Capacité solaire : le potentiel éclatant, le déploiement timide

L'Afrique de l'Ouest possède l'une des ressources solaires les plus abondantes au monde, mais elle l'exploite à peine. Fin 2025, neuf pays de référence (Bénin, Ghana, Sénégal, Nigeria, Niger, Côte d'Ivoire, Mali, Burkina Faso, Togo) ne cumulent que 1 346 MW de photovoltaïque installé selon les statistiques de l'IRENA, soit l'équivalent d'une seule grande centrale dans un pays industrialisé, pour une région de plusieurs centaines de millions d'habitants. Le contraste est saisissant : chaque kilowatt-crête planté dans le sol sahélien peut produire près de 5 kWh par jour, un rendement de classe mondiale, alors que 181 millions de personnes restent non raccordées en Afrique de l'Ouest et que les groupes électrogènes au diesel continuent de tourner. Le problème n'est donc pas le soleil. Il est dans la capacité à transformer un gisement théorique en projets finançables, tenus, mesurés.

Un gisement de classe mondiale, une capacité minuscule

Commençons par l'ordre de grandeur, car il est têtu. Le potentiel solaire pratique de la région, mesuré par le rendement qu'un panneau peut réellement livrer une fois installé (le PVOUT du Global Solar Atlas), se situe entre 3,9 et 5,0 kWh par kilowatt-crête et par jour. C'est un niveau que la plupart des pays d'Europe n'atteindront jamais. Le Niger culmine à 5,0 kWh/kWp/jour, le Mali à 4,86, le Sénégal à 4,64, le Burkina Faso à 4,63. Même les pays côtiers plus humides, moins bien lotis, restent au-dessus de 3,9. La Banque Mondiale rappelle qu'un pays sahélien pourrait couvrir la totalité de sa consommation électrique en solarisant une fraction infime de son territoire.

Face à ce gisement, la capacité installée fait pâle figure. Le Sénégal, premier parc de la zone, ne dépasse pas 289,9 MW ; le Nigeria, géant démographique de plus de deux cents millions d'habitants, plafonne à 284,5 MW, quasi à égalité avec un pays huit fois moins peuplé. Le Bénin, à 35,3 MW, ferme la marche. Rapportée à la ressource disponible, la région exploite une part dérisoire de ce qu'elle pourrait produire. Pour saisir l'échelle du décalage, il suffit de convertir le gisement en équivalent : le potentiel technique solaire de la seule Afrique de l'Ouest se compte en dizaines, voire en centaines de gigawatts, quand la capacité installée peine à franchir 1,3 gigawatt. Le décalage entre le potentiel éclatant et le déploiement timide n'est pas une nuance, c'est le fait central de la transition énergétique ouest-africaine.

Une croissance réelle mais partie de presque rien

Il serait injuste de nier la dynamique. En quinze ans, la capacité solaire cumulée des neuf pays a été multipliée par 92, passant de 14,6 MW en 2010 à 1 346 MW en 2025. Sur les cinq dernières années seulement, elle a bondi de 169 %, de 499,7 MW en 2020 à 1 346 MW aujourd'hui. La courbe s'est nettement redressée à partir de 2016, quand les premiers appels d'offres compétitifs et les grandes centrales ont commencé à remplacer les installations pilotes. Cette accélération est bien réelle et elle prouve que la mécanique fonctionne quand elle est enclenchée.

Mais une multiplication spectaculaire à partir d'une base minuscule reste une petite valeur absolue. Multiplier par 92 un point de départ de 14,6 MW ne donne qu'un peu plus de 1 300 MW, à comparer à un gisement qui se compte en dizaines de gigawatts. La croissance rapide masque un retard cumulé : la région part de si bas que même une belle pente laisse le niveau installé très en deçà des besoins. Le rythme lui-même s'observe dans les intervalles : il a fallu six ans pour passer de 14,6 à 130 MW (2010-2016), mais seulement trois ans pour ajouter les 470 derniers mégawatts (2022-2025). L'accélération est réelle, et c'est justement ce qui rend le retard si frustrant : la région sait désormais construire vite, mais elle a commencé tard. La bonne nouvelle est que la trajectoire est ascendante ; la mauvaise, qu'au rythme actuel, le rattrapage du gisement prendra des décennies.

La ressource n'est pas le frein : la preuve par le potentiel

L'argument le plus commode pour justifier le retard serait d'invoquer des différences de gisement. Les données le démentent. Le potentiel solaire pratique varie très peu à l'intérieur de la région : d'un facteur inférieur à 1,3 entre la Côte d'Ivoire (3,9 kWh/kWp/jour), la moins bien dotée, et le Niger (5,0), la mieux dotée. Autrement dit, le pays le plus mal servi de la zone dispose déjà d'un gisement que bien des économies riches envieraient. Le Nigeria affiche 4,13 kWh/kWp/jour en un point représentatif, soit un potentiel national moyen de 4,32 selon la Banque Mondiale, pour une capacité installée dérisoire au regard de sa population.

Le pays le plus mal doté de la zone en soleil dispose déjà d'un gisement que bien des économies riches envieraient. Si le déploiement reste timide, ce n'est pas la ressource qui manque.

Le raisonnement se retourne donc contre le fatalisme : puisque la ressource est presque uniforme et partout excellente, les écarts de capacité installée ne peuvent pas s'expliquer par la nature. Ils s'expliquent par ce qui se décide, c'est-à-dire par les politiques publiques, le cadre d'investissement et la capacité à monter des projets. Là où le potentiel est un donné, le déploiement est un choix. La comparaison est instructive : le rapport de capacité installée entre le premier et le dernier pays de la zone dépasse 8 pour 1, quand le rapport de gisement ne dépasse pas 1,3 pour 1. C'est dire que l'écart de résultat est plus de six fois supérieur à l'écart de dotation naturelle. Un tel décrochage ne peut être imputé au ciel : il se joue entièrement dans les décisions humaines qui séparent une ressource d'un actif productif.

Ce que le classement absolu cache : le solaire par habitant

Dès que l'on rapporte la capacité à la population, la hiérarchie bascule et révèle la vraie performance. Le Sénégal atteint 15,7 watts installés par habitant, de très loin le premier de la zone. Le Togo suit à 10,3 W, le Burkina Faso à 8,7 W. À l'autre extrémité, le Nigeria et la Côte d'Ivoire plafonnent à 1,2 W par habitant, un véritable plancher régional. L'écart entre le premier et le dernier atteint un rapport de 1 à 13 par tête, sans commune mesure avec l'écart de gisement (inférieur à 1,3).

Cette lecture démolit deux illusions. La première est que le Nigeria serait un leader solaire : sa deuxième place en valeur absolue n'est qu'un effet de masse démographique, et par habitant il figure au dernier rang. La seconde est que les petits pays seraient condamnés à rester petits : le Sénégal démontre qu'un État de taille moyenne, en tenant une politique volontariste, peut afficher une densité solaire dix fois supérieure à celle du géant régional. La capacité par habitant est le seul indicateur qui mesure vraiment l'effort d'équipement d'un pays, parce qu'il neutralise à la fois la taille du territoire et le poids de la population, et ramène chaque parc à ce qu'il représente réellement pour le citoyen qui attend d'être raccordé.

Pourquoi le Sénégal a décollé et le Bénin a stagné

La comparaison de trajectoires est le meilleur antidote au découragement, car elle montre le cadre d'investissement à l'œuvre. Le Sénégal est passé de 7,4 MW en 2015 à 289,9 MW en 2025, soit une multiplication par près de quarante en dix ans. Ce décollage n'est pas un accident météorologique : il coïncide avec le couplage d'appels d'offres compétitifs, notamment le programme Scaling Solar, et de centrales de plusieurs dizaines de mégawatts qui ont attiré des investisseurs privés à des tarifs parmi les plus bas du continent. Le Burkina Faso et le Mali, sahéliens et très bien dotés en irradiation, ont accéléré de leur côté par des centrales publiques et des mini-réseaux.

Le Bénin illustre le scénario inverse, puis le rattrapage possible. Longtemps dépendant des importations d'électricité depuis ses voisins, il est resté sous les 5 MW jusqu'en 2020 (1,4 MW en 2015, 4,8 MW en 2020). Le décollage n'intervient qu'après 2020, avec les centrales de Défissol et le programme financé par le Millennium Challenge Corporation, qui font bondir la capacité à 33,4 MW en 2022 puis 35,3 MW. Depuis, la courbe s'est stabilisée : le pays a franchi une marche, mais n'a pas enclenché la dynamique continue qui a porté le Sénégal. Le contraste entre les deux courbes ne raconte pas deux climats, il raconte deux intensités d'effort public.

La leçon sénégalaise n'est pas un modèle à décalquer, mais un principe reproductible : le solaire décolle quand l'État transforme une intention en pipeline structuré, avec des appels d'offres réguliers, des sites préparés et une visibilité pluriannuelle pour l'investisseur. À l'inverse, une politique par à-coups, un projet phare suivi d'un long silence, produit exactement la courbe béninoise, en marche d'escalier. Ce n'est pas la ferveur ponctuelle qui construit un parc, c'est la régularité de la commande publique et la constance du cadre. Le Sénégal a compris que le premier facteur de baisse des tarifs n'est pas la subvention, mais la prévisibilité offerte aux développeurs.

Deux modèles de parc renouvelable, deux places pour le solaire

La moyenne régionale masque un autre clivage, structurel celui-là : la place du solaire dans le mix renouvelable diffère radicalement d'un pays à l'autre. Deux modèles coexistent. D'un côté, des parcs quasi exclusivement solaires, faute d'hydroélectricité : au Bénin, le solaire représente 99 % du renouvelable installé (35,3 MW sur 35,8 MW) ; au Niger, la totalité ; au Burkina Faso, 85 %. Dans ces pays, dépourvus de grands fleuves aménageables, le solaire n'est pas une option parmi d'autres, il est la transition renouvelable elle-même.

De l'autre côté, des parcs dominés par l'hydroélectricité, où le solaire reste marginal malgré une capacité renouvelable totale élevée. Le Nigeria affiche 3 206 MW de renouvelable installé, le Ghana 1 778 MW, la Côte d'Ivoire 1 029 MW, mais l'essentiel provient des barrages, le solaire n'en représentant qu'une fraction. C'est un piège analytique fréquent : certaines sources attribuent à tort au solaire des chiffres qui incluent l'hydro. La Côte d'Ivoire, avec 1 029 MW de renouvelable total mais seulement 39 MW de solaire, en est l'illustration parfaite. Confondre les deux revient à surestimer massivement l'effort solaire des pays hydro-dépendants.

Ce clivage a une conséquence directe sur la vulnérabilité climatique, souvent oubliée dans les débats sur le mix. Les pays hydro-dépendants ne sont pas à l'abri : leur production dépend du régime des pluies et des niveaux de retenue, précisément ce que le dérèglement climatique rend plus erratique. Une année de sécheresse peut amputer sévèrement leur électricité hydraulique, comme l'ont montré les crises d'étiage à répétition sur plusieurs barrages ouest-africains. Le solaire, dont le gisement est stable et prévisible d'une année à l'autre, joue alors un rôle de couverture face à l'aléa hydrologique. Autrement dit, même pour les pays richement dotés en barrages, accélérer le solaire n'est pas un luxe de diversification, c'est une assurance contre la variabilité croissante de leur socle hydraulique.

Ce que le retard fait payer : 181 millions de personnes sans électricité

Derrière les mégawatts se cachent des vies. En 2024, environ 181 millions de personnes vivaient sans accès à l'électricité en Afrique de l'Ouest, selon l'Agence Internationale de l'Énergie, et près de 600 millions à l'échelle de l'Afrique subsaharienne, soit 47 % de sa population. Ce déficit n'est pas résiduel : l'Afrique subsaharienne concentre à elle seule 86 % du déficit mondial d'accès à l'électricité. Le solaire minuscule et le déficit d'accès massif sont les deux faces d'une même pièce : là où la capacité manque, ce sont des dispensaires sans chaîne du froid, des écoles sans éclairage, des ateliers privés d'outils électriques et des ménages contraints au pétrole lampant et aux piles.

Le plus alarmant est que la démographie efface le progrès. En 2024, l'Afrique subsaharienne a raccordé 6,8 millions de personnes de plus qu'en 2023, mais la croissance de la population dans les zones non desservies a absorbé l'essentiel de cet effort, si bien que le nombre total de personnes sans électricité n'a reculé que de 4 millions. Autrement dit, la région court pour rester sur place. Chaque année de déploiement solaire timide n'est pas seulement une occasion manquée d'équipement : c'est un terrain perdu face à une population qui croît plus vite que le réseau ne s'étend. Le rythme de raccordement lui-même a ralenti, passant de 23 millions de personnes gagnant l'accès chaque année en 2019 à moins de 19 millions en 2023-2024, alors même que les besoins explosent.

En 2024, 181 millions d'Ouest-Africains vivent sans électricité, et la croissance démographique efface presque tout le progrès du raccordement. La région court pour rester sur place.

Le coût de l'inaction : ce que chaque année de retard fait payer

Le retard de déploiement n'est pas neutre : il a un prix, payé chaque année. Tant que la capacité solaire reste minuscule, l'électricité manquante est comblée par le diesel, l'importation d'électricité et l'attente. Chaque année de retard se traduit par des groupes électrogènes qui brûlent du carburant importé, par des factures d'importation d'électricité pour les pays déficitaires, et surtout par un accès retardé pour des dizaines de millions de personnes non raccordées. Le gisement inexploité n'est pas une réserve tranquille : c'est un coût qui court.

Le paradoxe est d'autant plus cruel que le solaire est aujourd'hui l'une des sources d'électricité les moins chères à produire, et que la ressource, gratuite et abondante, est déjà là. Ne pas l'exploiter revient à préférer un carburant coûteux et importé à une énergie bon marché et locale, année après année. Le calcul se retourne complètement quand on regarde la durée : le diesel se paie à chaque litre, chaque jour, tant que le groupe tourne, tandis que le panneau solaire concentre son coût à l'installation puis produit un carburant nul pendant vingt-cinq ans. Différer l'investissement solaire, c'est donc choisir sciemment la dépense récurrente contre la dépense unique, la devise sortante contre l'actif local. Le vrai coût n'est pas celui d'installer des panneaux, mais celui de continuer sans eux.

Le nœud du financement : 15 milliards de dollars attendus, moins de 2,5 engagés

Si la ressource est là et le solaire compétitif, le véritable étranglement se lit dans les chiffres du financement. L'Agence Internationale de l'Énergie estime qu'il faudrait investir près de 150 milliards de dollars, soit environ 15 milliards par an, pour atteindre l'accès universel à l'électricité en Afrique dans la décennie qui vient. Or, en 2023, moins de 2,5 milliards de dollars ont été effectivement engagés pour de nouveaux raccordements en Afrique subsaharienne. L'écart est vertigineux : le flux réel représente à peine un sixième de ce qui serait nécessaire. Ce n'est pas la ressource solaire qui fait défaut, ni la technologie, c'est le capital qui refuse de s'engager à l'échelle du besoin.

La composition de ce besoin éclaire l'angle mort. Selon l'AIE, un peu moins de la moitié de l'investissement annuel viserait l'extension du réseau, environ un tiers les mini-réseaux et un peu plus de 20 % les kits solaires domestiques. Autrement dit, une part majoritaire du financement d'accès repose sur le solaire décentralisé, précisément le segment le plus difficile à structurer et le plus mal documenté. Et parce que le capital reste rare et cher, chaque point de risque perçu se paie en taux d'intérêt : un projet solaire ouest-africain emprunte à des conditions bien plus dures qu'un projet équivalent en Europe, non parce que le soleil y est moins sûr, mais parce que la donnée qui rassurerait le prêteur manque. Le coût du capital est, in fine, le vrai prix de l'incertitude.

Le vrai verrou : la donnée bancable

Si le gisement est excellent et le solaire compétitif, pourquoi les projets tardent-ils ? Parce qu'entre le potentiel théorique et la décision d'investissement se dresse un obstacle souvent invisible : le manque de données bancables. Un bailleur ou un investisseur privé n'engage pas de capitaux sur un pays sans séries fiables de capacité installée, sans mesures du productible réel des sites, sans inventaire des actifs existants, sans foncier qualifié. En l'absence de ces données, le risque perçu monte, les appels d'offres traînent, et le gisement reste sur le papier.

C'est ici que se joue le décalage entre potentiel éclatant et déploiement timide. Le frein n'est pas géophysique, il est informationnel et institutionnel. Structurer un projet solaire finançable exige de savoir précisément combien produira tel site, quel est l'état du réseau, où sont les besoins non couverts, comment évolue la demande. Ces diagnostics de terrain, ces inventaires d'actifs et ces systèmes de suivi manquent cruellement dans la plupart des pays de la zone. Or c'est exactement le maillon qui transforme une carte d'ensoleillement en portefeuille de projets.

Le décalage entre potentiel éclatant et déploiement timide est d'abord un problème de données bancables : sans séries fiables, les bailleurs hésitent et les appels d'offres restent lents.

C'est la conviction qui guide le travail du CRAD sur la transition énergétique. Nous produisons les diagnostics de terrain, les inventaires d'actifs et les systèmes de suivi-évaluation qui transforment un gisement théorique en projets finançables : collecte numérique géolocalisée, qualification des sites, mesure du productible réel, tableaux de bord de suivi. C'est le pont entre la donnée solaire africaine et la décision d'investissement, celui-là même qui manque le plus aujourd'hui. Ce savoir-faire, le CRAD l'a déjà porté dans le secteur des énergies durables avec le projet régional WOCEWA sur l'égalité de genre dans les PME de l'énergie de la CEDEAO.

Genre et financement : deux leviers pour desserrer le verrou

Le déploiement solaire ne se réduit pas aux grandes centrales : il passe aussi par les mini-réseaux, les kits domestiques et les PME de l'énergie qui portent l'électrification décentralisée. Ce segment n'est pas marginal, puisque l'AIE lui destine plus de la moitié du financement d'accès nécessaire. Or ces acteurs sont souvent mal financés et peu documentés, ce qui les rend invisibles pour les bailleurs. La dimension de genre y est décisive : les femmes sont sous-représentées dans la direction des PME énergétiques, alors qu'elles constituent un vivier d'entrepreneuriat et de proximité avec les usagers finaux. Sans données désagrégées par sexe et par taille d'entreprise, impossible de cibler les instruments de financement là où ils débloqueraient le plus de capacité.

L'enjeu dépasse l'équité : il est d'efficacité. Le dernier kilomètre de l'électrification, celui des villages isolés et des quartiers périphériques, ne se conquiert pas par de grandes centrales branchées sur le réseau national, mais par un tissu dense de petits opérateurs au contact des usagers. Ce sont eux qui installent les kits, entretiennent les mini-réseaux, recouvrent les paiements et adaptent l'offre à des budgets modestes. Or ce tissu reste largement hors radar des systèmes statistiques nationaux, qui comptent les mégawatts des grands parcs mais ignorent la myriade d'installations décentralisées. Rendre visibles ces acteurs, mesurer leur nombre, leur capacité, leur mixité et leur santé financière, c'est la condition pour que le financement d'accès atteigne enfin sa cible, plutôt que de se concentrer sur les seuls projets déjà bancables.

• Le foncier et le réseau. Un site solaire n'est finançable que si son foncier est sécurisé et son raccordement au réseau qualifié : la lenteur des projets tient souvent à ces préalables non documentés.
• La mesure du productible. Les investisseurs valorisent le kWh réellement produit, pas le potentiel théorique : des campagnes de mesure au sol réduisent le risque perçu et donc le coût du capital.
• Les PME et le genre. L'électrification décentralisée repose sur un tissu de PME dont beaucoup pourraient être dirigées ou employées par des femmes, à condition de disposer de données pour orienter le crédit et l'appui.
• Les appels d'offres compétitifs. Le modèle sénégalais montre que la mise en concurrence transparente fait chuter les tarifs, à condition de reposer sur des données de site et de demande fiables.

De la ressource au portefeuille de projets

Au fond, l'histoire du solaire ouest-africain n'est pas celle d'une ressource insuffisante, mais d'une chaîne de valeur inachevée. Le gisement est là, exceptionnel et presque uniforme. La technologie est mûre et bon marché. La dynamique de croissance est enclenchée. Ce qui manque, c'est le maillon central qui relie le potentiel à l'investissement : la donnée qui qualifie les sites, mesure le productible, inventorie les actifs et suit les résultats. Les pays qui avancent, Sénégal en tête, sont ceux qui ont su structurer cette chaîne ; ceux qui stagnent ne manquent pas de soleil, ils manquent de projets prêts à financer.

Combler le décalage, c'est donc moins une affaire de panneaux qu'une affaire de méthode : mesurer avant d'investir, qualifier avant d'appeler d'offres, suivre après d'installer. Transformer un gisement éclatant en électricité pour tous relève d'un choix de politique publique et d'une discipline de la donnée, pas d'une fatalité climatique. Le soleil, lui, ne fait pas défaut.

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