À environ 127 FCFA le kilowattheure au Sénégal contre près de 87 FCFA en Côte d’Ivoire, l’écart est net : près de 46 % de plus. Pour deux voisins aux mix électriques aussi proches, une telle différence a de quoi surprendre. Pour l’expliquer, il faut regarder trois choses : ce que chaque pays brûle, la taille de son système, et la façon dont son secteur est géré. Prenons-les un par un.
Ce n’est pas qu’une question de taille
La première explication paraît évidente : la Côte d’Ivoire est plus peuplée (32 millions d’habitants contre 18,8 millions) et son parc électrique plus important, environ 3 019 MW contre 1 904 MW au Sénégal. Plus de clients sur lesquels étaler les coûts fixes d’un réseau : mécaniquement, cela aide à baisser le coût moyen.
Mais l’argument de la taille s’épuise vite. Car sur l’accès réel des ménages à l’électricité, les deux pays sont au coude-à-coude, autour de 71 % en Côte d’Ivoire et de 78 % au Sénégal, et c’est même Dakar qui mène légèrement. Être plus grand et plus riche par habitant ne rend donc pas la Côte d’Ivoire supérieure sur toute la ligne. La taille rabote quelques francs ; elle n’explique pas un écart de 46 %.
La vraie différence se lit dans la composition des deux parcs. Côté ivoirien : près de 2 000 MW de thermique au gaz, environ 990 MW d’hydroélectricité, et à peine 30 MW de solaire. Côté sénégalais : 1 352 MW de thermique (71 %), 266 MW de solaire, 159 MW d’éolien et 127 MW d’hydraulique. Dans les deux cas, le thermique fournit l’essentiel, autour de 70 % du parc. Ce qui les distingue tient au reste : un grand hydraulique hérité côté ivoirien, un solaire et un éolien tout neufs côté sénégalais. Mais ce premier écart de prix ne se joue pas dans ces renouvelables. Il se joue dans le thermique, dans ce que chacun brûle.
C’est d’abord ce qu’on brûle
Le coût de l’électricité, c’est avant tout le coût de ce qu’on met dans la turbine. Et là, les deux pays ne jouent pas dans la même catégorie.
La Côte d’Ivoire brûle son propre gaz. Découvert au large dans les années 1990, exploité en eau peu profonde, ce gaz domestique alimente depuis trente ans les centrales d’Abidjan à un coût maîtrisé. C’est le socle de son électricité bon marché, et même de ses exportations : la Côte d’Ivoire vend son courant au Ghana, au Mali et au Burkina Faso.
Le Sénégal, lui, a longtemps brûlé du fioul et du gasoil importés : un combustible cher, payé en devises, directement exposé aux chocs du marché pétrolier. C’est l’une des raisons de fond de sa facture élevée, et la raison pour laquelle il a longtemps acheté de l’électricité à ses voisins avant de commencer, tout récemment, à en exporter vers la Gambie. Le pays dispose désormais de son propre gaz, mais d’une nature radicalement différente : le champ GTA, à 120 km au large et jusqu’à 2 850 mètres de profondeur, est l’infrastructure sous-marine la plus profonde d’Afrique selon son opérateur, British Petroleum. Un gaz difficile et coûteux à extraire, dont la bascule complète vers le parc thermique n’est pas attendue avant 2028-2030.
D’où la vraie question : le Sénégal peut-il attendre de son gaz ce que la Côte d’Ivoire a obtenu du sien ? Car le gas-to-power ivoirien, lui, a tenu sa promesse : il a fait du pays le 3ᵉ parc électrique d’Afrique de l’Ouest, exportateur, avec l’un des tarifs les plus bas de la région. Le gaz ivoirien est un fait acquis ; le bénéfice du gaz sénégalais reste, lui, à venir.
C’est aussi comment c’est géré
Reste le facteur le moins visible, et peut-être le plus déterminant : l’organisation.
La Côte d’Ivoire a confié dès 1990 l’exploitation de son électricité à un opérateur privé en concession, la CIE, puis ouvert sa production aux producteurs indépendants (CIPREL en 1994). Ce modèle a tiré les coûts vers le bas pour deux raisons cumulées. La gestion d’abord : dès ses premières années, la réforme affichait un compte d’exploitation bénéficiaire, porté par des pertes mieux maîtrisées et un recouvrement plus efficace. L’investissement ensuite : en ouvrant la production au privé, l’État a fait financer ses centrales par des capitaux extérieurs plutôt que par son budget, allégeant d’autant le coût final. Rien de magique pour autant : les coupures récentes à Abidjan rappellent que l’infrastructure, restée publique, demeure fragile.
Le Sénégal a suivi le chemin inverse. Sa privatisation de SENELEC, tentée entre 1999 et 2001, a échoué : l’entreprise est restée un monopole public intégré. Un choix défendable, c’est-à-dire un service universel et souverain, mais coûteux. Avec un combustible importé cher, l’État a longtemps dû subventionner lourdement le secteur pour contenir la facture, des subventions qu’il s’engage aujourd’hui à réduire. La structure de coût n’est tout simplement pas la même des deux côtés.
Demain, un écart qui peut se resserrer ou se figer
C’est tout l’enjeu pour Dakar. Le gaz local va-t-il enfin faire baisser la facture sénégalaise, comme le gaz ivoirien l’a fait à Abidjan ?
La Côte d’Ivoire, elle, ne s’arrête pas. Elle aligne les nouveaux barrages sur le fleuve Sassandra : Gribo-Popoli (112 MW, opérationnel en 2025), bientôt Boutoubré et Louga. Elle lance aussi une vague solaire de plus de 500 MW d’ici 2030, pour viser 45 % de renouvelable dans son mix et plus de 5 000 MW installés.
Le Sénégal mise de son côté sur la montée en puissance de GTA, sur le développement encore en attente de Yakaar-Teranga (le gisement destiné en priorité à l’électricité), sur le cadre de financement du JETP (environ 9 milliards d’euros, près de 5 900 milliards FCFA) et sur le stockage.
Mais le pari comporte un risque, et il est documenté. Selon le Natural Resource Governance Institute, si les plans actuels se réalisent, le gaz pourrait représenter les trois quarts de la capacité sénégalaise en 2050. Le gaz local peut faire baisser les coûts, ou installer une dépendance qui, demain, les fige.
Et l’enjeu n’est pas que technique : il est aussi politique. Le Sénégal a engagé une révision de ses contrats gaziers (reprise en main de Yakaar-Teranga, renégociation du GTA) pour en tirer de meilleures retombées. La démarche est légitime, mais elle se joue contre la montre : chaque année où le gaz local tarde à alimenter les centrales est une année de plus passée à brûler du combustible importé, donc à payer cher. Le vrai risque, pour le Sénégal, n’est peut-être pas de trop miser sur le gaz, mais de mettre trop de temps à le mettre au travail.
Ce que le Sénégal peut en retenir
La leçon ivoirienne n’est ni « privatisez » ni « trouvez du gaz ». Elle est plus simple. Une électricité abordable repose sur plusieurs leviers : un combustible maîtrisé, une gestion disciplinée, un opérateur sain. Avec son gaz, le Sénégal a de quoi agir sur le premier, encore faut-il le mettre au travail ; restent les deux autres. L’essentiel tient d’ailleurs dans une règle que la Côte d’Ivoire avait elle-même écrite, puis laissée de côté : aucune source ne devrait dépasser 60 % du parc. Au Sénégal d’utiliser son gaz pour faire baisser la facture sans en faire son socle exclusif, car le renouvelable déjà lancé reste, une fois construit, le kWh le moins cher.
Le gaz local peut rapprocher le coût de l’électricité sénégalaise de celui de son voisin. Encore faut-il que cette baisse profite au pays, et pas seulement aux comptes publics.
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
- SENELEC — Rapport annuel 2024 (parc, mix, demande) ; déclaration du PCA sur le tarif moyen (2025)
- CI-ENERGIES / Ministère des Mines, du Pétrole et de l’Énergie — données du parc et prix de vente moyen (83 FCFA/kWh HT, 2024)
- Agence Ecofin / prixdakar.com — comparaison tarifaire Sénégal–Côte d’Ivoire
- Banque mondiale — accès à l’électricité (Sénégal 78 %) ; The secret to Côte d’Ivoire’s electric success (2020)
- Gouvernement de Côte d’Ivoire (energie.gouv.ci) — taux de desserte des ménages (71 % en 2024) ; objectif 45 % d’ENR (COP27)
- P. Plane, La privatisation de l’électricité en Côte d’Ivoire (Tiers-Monde, 1997) — évaluation du modèle de concession
- Lexology / Eranove — historique CIE (1990) et CIPREL (1994)
- British Petroleum / Kosmos Energy — projet GTA (profondeur, calendrier, première cargaison GNL 2025)
- Agence Ecofin / BAD — barrages Gribo-Popoli, Singrobo-Ahouaty et programme solaire ivoirien
- Natural Resource Governance Institute (NRGI) / Plan d’investissement JETP du Sénégal
- Primature du Sénégal / Agence Ecofin — révision des contrats gaziers, reprise de Yakaar-Teranga et renégociation du GTA (2025-2026)
- IRENA — Renewable Capacity Statistics 2026