Le 8 novembre 2025, entre cinq et neuf heures du matin, les réseaux électriques nationaux de l’Afrique de l’Ouest ont fonctionné pendant quatre heures comme un seul système synchrone, coordonnés depuis un centre unique, à Calavi, au Bénin. Il aura fallu vingt-cinq ans pour en arriver là, c’est-à-dire pour interconnecter des réseaux nationaux qui, eux, existaient depuis longtemps. Depuis cette prouesse, les articles se multiplient pour saluer « le moment du marché ouest-africain » et appeler les capitaux à se positionner. Sur les faits, ils ont raison. Ils s’attardent moins sur une question que tout financier pose d’emblée, et qu’aucun câble ne résout : qui paie quand la contrepartie ne peut pas ? De la réponse dépend le passage de l’interconnexion à un marché qui tourne vraiment.
Sur les faits, l’enthousiasme a raison
Ce qui a été bâti est considérable, et largement invisible du grand public. Le West African Power Pool (WAPP), créé par la CEDEAO en 1999 et érigé en agence spécialisée en 2006, coordonne l’interconnexion de quatorze pays membres, auxquels s’ajoute la Mauritanie, raccordée via l’Organisation pour la mise en valeur du fleuve Sénégal (OMVS). Avec l’appui de la Banque mondiale, plus de 4 000 km de lignes à haute tension, de 225 à 330 kV, ont été mis en service. Il ne s’agit pas de tracés sur une carte : ces lignes sont en service, et douze des réseaux nationaux fonctionnent aujourd’hui en synchronisation permanente.
Le volet commercial, lui, démarre à peine. Le marché journalier, le Day-Ahead Market, a vu ses tarifs validés fin 2025, et le code du marché régional a été approuvé par l’ARREC, le régulateur régional, en septembre 2025. Ces avancées arrivent au bon moment, car la demande d’électricité de la région augmente de plus de 8 % par an, selon le Plan directeur de la CEDEAO. Les délestages qui ont touché plusieurs pays en juin 2026 l’ont montré : la consommation pousse déjà sur les limites du système. Le WAPP en a exposé les causes, une demande soutenue, l’arrêt de certaines grandes unités de production et une baisse saisonnière de l’hydroélectricité. Ces coupures disent surtout une chose : la demande progresse plus vite que l’offre, et le marché régional trouve là sa première utilité.
Le verrou n’est pas technique, il est commercial
Relier deux pays ne garantit pas que celui qui exporte son électricité soit payé par celui qui la reçoit. C’est là que se situe l’obstacle que l’enthousiasme ambiant regarde peu. Le goulot d’étranglement du marché régional n’est pas dans les lignes, il est dans les comptes.
Le problème est ancien. Dès 2016, les arriérés de paiement entre compagnies avaient atteint un niveau qui a conduit à la création, au sein du WAPP, d’un groupe de travail dédié aux paiements transfrontaliers. Il est structurel, et reste d’actualité. La presse spécialisée évoquait encore, fin 2025, de l’ordre de 17,8 millions de dollars, soit environ 10,2 milliards de FCFA, d’électricité exportée par le Nigeria et facturée à des pays voisins importateurs, mais partiellement réglée. Faute de mécanismes d’exécution solides et de garanties adaptées, le fournisseur est longtemps resté exposé au risque de défaut.
Interrogés sur ce qui les freine, les investisseurs citent d’ailleurs les mêmes points : des contrats d’achat peu standardisés, des contreparties dont la solvabilité n’est pas assurée, l’absence de garanties de paiement d’un pays à l’autre. Ni la synchronisation des réseaux ni le lancement d’un marché journalier ne suffisent, à eux seuls, à lever ces réserves.
Ce constat n’accuse personne. Une compagnie nationale prise entre un tarif encadré et une trésorerie sous pression ne « refuse » pas de payer : elle subit une équation financière difficile. Le problème est systémique, et aucun câble, aucune formule bien tournée n’y changera quoi que ce soit. Une électricité qui circule sans être réglée revient à subventionner, involontairement, le pays qui la reçoit.
Ce verrou commence pourtant à céder
Pour un investisseur, l’information utile n’est pas que le réseau fonctionne. Elle est que le risque en cours de traitement a changé de nature : ce n’est plus celui du réseau, c’est celui de la contrepartie.
Les dispositifs en préparation visent exactement ce point. Un fonds renouvelable de renforcement de la liquidité doit garantir la ponctualité des paiements, en complément de réformes nationales destinées à consolider la santé financière des compagnies d’électricité, selon la Banque mondiale. À l’échelle des projets, la logique est la même : des contrats d’achat de long terme, souvent libellés en devise forte, adossés à des garanties d’institutions de financement du développement et à des engagements souverains, le tout assemblé en finance mixte. Derrière ce vocabulaire, il y a l’ingénierie concrète qui permet de financer une centrale quand la contrepartie locale reste fragile.
L’échelle de l’opportunité est réelle. Le Plan directeur 2019-2033 de la CEDEAO chiffre les besoins à environ 36,39 milliards de dollars, soit de l’ordre de 20 900 milliards de FCFA, pour 75 projets prioritaires répartis entre 28 lignes de transport et 47 projets de production. On y trouve une ligne de 1 550 km reliant le Nigeria au Bénin, au Togo, au Ghana et à la Côte d’Ivoire, un potentiel hydroélectrique de 12 à 13 GW à l’horizon 2033, ou encore la centrale solaire de Soma, environ 150 MW avec stockage, en Gambie.
La rigueur commande toutefois de distinguer ce qui est fait de ce qui est annoncé : un fonds prévu reste à capitaliser, un besoin chiffré à 36 milliards de dollars n’a rien d’un financement bouclé, et un contrat d’achat signé ne devient un revenu qu’une fois l’électricité payée. Le mouvement va dans le bon sens. Ce qui compte se joue désormais moins dans les centrales ou les lignes que dans la mécanique qui sécurise le paiement, et celle-ci se met en place.
À ce stade, une question demeure : cette priorité donnée aux garanties et à la solidité financière est-elle propre à l’Afrique de l’Ouest, ou retrouve-t-on cette logique dans des marchés beaucoup plus matures ? L’expérience européenne apporte un éclairage utile.
L’Europe rappelle qu’un marché mûr se fissure aussi
Pour comprendre où se situe aujourd’hui l’Afrique de l’Ouest, il est utile de regarder un marché beaucoup plus avancé. L’Europe n’est pas un modèle à reproduire à l’identique, mais un point de comparaison qui montre qu’un marché électrique intégré ne supprime jamais totalement le risque. Son expérience éclaire la nature des défis auxquels le WAPP sera confronté à mesure qu’il mûrit. Son marché couplé, souvent cité en modèle, a bien fonctionné même sous stress : les signaux de prix ont dirigé l’électricité là où elle manquait, sans négociation politique. C’est un acquis, obtenu en une vingtaine d’années, du premier couplage de 2006 au marché unique journalier de 2014.
L’année 2022 a rappelé l’autre versant. Parce que les marchés sont liés, un choc gazier s’est propagé à toute la zone, et des pays qui brûlent pourtant peu de gaz ont vu leurs prix flamber. Sous pression, les réflexes de souveraineté sont réapparus : l’Espagne et le Portugal ont obtenu, en avril 2022, l’ « exception ibérique », une dérogation aux règles communes. Même un marché mature finit par improviser quand la tempête arrive.
Les mécanismes ne sont pas transposables tels quels. L’Europe souffrait d’une tarification indexée sur le gaz, quand l’Afrique de l’Ouest est surtout exposée à la saisonnalité de son hydroélectricité. La leçon vaut à un niveau plus général : un système intégré qui se concentre sur une ressource dominante, ou qui avance sans garde-fous écrits à l’avance, partage ses vulnérabilités autant que ses bénéfices. Mieux vaut poser les règles et les garanties avant la tempête que pendant.
Tout se joue sur la solidité financière des acteurs nationaux
Les investisseurs le savent, et les États gagneraient à le mettre en avant : le marché régional ne vaut que si les compagnies nationales d’électricité, opérateurs historiques de chaque pays, sont financièrement viables et honorent leurs échéances. La solvabilité des contreparties est d’abord une affaire nationale.
Le réflexe de souveraineté, ici, mérite d’être compris plutôt que jugé. Garder la main sur son approvisionnement, craindre de dépendre d’un voisin, c’est légitime, et c’est universel, l’Europe l’a éprouvé en 2022. L’Alliance des États du Sahel (AES) l’illustre à sa manière : le Mali et le Burkina Faso ont quitté la CEDEAO en janvier 2025, mais leurs réseaux restent dans la zone régionale synchronisée. On ne débranche pas un pays aussi vite qu’on quitte une organisation.
Viser l’autosuffisance intégrale à l’échelle d’un seul pays a pourtant un coût que la mutualisation régionale permet d’alléger, sans rien retirer à la légitimité de la prudence nationale. Sur ce point, la coopération n’affaiblit pas la souveraineté : elle donne les moyens de la négocier dans des règles communes plutôt que de la subir sous tension. Le Sénégal est bien placé pour le montrer. Il est un point d’entrée pour l’électricité bon marché du fleuve, le kilowattheure importé via l’OMVS se vendant, à Tambacounda, au tiers du prix du thermique local, selon la Banque mondiale. Il pourra demain jouer le rôle inverse : le gaz des champs de GTA et de Yakaar-Teranga servira d’abord à produire de l’électricité, selon la logique dite du gas to power, et c’est le surplus de cette production qui pourra être vendu sur le marché régional. Dans les deux cas, sa crédibilité de contrepartie est un actif à préserver. Pour un pays, la meilleure défense de sa souveraineté énergétique consiste sans doute à devenir, au sein de ce marché, une contrepartie sur laquelle on peut compter.
Ce qui peut faire basculer le calendrier
Plusieurs lignes de force se dessinent. Sur le plan technique, la trajectoire est tracée : la synchronisation permanente doit encore être finalisée, notamment avec le Nigeria, premier système de la région, aujourd’hui en phase de coordination. L’économie du marché prend forme, portée par le marché journalier et un pipeline de 36 milliards de dollars. Les garanties, le fonds de liquidité et l’assainissement financier des compagnies commencent à répondre au risque de contrepartie. Reste la variable la moins prévisible, celle de la cohésion politique régionale, éprouvée par les recompositions en cours.
Pour un investisseur, l’inquiétude spontanée se porte sur le marché lui-même, sur sa technique et ses règles. Or celles-ci sont sur les rails. La question décisive est celle du moment : quand la prime de risque attachée à la contrepartie se réduira-t-elle, et l’aura-t-on anticipée ou seulement constatée ? Celui qui lit les registres de paiement et l’état financier des compagnies, plutôt que les communiqués de synchronisation, garde une longueur d’avance sur le calendrier réel. Le rythme du marché tient moins à la technique, déjà démontrée, ou aux règles, en cours d’écriture, qu’à son maillon le plus lent : la santé financière des opérateurs et la discipline de paiement. L’affaire est institutionnelle avant d’être industrielle, et c’est de ce côté que se trouvent, ensemble, le risque et le rendement.
La leçon
La leçon de ce moment ouest-africain ne tient ni dans le refrain optimiste d’un « marché déjà prêt où il faudrait se positionner », ni dans le scepticisme inverse d’une « Afrique de l’Ouest qui n’y parviendrait pas », deux lectures également réductrices. Elle est plus simple. Un marché ne repose pas d’abord sur ses câbles, ni même sur ses règles, mais sur la certitude d’être payé. Cette certitude, faite de solvabilité des contreparties, de discipline de paiement et de garanties, est l’actif encore en construction. Le reste est déjà largement fait.
Une inconnue demeure : la confiance entre opérateurs, régulateurs et États progressera-t-elle au rythme du réseau qu’ils ont su bâtir ?
Je suis Idriss N’DIAYE, ingénieur spécialisé dans les projets environnementaux et énergétiques. Vos retours, contributions et points de vue sont les bienvenus, c’est par la confrontation des idées que l’analyse s’affine. Suivez mes analyses et réflexions sur LinkedIn.
Sources
- ECOWAPP / WAPP : création (1999) et test de synchronisation du 8 novembre 2025 ; communiqué sur la situation énergétique régionale (10 juin 2026) ; approbation du code de marché REMC-WA par l’ARREC / ERERA (septembre 2025) ; groupe de travail sur les paiements transfrontaliers (2016).
- Banque mondiale / ESMAP : plus de 4 000 km de lignes d’interconnexion ; ligne OMVS et prix du kWh importé à Tambacounda ; fonds de liquidité et réformes de viabilité des compagnies ; programme WA-REMP.
- Plan directeur CEDEAO 2019-2033 / World Economic Forum (13 juillet 2026) : besoin d’environ 36,39 milliards de dollars, 75 projets, demande en hausse de plus de 8 % par an, pipeline.
- Presse spécialisée (Investors King, janvier 2026) : créances impayées liées aux exportations d’électricité du Nigeria (de l’ordre de 17,8 millions de dollars fin 2025), à confirmer sur source primaire.
- Presse et centres d’analyse européens (Bruegel, IEEFA, Euronews) : retour d’expérience du marché européen et «exception ibérique» d’avril 2022.