Les investissements privés dans les infrastructures de transport d’électricité en Afrique
L’ouverture progressive au capital privé du secteur du transport d’électricité sur le continent africain, dans un contexte de fortes contraintes budgétaires et de besoins d’investissements massifs, témoigne de la capacité d’innovation juridique et financière des Etats et des acteurs de la région. De récents projets développés au Kenya, en Ouganda, au Mozambique ou encore en Afrique du Sud montrent que les partenariats public-privé constituent désormais une solution crédible pour mobiliser des financements privés au bénéfice des infrastructures de réseau. Seule une poignée d’Etats africains autorisent toutefois la participation privée dans le transport d’électricité et cette dynamique demeure inégalement répartie sur le continent1. Cette ouverture limitée des cadres réglementaires se reflète dans la répartition des investissements : entre 2010 et 2020, 98,2 % des capitaux privés investis dans le secteur électrique de l’électricité en Afrique subsaharienne ont été consacrés à la production, contre moins de 0,3 % au transport2. Les réseaux de transport demeurent majoritairement soumis à la gestion de monopoles publics, dépendants du budget de l’Etat, de l’aide bilatérale et des prêts concessionnels. Or les nouvelles capacités de production, souvent renouvelables, exigent le redimensionnement et la modernisation des réseaux qui doivent être pourvus des outils de flexibilité nécessaires à l’intégration des énergies intermittentes.
Le déficit d’investissement dans le transport d’électricité est évalué entre 80 et 140 milliards de dollars à l’horizon 20403.
Plusieurs pays africains ont amorcé l’ouverture de leurs infrastructures de transport à l’investissement privé en adoptant le modèle du projet indépendant de transmission (ITP), déjà éprouvé ailleurs. Ce schéma prévoit qu’un investisseur privé assure le financement, la construction et l’exploitation d’une ligne ou d’un poste de transformation, en contrepartie d’une redevance de disponibilité versée par l’opérateur national sur vingt-cinq à trente ans.
En Ouganda par exemple, le projet Amari, porté par Gridworks (filiale de British International Investment), vise la modernisation de postes de transformation haute tension à des points stratégiques du réseau. La mise en service est envisagée pour 2028. En Ouganda toujours, Gridworks pilote le projet Gamani, portant sur près de 80 km de lignes haute tension et la création de nouveaux postes, pour un coût d’environ 100 millions de dollars.
En Afrique du Sud, la National Transmission Company South Africa (NTCSA)4 développe un projet de construction de 14 500 km de lignes pour 26 milliards de dollars. Ce dispositif repose sur un instrument innovant : le Credit Guarantee Vehicle (CGV), assureur privé capitalisé par un prêt IBRD de 350 millions de dollars et un apport du Trésor sud-africain. Le CGV vise à offrir des garanties de paiement et de résiliation en dehors de tout soutien public.
Ces initiatives illustrent le rôle croissant du financement privé dans le développement des réseaux de transport. Leur succès repose toutefois sur une répartition contractuelle des risques adaptée aux exigences des investisseurs et des prêteurs.
L’architecture contractuelle des ITP repose sur un transmission services agreement (TSA) ou contrat de services de transport aux termes duquel la rémunération du concessionnaire dépend de la disponibilité de l’ouvrage, indépendamment du volume transporté.
Plusieurs risques méritent d’être soulignés, au premier rang desquels le risque foncier. Une ligne traverse souvent des parcelles privées, communautaires ou soumises à des droits coutumiers. L’acquisition des servitudes peut engendrer retards et surcoûts. Les prêteurs exigent en outre le respect de standards internationaux impliquant études et consultations préalables.
Les gestionnaires publics de réseau présentent en outre souvent une solidité financière insuffisante. Les Etat sont de plus en plus réticents à intervenir en couverture de leurs entreprises publiques, tandis que les garanties octroyées par les organisations multilatérales sont de plus en plus sollicitées.
Au-delà de la libéralisation réglementaire du secteur, l’appropriation durable du modèle en Afrique reposera donc sur la consolidation des cadres contractuels, la maîtrise du risque foncier et le renforcement de la solvabilité des contreparties publiques.
A condition d’être adaptée aux spécificités locales, la diffusion du modèle ITP pourrait contribuer à combler une partie du déficit d’investissement dans les réseaux électriques africains, accélérer le raccordement des nouvelles capacités de production, notamment renouvelables, et constituer l’un des leviers essentiels de l’amélioration durable de l’accès à l’électricité sur le continent.
1. BAD et Africa50, estimations 2023, reprises dans Energy Capital & Power, interview de Karim Mhirsi, senior investment director, Africa50, 10 mars 2026 (https://energycapitalpower.com/africa50-targets-africas-140b-transmission-gap-with-new-private-financing-model/).
2. Energy for Growth Hub, Why It’s Time for Private Investment in Sub-Saharan Africa’s Electricity Transmission Sector (https://energyforgrowth.org/article/why-its-time-for-private-investment-in-sub-saharan-africas-electricity-transmission-sector/), citant la base Private Participation in Infrastructure Database de la Banque mondiale (2010-2020). V. également Africa50, Annual Report 2022 (https://www.africa50.com/fileadmin/uploads/africa50/Documents/AFRICA50_ANNUAL_REPORT_2022_ENGLISH_compressed.pdf).
3. AIE, Financing Electricity Access in Africa, World Energy Outlook Special Report, 2026, § 1.3.1. Les investissements cumulés dans les réseaux en Afrique subsaharienne se sont élevés à 54 milliards de dollars sur la période 2015-2024, soit moins de la moitié des montants investis en Asie du Sud-Est ; la quasi-totalité de ces investissements demeure le fait des gouvernements, quatre Etats seulement autorisant la participation privée dans le transport en 2023. L’AIE relève par ailleurs un investissement réseau resté relativement statique au cours des dernières années (§ 2.2.1). www.theeastafrican.co.ke/tea/business/lake-turkana-wind-power-52-5m-fine-pushed-to-consumers--1405350 ; vellum.co.ke/kenyans-shoulder-a-heavy-burden-in-the-largest-public-private-partnership-project/.
4. Gridworks : Gamani (Mbale-Bulambuli-Kween), communiqué, 17 déc. 2024 (https://gridworkspartners.com/2024/12/17/gridworks-uganda-transmission-project/) ; LTEC, communiqué, 17 fév. 2026 (https://gridworkspartners.com/2026/02/17/chimuara-nacala-transmission-project-becomes-ltec/) ; Ethiopie, communiqué, 2 fév. 2026 (https://gridworkspartners.com/2026/02/02/gridworks-ethiopia-mou-transmission/). PPP Proclamation No. 1076/2018 (https://www.ecolex.org/details/legislation/public-private-partnership-proclamation-no-10762018-lex-faoc182196/).
Article paru dans Option Finance le 2 septembre 2026.
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