Nous pouvons estimer à plus de 2GW la capacité qui devrait être connectée dans les trente-six prochains mois, en grande partie au Nigeria, mais également au Ghana, au Sénégal, au Mali et au Burkina Faso notamment. Avec également un taux de croissance économique fort et une pression démographique importante (entre 2,5 % et 3 % par an pour la plupart des pays, avec de nombreuses villes dont les taux de croissance sont supérieurs à 6 %), on pourrait donc se dire que le tournant est là, l’Afrique de l’Ouest se lance dans la révolution énergétique verte.

Mais cela n’est pas aussi simple. D’une part, il faut rappeler que le développement de tous ces projets a débuté il y a des années, parfois dix ans si l’on prend le cas du Sénégal ou du Burkina Faso. Avec des temps de développement de sept ans en moyenne, il faut donc attendre une croissance en dents de scie, avec de longues périodes pendant lesquelles aucun projet ne verra le jour.

Car, en effet, de nombreux investisseurs attendent de voir le sort réservé à ces premiers projets avant de considérer de nouveaux investissements, ce qui ne permet pas d’avoir un flux continu de projets. Ce type de croissance est d’ailleurs en cohérence avec l’historique des investissements dans le secteur de l’électricité depuis 2010.

Un marché très morcelé

D’autre part, il faut rappeler que le marché ouest-africain – comme d’ailleurs le marché de l’Afrique subsaharienne dans son ensemble – reste un marché très morcelé. À l’échelle nationale, les réseaux présentent une faible capacité à absorber la production intermittente, et la taille de la demande ne permet pas réellement de développement de larges centrales sans la prise en compte des interconnexions.

Une étude de 2015 réalisée par Tractebel indique par exemple que le réseau sénégalais est déjà saturé. Le récent schéma directeur du pays pour la période 2017-2035 confirme d’ailleurs le rôle limité qui est donné aux énergies renouvelables : un seul projet éolien (centrale de Taiba Ndiaye, projet développé par Sarreole, dont Lekela Power a fait l’acquisition en 2016 auprès d’American Capital) est programmé d’ici à 2027 – pour une capacité de 150 MW, installé en trois tranches annuelles de 50 MW – ; 263 MW de solaire sont aussi planifiés, sachant que la quasi-totalité de cette capacité qui sera installée avant 2022 est soit déjà en exploitation, soit attribuée, soit en cours d’appel d’offres dans le cadre du programme de l’IFC Scaling Solar.

Dispersion des ressources solaires et éoliennes

Enfin, la dispersion des ressources solaires et éoliennes n’est pas en accord avec la localisation des centres de consommation ni avec la présence des réseaux. En effet, les ressources éoliennes sont notamment localisées en Mauritanie, pays dont la demande est aujourd’hui amplement satisfaite avec les capacités installées. Ce qui signifie que toutes les capacités additionnelles seraient soit pour le bénéfice du secteur minier, soit pour l’export.

De même, les ressources solaires sont proches du Sahara, zone moins peuplée qui pose en outre des problèmes de sécurité. Cette contrainte géographique soulève naturellement la question du transport de l’électricité, qui intègre celle du financement de ces investissements et celle des temps longs de réalisation de ces infrastructures.

Dans un tel contexte, il ne faut donc surtout pas se laisser aller à croire que le secteur privé pourra continuer à investir massivement dans les énergies renouvelables sans des mesures fortes, dont la gestion va se révéler particulièrement complexe.

Faciliter les partenariats public-privé

Nous pouvons ici citer plusieurs mesures essentielles qui doivent être prises de manière urgente. La première, c’est de commencer à modéliser un schéma directeur au niveau régional et de planifier le développement des réseaux en vue de capter les meilleures ressources solaires et éoliennes, tout en augmentant la capacité d’absorption de l’intermittence via les interconnexions.

Concernant la deuxième, il s’agit de renforcer la capacité des réseaux nationaux à gérer l’intermittence via des centres de dispatching modernisés mais aussi grâce au développement d’outils de réseau adaptés, communément appelés smart grids.

Enfin, les États doivent accroître leur capacité à structurer des programmes IPP (type particulier de partenariat public-privé qui associe concession de service public, création d’une société ad hoc financée selon la technique du financement de projet et structure contractuelle complexe liant de nombreux acteurs : clients, fournisseurs, équipementiers, banques, experts, pouvoirs publics…) en revoyant de façon adéquate leurs législations, en accordant l’ensemble des ministères, en créant des points d’entrée unique pour les développeurs, en aiguisant leurs outils de négociations.

Un plan d’investissement régional

Il existe de nombreuses initiatives allant dans ce sens, néanmoins nous pouvons constater un manque de coordination et de vision à long terme. En particulier, il serait intéressant de voir germer une coordination des actions des bailleurs de fonds ainsi qu’une revue de leur politique d’investissement. Ainsi, le financement des projets de production d’électricité pourrait être accompagné par des investissements complémentaires dans les réseaux de transport et de distribution, augmentant ainsi l’impact de chaque projet de centrale. Et tout cela dans le cadre d’un plan d’investissement régional couvrant au moins une période de cinq ans.

Prendre le contrôle de ce développement, c’est pouvoir créer un marché de taille plus importante, baisser le coût du kWh, mais également, et surtout, créer un vecteur de croissance économique, que les secteurs privé et public pourraient capter.

Le secteur privé, à travers notamment l’émergence d’expertises locales pour conduire toutes ces études, peut accompagner les développeurs et les banques dans leurs projets, mais aussi par l’émergence d’investisseurs locaux spécialisés dans le secteur énergétique ; le secteur public, avec par exemple la création de fonds souverains investissant dans les projets de production et levant de l’argent pour le développement des réseaux énergétiques. Gageons donc que les gouvernements et bailleurs de fonds pourront travailler ensemble à transformer cette petite étincelle en un feu vif.