Banque africaine de l’énergie : les paiements décideront de l’impact des nouveaux financements sur les marchés du continent

Une banque peut mobiliser des milliards pour bâtir des centrales. Elle ne peut pas, à elle seule, garantir que les ménages pourront payer leur facture, que les entreprises consommeront l’électricité produite ou que les compagnies publiques régleront leurs fournisseurs. C’est cette équation commerciale, autant que le financement, qui déterminera l’utilité de la Banque africaine de l’énergie.

Un projet panafricain encore à l’épreuve de sa mise en place

Portée par Afreximbank, la Banque africaine d’import-export, et l’Organisation des producteurs de pétrole africains (APPO), l’institution doit être basée à Abuja, au Nigeria. Son capital autorisé annoncé est de 5 milliards de dollars. Ce montant fixe un plafond de capital, mais ne signifie pas que la totalité de cette somme est déjà versée ou disponible pour financer des projets.

À la date du 29 octobre 2026, les informations consultées situaient encore l’établissement formel de la banque au 31 octobre. Cette échéance étant à venir, il serait prématuré de présenter sa création officielle comme un fait accompli. Le calendrier et les sommes effectivement mobilisables restent donc à vérifier.

L’initiative répond à une difficulté concrète : des projets énergétiques africains peinent à trouver des financements adaptés, notamment dans les hydrocarbures, alors que plusieurs bailleurs internationaux ont resserré leurs critères. Mais disposer d’un financeur africain ne règle ni le coût des infrastructures ni les risques associés aux ventes et aux paiements.

L’enjeu concerne des pays aux situations très différentes. Le Nigeria, pays hôte et producteur majeur de pétrole, n’a pas les mêmes besoins que le Ghana, confronté aux déséquilibres financiers de son secteur électrique, ou que des pays enclavés dépendant d’importations d’énergie. Une banque continentale devra donc évaluer chaque projet selon son marché, ses infrastructures et ses débouchés, plutôt que supposer qu’un modèle unique convient partout.

La demande ne se résume pas au nombre de personnes sans électricité

Le besoin d’accès à l’électricité est immense. Toutefois, une population qui manque de courant ne constitue pas automatiquement un marché solvable pour une centrale. Il faut aussi des réseaux capables d’acheminer l’énergie, des revenus permettant de payer les factures et des entreprises susceptibles de la consommer en quantité régulière.

Cette distinction est essentielle pour les investisseurs. Une centrale doit vendre son électricité à un acheteur fiable, qui paie selon les contrats. Si une compagnie publique accumule des arriérés, le producteur reste tenu de rembourser ses emprunts, d’acheter son combustible et d’entretenir ses installations. L’électricité peut donc manquer à une partie de la population tandis que le système chargé de la distribuer demeure financièrement fragile.

Le Ghana illustre ce décalage. La Banque mondiale décrit des difficultés liées à la surcapacité, aux contrats d’achat rigides, aux pertes de distribution et au recouvrement insuffisant des factures. Certains contrats dits « take-or-pay » obligent l’acheteur à payer une quantité ou une part convenue, même si toute l’énergie n’est pas utilisée. Ils peuvent sécuriser les revenus d’un producteur, mais pèsent sur les finances publiques lorsque la demande réelle ou les recettes ne suivent pas.

Ces coûts ne sont pas répartis également. Les impayés peuvent fragiliser les producteurs et les compagnies d’électricité, puis peser sur le budget de l’État. Les ménages, eux, subissent les tarifs, la qualité du service et les arbitrages budgétaires. Les petites entreprises et les industries ont besoin d’une alimentation fiable, mais les coûts élevés peuvent freiner leur activité et leurs projets d’expansion.

Le cercle entre énergie chère et industrie insuffisante

Lorsque peu d’usines consomment régulièrement de l’électricité, il est difficile d’amortir les centrales et les réseaux sur une large base de clients. Le coût unitaire reste élevé. En retour, une énergie chère ou peu fiable peut décourager l’implantation d’activités industrielles. Ce cercle ne se brise pas par la seule construction de capacités supplémentaires.

Les ressources naturelles ne garantissent pas non plus une facture abordable. Du pétrole, du gaz ou un potentiel solaire important doivent être transformés, transportés et distribués. Il faut financer les centrales, les lignes électriques et la maintenance. Il faut aussi organiser les contrats et assurer les paiements. Sans ces maillons, une ressource abondante ne devient pas automatiquement une offre accessible.

Pour la banque, le défi sera donc de regarder au-delà des actifs de production. Le financement d’une centrale peut avoir davantage de sens s’il s’accompagne d’investissements dans les réseaux, le stockage, les entreprises productives ou les infrastructures permettant de vendre l’énergie. Cela suppose aussi d’examiner la capacité des acheteurs à payer et la manière dont les tarifs protègent les usagers sans rendre les opérateurs insolvables.

Les marchés régionaux peuvent élargir les débouchés

Un projet trop important pour un seul pays peut trouver des clients au-delà de ses frontières. Les échanges régionaux d’électricité peuvent mieux répartir les capacités et relier des zones où l’offre et la demande ne coïncident pas. Mais ces échanges exigent des lignes transfrontalières, des règles compatibles et des accords de paiement crédibles. La vente à plusieurs pays ne supprime pas le risque d’impayé : elle le répartit entre plusieurs acheteurs.

La portée de la banque dépendra ainsi de sa capacité à travailler avec les institutions nationales et les mécanismes régionaux, et non à les remplacer. Les projets devront tenir compte des priorités énergétiques des pays concernés, de leurs réseaux existants et de la structure de leurs marchés. Les bénéfices attendus pour les industries et les ménages devront être mis en regard des coûts, des garanties publiques et des risques assumés par les contribuables.

Il faudra également suivre la composition du portefeuille. Le mandat annoncé vise le financement de projets énergétiques, mais la priorité accordée aux hydrocarbures, aux renouvelables ou aux infrastructures de réseau déterminera les effets à long terme. Les choix d’investissement pèseront sur la sécurité énergétique, les émissions et l’accès à des capitaux pour différents types de projets.

Les prochains éléments décisifs seront donc les montants réellement souscrits et versés, les règles de gouvernance, les premiers projets retenus et les garanties demandées aux États. Le capital autorisé de 5 milliards de dollars donne une indication de l’ambition. Il ne mesure pas encore la capacité de prêt effective. À terme, la réussite se jugera aussi à la qualité des débouchés : une énergie financée, transportée, consommée et payée.