L’Afrique centrale, regroupant les pays de la Communauté Économique des États de l’Afrique Centrale (CEEAC) – Cameroun, République centrafricaine, Tchad, République du Congo, République démocratique du Congo (RDC), Guinée équatoriale, Gabon, Angola, Burundi, Rwanda, et São Tomé-et-Príncipe est dotée d’un potentiel en ressources naturelles exceptionnel, notamment en hydrocarbures, en minerais et ressources renouvelables. Cependant, cette partie de l’Afrique peine s’industrialiser en raison de contraintes énergétiques majeures, freinant ainsi le développement économique et social. Ce paradoxe est bien illustré par le Gabon qui avec une production de 7,4 millions de tonnes de manganèse en 2023, le positionnant comme deuxième producteur mondial, fait face aux défis du manque d’infrastructures énergétiques fiables limitant ainsi la transformation locale des ressources, et forçant les exportations brutes ; nous avons également le Tchad, producteur de pétrole depuis 2003 environ 1,2 million de tonnes en 2022 selon l’AFREC, qui souffre d’un taux d’électrification de seulement 11 %, l’un des plus bas de la région. Bien qu’ayant une centrale à fioul lourd (120 MW), les déficits sont partiellement comblés, car les coûts élevés et le manque de réseaux modernes limitent leur impact.
Ces différentes situations sont représentatives des défis énergétiques rencontrés par les pays de l’Afrique Centrale dans le cadre de leur industrialisation.
Par le biais de cet article, nous allons analyser les obstacles structurels, notamment le manque d’infrastructures énergétiques, et mettre en lumière le rôle des hydrocarbures comme moteur d’industrialisation et l’importance de la coopération sous-régionale pour surmonter ces contraintes, soutenir une industrialisation durable et un développement économique inclusif. À travers des initiatives comme le projet Central African Pipeline System (CAPS) porté par le Central Africa Business Energy Forum (CABEF), le Pool Énergétique de l’Afrique Centrale (PEAC) et le Plan Maître Continental des Systèmes d’Énergie (AUDA-NEPAD), nous allons démontrer comment une approche intégrée peut transformer le paysage énergétique et industriel de la région.

DEFIS ENERGETIQUES RENCONTRES PAR LES PAYS DE L’AFRIQUE CENTRALE

Au Gabon,

  • Accès inégal à l’électricité : le rapport de la Banque mondiale de 2023, indiquent que seulement 27,8 % de la population rurale a accès à l’électricité, contre 98,6 % en zones urbaines.
  • Dépendance au bois et charbon : en 2022, selon l’AFREC, 84 % de la consommation énergétique finale provient de sources traditionnelles, limitant l’industrialisation, notamment dans le secteur minier.
  • Infrastructures insuffisantes : La production électrique (2,24 millions de MWh en 2022) est juste suffisante, mais les réseaux vétustes limitent l’expansion.
  • Sous-exploitation du gaz : Malgré une production pétrolière de 9 008 ktep en 2020, le gaz associé est peu valorisé.
    Cependant l’objectif du pays est d’atteindre une couverture électrique universelle d’ici 2035.

Au Cameroun,

  • Accès limité à l’électricité : selon la Banque Africaine de Développement environ 65 % de la population avait accès à l’électricité en 2023, mais seulement 20 % dans les zones rurales.
  • Pannes fréquentes : Les infrastructures vieillissantes, comme le barrage de Song Loulou (384 MW), entraînent des délestages réguliers, affectant l’industrie.
  • Sous-exploitation des ressources en hydrocarbures : avec environ 200 millions de barils de pétrole et 4,9 trillions de pieds cubes de gaz naturel, selon l’AFREC en 2022, elles restent sous-exploitées malgré leur potentiel pour booster l’industrialisation. La production, limitée à 60 000 barils de pétrole par jour et 2,4 milliards de m³ de gaz par an, est freinée par des infrastructures insuffisantes, comme l’absence de gazoducs modernes ; De plus, l’exportation de 80 % du pétrole brut sans transformation locale réduit la valeur ajoutée
  • Complexité des financements : Les procédures d’accès aux financements internationaux ralentissent le développement des infrastructures énergétiques.
    Cependant l’objectif du pays est d’atteindre 3 000 MW de capacité installée d’ici 2030, avec 25 % d’énergies renouvelables hors hydroélectricité.

En République du Congo,

  • Accès limité à l’électricité : En 2023, le taux d’électrification rurale était de 10,8 %, selon les indicateurs de développement de la Banque mondiale, confirmant un accès très limité dans les zones rurales par rapport aux zones urbaines environ 45 %
  • Dépendance aux hydrocarbures : La production de pétrole (17 000 ktep en 2020) domine, mais les infrastructures de distribution électrique sont insuffisantes (AFREC, 2022).
  • Pertes élevées : Les réseaux vétustes entraînent des pertes de transmission de 25 à 30 %.
    Le pays vise à atteindre 50 % d’électrification d’ici 2025, mais les progrès sont lents en raison de contraintes financières et d’une faible coordination des projets.

Au Tchad,

  • Taux d’électrification critique : Selon BAD, un faible taux d’électrification de 11% en 2020 (dont 20% dans les zones urbaines et moins de 2 % dans les zones rurales).
  • Manque d’infrastructures : Les réseaux de distribution sont quasi inexistants hors des grandes villes, limitant l’industrialisation.
  • Faiblesse des investissements : Malgré une production pétrolière de 1,2 million de tonnes en 2022, les revenus sont peu réinvestis dans le secteur énergétique.
    Le gouvernement a fixé des objectifs ambitieux pour augmenter ce taux, notamment 30% d’ici 2027 et 53% d’ici 2030. 

En République centrafricaine (RCA),

  • Taux d’électrification très faible : En 2022, seulement 14,3 % de la population avait accès à l’électricité, principalement à Bangui, selon la Banque mondiale.
  • Dépendance aux générateurs diesel : La production électrique repose principalement sur des générateurs diesel coûteux, représentant 90 % de la capacité installée avant l’introduction de parcs solaires en 2024 (Banque mondiale, 2025).
  • Entraves au développement des infrastructures énergétiques.
  • Manque de réseaux : L’absence de réseaux de distribution modernes limite l’accès à l’électricité hors de Bangui, avec moins de 5 % des zones rurales électrifiées en 2023 selon la Banque mondiale.
    Le pays ambitionne d’atteindre 50 % d’électrification d’ici 2030.

En Guinée équatoriale,

  • Accès inégal à l’électricité : En 2023, environ 67,5 % de la population de la Guinée équatoriale avait accès à l’électricité, selon données historiques de la Banque mondiale dont 90 %, principalement à Malabo & Bata et moins de 30 % en zones rurales.
  • Faiblesse des infrastructures : Les réseaux de distribution sont limités, avec des pannes fréquentes
    La Guinée équatoriale vise à atteindre 80 % d’électrification d’ici 2030, en s’appuyant sur des projets gaziers et l’interconnexion régionale, comme le gazoduc proposé au CABEF 2022, afin d’alimenter les industries.

En Angola,

  • Taux d’électrification insuffisant : En 2023, environ 50 % de la population avait accès à l’électricité, avec un écart marqué entre les zones urbaines (70%) et rurales (15 %) selon les indicateurs de développement de la Banque mondiale.
  • Insuffisances des infrastructures : L’Angola est le deuxième plus grand producteur de pétrole d’Afrique subsaharienne, avec 1,1 million de barils par jour en 2022 selon l’AFREC, mais l’infrastructure énergétique est sous-développée, limitant la transformation locale.
  • Infrastructures obsolètes : Les réseaux de transmission et de distribution souffrent de pertes élevées (jusqu’à 30 % de l’énergie produite) en raison d’équipements vétustes.
  • Manque d’investissements : Malgré des revenus pétroliers, les investissements dans les énergies restent limités.
    Le pays vise à atteindre 60 % d’électrification d’ici 2025 et une capacité de 9,64 GW d’ici 2027.

En République démocratique du Congo (RDC),

  • Faible taux d’électrification : En 2022, seulement 21 % de la population avait accès à l’électricité, avec 41 % en zones urbaines et 1 % en zones rurales, selon la Banque mondiale. Cette faible électrification limite l’industrialisation et le développement économique, malgré les ressources en hydrocarbures.
  • Sous-exploitation des hydrocarbures : La RDC possède des réserves de pétrole estimées à 180 millions de barils (29 millions de m³) en 2009, principalement à Moanda, et des réserves de gaz naturel dans le lac Kivu (estimées à 60 milliards de m³). Cependant, en 2022, la production pétrolière était limitée à 19 960 barils par jour, entièrement exportée, et la consommation intérieure dépendait des importations de produits pétroliers. Le gaz reste largement inexploité, avec seulement trois blocs gaziers attribués en 2022 (Makelele, Idjwi, Lwandjofu) à des sociétés américaines et canadienne.
  • Manque d’infrastructures : L’absence de raffineries modernes et de réseaux de distribution limite la transformation locale des hydrocarbures. Les produits pétroliers sont importés, augmentant les coûts pour les ménages et les industries. Les projets gaziers, comme ceux du lac Kivu, sont freinés par des infrastructures insuffisantes et des retards dans les investissements.
    L’objectif du pays est de fournir l’électricité à 50 % de la population d’ici 2030 via Inga III et des interconnexions régionales.

Au Rwanda,

  • Taux d’électrification en progrès mais limité : En 2023, environ 70 % de la population avait accès à l’électricité, en zones rurales, le taux d’électrification qui était de 38,2 % en 2020 est passé à environ 45 % en 2023 ; Malgré ces avancées, l’accès reste limité, freinant l’industrialisation.
  • Sous-exploitation des hydrocarbures : Le Rwanda dispose de réserves de gaz naturel (méthane) dans le lac Kivu, estimées à 60 milliards de m³, suffisantes pour générer 700 MW sur 55 ans, dont 350 MW pour le Rwanda. Cependant, en 2023, seulement 26,4 MW étaient produits par le projet KivuWatt (phase 1), avec une expansion prévue à 100 MW ; La production pétrolière est inexistante, et la consommation de produits pétroliers (11 % de l’énergie totale en 2014) repose sur des importations coûteuses.
  • Manque d’infrastructures : L’extraction et la valorisation du méthane du lac Kivu nécessitent des technologies complexes et coûteuses, limitant le rythme de développement. L’absence de raffineries locales oblige le pays à importer des produits pétroliers, augmentant les coûts pour le transport et l’industrie.
  • Coût élevé de l’énergie : Les centrales thermiques à base de fioul lourd (LFO), comme les unités de 30 MW de SoEnergy à Kigali, sont coûteuses et polluantes, représentant une solution temporaire mais non durable.
  • Dépendance aux importations : En 2023, 6,5 % de l’électricité était importée, principalement pour compenser les fluctuations de la production locale.
    Le Rwanda ambitionne d’atteindre 100 % d’électrification d’ici 2024 (52 % via le réseau, 48 % hors réseau), un objectif non atteint mais révisé pour 2030.

Au Burundi,

  • Faible taux d’électrification : En 2023, environ 11 % de la population avait accès à l’électricité, avec 49 % en zones urbaines (principalement Bujumbura) et seulement 1 % en zones rurales, selon la Banque mondiale et l’Agence internationale de l’énergie (AIE). Ce faible accès limite le développement industriel et économique.
  • Sous-exploitation des hydrocarbures : Le Burundi ne possède pas de réserves significatives de pétrole ou de gaz naturel exploitables. La consommation de produits pétroliers, qui représente 10 % de l’énergie totale repose entièrement sur des importations coûteuses.
  • Manque d’infrastructures : L’absence de raffineries et de réseaux de distribution modernes augmente les coûts des produits pétroliers. Les centrales thermiques diesel, comme celles utilisées pour combler les déficits énergétiques, produisent environ 5 % de l’électricité (10 MW sur 49 MW installés en 2022) mais sont insuffisantes
  • Pénurie de carburant et coûts élevés : Les importations de carburant sont entravées par une pénurie de devises étrangères et une logistique défaillante, entraînant des files d’attente à Bujumbura et des perturbations économiques en 2025.
    Le Burundi vise à atteindre 25 % d’électrification d’ici 2025.

Au São Tomé-et-Príncipe,

  • Faible taux d’électrification : En 2023, environ 70 % de la population avait accès à l’électricité, avec 90 % en zones urbaines et seulement 30 % en zones rurales, selon la Banque mondiale.
  • Sous-exploitation des hydrocarbures : il possède des réserves pétrolières potentielles estimées à 2 à 11 milliards de barils dans le golfe de Guinée ; Cependant, en 2023, aucune production commerciale n’a été réalisée, en raison de coûts d’exploration élevés et de la chute des prix du pétrole, la prospection sismique se poursuit, mais les forages prévus (blocs 6, 11, 12) n’ont pas encore abouti à une exploitation viable.
  • Manque d’infrastructures : L’absence de raffineries oblige l’importation de tous les produits pétroliers et les coûts élevés des importations (170 ktoe en 2020) limitent l’accès à l’énergie moderne.
  • Dépendance aux combustibles fossiles : La production électrique repose principalement sur des générateurs diesel, coûteux et polluants.
    São Tomé-et-Príncipe ambitionne d’atteindre 100 % d’électrification d’ici 2030.

POTENTIEL DES HYDROCARBURES POUR L’INDUSTRIALISATION

Les hydrocarbures offrent une source d’énergie stable et abordable, essentielle pour les industries énergivores comme l’extraction et la transformation minière. Par exemple, au Gabon, la valorisation du gaz pourrait doubler la capacité électrique d’ici 2030, soutenant la transformation locale du manganèse. Au Cameroun, le gaz alimente l’industrie de l’aluminium (ALUCAM), tandis qu’au Congo, il soutient les exportations pétrochimiques.

• Rôle des Hydrocarbures dans le développement de l’industrie

• Source d’énergie fiable pour alimenter les industries énergivores
• Augmentation de la capacité électrique : Permet la production d’électricité à grande échelle pour répondre aux besoins industriels.
• Valorisation locale des ressources : Réduit l’exportation de matières brutes en favorisant la transformation locale, créant de la valeur ajoutée.
• Soutien à l’industrialisation : Alimente les industries clés, comme la production de métaux ou de produits pétrochimiques, la transformation des minerais.
• Solution transitoire : Comble les déficits énergétiques en attendant le développement des énergies renouvelables.
• Attraction d’investissements : Stimule les investissements étrangers dans les infrastructures industrielles grâce à des projets pétroliers et gaziers.
• Interconnexion régionale : Facilite le partage de l’énergie via des gazoducs, réduisant les coûts industriels.
• Réduction des coûts énergétiques : Offre une alternative moins coûteuse aux importations de carburants, renforçant la compétitivité industrielle.
• Les projets énergétiques en liens avec les hydrocarbures

Les hydrocarbures, abondants en Afrique centrale, constituent une solution transitoire pour combler le déficit énergétique et soutenir l’industrialisation.

Projets réalisés

• Centrale à gaz d’Owendo : Capacité de 120 MW, opérationnelle depuis 2019, alimente Libreville et Port-Gentil avec du gaz domestique (AFREC, 2022).
• Centrale à gaz de Pointe-Noire : Capacité de 300 MW, opérationnelle depuis 2010, alimentée par le gaz du champ offshore M’Boundi
• Sanha Lean Gas Connection : Projet de Chevron, finalisé en 2015, fournit 600 MMscf/j de gaz via le pipeline sous-marin du canyon du fleuve Congo
• Centrale à gaz de Kribi : Capacité de 216 MW, opérationnelle depuis 2013, utilise le gaz du champ Sanaga Sud pour alimenter l’industrie et les ménages
• Champ de gaz de Logbaba : Exploité par Gaz du Cameroun (Victoria Oil & Gas), opérationnel depuis 2012, fournit du gaz pour l’électricité et l’industrie à Douala
• Punta Europa LNG Facility en Guinée équatoriale : Terminal de gaz naturel liquéfié opérationnel depuis 2007, traite le gaz du champ Alba, avec une capacité de 3,7 millions de tonnes/an
• Angola LNG (Soyo) : Terminal de GNL opérationnel depuis 2013, avec une capacité de 5,2 millions de tonnes/an, traite le gaz des champs offshore (saoga.org.za, 2024).
• Cabinda Oil Refinery (Phase 1) : Capacité de 30 000 b/j, opérationnelle depuis 2023, traite le pétrole brut angolais pour le marché local et régional
• Champ pétrolier de Doba au tchad : Opérationnel depuis 2003, exploité par ExxonMobil, produit environ 28 000 b/j, transporté via le pipeline Tchad-Cameroun
• Au Rwanda : KivuWatt (Phase 1) : Centrale à gaz méthane du lac Kivu, opérationnelle depuis 2015, avec une capacité de 26,4 MW.

Projets en cours

• Cap Lopez LNG Project du Gabon : Projet de Perenco, prévu pour 2026, vise une production de 25 000 tonnes/an de GPL et une usine de GNL pour l’exportation. Et Mayumba Gas-to-Power Project : En développement par Perenco, vise à alimenter le sud du pays en électricité à partir du gaz offshore
• Au Congo, le Pipeline Pointe-Noire-Lutété-Maluko-Trecho : Projet piloté par la Compagnie nationale des pétroles du Congo et la russe Zakneftegazstroy-Prometey, construction prévue pour 2025-2027, vise à transporter le pétrole offshore vers le marché intérieur.
• Au Cameroun : le Gazoduc Limbé-Douala en planification, vise à transporter le gaz des champs offshore pour alimenter les industries et centrales électriques, prévu pour 2026-2028 ; l’extension du champ de Logbaba : Projet de Gaz du Cameroun pour augmenter la production de gaz à Douala, en cours depuis 2024.
• Guinée équatoriale : Gas Mega Hub (Phase 2) : Tie-in du champ Aseng à l’usine de Punta Europa, en cours depuis 2024, vise à monétiser les ressources gazière stranded
• Angola : Lobito Refinery : Capacité de 200 000 b/j, construction par Sonangol et China National Chemical Engineering, prévue pour 2025, réduira la dépendance aux importations de carburants
• Tchad : Parc solaire de Djermaya : Projet hybride incluant du gaz pour stabiliser l’approvisionnement, construction en cours, prévu pour 2025, financé par la BAD (36,6 millions d’euros)
• Rwanda : KivuWatt (Phase 2) : Extension de la centrale à gaz méthane du lac Kivu, en cours, vise 100 MW d’ici 2026.

COOPERATION REGIONALE POUR LE DEVELOPPEMENT ENERGETIQUE

• Positionnement du CABEF par son projet CAPS
Le Central African Pipeline System (CAPS), proposé par le CABEF, est un projet de gazoduc et oléoduc de 6 500 km visant à relier 11 pays d’Afrique centrale (Angola, Cameroun, Tchad, Congo, RDC, Guinée équatoriale, Gabon, etc.) d’ici 2030, avec des terminaux GNL, des raffineries et des centrales électriques. De ce fait, La coopération régionale via CAPS réduirait la pauvreté énergétique (580 millions de personnes sans électricité), renforcerait la sécurité énergétique en exploitant 31,3 milliards de barils de réserves, stimulerait l’industrialisation par l’alimentation des industries minières, créerait des emplois, réduirait les coûts de transport de carburant de 60 % et favoriserait le commerce intra-africain.

• Bénéfices de la coopération régionale

• Réduction des coûts : Le partage des infrastructures diminue les investissements nécessaires par pays, rendant l’énergie plus abordable
• Industrialisation durable : Une énergie fiable attire les industries et favorise la transformation locale des ressources, comme le manganèse au Gabon ou le cobalt en RDC.
• Réduction de la pauvreté énergétique : Fournit un accès accru à l’électricité pour des millions de personnes en partageant les ressources pétrolières et gazières régionales.
• Sécurité énergétique renforcée : Optimise l’utilisation des réserves d’hydrocarbures pour réduire la dépendance aux importations de carburants.
• Création d’emplois : Génère des opportunités d’emploi via la construction et l’exploitation d’infrastructures énergétiques.
• Commerce intra-africain accru : Favorise les échanges énergétiques entre pays producteurs et non-producteurs.
• Attraction d’investissements : Encourage les financements pour développer des infrastructures énergétiques et industrielles.
• Intégration des énergies renouvelables : Facilite le partage de technologies et de financements pour diversifier le mix énergétique.
• Stabilité régionale : Renforce la coopération économique, réduisant les tensions liées aux ressources.
• Amélioration des infrastructures : Développe des réseaux interconnectés pour une distribution efficace de l’énergie.

Pour Les pays producteurs : La coopération régionale en Afrique centrale dans le cadre des hydrocarbures, de l’énergie et de l’industrialisation offre aux pays producteurs comme l’Angola, le Gabon, le Cameroun, la Guinée équatoriale, le Congo et le Tchad une opportunité de maximiser la valeur de leurs ressources (31,3 milliards de barils de pétrole et vastes réserves de gaz). En partageant les infrastructures, comme les gazoducs et les raffineries, ces pays réduisent les coûts de transport de 60 % et valorisent localement leurs hydrocarbures, stimulant des industries comme la pétrochimie et la transformation. La coopération attire des investissements étrangers, renforce la sécurité énergétique via des réseaux interconnectés tel que le Pool Énergétique de l’Afrique Centrale (PEAC), et favorise les exportations énergétiques vers les pays voisins, augmentant les revenus et l’emploi tout en soutenant une industrialisation durable.

Pour les pays non-producteurs : Pour les pays non-producteurs comme le Burundi, la République centrafricaine, le Rwanda et São Tomé-et-Príncipe, la coopération régionale permet d’accéder à une énergie abordable et stable, essentielle pour réduire la pauvreté énergétique (580 millions de personnes sans électricité). L’interconnexion des réseaux et le partage des ressources pétrolières et gazières des pays producteurs réduisent la dépendance aux importations coûteuses ; Cela soutient l’industrialisation locale, notamment dans l’agroalimentaire et les petites industries, tout en favorisant la création d’emplois et l’accès à des technologies énergétiques via des financements régionaux ; la coopération renforce également la stabilité économique en intégrant ces pays dans un marché énergétique régional.

CONCLUSION

L’Afrique centrale, riche en hydrocarbures et en potentiel énergétique, fait face à des défis structurels majeurs, tels que des infrastructures obsolètes, une faible électrification inégalement répartie et des réseaux de transport quasi inexistants. Cependant, les projets d’hydrocarbures, comme la centrale à gaz d’Owendo au Gabon (120 MW), Kribi au Cameroun (216 MW), ou le terminal GNL de Punta Europa en Guinée équatoriale, illustrent le rôle clé du gaz et du pétrole pour combler les déficits énergétiques et soutenir l’industrialisation, notamment dans les secteurs miniers et manufacturiers. La coopération régionale, via des initiatives comme le Pool Énergétique de l’Afrique Centrale (PEAC) et le Central African Pipeline System (CAPS), offre une opportunité unique de partager les ressources, réduire les coûts de transport de 60 %, attirer des investissements et promouvoir une énergie abordable pour les 580 millions de personnes sans accès à l’électricité. En combinant l’exploitation stratégique des hydrocarbures avec une transition vers les énergies renouvelables, soutenue par des financements comme ceux de la Banque Africaine de Développement, l’Afrique centrale peut transformer ses défis en moteurs de développement économique inclusif et durable, renforçant l’intégration régionale et la stabilité pour un avenir énergétique prospère.

L’équipe du CABEF