La situation en Éthiopie : un jalon énergétique concret le GERD, situé sur le Nil Bleu en Éthiopie, affiche une capacité prévue d’environ 5 150 MW.
Le coût annoncé est d’environ 4,8 à 5 milliards USD. Cela revient donc à environ ~1 000 USD / kW (soit ~1 million USD / MW) si on divise 5 000 MW pour 5 milliards USD. Le financement a été largement domestique (91 % par la banque centrale d’Éthiopie via obligations nationales) avec un fort contenu local.
Résultat : L’Éthiopie a pu inaugurer cet ouvrage et avance dans le domaine de l’énergie hydroélectrique avec un projet de grande ampleur.
La situation en RDC : d’énormes promesses, peu de concrétisation
Le projet Inga 3 en RDC (première phase du méga-projet Grand Inga) est estimé à entre 13,9 et 17,9 milliards USD pour une capacité de ~4 800 MW. Certains documents parlent d’un coût global du Grand Inga à 50–80 milliards USD pour ~40 000 MW dans les phases ultérieures.
Donc, en simplifiant, le coût par MW estimé pour Inga 3 pourrait être dans les alentours de ~3 000 à 4 000 USD / kW (soit ~3 à 4 millions USD / MW) voire plus si on inclut transferts, lignes, etc.
Une source signale que pour l’Afrique subsaharienne le coût d’installation d’un hydro-grand projet peut varier entre 1 000 et 4 000 USD / kW selon contexte.
Malgré ce potentiel immense, la RDC a un taux d’électrification encore très faible (moins de 30 %) et le projet Inga 3 traîne.
Le paradoxe du coût plus élevé en RDC
Pourquoi la RDC paie-t-elle plus cher (par MW) que l’Éthiopie ? Plusieurs facteurs peuvent expliquer ce décalage :
1.Complexité, taille, et risques spécifiques
•Le projet Inga (et plus largement hydro en RDC) comporte des défis énormes : rivière très large, topographie complexe, nécessité de lignes de transport longues, communautés locales nombreuses, environnement à gérer.
•Ces facteurs peuvent alourdir les coûts d’ingénierie, de déplacement de population, de sécurisation, de gestion de l’environnement et des transmissions.
2.Gouvernance, transparence et maturité du projet
•Les retards, les incertitudes et le manque de financement engagé peuvent faire gonfler les coûts. Exemple : la Banque mondiale a débloqué un crédit de 250 millions USD pour la phase initiale d’Inga 3, ce qui montre que tout n’est pas encore financé ou prêt.
•La perception de risque pays et de projet peut exiger des marges plus importantes de rentabilité, ce qui se reflète dans le coût final.
3.Effet d’échelle et stratégie de financement locale vs externe
•En Éthiopie, le modèle était largement nationalisé, mobilisation citoyenne et locale, ce qui a réduit certains coûts de financement externes, de marges d’intermédiaires, de prêts internationaux complexes.
•En RDC, on dépend de PPP, financement externe, multiples acteurs internationaux, ce qui peut générer surcoûts et lenteurs.
4.Infrastructure associative et chaîne d’approvisionnement
•L’Éthiopie a pu développer un fort contenu local, employer massivement des travailleurs locaux, ce qui peut réduire certains coûts logistiques.
•La RDC, avec un terrain moins mature, des accès difficiles, peut avoir des coûts de logistique, matériaux, main-d’œuvre plus élevés ou plus chaotiques.
5.Transmission et lignes longues
•Un coût parfois non intégré au MW produit est celui de la transmission. Dans le cas d’Inga, l’investissement dans les lignes vers les mines ou vers l’export est considérable.
Conséquences et ce qu’il faut retenir
•Le coût élevé par MW en RDC freine la bancabilité et retarde les projets : un coût « normalisé » (~1 millon USD / MW) permet une meilleure attractivité.
•L’exemple éthiopien montre qu’avec une stratégie forte, un ancrage national et un pilotage serré, on peut s’approcher de coûts compétitifs et aboutir à des résultats tangibles.
•Pour la RDC : l’urgence est de réduire les coûts, renforcer la gouvernance, repenser le montage financier, et s’inspirer des pratiques (mobilisation locale, contenu local, simplification) pour parvenir à des projets d’énergie plus abordables et plus rapides.
Proposition d’axes d’amélioration pour la RDC
•Mettre en place une mobilisation locale (citoyens, bonds nationaux) pour réduire le coût du financement.
•Favoriser un haut contenu local (ingénierie, main-d’œuvre) pour diminuer les importations et coûts de logistique.
•Clarifier et simplifier le cadre de gouvernance, réduire les risques perçus par les investisseurs pour abaisser les marges.
•Intégrer dès le départ les coûts de transmission et les coûts indirects, afin de mieux budgéter et éviter les « surprises ».
•S’inspirer de l’exécution rapide de l’Éthiopie (2011-2025) qui a mené à une mise en service de grande ampleur.
En conclusion : oui, la RDC possède un potentiel énergétique massif, peut-être le plus grand d’Afrique avec le site d’Inga. Mais un coût par MW trop élevé, une stratégie de financement moins optimisée et une gouvernance plus fragile expliquent pourquoi elle peine à suivre l’exemple de l’Éthiopie. La comparaison met en lumière qu’ au-delà du « potentiel », ce sont la mise en œuvre, le modèle de financement et la gestion du projet qui feront la différence.
Rédaction
