Ce que les trois premiers mois nous disent du solaire africain
Le premier trimestre 2026 s’achève. Avant de passer à la suite, c’est le moment de faire le point sur ce que nous avons suivi, analysé et décrypté depuis janvier. Pas un bilan exhaustif — plutôt une lecture de ce que ces trois mois révèlent des tendances de fond qui structurent l’énergie solaire en Afrique.
La conclusion tient en une phrase : le continent est entré dans une phase d’exécution. Moins de promesses, plus de projets concrets. Moins de stratégies générales, plus de décrets, d’appels d’offres, de MW injectés dans des réseaux réels.
Janvier – Février : les fondations financières et industrielles
4,5 milliards USD des EAU : l’échelle des ambitions change
L’annonce la plus structurante du trimestre n’est pas venue d’un projet solaire en particulier, mais d’un signal financier global. Lors du 39e Sommet de l’Union africaine à Addis-Abeba, les Émirats arabes unis ont dévoilé un engagement de 4,5 milliards USD pour financer plus de 60 projets d’énergie propre sur le continent, dans le cadre de l’Africa Green Investment Initiative.
Ce chiffre couvre du solaire utility-scale, de l’éolien, du stockage par batteries et de l’hydrogène vert. Ce qui le distingue des annonces habituelles, c’est sa dimension multisectorielle et la présence d’acteurs déjà opérationnels sur le terrain — Masdar, AMEA Power, TAQA — capables de convertir cette enveloppe en projets bancables.
Pour les développeurs africains, cette dynamique ouvre des perspectives de co-développement et d’accès à des financements concessionnels. Elle accroît aussi la pression concurrentielle. Les deux vont ensemble.
Technologies ciblées : Solaire, éolien, stockage batteries, hydrogène vert
Projets visés : Plus de 60 projets à travers l’Afrique
Acteurs clés : Masdar, AMEA Power, TAQA
Noor Tchad 50 MW : la première centrale utility-scale d’Afrique centrale
En février, nous avons publié une analyse approfondie du projet Noor Tchad 50 MW, développé par Global South Utilities (GSU). La centrale, première installation solaire à grande échelle du pays, a commencé à injecter ses premiers mégawatts dans le réseau national de N’Djamena.
Ce que le projet révèle dépasse la seule question technique. Il montre qu’il est possible de structurer un IPP dans un marché complexe, à condition d’aligner contractuellement les parties prenantes publiques et privées. Il montre aussi les limites du système : la capacité d’absorption du réseau tchadien contraint l’injection réelle bien en deçà des 50 MW nominaux.
Ce décalage entre puissance installée et puissance réellement injectée n’est pas un échec — c’est un enseignement. L’infrastructure réseau doit suivre la capacité de production. Ce n’est pas souvent le cas. Pour l’Afrique centrale, historiquement à la traîne sur le solaire utility-scale, Noor Tchad est un signal d’ouverture.
Capacité installée : 50 MW photovoltaïques + ~5 MWh de stockage batteries
Développeur : Global South Utilities (GSU) — modèle IPP
Objectif national : 500 MW solaires au Tchad d’ici 2030
Argent en hausse de 187 % : la chaîne de valeur photovoltaïque sous pression
Sur le front technologique et industriel, le trimestre a été marqué par la flambée du prix de l’argent — métal utilisé dans la métallisation des cellules solaires — dont la hausse cumulée atteignait jusqu’à +187 % par rapport au début 2025 selon certaines estimations sectorielles.
C’est un sujet qui intéresse directement les développeurs africains, même si l’impact se joue d’abord au niveau des fabricants. L’argent peut représenter jusqu’à 25 à 30 % du coût d’une cellule. Quand son prix explose, les fabricants cherchent des alternatives — notamment la métallisation au cuivre, qui offre des performances comparables à un coût bien inférieur, mais dont l’industrialisation à grande échelle reste encore en cours de maturation.
Pour les projets africains structurés entre 2023 et 2025 sur la base de prix modules historiquement bas, une hausse des coûts — même modeste — peut impacter les TRI et compliquer les bouclages financiers. C’est un paramètre à intégrer dès aujourd’hui dans les modèles économiques.
Hausse de l’argent : +187 % vs début 2025 (estimations sectorielles)
Part dans le coût cellule : Jusqu’à 25–30 %
Alternative en développement : Métallisation au cuivre
Mars : la cartographie s’élargit
Égypte : 500 MW dans le West Nile
Mi-mars, l’Egyptian Electricity Transmission Company (EETC) a lancé un appel d’offres international pour une centrale photovoltaïque d’environ 500 MW dans la région du West Nile — une zone désertique à fort potentiel solaire, encore peu développée. Le modèle retenu est un BOO (Build Own Operate) avec PPA long terme, similaire à celui qui a fait le succès de Benban.
Ce projet confirme que l’Égypte maintient son rythme d’accélération solaire. Avec un objectif de 42 % de production électrique renouvelable à l’horizon 2035 et plus de 110 millions d’habitants dont la consommation croît rapidement, le pays n’a pas d’autre option que de multiplier les projets de cette taille.
Capacité : ~500 MW — modèle BOO avec PPA long terme
Date limite de préqualification : 11 mai 2026
Objectif national : 42 % renouvelables à l’horizon 2035
Tunisie : Bazma, 300 MW + 540 MWh — l’ère du solaire pilotable
Le projet Bazma (Kébili, sud tunisien), lancé en appel d’offres début mars, illustre une évolution majeure dans la conception des centrales solaires : 300 MW photovoltaïques couplés à 150 MW / 540 MWh de stockage par batteries. Développé sous régime de concession sur 440 hectares, il est l’un des projets solaires les plus ambitieux jamais lancés en Tunisie.
Ce qui distingue Bazma, c’est précisément l’intégration du stockage dès la conception. Ce n’est plus du solaire intermittent qu’on intègre au réseau en espérant que ça tienne — c’est du solaire pilotable, capable d’injecter de l’énergie au-delà du coucher du soleil. La Tunisie vise 30 % de renouvelables d’ici 2030. Pour y arriver avec un réseau encore dépendant du gaz, le stockage n’est pas une option, c’est une nécessité.
Production : ~300 MW photovoltaïques
Stockage : 150 MW / 540 MWh batteries (BESS)
Site : Kébili, sud tunisien — 440 hectares
Maroc : le cadre de l’autoproduction est enfin complet
Le 9 mars 2026, la publication du décret d’application de la loi 82-21 au Bulletin officiel a mis fin à trois ans d’attente pour les acteurs du marché marocain. Complétée par quatre décisions de l’ANRE publiées entre fin janvier et mi-février, la réglementation est désormais complète — avec des tarifs, des seuils et des procédures.
Le mécanisme de wheeling — transporter l’énergie produite sur un site vers un autre site distant — élargit considérablement le spectre des projets viables pour les groupes industriels multisites. Le cadre est posé. La phase d’exécution commence en juin.
Tarif de rachat surplus : 21 ct/kWh (pointe) / 18 ct/kWh (creuses)
Capacité d’accueil disponible : 3 886 MW (72 % solaire, 28 % éolien)
Entrée en vigueur : 9 juin 2026
Potentiel distribué estimé : 28,6 GW — marché de 31 milliards USD
Noor Chad 50 MW : la mise à jour de mars
En mars, nous avons publié une analyse actualisée de Noor Chad, avec un angle centré sur les implications pour la transition énergétique tchadienne et les leçons régionales. L’enseignement central reste le même : les contraintes d’injection ne sont pas un échec de projet — elles sont révélatrices d’un défi systémique. Produire de l’énergie solaire en Afrique centrale est possible. La faire parvenir là où elle est consommée requiert des investissements parallèles dans le réseau que la plupart des pays de la région n’ont pas encore engagés.
Côte d’Ivoire : 5,2 MWp C&I, un signal pour l’Afrique de l’Ouest
Fin mars, nous avons couvert la mise en service d’une centrale solaire industrielle de 5,2 MWp en Côte d’Ivoire — un projet C&I (commercial & industriel) qui confirme que le solaire ne progresse pas seulement par les grands appels d’offres, mais aussi par des projets de taille intermédiaire portés par les besoins directs des industriels. Ce type de projet est le socle sur lequel se construit un marché solaire mature.
Maroc–Côte d’Ivoire : un nouveau hub de recherche photovoltaïque à Yamoussoukro
Début mars, l’inauguration d’un pôle conjoint de recherche solaire à Yamoussoukro, né du partenariat entre le Green Energy Park marocain et des institutions ivoiriennes, a marqué une nouvelle forme de coopération : non plus seulement des projets de production, mais un transfert de savoir-faire et une structuration de compétences locales. Ce type d’initiative est essentiel pour ancrer durablement la transition énergétique sur le continent.
Ghana : 200 MW de stockage par batteries — une page blanche à saisir
En toute fin de trimestre, le Ghana a annoncé le lancement prochain d’appels d’offres pour 200 MW de stockage par batteries — un chiffre d’autant plus parlant que la capacité installée actuelle du pays ne dépasse pas 10 MWh. L’objectif : casser le cycle coûteux des centrales thermiques qui reprennent la main le soir quand le solaire s’arrête.
Ce qui différencie cette annonce, c’est le choix d’appels d’offres compétitifs — le modèle qui a prouvé son efficacité au Maroc, en Afrique du Sud, en Égypte — pour un pays d’Afrique de l’Ouest de taille intermédiaire, sans ressources pétrolières pour financer la transition. Le Ghana construit son marché du stockage sur une page blanche. C’est une contrainte, mais aussi une opportunité : pas d’héritage à démonter, juste des règles à écrire correctement.
Capacité visée : 200 MW de stockage batteries
Point de départ : ~10 MWh installés aujourd’hui
Modèle retenu : Appels d’offres compétitifs
Ce que le T1 2026 dit de la dynamique continentale
Trois tendances traversent l’ensemble de ces publications.
Le stockage devient la colonne vertébrale.
Ce n’est plus une composante optionnelle que l’on ajoute pour « améliorer la bancabilité ». De Bazma à Ghana, de Noor Chad à la stratégie marocaine, le stockage est intégré dès la conception. La question n’est plus « faut-il du stockage ? » mais « quelle capacité, quel ratio puissance/énergie, quelle intégration réseau ? »
Les cadres réglementaires rattrapent le retard.
Le décret marocain sur l’autoproduction, les appels d’offres tunisiens et égyptiens bien structurés, le modèle ghanéen compétitif — ce trimestre a montré que plusieurs marchés africains ont fait le travail réglementaire nécessaire pour que les projets puissent réellement se concrétiser. L’exécution reste le défi, pas la conception.
Les flux financiers internationaux s’accélèrent.
Les 4,5 milliards des EAU ne sont pas isolés. Ils s’inscrivent dans une compétition croissante entre acteurs internationaux pour des positions stratégiques sur des marchés à fort potentiel. Pour les acteurs africains, c’est à la fois une opportunité de financement et un appel à monter en compétences pour ne pas rester en position de sous-traitants.
À surveiller au T2 2026
- Préqualifications égyptiennes pour le West Nile (deadline : 11 mai 2026)
- Entrée en vigueur du cadre marocain d’autoproduction (9 juin 2026)
- Montée en puissance de Noor Chad et renforcement du réseau tchadien
- Lancement des appels d’offres ghanéens pour le stockage batteries
- Évolution du prix de l’argent et impact sur les coûts modules
— L’Équipe Éditoriale Solar Perspective, 31 mars 2026
solarperspective.com