Pourquoi le solaire hors réseau s’impose comme un levier industriel majeur en Afrique subsaharienne d’ici 2035

Dans une région où les coupures perturbent les ateliers, les commerces et les services essentiels, l’électricité solaire ne sert plus seulement à raccorder les zones éloignées. Elle devient aussi un outil de compétitivité pour les entreprises déjà branchées au réseau.

Cette évolution pourrait changer rapidement le paysage énergétique de l’Afrique subsaharienne. D’après une analyse publiée en septembre 2026 par Wood Mackenzie sur le solaire hors réseau, le marché régional pourrait progresser de 450 % d’ici 2035. La demande serait portée par le Nigeria, le Kenya et la République démocratique du Congo (RDC), avec des usages différents selon les pays.

Du premier accès à l’optimisation des coûts

Le solaire hors réseau désigne les installations qui produisent de l’électricité sans dépendre entièrement d’un réseau national. Il peut s’agir de systèmes individuels, de mini-réseaux alimentant plusieurs bâtiments ou de centrales installées directement chez un client industriel.

Cette solution répond d’abord à une réalité régionale. Dans plusieurs pays, les réseaux publics progressent moins vite que la population et l’activité économique. Les entreprises doivent alors compenser les interruptions avec des groupes électrogènes au diesel ou à l’essence. Or, ces carburants pèsent lourdement sur les coûts de production.

Le mouvement n’est toutefois pas uniforme. Dans les zones rurales et faiblement peuplées, les kits solaires et les mini-réseaux peuvent fournir un premier accès à l’électricité. Dans les grandes villes, ils servent davantage à réduire la facture, sécuriser l’alimentation des équipements et limiter les pertes liées aux coupures.

Le Kenya illustre cette deuxième étape. Le pays dispose d’un marché solaire hors réseau parmi les plus développés du continent. L’extension du réseau national déplace progressivement la demande : les ménages et les entreprises cherchent moins une première connexion qu’une meilleure maîtrise de leurs dépenses énergétiques.

Cette évolution est également liée à la facturation nette. Ce mécanisme permet, sous certaines conditions, de déduire de la consommation l’électricité produite par des panneaux puis injectée dans le réseau public. Le solaire devient ainsi un instrument de gestion énergétique, et non plus seulement une solution de substitution.

Le Nigeria concentre une grande partie de la demande

Le Nigeria devrait rester le principal marché régional. Selon les projections de Wood Mackenzie, il pourrait représenter près de 35 % des installations solaires hors réseau en Afrique subsaharienne à l’horizon 2035.

Le pays cumule plusieurs facteurs favorables à cette progression. La production électrique du réseau reste insuffisante pour répondre aux besoins des ménages et des entreprises. En parallèle, la suppression des subventions sur les carburants, engagée en 2023, a renchéri le fonctionnement des groupes électrogènes.

Pour les commerces, les ateliers et les sites industriels, le calcul devient donc plus concret. Remplacer une partie de la consommation issue du diesel par de l’électricité solaire peut réduire rapidement les dépenses. Les entreprises n’ont pas toujours besoin de couvrir la totalité de leur charge : une installation partielle peut déjà produire des économies.

Cette logique soutient le développement du « solaire en tant que service ». Dans ce modèle, le client ne finance pas directement l’achat des panneaux. Un opérateur prend en charge l’investissement, l’installation et la maintenance. L’utilisateur paie ensuite l’électricité consommée ou un abonnement défini à l’avance.

Le dispositif réduit la barrière du coût initial. Il permet aussi aux fournisseurs de conserver la maîtrise technique des équipements. Pour les petites entreprises nigérianes, souvent exposées aux fluctuations du prix des carburants, cette formule peut apporter davantage de visibilité budgétaire.

La RDC ouvre un marché industriel

La République démocratique du Congo présente un autre profil. Son potentiel ne repose pas uniquement sur l’électrification des ménages. Il est aussi lié à l’industrie minière, concentrée notamment dans le sud-est du pays, autour de Kolwezi et de la ceinture cuprifère.

Le complexe minier de Kamoa-Kakula montre la montée en puissance de ces projets. En août 2026, une installation combinant 233 mégawatts-crête de solaire photovoltaïque et 526 mégawattheures de batteries est entrée en exploitation commerciale pour alimenter le site. Le dispositif fournit une puissance de base de 30 mégawatts, selon les informations communiquées par l’Alliance for Renewable Electrification.

Cette configuration est importante pour l’industrie lourde. Une mine ne peut pas dépendre uniquement d’une production solaire variable. Le stockage permet de déplacer une partie de l’électricité produite pendant la journée vers les périodes de moindre ensoleillement.

Le projet ne règle pas à lui seul les défis énergétiques de la RDC. Il montre cependant qu’une centrale solaire associée à des batteries peut réduire l’usage du diesel sur un site industriel de grande taille. La demande minière pourrait ainsi accélérer le développement de solutions hors réseau dans les zones où le réseau public reste limité.

Les équipements baissent, le financement reste cher

La baisse du prix des modules photovoltaïques améliore la rentabilité des projets. D’après les données reprises dans l’analyse de Wood Mackenzie, les pays d’Afrique subsaharienne, hors Afrique du Sud, ont importé plus de 27 gigawatts de modules depuis 2022.

Cette dynamique ne signifie pas que le marché est devenu facile à financer. Les développeurs doivent encore composer avec des taux d’intérêt élevés, des monnaies locales fragiles et des risques de change. Un projet rentable en dollars peut perdre une partie de sa valeur lorsque les revenus sont encaissés en monnaie nationale.

Le coût du capital constitue donc le principal point de tension. La demande existe, mais les investisseurs doivent accepter des périodes de retour suffisamment longues pour financer des équipements qui fonctionneront pendant plusieurs années.

Les opérateurs cherchent pour cela à combiner plusieurs sources de revenus. Cette pratique, souvent appelée « empilement de valeur », associe la vente d’électricité à la fourniture d’équipements, à la maintenance, au stockage ou à des services de gestion de la consommation. Elle peut rendre les projets plus solides financièrement.

Un enjeu régional au-delà de l’électrification

Le solaire hors réseau ne remplacera pas les réseaux nationaux. Les villes, les corridors industriels et les services publics auront toujours besoin de réseaux de transport et de distribution plus robustes. En revanche, les solutions décentralisées peuvent réduire la pression sur ces infrastructures et fournir rapidement de l’électricité dans les zones difficiles à desservir.

Le défi concerne désormais la qualité du financement. Les projets destinés aux ménages ruraux, aux petites entreprises et aux industries ne présentent ni les mêmes risques ni les mêmes modèles économiques. Les mécanismes de financement mixte, qui associent capitaux privés et ressources publiques ou concessionnelles, pourraient jouer un rôle déterminant.

Pour les gouvernements, l’enjeu sera aussi d’harmoniser les règles d’importation, les normes techniques, les tarifs et les conditions de raccordement. Pour les opérateurs, la priorité sera de démontrer la fiabilité des installations et la capacité des clients à payer dans la durée.

À l’échelle panafricaine, la progression attendue du solaire hors réseau révèle surtout une transformation de la demande. L’électricité solaire avance à la fois par nécessité, pour pallier les limites du réseau, et par choix économique, pour réduire les coûts. D’ici 2035, le financement des projets et leur intégration aux politiques nationales d’accès à l’énergie permettront de mesurer si cette croissance annoncée devient une véritable accélération industrielle.