Le ministre zimbabwéen de l’Énergie et du Développement électrique, July Moyo, a annoncé lors du Southern Africa Eco-Infrastructure Summit, à Victoria Falls, que la première phase du projet solaire flottant de 600 MW sur le lac Kariba approche du bouclage financier. Cette phase initiale porte sur 150 MW de panneaux installés sur des structures flottantes ou en bordure du lac, la plus grande retenue artificielle du monde par volume.
Le projet est porté par Green Hybrid Power Private Limited, une société à vocation spécifique soutenue par l’Intensive Energy Users Group, qui rassemble plusieurs des plus grandes entreprises minières et industrielles consommatrices d’électricité du pays. Le coût total de l’ensemble des quatre phases est estimé entre 550 et 650 M$, pour une capacité finale de 600 MW.
Green Hybrid Power et le rôle d’Afreximbank
La Banque africaine d’import-export (Afreximbank) a fourni une facilité de préparation de projet de 4,4 M$ destinée à financer les études de faisabilité et les travaux nécessaires pour rendre le projet bancable. Ce type de financement en amont, souvent négligé dans les annonces de grands projets, conditionne pourtant l’accès aux financements de long terme : sans étude de faisabilité robuste, aucun prêteur commercial ou institution de financement du développement (DFI) n’engage de capitaux significatifs.
Le financial close attendu sur cette première tranche de 150 MW marque donc le passage d’un projet en phase de préparation à un projet effectivement financé et prêt pour la construction. C’est une étape distincte de l’annonce de lancement faite en avril 2026, où seule l’intention de développer le site avait été rendue publique, et du financement préliminaire annoncé fin avril, qui concernait les études amont plutôt que les capitaux de construction eux-mêmes.
Une réponse à la dépendance hydroélectrique du pays
Le Zimbabwe dépend fortement du barrage hydroélectrique de Kariba, dont la production varie avec le niveau du lac. Les épisodes de sécheresse récurrents dans le bassin du Zambèze ont provoqué des restrictions de production à plusieurs reprises ces dernières années, la centrale hydroélectrique fonctionnant parfois en dessous de sa capacité nominale faute d’eau suffisante.
Le projet solaire flottant est conçu pour fonctionner en complément de la centrale hydroélectrique existante plutôt qu’en remplacement. L’idée : mobiliser la ressource solaire pendant les heures d’ensoleillement pour réduire la sollicitation du barrage, préservant ainsi le niveau d’eau et la capacité de production hydroélectrique sur la durée. Les structures flottantes présentent par ailleurs l’avantage de limiter l’évaporation à la surface du lac, un enjeu non négligeable dans une région où les niveaux d’eau conditionnent directement la sécurité énergétique.
Calendrier et montée en puissance par phases
La construction de la première phase de 150 MW doit démarrer au second trimestre 2026, sur des terrains adjacents au lac avant l’installation en configuration flottante proprement dite pour les phases suivantes. La mise en service complète des 600 MW, répartie sur les quatre phases, est visée pour l’horizon 2030-2031.
Ce phasage progressif permet de limiter le risque d’exécution : chaque tranche financée et mise en service génère des données d’exploitation qui facilitent le financement de la phase suivante. C’est une approche que l’on retrouve sur d’autres grands projets solaires-hybrides du continent, où les développeurs préfèrent sécuriser un premier bloc plutôt que de chercher à boucler l’intégralité du financement en une seule fois.
Ce que ce projet signifie pour le marché régional
Pour l‘Afrique australe, où plusieurs pays dépendent de l’hydroélectricité du bassin du Zambèze (Zambie, Mozambique, Malawi), le projet de Kariba illustre une tendance de fond : la diversification vers le solaire comme outil de gestion du risque hydrologique plutôt que comme simple ajout de capacité. La Zambie, de l’autre côté du même barrage, a d’ailleurs multiplié les annonces de projets solaires ces derniers mois, notamment le programme PCEI de 312 MW couvrant l’ensemble du pays.
Pour les investisseurs et DFI actifs dans la région, le passage au financial close de la première phase de Kariba sera à suivre de près : il donnera une indication concrète du coût du capital et des conditions de financement applicables aux futurs projets solaires flottants ou hybrides sur des infrastructures hydroélectriques existantes ailleurs sur le continent.