Des barrages au gaz et au solaire : comment la Côte d’Ivoire a construit son système électrique

En 1960, le système électrique ivoirien ne disposait que de 25 MW de capacité, concentrés autour de quelques centres urbains et activités économiques. Soixante-six ans plus tard, le pays dépasse les 3 000 MW, couvre plus de 95 % de ses localités et exporte de l’électricité dans la sous-région. Derrière cette transformation : les barrages, le gaz naturel, les producteurs privés et une électrification massive. Mais la qualité du réseau, l’accès réel des ménages et la sécurité de l’approvisionnement restent les prochains défis.

En 1960, l’électricité ivoirienne se voyait surtout dans quelques rues, bâtiments administratifs, entreprises et quartiers urbains.

Dans une grande partie du pays, la nuit reposait encore sur la lampe-tempête, la bougie ou le feu de bois. Il ne suffisait pas de construire une centrale : il fallait également tirer des lignes, installer des postes de transformation et raccorder des localités parfois très éloignées les unes des autres.

À l’Indépendance, la Côte d’Ivoire disposait d’un parc interconnecté de seulement 25 MW : 20 MW provenant d’Ayamé 1 et 5 MW d’installations thermiques. Aujourd’hui, les différentes sources publiques situent la capacité nationale autour de 3,0 à 3,1 GW à la fin de 2024, avant même la mise en service de plusieurs nouvelles unités solaires.

Comment le pays est-il passé de quelques quartiers éclairés à un système national qui alimente aussi ses voisins ?

La réponse courte

L’histoire électrique ivoirienne repose sur plusieurs paris successifs.

Le premier est celui de l’eau : Ayamé, Kossou, Taabo et Buyo ont fourni les premières grandes capacités nationales.

Le deuxième est celui du gaz naturel, développé à partir des années 1990 pour réduire la dépendance aux précipitations et alimenter de grandes centrales thermiques.

Le troisième est institutionnel : l’État a conservé la propriété et la planification des infrastructures tout en confiant l’exploitation du service à la CIE et en faisant appel à des producteurs indépendants comme CIPREL et Azito.

Le quatrième est social : l’électrification des localités et le Programme Électricité pour Tous ont considérablement augmenté le nombre de branchements.

Le cinquième commence à peine : diversifier le système avec le solaire, de nouveaux barrages, la biomasse, le stockage et, à plus long terme, éventuellement l’électronucléaire.

Ayamé : le premier grand pas

Le barrage d’Ayamé 1, construit sur la rivière Bia, constitue le premier grand ouvrage hydroélectrique du pays.

Les chronologies institutionnelles situent le début de l’ère des barrages autour de 1959-1960. À l’Indépendance, Ayamé 1 fournissait 20 MW, soit 80 % de la capacité électrique nationale. Ayamé 2, d’une puissance de 30 MW, est venu renforcer le dispositif au cours des années 1960.

L’électricité demeure néanmoins principalement urbaine. Produire à Ayamé ne signifie pas encore alimenter tous les villages : le réseau de transport et de distribution reste limité.

Entre 1960 et 1970, la capacité nationale passe de 25 à 144 MW grâce à Ayamé 2 et à plusieurs installations thermiques à Abidjan. L’électricité commence à accompagner l’urbanisation, l’administration et le développement industriel.

Les années 1970 : l’ère des grands barrages

La décennie suivante change d’échelle.

Trois grands ouvrages sont progressivement mis en service :

• Kossou, d’une puissance de 174 MW ;
• Taabo, avec 210 MW ;
• Buyo, avec 165 MW.

À la fin des années 1970, l’hydroélectricité est devenue la principale source de capacité du pays. Entre 1970 et 1980, le parc électrique passe de 144 à environ 826 MW. Près des trois quarts de cette capacité sont alors hydrauliques.

Ces barrages fournissent une électricité moins dépendante des combustibles importés et soutiennent l’industrie, les mines, les villes et les exportations.

Mais ils transforment aussi les territoires.

Kossou : produire de l’électricité, déplacer des populations

Le barrage de Kossou ne peut pas être résumé à ses turbines.

La création de son vaste lac artificiel a englouti des terres agricoles et entraîné le déplacement de dizaines de milliers d’habitants. Les estimations varient selon les études, mais elles se situent généralement autour de plusieurs dizaines de milliers de personnes.

Des populations ont été réinstallées dans le centre du pays, tandis que d’autres ont migré vers le Sud-Ouest, alors en plein développement agricole. Le barrage a donc produit de l’énergie, mais aussi une profonde recomposition sociale et géographique.

Cette histoire rappelle qu’une infrastructure peut avoir une forte rentabilité économique tout en imposant des coûts humains et environnementaux considérables.

La faiblesse de l’eau : quand la sécheresse devient une panne

L’hydroélectricité dépend du niveau des réservoirs et du débit des fleuves.

Une centrale peut afficher une puissance de 200 MW sur sa plaque technique sans pouvoir produire à ce niveau lorsque les retenues sont insuffisamment remplies.

La Côte d’Ivoire connaît cette vulnérabilité à plusieurs reprises. Les déficits pluviométriques réduisent la production des barrages au moment même où les besoins des villes et des industries augmentent.

Cette fragilité pousse le pays à rechercher une source complémentaire, disponible indépendamment des pluies : le gaz naturel.

1990 : le virage du privé et du gaz

La réforme de 1990 constitue l’une des ruptures majeures de l’histoire du secteur.

La Compagnie ivoirienne d’électricité, créée cette année-là, reprend l’exploitation du service public : production de certaines centrales, transport, distribution, commercialisation et gestion opérationnelle du réseau.

Les infrastructures demeurent toutefois sous contrôle public. L’État conserve la planification et le financement d’une grande partie des extensions, tandis que l’exploitation est concédée et que de nouvelles capacités de production sont confiées à des investisseurs privés.

Deux producteurs indépendants apparaissent rapidement :

• CIPREL, à partir de 1994 ;
• Azito Énergie, à partir de 1998.

Leurs centrales utilisent le gaz extrait du bassin sédimentaire ivoirien. Ce combustible permet d’installer des capacités proches d’Abidjan, là où se concentre une grande partie de la demande.

Le « modèle ivoirien », expliqué simplement

Le système repose aujourd’hui sur plusieurs acteurs.

Ce modèle a permis de mobiliser des capitaux privés sans transférer entièrement la maîtrise du système.

Il comporte aussi des contraintes : contrats de long terme, garanties publiques, obligation d’acheter l’électricité produite et besoin permanent d’assurer l’équilibre financier entre producteurs, exploitant, État et consommateurs.

Plus de 3 000 MW, mais quel est le chiffre exact ?

Deux chiffres officiels circulent pour la fin de 2024.

Le portail économique de l’État retient 3 019 MW, répartis entre :

• 1 998 MW thermiques ;
• 991 MW hydroélectriques ;
• 30 MW solaires.

Le ministère chargé de l’Énergie communique de son côté une capacité de 3 119 MW, composée à 66 % de thermique, 33 % d’hydroélectricité et 1 % de solaire.

L’écart de 100 MW peut provenir des dates de comptabilisation, de l’intégration d’unités en essais ou récemment mises en service et de la distinction entre puissance nominale et puissance effectivement reconnue dans le parc.

En l’absence d’un rapprochement public détaillé, la formulation la plus prudente est donc :

À la fin de 2024, la capacité électrique ivoirienne se situait autour de 3,1 GW.

Depuis, de nouvelles installations ont été mises en service. Le total actuel est donc susceptible d’être supérieur, mais aucune situation nationale harmonisée plus récente ne doit être reconstituée en additionnant simplement toutes les annonces de projets.

MW, MWc et GWh : trois mesures à ne pas confondre

Le mégawatt, ou MW, mesure une puissance instantanée. Il indique ce qu’une centrale peut fournir à un moment donné.

Le mégawatt-crête, ou MWc, est principalement utilisé pour le solaire. Il mesure la puissance maximale théorique des panneaux dans des conditions optimales d’ensoleillement.

Le gigawattheure, ou GWh, mesure l’énergie réellement produite ou consommée pendant une période.

Une centrale de 300 MW ne produit donc pas 300 MW toute l’année. Elle peut être arrêtée pour maintenance, manquer de gaz ou d’eau, ou fonctionner en dessous de sa capacité parce que la demande est faible.

Le thermique domine encore la production réelle

En 2024, la Côte d’Ivoire a produit environ 14 000 GWh d’électricité brute, hors importations.

La répartition de cette production était la suivante :

• 75,13 % d’origine thermique ;
• 24,50 % d’origine hydroélectrique ;
• 0,37 % d’origine solaire.

Le solaire représentait donc encore une part minime de l’électricité effectivement générée en 2024, même si sa place dans les nouvelles capacités augmente rapidement.

Cette répartition montre aussi la différence entre capacité et production. L’hydroélectricité représente environ un tiers de la puissance installée dans certaines séries, mais seulement un quart de l’énergie produite en 2024.

Soubré et Gribo-Popoli : le retour de l’hydroélectricité

Après plusieurs décennies sans nouveau grand barrage, la Côte d’Ivoire revient sur le fleuve Sassandra.

Le barrage de Soubré, d’une puissance de 275 MW, est inauguré le 2 novembre 2017. Il demeure le plus puissant ouvrage hydroélectrique du pays. Son coût a été annoncé à environ 331 milliards de FCFA.

En aval, Gribo-Popoli ajoute environ 112 MW. Ses trois groupes ont été raccordés au réseau en 2024 et le constructeur a annoncé son entrée en exploitation commerciale en novembre de la même année.

Le projet de Singrobo-Ahouaty, sur le Bandama, doit apporter 44 MW supplémentaires. Il est présenté par la Banque africaine de développement comme le premier projet hydroélectrique ouest-africain financé principalement par des capitaux privés. Sa mise en service, plusieurs fois repoussée, était encore espérée pour la fin de 2026 selon les dernières informations disponibles.

Boundiali et Ferké ouvrent l’ère solaire

Le solaire industriel est arrivé beaucoup plus tard.

La première phase de la centrale de Boundiali, inaugurée en avril 2024, développait 37,5 MWc. Après son extension, le gouvernement lui attribue désormais une puissance installée de 83,5 MWc, répartie sur 78 hectares.

Le 3 juillet 2026, la centrale Ferké Solar, à Sokoro 2, a été inaugurée avec une puissance de 52 MWc. Elle devrait produire environ 90 GWh par an. Elle constitue la deuxième grande centrale photovoltaïque opérationnelle du pays.

D’autres projets sont prévus ou engagés à Bondoukou, Korhogo, Kong, Katiola, Touba, Laboa, Tengréla et dans plusieurs localités du Nord et de l’Est.

Il faut toutefois distinguer :

• une convention signée ;
• un financement bouclé ;
• un chantier lancé ;
• une centrale raccordée ;
• une production commerciale effective.

5 000 MW et 42 % de renouvelables en 2030

La Côte d’Ivoire vise une capacité totale de 5 000 MW en 2030, dont environ 42 % provenant de sources renouvelables, selon les documents de référence les plus fréquemment cités.

Pour y parvenir, le pays devra ajouter près de 2 000 MW par rapport à la base de fin 2024, mais aussi renforcer les lignes, les postes, le stockage et la distribution.

Une centrale supplémentaire ne résout pas une chute de tension dans un quartier si le poste local est saturé.

En juillet 2026, le gouvernement a également fixé une ambition de 46,3 % de renouvelables à l’horizon 2035 et plus de 1 300 MW de solaire installé à cette date.

Le nucléaire : une option explorée, pas une centrale décidée

En mars 2025, la Côte d’Ivoire a organisé avec l’Agence internationale de l’énergie atomique un atelier consacré à la préparation d’un programme national d’électronucléaire.

Le pays étudie cette option pour le long terme, dans un contexte de hausse de la demande et de recherche d’une production décarbonée et stable.

À ce stade, cela ne signifie pas qu’une centrale nucléaire a été décidée, financée ou programmée.

Un programme nucléaire exige généralement plusieurs années d’études sur :

• la sûreté ;
• le site ;
• la réglementation ;
• la formation ;
• le financement ;
• la gestion des déchets ;
• la sécurité du réseau.

95,67 % des localités couvertes, mais pas 95 % des ménages

Le principal progrès social concerne l’extension géographique du réseau.

Le taux d’électrification des localités est passé de 33,1 % en 2011 à 95,67 % en juin 2025. Le nombre de ménages ou contrats disposant d’un abonnement électrique est passé de 1 111 533 à 4 587 952 sur la même période.

Mais ces deux chiffres ne mesurent pas la même chose.

Une localité couverte

Elle dispose d’une infrastructure électrique ou d’une solution d’électrification reconnue.

Un ménage branché

Il a financé ou obtenu son raccordement et possède une installation intérieure.

Un abonné

Il correspond à un contrat ou à un compteur. Une entreprise, une administration ou un ménage disposant de plusieurs compteurs peut représenter plusieurs abonnements.

Une personne ayant accès

Elle vit dans un foyer qui utilise effectivement l’électricité.

Les estimations internationales disponibles situent encore l’accès effectif des ménages ou de la population autour de 64 à 72 %, avec un niveau beaucoup plus élevé en ville qu’en milieu rural. Ces estimations ne sont pas directement comparables au taux de couverture des localités.

Le PEPT réduit le prix de la première connexion

Le Programme Électricité pour Tous permet à un ménage éligible d’obtenir un branchement avec un paiement initial de 1 000 FCFA, au lieu de supporter immédiatement l’ensemble du coût du raccordement.

Le solde est ensuite récupéré progressivement à travers les paiements du client. En 2025, le gouvernement annonçait environ deux millions de bénéficiaires du dispositif.

Le PEPT lève donc le premier obstacle financier.

Il ne supprime pas :

• le coût de l’installation intérieure ;
• la consommation mensuelle ;
• les échéances du branchement ;
• le prix des appareils ;
• les difficultés de revenu des ménages.

La Côte d’Ivoire exporte près de 1 000 GWh par an

Le pays joue également un rôle régional.

Les données publiées en mai 2026 estiment les exportations à environ 977 GWh par an à travers les interconnexions du West African Power Pool, notamment vers le Burkina Faso, le Mali, le Liberia et la Sierra Leone.

Les réseaux relient également la Côte d’Ivoire au Ghana et, à travers les infrastructures régionales, à la Guinée, au Togo et au Bénin.

Tous les pays interconnectés ne sont pas nécessairement des acheteurs directs et permanents de l’électricité ivoirienne. Une interconnexion peut aussi servir à équilibrer les réseaux ou à faire transiter de l’énergie produite ailleurs.

Les exportations permettent d’amortir les installations et de percevoir des recettes. Elles peuvent toutefois être réduites lorsque l’offre nationale devient insuffisante.

2021 : la crise qui a rappelé les fragilités

Au premier semestre 2021, le système électrique connaît plusieurs mois de rationnements.

La Banque mondiale attribue cette crise à une combinaison de faibles niveaux d’eau dans les barrages et de l’indisponibilité d’une grande centrale. Des difficultés d’approvisionnement, des travaux et la hausse de la demande ont renforcé le déséquilibre.

Les industriels ont été particulièrement touchés. Une usine privée de courant doit ralentir sa production, utiliser des groupes électrogènes ou arrêter certaines lignes.

La crise a rappelé qu’une capacité installée importante ne suffit pas. Il faut aussi que les centrales soient disponibles, que le combustible soit livré et que la réserve de sécurité soit suffisante au moment de la pointe.

Le gaz reste le talon d’Achille

Le gaz naturel alimente la majorité de la production électrique.

Cette stratégie présente plusieurs avantages : proximité des ressources, rendement élevé des cycles combinés et capacité à produire indépendamment des pluies.

Elle crée aussi une dépendance envers les champs gaziers, les plateformes, les gazoducs et les contrats d’approvisionnement.

Le champ Baleine renforce cette sécurité. Sa première phase a démarré en août 2023. La deuxième, lancée en décembre 2024, doit fournir environ 70 millions de pieds cubes de gaz par jour, acheminés vers les centrales thermiques.

Cette ressource réduit le risque de pénurie, mais ne supprime ni les incidents techniques ni le besoin de diversifier le mix.

Produire davantage ne suffit pas

Le système doit transporter l’électricité depuis les centrales jusqu’aux villes et villages.

En 2024, le rendement global du réseau s’établissait à environ 84,76 %. Cela signifie qu’une partie de l’énergie injectée n’est pas vendue au client final, en raison des pertes techniques, des équipements, des fraudes ou des écarts de comptage.

Les prochains investissements devront donc porter autant sur :

• les lignes à haute tension ;
• les postes de transformation ;
• les réseaux urbains ;
• la maintenance ;
• le comptage ;
• le stockage ;
• la lutte contre les branchements illégaux ;
• la rapidité de dépannage.

La réussite du secteur se jugera moins à la puissance annoncée qu’au nombre et à la durée des coupures réellement subies.

Ce que cela change pour vous

Vous êtes un ménage non encore branché

Le PEPT constitue le principal dispositif de raccordement social. Vérifiez toutefois le coût de votre installation intérieure et les modalités de remboursement avant de vous engager.

Vous êtes déjà abonné

Une coupure locale ne signifie pas nécessairement que le pays manque de centrales. Le problème peut provenir d’un transformateur, d’un câble ou d’un poste saturé.

Vous êtes entrepreneur

Prévoyez le coût de l’électricité, la sensibilité de vos équipements aux variations de tension et, lorsque l’activité l’exige, une solution de secours.

Vous êtes industriel

La trajectoire vers 5 000 MW est importante, mais la véritable assurance repose sur la capacité disponible, la sécurité gazière, la qualité du réseau et la réserve au moment de la pointe.

Vous êtes jeune technicien

Les besoins progressent dans l’électromécanique, le solaire, l’automatisme, la maintenance, les réseaux, le stockage et l’efficacité énergétique.

Les chiffres clés

Les données proviennent principalement de CI-ENERGIES, du gouvernement ivoirien, de l’ANARE-CI et des statistiques sectorielles internationales.

Frise chronologique

Ce qu’il faut surveiller

Trois dossiers seront déterminants.

Le premier est la capacité réellement disponible, et non seulement la puissance théorique inscrite sur les centrales.

Le deuxième est la progression de l’accès effectif des ménages, distincte du nombre de localités électrifiées.

Le troisième est la qualité du service : durée des coupures, chutes de tension, pertes du réseau et rapidité des réparations.

Il faudra également suivre :

• la production gazière de Baleine ;
• la mise en service de Singrobo-Ahouaty ;
• les nouvelles centrales solaires ;
• la construction de Songon ;
• les investissements dans le transport et le stockage ;
• l’équilibre financier du secteur ;
• l’évolution des tarifs ;
• les exportations régionales.

De la lumière dans les villes à l’électricité dans chaque foyer

La première bataille électrique de la Côte d’Ivoire consistait à produire.

La deuxième consistait à tirer les lignes jusqu’aux localités.

Ces deux transformations sont largement engagées. Le pays dispose désormais d’un parc important à l’échelle régionale et d’un réseau qui atteint presque toutes les localités recensées.

La prochaine bataille sera plus exigeante.

Elle consistera à garantir qu’un ménage vivant dans une localité couverte puisse effectivement se brancher, payer sa consommation et bénéficier d’un courant stable.

Elle consistera aussi à alimenter les usines, les mines, les transports, les centres de données et les nouvelles villes sans reproduire les tensions de 2021.

La réussite électrique ivoirienne ne se mesurera donc plus uniquement au nombre de mégawatts ou de villages raccordés.

Elle se mesurera à une chose plus simple : lorsque le consommateur appuie sur l’interrupteur, la lumière doit s’allumer, à un prix supportable et sans interruption répétée.

L’essentiel à retenir

1. En 1960, la Côte d’Ivoire disposait de seulement 25 MW de capacité, dont 20 MW à Ayamé 1.
2. Les barrages de Kossou, Taabo et Buyo ont fait de l’hydroélectricité la principale source du pays dans les années 1970.
3. À partir de 1990, la Côte d’Ivoire a développé un modèle public-privé et de grandes centrales thermiques alimentées au gaz.
4. La capacité de fin 2024 se situe autour de 3,1 GW, mais les sources publiques divergent entre 3 019 et 3 119 MW.
5. En 2024, le thermique a fourni 75,13 % de l’électricité produite, contre 24,50 % pour l’hydroélectricité et 0,37 % pour le solaire.
6. Le taux de couverture des localités a atteint 95,67 % en juin 2025, ce qui ne signifie pas que 95 % des ménages sont branchés.
7. La Côte d’Ivoire exporte près de 1 000 GWh par an vers plusieurs réseaux voisins.
8. Le pays vise 5 000 MW et environ 42 % de renouvelables en 2030, mais doit encore renforcer le gaz, le réseau, le stockage et la qualité du service.