Le Sénégal a du soleil. Il a une demande croissante d’électricité. Des investisseurs sont prêts à financer des centrales solaires. Alors pourquoi l’argent nécessaire pour construire ces centrales coûte-t-il encore si cher ?
L’opération de 120 milliards de FCFA réalisée par Senelec en mai 2026 permet de répondre à cette question. Elle montre surtout une chose : dans l’énergie africaine, le problème n’est pas seulement de trouver du capital. C’est de rendre le risque suffisamment acceptable pour que ce capital puisse s’engager.
Pourquoi l’argent coûte si cher ici
Avant même de monter son opération, Senelec se heurte à un mur que rencontre tout porteur de projet africain : le prix de l’argent. Un panneau solaire installé à Dakar produit autant d’électricité qu’à Séville, si ce n’est davantage. Une turbine ne coûte pas plus cher à l’achat à Thiès qu’en Andalousie. D’après IRENA, le coût complet de l’éolien terrestre est quasi identique sur les deux continents, environ 0,051 dollar par kWh en Afrique contre 0,052 en Europe. Le matériel n’explique donc pas tout.
Ce qui change, c’est le coût du capital, ce que les financiers appellent le WACC. C’est, simplement, ce que coûte l’argent qui sert à construire la centrale, en mélangeant la dette des banques et les fonds propres des investisseurs. Pour un projet solaire, il s’établit autour de 9 % en Afrique, contre près de 5 % en Europe, selon l’Agence internationale de l’énergie. L’argent coûte presque deux fois plus cher.
Un exemple rend la chose concrète. Deux centrales identiques, coût de construction 100 milliards de FCFA, remboursées sur 25 ans comme un crédit immobilier. À un taux de 5 %, il faut rembourser environ 7,1 milliards par an. À 9 %, ce remboursement monte à 10,2 milliards. Même centrale, même soleil, mais 43 % de plus à payer chaque année, uniquement parce que l’argent est plus cher.
Pourquoi, alors, l’argent coûte-t-il plus cher ici qu’en Europe ? Parce que prêter au Sénégal est jugé plus risqué, et qu’un prêteur qui perçoit du risque exige d’être mieux payé pour l’accepter. Ce surcoût de financement porte un nom : c’est le prix du risque. Mais de quel risque parle-t-on exactement ?
Ce risque a un nom, et Senelec le porte en partie
Le mot « risque » recouvre en fait plusieurs risques distincts. Les investisseurs les examinent un par un, et l’opération de Senelec les fait tous apparaître.
Le premier est le risque de change. Une centrale vend son électricité en francs CFA, mais rembourse souvent sa dette en euros. Si la monnaie locale se déprécie, la dette gonfle. Le Sénégal bénéficie ici d’un atout qu’il partage avec les pays de la zone franc : le franc CFA est arrimé à l’euro par une parité fixe. Une dette contractée en euros n’expose donc pas, au quotidien, à la dévaluation. La comparaison avec le Kenya éclaire l’avantage : là-bas, le shilling a perdu près de 28 % face au dollar entre 2018 et 2024, et la compagnie nationale a dû retarder des paiements faute de devises. L’ancrage n’est pas pour autant une garantie absolue. La parité elle-même peut être révisée, comme l’a montré la dévaluation du franc CFA de 1994.
Le deuxième risque est le plus parlant dans notre histoire : le risque de contrepartie, celui que l’acheteur de l’électricité ne paie pas. Or dans le secteur sénégalais, l’acheteur unique, c’est Senelec elle-même, celle-là même dont les factures impayées sont le point de départ de l’opération. Et c’est ici que l’histoire devient paradoxale : Senelec doit attirer des capitaux pour développer le système électrique, mais sa propre situation financière fait partie des risques que les investisseurs cherchent à éviter. Une compagnie nationale prise entre un tarif encadré et une trésorerie tendue ne choisit pas cette situation, elle la subit.
S’ajoutent le risque réglementaire, la crainte que les règles changent, et un risque de pays plus diffus. L’AIE estime qu’en Afrique, ce socle lié au pays représente 60 % à 90 % du coût du capital d’un projet solaire, contre 10 % dans les économies avancées. L’essentiel du surcoût, donc, précède le projet. La question devient : comment rendre ces risques suffisamment supportables pour qu’un investisseur accepte de financer le projet ?
Financer, c’est répartir ce risque
C’est là que se joue le savoir-faire du financement. Financer un projet, ce n’est pas seulement trouver de l’argent. C’est répartir le risque entre plusieurs acteurs, et confier chaque morceau à celui qui est le mieux placé pour le porter. D’où les instruments dont on entend parler sans toujours les comprendre.
Les fonds propres, que les financiers appellent aussi l’equity, sont l’argent de ceux qui croient au projet avant tout le monde : ils encaissent les premières pertes et ne sont servis qu’en dernier, en échange du rendement le plus élevé. La dette senior, prêtée par les banques, est protégée, remboursée en priorité, donc moins chère. Entre les deux se glisse parfois un étage intermédiaire, la dette mezzanine. Pour isoler le risque, on loge souvent le projet dans une société dédiée : si la centrale échoue, les prêteurs ne peuvent se rembourser que sur l’actif de production, la centrale elle-même, et non sur le patrimoine des actionnaires qui l’ont financée.
Et quand un risque reste trop lourd pour le marché, on le déplace vers une épaule capable de l’absorber, une institution publique qui apporte une garantie ou un capital à conditions douces. C’est la finance mixte, la blended finance. Retenons deux de ces outils, car ce sont eux que Senelec a combinés : la titrisation, pour transformer ses factures en argent, et la garantie, pour rassurer l’investisseur.
Le montage : comment Senelec a bouclé ses 120 milliards
Tout part des créances de Senelec, ces factures impayées. Plutôt que d’attendre d’être payée, elle les regroupe dans un véhicule financier dédié. Ce véhicule émet des obligations, c’est-à-dire des titres de dette, qu’il propose à des investisseurs. Tant que personne ne les achète, rien ne se passe : c’est la vente de ces obligations qui apporte l’argent.
Autrement dit : au lieu d’attendre que ses débiteurs paient leurs factures dans les années à venir, Senelec transforme une partie de ces paiements futurs en argent disponible aujourd’hui.
Voilà la titrisation, le premier outil.
Restait à trouver preneur, alors que la solidité de Senelec, la contrepartie identifiée plus haut, inquiète. C’est là qu’intervient le second outil, mis en place dès le montage, avant toute souscription. GuarantCo, un organisme adossé à des États européens, garantit le remboursement d’une partie de l’émission, la tranche la mieux protégée, à hauteur de 50 millions de dollars, près de 29 milliards de FCFA. Concrètement, si ces obligations ne pouvaient plus être honorées, GuarantCo rembourserait les investisseurs à la place de l’émetteur, dans cette limite. La garantie n’apporte donc pas directement d’argent au projet, elle réduit le risque que doit accepter l’investisseur. Une partie du risque de non-paiement est transférée à un garant disposant d’une capacité financière supérieure à celle de l’émetteur.
L’effet a été immédiat. Rassuré, le gestionnaire d’actifs britannique M&G, qui pèse des centaines de milliards de livres, a souscrit l’obligation. Un capital privé international est venu financer, à Dakar, ce qu’il n’aurait pas touché sans ce filet. Au total, 120 milliards de FCFA levés, destinés à bâtir 585 MW de solaire et un système de stockage par batteries de 329 MW. La cloche de la Bourse régionale a sonné le 6 mai 2026 pour coter l’ensemble. Une pile de factures impayées était devenue une centrale.
Ce que ce modèle peut, et ne peut pas
Le montage est une réussite, et il est réplicable. Il prouve qu’un marché de capitaux régional peut financer la transition énergétique, et que le bon assemblage d’outils fait entrer un investisseur mondial dans un projet sénégalais.
Il faut cependant voir sa limite, sans naïveté. La garantie n’a pas fait disparaître le risque : elle l’a déplacé vers un bilan public, ici celui de bailleurs internationaux. Or ces épaules concessionnelles sont rares, et disputées entre de nombreux pays. Et le bilan de l’État sénégalais, déjà sollicité par des années de subventions à l’électricité et un endettement lourd, ne peut pas jouer indéfiniment ce rôle lui-même. L’opération ne signifie donc pas que le risque a disparu. Elle montre qu’il peut être redistribué jusqu’à devenir acceptable pour un investisseur privé.
Le vrai enjeu se déplace alors. Le capital existe, en abondance, partout dans le monde. Ce qui est plus rare, ce sont les projets et les opérateurs dont le risque peut être suffisamment structuré pour que ce capital puisse s’y engager.
La leçon
Le problème n’a jamais été le manque d’argent. Le capital mondial existe, des milliers de milliards cherchent du rendement dans les fonds de pension et les assurances. Ce qu’ils attendent, c’est qu’on leur vende un risque à un prix qu’ils acceptent. Toute l’opération de Senelec, la titrisation, la garantie, l’entrée de M&G, n’a fait qu’une chose : rendre un risque finançable.
La leçon ne tient donc ni dans le refrain qui condamne l’Afrique à manquer de capitaux, ni dans son inverse, qui voudrait que le privé règle tout seul. Elle est plus simple : l’enjeu n’est pas seulement de lever des fonds. C’est de structurer le risque jusqu’à le rendre supportable pour celui qui le porte.
Et c’est peut-être là que se trouve la vraie question posée par ces 120 milliards : le Sénégal saura-t-il rendre ses opérateurs assez solides pour qu’un jour, la garantie d’un tiers ne soit plus nécessaire ?
Je suis ingénieur, avec une expérience en gestion de projets environnementaux. J’analyse les enjeux énergétiques en Afrique avec un focus sur le Sénégal. Vos retours, enrichissements et précisions sont les bienvenus, c’est par l’échange que l’analyse progresse. Retrouvez mes analyses sur LinkedIn.
Sources
- IRENA, Renewable Power Generation Costs in 2024 : coût complet de l’éolien terrestre (0,051 vs 0,052 USD/kWh). Niveau 2.
- AIE / IEA, How a high cost of capital is holding back energy development in Kenya and Senegal (février 2025) et Cost of Capital Observatory : WACC solaire Sénégal 8,5-9 % contre 4,7-6,4 % en Europe ; poids du socle pays (60-90 % du WACC) ; PPA en devises ; risque off-taker ; dépréciation du shilling kényan (28 %, 2018-2024). Niveau 2.
- GuarantCo / PIDG, communiqué du 17 novembre 2025 : garantie de paiement jusqu’à 50 M USD sur la tranche senior, obligation de 213 M USD, entrée de M&G, emploi des fonds (585 MW solaire, 329 MW de stockage). Niveau 1 pour l’opération.
- BOAD Titrisation, BRVM, presse régionale (RTS, Le Soleil, Agence Ecofin) : 120 Mds FCFA levés, cotation du 6 mai 2026, titrisation de créances, double label vert et durable. Niveau 1-3.
- SENELEC, données de production : hausse supérieure à 12 % en 2023 et 2024. Niveau 1.
- Scaling Solar (Banque mondiale, IFC, MIGA) : tarifs parmi les plus bas d’Afrique subsaharienne, cités en contexte. Niveau 1-2.