En octobre 2016, le Sénégal inaugurait à Bokhol la plus grande centrale solaire d’Afrique de l’Ouest : 20 mégawatts. Le pays disposait alors d’à peine 52 MW de solaire installé. Neuf ans plus tard, sa capacité a été multipliée par 5,5 pour atteindre 290 MW. Plusieurs centrales utility-scale sont entrées en service, le cadre réglementaire s’est structuré, et le solaire représente désormais environ 15 % du parc électrique installé.
Sur le papier, le Sénégal fait partie des pays africains qui ont réussi leur entrée dans le solaire. Pourtant, le diagnostic est plus nuancé.
Selon les données IRENA publiées en 2026, le Sénégal reste à fin 2025 le premier pays d’Afrique de l’Ouest en capacité solaire installée. Mais l’avance est devenue ténue. Sur les cinq dernières années, plusieurs voisins ont avancé deux à trois fois plus vite que lui, et le Nigeria est désormais à quelques mégawatts seulement de le rattraper. Rapporté à sa population, le pays reste par ailleurs loin des standards des marchés solaires africains qui comptent.
Si le solaire est désormais l’énergie la moins chère à produire au monde, si le Sénégal dispose d’un ensoleillement parmi les plus élevés du continent, et si le pays a su construire les bases sur lesquelles s’appuie un marché, alors pourquoi le rythme ralentit-il, au moment précis où ses voisins accélèrent ?
Près de dix ans à construire des fondations qui tiennent
Pour comprendre ce qui bloque, il faut d’abord regarder ce qui a fonctionné.
Entre 2016 et 2018, quatre centrales solaires utility-scale entrent en service au Sénégal — Bokhol, Malicounda, Senergy à Santhiou-Mékhé et Ten Merina — financées par des investisseurs structurants comme Meridiam, Engie ou Proparco. Le pays apprend à monter des projets bancables. En 2021, deux nouvelles centrales adjugées sous le programme Scaling Solar de la Banque mondiale entrent en production : Kahone et Kael, avec un tarif moyen d’environ 25 FCFA/kWh — parmi les tarifs solaires les plus bas jamais obtenus en Afrique subsaharienne.
En parallèle, le cadre réglementaire s’est structuré : loi 2010-21 sur les énergies renouvelables, décrets d’application de 2011, puis loi 2021-31 portant nouveau Code de l’électricité. Une architecture institutionnelle complète s’est mise en place — la CRSE régule et fixe les tarifs, l’ANER promeut les énergies renouvelables, l’AEME travaille sur l’efficacité énergétique et l’ASER s’occupe de l’électrification rurale.
À fin 2024, près de 30 % du parc électrique sénégalais vient d’énergies propres — solaire, éolien, hydroélectricité. Une performance au-dessus de la moyenne africaine.
Le solaire fonctionne au Sénégal. C’est démontré. La vraie question est ailleurs.
Ce que le rang ne dit pas
Pour comprendre où se situe réellement le Sénégal, il faut sortir de la lecture en rang. Trois angles, trois histoires.
En capacité installée, le Sénégal est leader régional avec ses 290 MW. Mais l’avance sur le Nigeria s’est réduite à 5 MW seulement. À la cadence actuelle, le classement peut basculer dans les prochains mois.
Rapportée au nombre d’habitants, l’image se nuance. Avec environ 15 watts de solaire par habitant pour 19 millions de Sénégalais, le pays arrive deuxième de la région, derrière la Mauritanie. Mais il joue dans une autre catégorie que les vrais leaders africains du solaire : l’Afrique du Sud est à 188 watts par habitant, la Namibie à 150, la Tunisie à 75.
Sur le rythme de croissance, le diagnostic se renverse. Entre 2020 et 2025, le Sénégal a progressé d’environ 12 % par an. C’est trois fois moins que le Nigeria, deux fois et demie moins que le Burkina Faso. Le Togo, le Niger et la Côte d’Ivoire affichent des taux encore plus élevés, mais leur base de départ était très faible — multiplier une petite quantité par deux fait toujours un grand pourcentage. Le vrai signal vient des pays qui partaient d’un niveau proche du Sénégal. Eux accélèrent.
Le diagnostic ne tient donc pas dans un rang. Il tient dans une trajectoire.
Pourquoi les voisins accélèrent
Si plusieurs pays voisins progressent deux à trois fois plus vite que le Sénégal, ce n’est pas par hasard. Mais les ressorts diffèrent d’un pays à l’autre.
Au Nigeria, le réseau central défaille au point que ménages, commerces et industriels installent eux-mêmes leurs panneaux et batteries pour s’affranchir des coupures. À côté de ce mouvement de fond, l’État a structuré un programme massif d’électrification décentralisée — DARES — qui mobilise 1,15 milliard de dollars (environ 690 milliards FCFA) auprès de la Banque mondiale, de la coopération japonaise et de l’IFC. Quand le réseau central ne suit pas, le marché privé déborde par le bas.
Au Burkina Faso, le solaire est un choix stratégique assumé : sans pétrole, sans gaz, sans façade maritime, le pays a misé sur ses ressources solaires. La centrale de Zagtouli, inaugurée en 2017 avec le soutien de l’AFD et de l’Union européenne, a divisé par trois le coût de production du kilowattheure par rapport au thermique. Le programme Yeleen, porté par la Banque africaine de développement et l’AFD, a enchaîné avec 50 MW supplémentaires et le premier stockage par batteries de grande échelle d’Afrique de l’Ouest. Des bailleurs en série, des projets qui s’enchaînent.
Au Togo, le pari a été différent : démarrer tard mais bien. En 2020, le pays n’avait quasiment pas de solaire. Cinq ans plus tard, 87 MW — dont la centrale de Blitta, 50 MW pour 33,5 millions de dollars (environ 20 milliards FCFA), structurée d’emblée avec un développeur international expérimenté. Importer directement le standard international plutôt que de tâtonner.
Trois trajectoires, un fond commun. Dans chaque cas, la même mécanique : un foncier pré-mobilisé par l’État, un acheteur dont les paiements sont crédibles, des appels d’offres structurés, et des bailleurs publics qui apportent du capital concessionnel à grande échelle.
Ces trois pays ne sont pas exemplaires pour autant — le Nigeria peine à fluidifier ses paiements aux producteurs, le Burkina Faso compose avec un contexte sécuritaire, le Togo dépend d’un nombre limité de développeurs. Mais sur le solaire, ils avancent.
Pourquoi le Sénégal n’accélère pas au même rythme
C’est sur ces mêmes conditions que le Sénégal coince. Et le verrou principal porte un nom : la bancabilité des contrats.
Quand un développeur solaire international étudie un projet utility-scale, il pose une question avant toutes les autres : l’acheteur de mon électricité me paiera-t-il à temps, pendant les vingt ans du contrat ? Au Sénégal, cet acheteur est Senelec, en situation de monopole. Ses comptes 2024 livrent un signal contrasté : bénéfice net de 34,76 milliards de FCFA, dans un contexte où l’État finance le maintien des tarifs sous le coût de production. En parallèle, les créances clients ont atteint 283,64 milliards de FCFA fin 2024, en hausse de 40,7 % sur un an, dont 153,5 milliards portés par l’Administration.
Ces chiffres ne disqualifient pas le pays. Mais ils renchérissent mécaniquement le coût du capital. Sans garantie souveraine ou substitut équivalent — Partial Risk Guarantee de la Banque mondiale, assurance MIGA, instruments de la BAD — un projet solaire devient soit non finançable, soit finançable à un tarif trop élevé pour être compétitif. C’est ce que Scaling Solar a apporté en 2018 : garanties multilatérales et dette concessionnelle combinées ont permis les tarifs records que l’on connaît. C’est ce qui manque pour la plupart des projets suivants.
Derrière ce verrou principal, trois autres freins s’enchaînent. Le foncier et les autorisations d’abord : dans les pays qui accélèrent, l’État sécurise et viabilise les sites avant l’appel d’offres ; au Sénégal, hors Scaling Solar, le développeur doit tout gérer en parallèle. La lisibilité de la stratégie dans la durée ensuite : un PPA solaire engage 20 à 25 ans, et toute revue stratégique en cours, tout arbitrage non finalisé, toute interrogation sur le rôle futur de Senelec se traduit en prime de risque. La capacité d’accueil du réseau enfin : postes saturés, problèmes de stabilité avec la pénétration croissante du renouvelable, manque de stockage tampon. Le projet BESS de Diass (56 MW / 56 MWh, financé par KfW et AFD) est la première réponse industrielle à cet enjeu, mais reste isolé face à un besoin systémique.
À cela s’ajoute l’arbitrage entre gaz et solaire dans l’allocation des ressources. Depuis l’adoption de la stratégie Gas-to-Power en 2018 — détaillée dans l’article précédent —, une part importante de l’attention politique et des capitaux concessionnels s’oriente vers la conversion gaz. Ce n’est pas une opposition : les deux énergies sont complémentaires. Mais le déséquilibre est réel. Selon le plan d’investissement du JETP sénégalais, 1,5 milliard d’euros (environ 985 milliards FCFA) sont prévus pour les projets solaires utility-scale, contre 30 millions d’euros (environ 20 milliards FCFA) pour le renforcement du réseau qui doit les accueillir.
Ce qui peut changer la trajectoire
Aucun de ces freins n’est insurmontable, et aucun n’est propre au Sénégal. Les leviers qui ont fonctionné ailleurs sont documentés.
Le premier consiste à activer systématiquement les mécanismes de garantie internationaux — PRG de la Banque mondiale, assurance MIGA, instruments de la BAD. Scaling Solar a obtenu ses tarifs records grâce à eux ; sans ces garanties, ils auraient été impossibles. Ces outils existent et peuvent être structurés projet par projet.
Le deuxième est de préparer le foncier et le réseau en amont des appels d’offres, plutôt que de demander au développeur de tout résoudre seul. C’est ce qui s’est joué pour Yeleen au Burkina Faso, pour Blitta au Togo. L’appel d’offres Senelec de 500 MW lancé en 2026 pour Linguère et Kolda peut se lire comme une tentative d’industrialiser cette approche.
Le troisième consiste à installer un rythme prévisible d’appels d’offres. Une attribution ponctuelle ne crée pas un marché ; une cadence régulière, oui. Le Sénégal a réalisé un round Scaling Solar en 2018, le suivant arrive en 2026 — huit ans entre deux respirations. Et l’enjeu dépasse les frontières : avec le WAPP (pool électrique ouest-africain) et les interconnexions OMVS et OMVG, le solaire sénégalais pourrait être valorisé sur le marché régional.
Le quatrième porte sur l’articulation entre capital étranger et capital national. Attirer prioritairement du capital étranger reste cohérent à court terme. Ce choix peut être complété, dans la durée, par la mobilisation progressive du capital sénégalais — FONSIS, caisses de retraite, assureurs locaux, taxonomie verte — qui réduit l’exposition au risque devise et ancre la transition dans l’économie domestique.
Ce qui se joue maintenant
Le Sénégal a fait, sur le solaire, ce que beaucoup de pays africains n’ont pas réussi : poser des fondations qui fonctionnent. Centrales opérationnelles, cadre réglementaire en place, premiers tarifs compétitifs obtenus, premier stockage par batteries en chantier. Le pays a appris à construire, à exploiter et à maintenir des centrales solaires utility-scale, et ses institutions, ses techniciens et ses partenaires industriels ont accumulé près de dix ans d’expérience opérationnelle. Le savoir-faire est là.
Reste que la question posée par les chiffres est sans ambiguïté. Le rythme actuel ne suffit plus à tenir le leadership régional, et les leviers connus pour accélérer existent. La trajectoire est moins une question d’ambition ou de compétence que de barrières à lever.
Dans un prochain article, nous verrons comment le stockage par batteries change l’équation — et pourquoi il devient inséparable du solaire dans les conditions sénégalaises.
Sources principales : IRENA, Renewable Capacity Statistics 2026 • Senelec, Rapport annuel 2024 • Plan d’investissement JETP Sénégal (2023) • IEA, Senegal Energy Policy Review 2023 et Cost of Capital Observatory • Banque mondiale, Scaling Solar Program • MIGA.