseaux locaux.

Faible stabilité du réseau et risque d'écrêtement

Eskom a écrêté 4 363 GWh d'énergies renouvelables en 2024, soit 12 % de la production totale, en raison de centrales à charbon inflexibles incapables de suivre les pics solaires et les rampes éoliennes du soir. L'opérateur du réseau kenyan a restreint la production du lac Turkana pendant 18 % des heures en 2025 à la suite d'excursions de tension sur la ligne Loiyangalani–Suswa. L'ɲµ²â±è³Ù±ð a déconnecté des sections du parc de Benban pendant 200 heures en 2024 alors que la fréquence s'écartait de la plage 49,8-50,2 Hz. Ces événements font baisser les facteurs de capacité des projets en dessous des hypothèses de référence bancaire, déclenchant des renégociations de prêts. L'amendement au code du réseau de 2025 en Afrique du Sud impose désormais un stockage de deux heures sur les nouveaux projets, ajoutant 300 USD par kW mais réduisant l'exposition à l'écrêtement et renforçant le profil de risque du marché des énergies renouvelables en Afrique.

Limitations de la convertibilité des devises pour les producteurs d'électricité indépendants

Le Nigeria a accumulé un arriéré de dividendes bloqués de 2,5 milliards USD en 2024, la banque centrale rationnant les devises fortes pour les importations de carburant. Le kwacha zambien a chuté de 40 % en 2024-25, érodant les revenus tarifaires des projets Scaling Solar et suscitant des réclamations pour changement de loi. L'ɳٳ󾱴DZ辱±ð a plafonné les transferts en devises étrangères à 50 % des bénéfices trimestriels en 2025, contraignant les promoteurs à réinvestir localement ou à accepter des taux de change décotés. La hausse des primes d'assurance contre le risque politique élargit l'écart entre les tarifs en monnaie locale et la dette en dollars, ralentissant le rythme auquel la capacité du marché des énergies renouvelables en Afrique peut se développer.

*Nos prévisions considèrent les impacts des moteurs et des contraintes comme directionnels et non additifs. Les prévisions d'impact reflètent la croissance de référence, les effets de composition et les interactions entre variables.

Analyse des segments

Par technologie : l'essor du solaire remodèle le mix de capacités

Les installations solaires se distinguent comme la technologie à la croissance la plus rapide, avec un TCAC de 27,84 % prévu de 2026 à 2031, tandis que l'hydroélectricité représentait une part dominante de 62,25 % du marché des énergies renouvelables en Afrique en 2025.^{[4]IRENA, "Répartition technologique en Afrique 2026," irena.org} Le cluster de 1,8 GW de Benban en ɲµ²â±è³Ù±ð et les ajouts de 500 MW de Kom Ombo illustrent comment un ensoleillement désertique supérieur à 2 500 kWh/m² permet des facteurs de capacité de 28 % sans suiveurs. Le complexe Noor du Maroc intègre 580 MW de concentration solaire thermodynamique avec un stockage à sels fondus, atteignant une dispatchabilité de sept heures qui commande une prime par rapport au pur photovoltaïque. L'éolien bénéficie du pipeline de 48 GW de l'Afrique du Sud et des sites à facteur élevé éprouvés du Kenya, mais l'activité offshore reste limitée à des études de préfaisabilité. La taille du marché des énergies renouvelables en Afrique pour l'éolien et le solaire combinés devrait dépasser l'hydroélectricité d'ici 2029, à mesure que les fenêtres d'appel d'offres s'accélèrent, que les prix des modules reculent et que les coûts des batteries baissent.

La part de l'hydroélectricité s'érodera progressivement à mesure que l'opposition sociale freinera les ambitions de grands barrages, comme en témoigne le projet Grand Inga de 80 milliards USD au point mort. Les schémas au fil de l'eau et de pompage-turbinage gagnent en faveur en raison de leur empreinte de réinstallation plus légère. Le Kenya est en tête de la géothermie avec 985 MW à Olkaria et une unité de 83 MW mise en service en 2024, tirant parti de la géologie de la vallée du Rift pour l'approvisionnement en base. Les pilotes de bioénergie et d'énergie océanique restent modestes, mais la valorisation énergétique des déchets municipaux en Afrique du Sud signale un élargissement progressif du mix technologique du marché des énergies renouvelables en Afrique.

Par utilisateur final : le secteur minier alimente la croissance du segment commercial et industriel

Les services publics contrôlaient 77,33 % de la capacité installée en 2025, mais les retards de paiement et l'instabilité du réseau ont terni leur solvabilité dans plusieurs économies. Le segment commercial et industriel devrait croître à un TCAC de 18,36 %, porté par les mineurs, les centres de données et les fabricants qui sécurisent une énergie propre et stable à des prix prévisibles. Anglo American à lui seul lance des appels d'offres pour 3 à 5 GW d'approvisionnement sur son empreinte africaine, ancrant des pipelines de développeurs précédemment orientés uniquement vers les services publics. La centrale solaire de 175 MW de Sibanye-Stillwater réduit l'exposition au diesel et atteint les objectifs d'émissions, reflétant un pivot plus large vers des arrangements derrière le compteur.

Les services publics d'État en ɲµ²â±è³Ù±ð, au Maroc et en Afrique du Sud continuent de s'approvisionner à grande échelle via des appels d'offres et des tarifs de rachat, mais les développeurs couvrent de plus en plus le risque d'acheteur unique en intégrant des contrats d'achat d'électricité d'entreprise dans leur structure de revenus. La taille du marché des énergies renouvelables en Afrique pour le résidentiel reste modeste mais s'accélère grâce aux systèmes solaires domestiques à paiement à l'usage financés via la monnaie mobile en Afrique de l'Est et de l'Ouest. Les IFD qui couvrent le risque de paiement permettent des structures tarifaires abordables pour les ménages à faibles revenus tout en maintenant la bancabilité pour les investisseurs, renforçant une croissance équilibrée entre les catégories de clients.

Analyse géographique

L'Afrique du Sud a livré 7,8 GW de capacité cumulée à travers sept cycles d'appels d'offres et détenait une part de 20,89 % en 2025 ; cependant, l'écrêtement et la rigidité du parc charbon pèsent sur les ajouts futurs. L'´¡±ô²µÃ©°ù¾±±ð est en passe d'atteindre un TCAC de 42,51 % après le lancement d'un appel d'offres de 1 GW et l'alignement de ses plans d'hydrogène vert sur le réseau d'exportation de Sonatrach. L'ɲµ²â±è³Ù±ð a installé 1,8 GW à Benban, vise 10 GW d'ici 2028 et positionne Aïn Sokhna comme un pôle hydrogène attirant les financiers du Golfe.

Le Maroc exploite 580 MW de concentration solaire thermodynamique et fait avancer les hybrides Noor Midelt, soutenant un objectif d'électricité renouvelable de 52 % pour 2030 et visant à exporter 3 millions de tonnes d'hydrogène par an. Le Nigeria a financé 90 000 systèmes solaires domestiques et neuf mini-réseaux en 2025, une étape nécessaire vers un objectif de 30 % de production renouvelable d'ici 2030. Les 985 MW de géothermie et les 310 MW d'éolien du Kenya soutiennent une ambition de 100 % d'électricité renouvelable d'ici 2030, soutenue par les ressources géothermiques fiables de la vallée du Rift.

Le Grand barrage de la Renaissance éthiopien de 5 150 MW met en évidence le décalage entre la production des méga-projets et les interconnecteurs régionaux limités, bloquant 40 % du potentiel de production en saison des pluies. Le pipeline solaire de 563 MW du Ghana complète un objectif de 2 millions de connexions hors réseau soutenu par des garanties de la Banque africaine de développement. La Namibie, la Zambie, la Tanzanie et la Mauritanie ajoutent ensemble 1,5 GW entre 2024 et 2026, portés par le projet hydrogène Hyphen de 10 milliards USD en Namibie et les tranches Scaling Solar de la Zambie. Ces programmes nationaux poussent collectivement le marché des énergies renouvelables en Afrique vers une répartition géographique plus équilibrée.