Au Ghana, la hausse du thermique soutient le réseau tandis que les exportations d’électricité passent en retrait

Un pays qui vend de l’électricité à ses voisins, mais reste suspendu à son gaz

Au Ghana, le débat sur l’électricité ne se limite plus aux coupures ou aux tarifs. Il touche désormais à une question plus large : comment un pays peut-il se présenter comme plateforme régionale tout en dépendant encore fortement de centrales thermiques, donc du gaz et du fioul, pour faire tourner son réseau ? En juillet 2026, cette tension est restée visible dans les chiffres publiés par les autorités du secteur.

La réponse se trouve dans la structure même du système électrique ghanéen. Le pays produit, transporte et échange de l’électricité au sein d’un espace ouest-africain déjà organisé autour du West African Power Pool, le réseau régional qui relie les services électriques des États de la CEDEAO, la Communauté économique des États de l’Afrique de l’Ouest. À Accra, la régulation régionale repose aussi sur l’ERERA, l’autorité ouest-africaine de régulation de l’électricité, dont le siège est justement dans la capitale ghanéenne.

Une production solide, mais un mix encore très exposé

Les données du bulletin mensuel du marché électrique ghanéen montrent qu’en juillet 2026, la production totale a atteint 2 317 GWh, en hausse de 6,20 % sur un an, malgré un recul de 3,99 % par rapport à juin. Le thermique a fourni 1 722 GWh, soit 74,33 % du total, après une progression annuelle de 11,25 %. L’hydroélectricité a reculé à 579 GWh, tandis que le solaire est resté marginal à 15 GWh. Le document situe aussi le pic de demande à 3 968 MW en juillet, après 4 350 MW en avril, record annuel déjà atteint plus tôt dans l’année.

Ces volumes ne disent pas seulement la vigueur de la demande. Ils montrent aussi que la stabilité du système dépend encore d’un petit nombre d’acteurs et de centrales. Le site du ministère ghanéen de l’Énergie rappelle que le bouquet électrique national combine hydroélectricité, thermique, solaire et importations, mais que les échanges transfrontaliers restent intégrés à une stratégie de montée en puissance du réseau. En 2025 déjà, l’Energy Commission indiquait que la production du pays reposait largement sur le thermique, avec une place réduite des renouvelables hors grand hydraulique.

Gaz, fioul et réserve de capacité : la sécurité du réseau se joue sur l’efficacité

Le bulletin de juillet met en avant une marge de réserve de 24,82 %, au-dessus du seuil d’adéquation de 18 %. Sur le papier, le système a donc de la marge pour absorber la pointe. Mais cette marge reste coûteuse, car elle repose sur une dépendance persistante aux combustibles fossiles. Le document cité par la presse ghanéenne indique que la centrale flottante Karpower a fourni 312 GWh, soit 13,45 % du total national, tandis que Sunon Asogli a apporté 285 GWh. Ce poids des grandes unités thermiques confirme une réalité connue du secteur : la disponibilité du gaz conditionne directement la qualité du service.

La consommation de gaz a augmenté de 9,25 % sur un an, et une partie importante de l’approvisionnement provient du champ offshore Cape Three Points opéré par Eni, selon les chiffres rapportés par le bulletin. Lorsque le gaz manque ou devient trop cher, les centrales basculent vers le fioul. En juillet, elles ont consommé 187 517 barils de fioul liquide, répartis entre fioul lourd, carburant léger et gasoil. Cette dépendance renchérit les coûts de production, puis se répercute sur les arbitrages budgétaires, les tarifs et, à terme, sur les ménages comme sur les entreprises.

Le ministre de l’Énergie et de la Transition verte, John Abdulai Jinapor, a d’ailleurs confirmé en août que le Ghana travaillait à exporter de l’électricité vers le Nigeria. Cette ambition s’inscrit dans une stratégie plus large : transformer le pays en hub énergétique ouest-africain. Mais le régulateur rappelle une limite simple : l’export ne doit pas fragiliser l’approvisionnement domestique. À ce stade, la puissance disponible existe, mais sa mobilisation dépend de la maintenance, de l’accès au gaz et de la discipline opérationnelle du réseau.

Des exportations réelles, mais en recul

Sur le front régional, le Ghana reste exportateur net d’électricité. En juillet 2026, 191 GWh ont été expédiés vers trois destinations principales : le Burkina Faso, le couple Togo-Bénin et la Côte d’Ivoire. Les importations, elles, sont restées marginales à 2,62 GWh depuis la Côte d’Ivoire. Ce commerce s’inscrit dans un espace ouest-africain où les interconnexions sont anciennes et où le Ghana joue déjà un rôle de transit et d’échange, notamment via les liaisons avec le Togo, le Bénin et le Burkina Faso.

Mais ces exportations ont diminué de 5,63 % sur un an et de 15,28 % par rapport à juin 2026. C’est un signal important. Un pays peut afficher des marges et rester exportateur, tout en voyant sa capacité de vente extérieure fluctuer dès que la demande intérieure monte ou que l’approvisionnement en combustible se tend. Pour les industriels, cela compte. Pour les foyers urbains, cela compte aussi, car la priorité donnée au marché national peut redevenir plus forte en cas de stress. Dans les zones rurales, où la qualité du service dépend encore davantage de la solidité du réseau, l’enjeu est moins symbolique qu’opérationnel.

Ce que cette séquence dit du Ghana et de l’Afrique de l’Ouest

Le Ghana se trouve à un carrefour régional. D’un côté, il dispose d’une base électrique assez robuste pour nourrir des exportations et soutenir ses ambitions d’intégration. De l’autre, il reste dépendant d’un modèle thermique qui le rend vulnérable aux chocs sur le gaz, aux variations du fioul et aux contraintes de maintenance. Cette configuration n’est pas propre au Ghana. Elle raconte, plus largement, la transition inachevée de plusieurs systèmes électriques ouest-africains : besoin d’interconnexions, besoin de réserves, besoin de financement, mais aussi besoin d’une montée plus rapide des renouvelables et de l’efficacité énergétique.

À l’échelle continentale, la question rejoint les discussions sur le marché africain de l’électricité et sur les échanges transfrontaliers promis par l’Union africaine et ses partenaires régionaux. Le cas ghanéen montre qu’un pays peut être techniquement prêt à exporter davantage, tout en restant prisonnier d’un mix coûteux et encore trop concentré. Le prochain point de vigilance se jouera donc moins sur la rhétorique du hub que sur trois variables très concrètes : l’accès au gaz, la stabilité du parc thermique et la capacité à préserver le marché intérieur sans renoncer à la place du Ghana dans les échanges ouest-africains.