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Sénégal
Deux opérateurs d’infrastructures hors du secteur de l’électricité ont mis en service leur propre capacité solaire en 2026. Aucun des deux ne vend d’électricité. Tous deux l’achetaient à un prix qui grignotait leur marge d’exploitation, et ont donc décidé de produire eux-mêmes leur électricité.
Un opérateur du secteur de l’eau couvrant un tiers de sa charge de pompage
Sen’Eau, la société dirigée par SUEZ qui détient la concession de l’eau urbaine au Sénégal, a inauguré deux centrales le 2 juillet : environ 9 MWc à Méouane, desservant la station de surpression de Mékhé, et environ 11 MWc à Keur Momar Sarr, desservant la station d’épuration alimentée par le lac de Guiers. Au total, 33 600 panneaux couvrent environ 32 % des besoins en électricité de ces sites, le reste étant fourni par le réseau. TotalEnergies les a développées, et la SONES, gestionnaire des actifs de l’État, a fourni les terrains. Le montant de l’investissement n’a pas été divulgué. L’énergie représente 30 % à 35 % des coûts d’exploitation de Sen’Eau, ce qui explique la raison d’être même de ce projet.
Une entreprise minière qui achète des heures plutôt que des kilowattheures
En septembre, OCP Green Energy a mis en service une batterie au lithium-fer-phosphate de 25 MW et 125 MWh sur le site de phosphate de Benguerir, couplée à la centrale de 67 MWc déjà présente sur place. Son coût s’est élevé à près de 170 millions de dirhams (~18 millions de dollars), dont 20 millions de dollars provenaient du Fonds pour les technologies propres par l’intermédiaire de la Banque africaine de développement. Cinq heures de stockage permettent de décaler la production de midi vers le pic du soir, ce qui, selon l’OCP, devrait réduire la facture d’électricité du site aux heures de pointe d’environ 25 %. Des essais de performance sont en cours. La batterie s’inscrit dans le cadre d’une première phase de 202 MWc et d’un objectif de 1,2 GW pour 2027.
Ce qui est transposable, et ce qui ne l’est pas
Ces deux cas partagent un profil commun : une charge diurne qui varie très peu, des terrains déjà contrôlés par l’exploitant, et un tarif de rachat suffisamment élevé pour que l’autoproduction soit plus rentable. Les services des eaux, les mines, le ciment et l’agroalimentaire s’y prêtent tous. Ce qui ne se transpose pas, c’est le bilan financier qui sous-tend le projet. SUEZ et l’OCP peuvent financer une centrale ou attirer un promoteur qui le fera. Une régie municipale des eaux en situation d’arriérés ne le peut pas, et c’est là que le modèle s’arrête.
Ce que ça change
Pour un opérateur industriel ou un service public qui envisage l’autoproduction, le critère déterminant n’est pas le prix de l’énergie solaire. Il s’agit plutôt de savoir si la charge est diurne et stable, si le terrain vous appartient déjà, et si le tarif que vous payez est suffisamment élevé pour qu’en transférant un tiers de votre consommation vers l’autoproduction, cela ait un impact sur votre marge. Sen’Eau a répondu par l’affirmative et s’est arrêté à 32 % plutôt que de viser une couverture totale, car le réseau continue d’assurer l’approvisionnement nocturne. L’OCP a répondu par l’affirmative, puis a acquis cinq heures de stockage pour s’attaquer spécifiquement au tarif des heures de pointe, ce qui diffère de l’achat de panneaux supplémentaires. Les deux ont considéré la centrale comme une décision d’approvisionnement face à une facture connue, et non comme un projet énergétique nécessitant un permis, un acheteur ou une négociation tarifaire. C’est cette version du solaire captif qui est évolutive : dimensionnée en fonction de la courbe de charge plutôt que de la surface de toiture disponible.
Sources : SENEAU, SUEZ, Maroc.ma, Solarperspective
