En Zambie, Kudu mise sur les acheteurs régionaux pour attirer les financements solaires sans garantie publique

Une centrale solaire peut produire de l’électricité sans trouver un acheteur unique assez solide pour rassurer les banques. En Zambie, le projet Kudu mise sur une autre voie : vendre sa production à un négociant qui pourra la répartir entre plusieurs clients d’Afrique australe.

Un marché régional en complément du réseau zambien

Le contexte donne à cette stratégie une portée concrète. Après la sécheresse de 2023-2024, qui a réduit la production hydroélectrique et contribué aux délestages, la Zambie cherche à diversifier ses sources. Le ministère zambien de l’Énergie indique que les coupures nationales ont couru du 8 mars 2024 à novembre 2025. Le solaire apporte une production complémentaire, même s’il ne remplace pas à lui seul les capacités pilotables ni les investissements dans le réseau.

Le pays est aussi au cœur du Southern African Power Pool (SAPP), le marché d’échanges d’électricité organisé par les membres de la Communauté de développement de l’Afrique australe (SADC). Créé en 1995, ce dispositif permet aux opérateurs participants de négocier l’électricité au-delà des frontières. Il ouvre des débouchés, mais ne garantit pas automatiquement que chaque mégawatt produit pourra être transporté et vendu : les capacités des lignes et les règles commerciales comptent aussi. Le fonctionnement du marché régional SAPP et ses rapports récents illustrent à la fois l’activité des échanges et les contraintes de transmission.

Le 8 octobre 2026, à Lusaka, AXIAN Energy et Africa GreenCo ont signé un contrat d’achat d’électricité (PPA) pour Kudu. Un PPA fixe les conditions auxquelles un producteur vendra sa future production. Selon les informations communiquées par AXIAN et rapportées par le média panafricain Bankable, l’accord porte sur 200 MW de puissance alternative injectée au réseau. La centrale est prévue pour une capacité de 240 MW en courant continu et une production annuelle estimée à environ 530 GWh. Les données du projet Kudu recoupées par Bankable.

Un intermédiaire entre les producteurs et les acheteurs

GreenCo doit acheter l’électricité produite par Kudu, puis la commercialiser auprès d’un portefeuille de clients : services publics, mines, entreprises agricoles et autres acteurs économiques. La société agit ainsi comme acheteur intermédiaire. Au lieu de dépendre d’un seul client national, le projet pourra viser plusieurs acheteurs et accéder aux marchés du SAPP.

Cette diversification peut améliorer la visibilité des recettes attendues. Elle peut donc aider les promoteurs à convaincre des prêteurs, sans supprimer les risques : le financement de Kudu n’est pas annoncé comme bouclé, et la construction n’a pas encore commencé. Il faudra encore mobiliser les capitaux, réaliser les ouvrages et sécuriser les conditions d’évacuation de l’électricité. Le modèle de GreenCo repose aussi sur des mécanismes de soutien à ses obligations de paiement ; il ne signifie pas que tout risque commercial disparaît. Le rôle d’acheteur intermédiaire et les garanties associées au modèle GreenCo.

Des opérations antérieures en Zambie donnent des points de comparaison. En mai 2025, le projet solaire de Chisamba, d’une puissance de 100 MW, a obtenu 71,5 millions de dollars de dette commerciale auprès de Stanbic Bank Zambia. Le financement était adossé à un PPA de treize ans avec GreenCo. Le projet a atteint sa clôture financière en mai et a été mis en service le 30 juin 2025, selon ZESCO, l’entreprise publique d’électricité. Les éléments financiers de Chisamba publiés par GreenCo.

Autre précédent, Ilute, une centrale de 32 MWc près de Sesheke, dans la province de l’Ouest, a bouclé en janvier 2026 un financement de 26,5 millions de dollars. Serengeti Energy précise que les ventes prévues via GreenCo et le SAPP ont permis de structurer le projet sans garantie souveraine. Ilute montre qu’un financement fondé sur un débouché commercial régional peut être envisagé ; il ne prouve pas que Kudu obtiendra les mêmes conditions. Le financement d’Ilute et son accès au marché régional.

Des bénéfices possibles, mais pas automatiques

Pour AXIAN Energy, le PPA constitue une étape de développement et un signal commercial adressé aux futurs financeurs. Le groupe avait renforcé sa présence zambienne en prenant, en octobre 2025, une participation majoritaire de 85,6 % dans la centrale Bangweulu, déjà en activité. Kudu représente donc un projet nouveau, distinct d’un actif existant : sa production reste à construire et à financer.

Pour les entreprises et les mines, l’arrivée de nouveaux volumes peut élargir les options d’approvisionnement. Pour les ménages, l’effet dépendra davantage de l’équilibre général du système : disponibilité des lignes, contrats de vente, prix, gestion du réseau et capacité de ZESCO à desservir les différentes régions. Une centrale orientée vers des acheteurs commerciaux ne garantit pas, à elle seule, une baisse des tarifs ni une amélioration immédiate de l’accès résidentiel.

La dimension régionale compte également. Les échanges peuvent mettre en relation les ressources renouvelables de certains territoires avec les besoins d’autres pays, et offrir de nouveaux revenus aux producteurs zambiens. Mais les infrastructures transfrontalières et la congestion du réseau déterminent la quantité effectivement livrable. Le SAPP signalait encore, dans son rapport d’août 2026, que des contraintes de transmission empêchaient une partie des offres appariées d’être exécutées.

Le prochain test sera donc moins la signature que la suite : bouclage financier, calendrier de construction, raccordement et contrats avec les acheteurs finaux. Pour la Zambie et ses partenaires de la SADC, Kudu met en lumière une question centrale de la transition énergétique : comment transformer des projets solaires en électricité fiable, finançable et effectivement distribuée, au-delà des frontières comme à l’intérieur du pays.