Selon plusieurs analyses de marché publiées en mai 2026, les projets solaires et éoliens représentent désormais, en volume de capacité annoncée, davantage que la somme des projets charbon et hydroélectriques sur le continent africain. Ce franchissement, documenté pour la première fois sur des données de pipeline — annonces, études de faisabilité, appels d’offres — ne signifie pas que la capacité installée a basculé : le charbon et l’hydro restent majoritaires dans le parc existant. Mais il indique que la prochaine génération d’actifs de production est en train d’être construite sur une logique renouvelable.
Les données compilées par Africa Energy Capital Power et le Global Energy Monitor pour les projets supérieurs à 10 MW en 2025 sont explicites : 173 des 322 projets annoncés sur le continent étaient solaires, contre 46 hydroélectriques et 34 éoliens. Charbon et gaz réunis ne représentaient que 27 annonces. Les projets solaires et éoliens captent désormais plus de 60 % des nouvelles déclarations de capacité — une inversion par rapport à 2018, où l’hydro et le charbon représentaient conjointement plus de 50 % du pipeline.
Un franchissement mesurable, pas une tendance abstraite
Ce que les données de pipeline mesurent, c’est l’état des décisions d’investissement en cours : les projets solaires et éoliens pour lesquels un développeur a signé une lettre d’intention, soumis une candidature à un appel d’offres, ou lancé une étude de faisabilité. Ces décisions précèdent de plusieurs années les mises en service — et c’est précisément pour cette raison qu’elles sont des indicateurs avancés de la composition du parc futur.
Le basculement est d’autant plus significatif qu’il s’accompagne d’un alignement des closings financiers. Les grands projets solaires africains qui ont atteint leur financial close en 2025-2026 — Abydos II (AMEA Power, 1 GW + 600 MWh BESS, Égypte, 700 M$), Obelisk (Scatec, 1,1 GW + 200 MWh BESS, Égypte, 479 M$ BII/BAD/BERD), Kolda (AXIAN, 60 MW + 72 MWh BESS, Sénégal, 72 M€) — témoignent qu’au-delà des annonces, les structures de financement sont opérationnelles pour le solaire africain à grande échelle.
Les trois mécanismes qui ont produit ce basculement
Le premier mécanisme est économique. Le coût d’un projet solaire utility-scale en Afrique se situe entre 700 et 1 000 $/kW — inférieur à une centrale à charbon neuve (1 500 à 2 500 $/kW) et compétitif avec l’hydroélectricité. Sur 25 ans, le LCOE du solaire PV est désormais plus faible que celui du charbon dans la quasi-totalité des contextes africains. IRENA documente une chute de – 90 % du coût du PV utility-scale depuis 2010 au niveau mondial.
Le deuxième mécanisme est institutionnel : depuis 2021, la Banque mondiale, la BEI, la BAD et la quasi-totalité des DFI bilatérales européennes ont fermé leurs guichets aux nouvelles centrales à charbon. Cette décision a renchéri le coût du capital pour les projets fossiles, désormais dépendants de prêteurs commerciaux ou de banques chinoises pratiquant des taux moins concessionnels. Le troisième mécanisme est la vitesse : un projet solaire de 100 MW se construit en 12 à 18 mois après financial close ; un barrage de 500 MW requiert 5 à 8 ans. Dans des pays confrontés à des déficits énergétiques immédiats, ce critère est devenu déterminant.
Les marchés qui tirent l’accélération
L’Afrique du Sud est le premier marché africain pour les projets solaires et éoliens utility-scale en volume absolu. Depuis la levée des restrictions à l’autoproduction en 2021, la capacité renouvelable installée est passée de moins de 3 GW à plus de 8 GW en 2026. Le pays représente environ 40 % des nouvelles installations renouvelables du continent sur les exercices 2025-2026 — une concentration qui reflète la maturité de son marché et la profondeur de ses besoins, avec un parc thermique Eskom vieillissant.
L’Égypte accélère sur une trajectoire solaire+BESS à grande échelle avec Abydos II et Obelisk. Le Nigeria, le Sénégal, la Côte d’Ivoire, le Maroc et l’Éthiopie constituent le second peloton actif. La Tanzanie vient d’entrer dans la liste avec Kishapu (50 MW). La géographie de la transition se dessine clairement : la ceinture sud-nord — Afrique du Sud, Mozambique, Zimbabwe, Zambie, Égypte — constitue le coeur dynamique, avec des poches d’accélération en Afrique de l’Ouest (Sénégal, Côte d’Ivoire, Ghana).
Ce que le pivot change pour les DFI et les structures de financement
Le déplacement du pipeline vers les renouvelables a des conséquences directes sur les conditions de financement. Les DFI actives en Afrique — IFC, BAD, BEI, Proparco, DEG, FMO, BII, Norfund — consacrent une part croissante de leurs portefeuilles énergie à des projets solaires et éoliens, souvent en combinant dette senior, mezzanine et garanties partielles de risque politique. Ce positionnement a mécaniquement amélioré la bankabilité des projets renouvelables africains : davantage de prêteurs disponibles signifie une concurrence accrue sur les conditions de financement.
Les structures elles-mêmes évoluent. Les first-loss tranches, les instruments de garantie de risque partielle (PRG) et les mécanismes d’assurance contre le risque de convertibilité se diffusent dans des projets solaires de taille intermédiaire. La conséquence pour les développeurs est une amélioration de la prévisibilité des conditions d’accès au financement, par opposition à l’incertitude croissante sur la disponibilité du capital pour des projets charbon dont le profil de risque s’est dégradé aux yeux des comités de crédit.
Les poches de résistance : charbon en Afrique australe, hydro en Afrique centrale
Le tableau n’est pas uniforme. L’Afrique du Sud maintient plus de 80 % de sa production électrique actuelle sur charbon : Eskom opère environ 40 GW de centrales thermiques approchant ou dépassant leur durée de vie initiale. Le programme JETP prévoit des déclassements progressifs sur 20 ans, mais les calendriers glissent régulièrement sous la pression des contraintes d’approvisionnement. En Zambie et au Zimbabwe, des accords conclus avec des financeurs chinois incluent des composantes charbon qui heurtent les conditionnalités des DFI européennes.
En Afrique centrale et de l’Ouest, les grands projets hydroélectriques continuent d’occuper une place dans les plans nationaux. Grand Inga (RDC, 40 GW de potentiel estimé), Sambangalou (Sénégal/Guinée) et d’autres ouvrages dont les cycles s’étirent sur plusieurs décennies restent formellement inscrits dans les plans directeurs. Le pivot vers les projets solaires et éoliens est donc réel et documenté — mais il coexiste avec des segments du marché où la trajectoire charbon et la logique des grands barrages exercent encore une gravité significative.