Analyse de la taille et de la part du marché des énergies renouvelables en Éthiopie - Tendances de croissance et prévisions (2026 - 2031)

Tendances et perspectives du marché des énergies renouvelables en Éthiopie

Le Programme national d'électrification 2.0 soutient le mandat d'accès universel

La deuxième phase de la stratégie d'électrification de l'Éthiopie combine extensions du réseau et solutions hors réseau pour atteindre un accès à 100 % d'ici 2030. Le financement de 500 millions USD de la Banque mondiale dans le cadre du projet ADELE soutient l'établissement de 5 millions de nouvelles connexions rurales et donne la priorité au développement de 25 mini-réseaux solaires supplémentaires.^{(1)Personnel de la Banque mondiale, "Access to Distributed Electricity and Lighting in Ethiopia (ADELE)", Groupe de la Banque mondiale, worldbank.org} L'électrification est passée de 44 % à 54 % entre 2024 et 2025, mais 46 % des ménages ruraux sont encore sans électricité, justifiant un modèle hybride combinant 65 % d'approvisionnement par le réseau et 35 % de systèmes distribués.^{(2)Agence de presse éthiopienne, "Electrification Rate Reaches 54%", ena.et} Les réformes institutionnelles intègrent la parité de genre en imposant à Ethiopian Electric Utility de porter l'emploi féminin à 30 % d'ici 2025, une mesure qui devrait élargir le vivier de talents national.

Les afflux de financements verts multilatéraux accélèrent le développement des infrastructures

Les financements concessionnels et mixtes restent essentiels. La Banque africaine de développement s'est engagée à hauteur de 348 millions USD pour l'autoroute électrique Éthiopie-Kenya et de 10 millions USD pour le champ géothermique de Tulu Moye. La Chine a promis 1,7 milliard USD en 2025 pour la fabrication de cellules solaires et le traitement des minéraux, dont 360 millions USD pour l'usine de Hanergy et une installation de cellules de 2 GW prévue par Toyo. Le programme de garanties pour les énergies renouvelables de la Banque mondiale, doté de 200 millions USD, réduit les risques liés à 1 000 MW de projets privés d'énergie éolienne et solaire, tandis que l'adhésion aux BRICS ouvre des lignes de crédit auprès de la Nouvelle Banque de Développement, réduisant la dépendance envers les prêteurs occidentaux.

Les exportations du Pool énergétique d'Afrique orientale créent des flux de revenus régionaux

Depuis son démarrage commercial en 2023, la liaison HVDC Éthiopie-Kenya de 1 045 km a transformé l'hydroélectricité quasi continue en recettes de devises étrangères. Le Kenya a économisé 500 millions USD en important de l'électricité d'Éthiopie plutôt qu'en faisant fonctionner ses centrales thermiques. Des extensions planifiées vers la Tanzanie et l'Ouganda pourraient accroître le surplus exportable de l'Éthiopie de 878 MW en 2025 à 3 430 MW d'ici 2027, en exploitant la complémentarité de la saison des pluies dans le bassin du Nil.

Hausse industrielle et démographique de la demande d'électricité

Les parcs industriels spécialisés dans les textiles, l'agro-industrie et l'exploitation minière génèrent désormais une demande significative, entraînant une augmentation de 30 % en glissement annuel de la consommation nationale d'électricité. L'interdiction par l'Éthiopie en janvier 2024 des importations de véhicules à moteur à combustion interne vise 148 000 véhicules électriques d'ici 2032, nécessitant 2 226 bornes de recharge publiques qui intensifient la croissance de la charge distribuée.

Coûts en capital élevés et financement intérieur limité

Les banques locales proposent rarement des durées de 15 à 20 ans requises par les projets à l'échelle des services publics. Bien que les réformes monétaires de juillet 2024 aient permis aux exportateurs de conserver la moitié de leurs recettes en devises étrangères, les producteurs indépendants d'électricité hésitent encore en raison du risque de convertibilité. Aucun des projets solaires attribués lors de la première enchère éthiopienne n'a atteint la clôture financière, et les 100 milliards USD estimés nécessaires pour atteindre l'objectif de 37 GW en 2037 reposeront largement sur des garanties multilatérales.^{(3)Bureau des affaires étrangères, du Commonwealth et du développement du Royaume-Uni, "Ethiopia Energy Investment Needs", gov.uk}

Goulots d'étranglement du réseau de transport et risque d'écrêtement

L'écrêtement éolien pourrait passer de 0,2 % à 9,8 % à mesure que la pénétration augmente et que les lâchers minimaux d'hydroélectricité pour l'irrigation contraignent la flexibilité. Le réseau a enregistré 49 pannes majeures entre 2013 et 2024, soulignant l'urgence des modernisations du réseau intelligent et des classifications dynamiques des lignes. Le stockage par pompage hydraulique, malgré son fort potentiel technique, reste absent du cadre actuel de politique énergétique.

*Nos prévisions considèrent les impacts des moteurs et des contraintes comme directionnels et non additifs. Les prévisions d'impact reflètent la croissance de référence, les effets de composition et les interactions entre variables.

Analyse des segments

Par technologie : l'hydroélectricité comme ancre, le solaire en plein essor

L'hydroélectricité a fourni 89,35 % de la capacité de production en 2025, soutenue par les 2 350 MW déjà en ligne du GERD et les 2 160 MW de Koysha, prévus pour la mise en service en 2026. Cette domination signifie que l'hydroélectricité contribue à la plus grande partie de la part du marché des énergies renouvelables en Éthiopie à l'heure actuelle, mais sa part diminuera progressivement à mesure que de nouveaux projets solaires à l'échelle du gigawatt seront raccordés. Le TCAC de 87,60 % du solaire de 2026 à 2031 reflète l'enchère IPP de février 2025, les règles progressives des mini-réseaux et la ligne de modules domestiques de TOYO, qui réduit le coût en capital par MW. L'éolien, avec 404 MW installés, connaît un renouveau après qu'AMEA Power a signé un accord d'achat d'électricité de 300 MW en 2024, bien que la congestion du réseau doive se résorber pour réaliser son potentiel en ressources. La géothermie est la couverture de charge de base à long terme : Tulu Moye et Corbetti visent chacun 150 MW, et les premiers puits indiquent des températures de vapeur supérieures à 280 °C permettant des tarifs inférieurs à 0,07 USD/kWh. La bioénergie reste limitée à la centrale de valorisation énergétique des déchets de Reppie de 25 MW, tandis que l'énergie océanique n'est pas pertinente pour l'Éthiopie, pays sans littoral.

Avec le GERD, la part de l'hydroélectricité pourrait encore représenter 58,70 % de la taille du marché des énergies renouvelables en Éthiopie en 2031 ; pourtant, le solaire représentera la hausse absolue la plus forte de la capacité éolienne. La compétitivité de l'éolien dépend d'une dorsale à 400 kV en temps voulu et d'une meilleure liquidité des changes pour les turbines. Le profil intensif en forage de la géothermie implique des ajouts à court terme plus lents mais offre une stabilité critique de la charge de base, réduisant la production diesel en soirée qui dépasse 0,25 USD/kWh. L'évolution du mix souligne une transition intentionnelle vers une production diversifiée pour atténuer le risque de variabilité des précipitations et absorber la hausse des pics du soir liés aux modes de vie urbains.

Note: Les parts de marché de tous les segments individuels sont disponibles à l'achat du rapport

Par utilisateur final : les services publics dominent, le C&I s'éveille

Les services publics représentaient 75,05 % de la capacité en 2025 et devraient croître à un TCAC de 23,30 % d'ici 2031, Ethiopian Electric Power maintenant son rôle d'acheteur unique. Le pouvoir d'achat de ce bloc ancre la quasi-totalité des producteurs indépendants d'électricité actuels, qui signent des contrats d'achat d'électricité de 20 à 25 ans libellés en birr mais indexés sur les devises étrangères, une structure mise à l'épreuve lors de la dévaluation de 115 % en juillet 2024. Les charges commerciales et industrielles (C&I), notamment les centres de données et les exportateurs de textiles, représentent environ 15 % de la demande de 2024, mais disposent d'une auto-production limitée en raison de l'absence de mécanismes de comptage net et de droit de transit. Une fois que la Commission éthiopienne des investissements aura finalisé les directives relatives au solaire et au stockage derrière compteur, le segment C&I pourrait capter une part plus importante du marché des énergies renouvelables en Éthiopie dans les installations de fin de décennie.

Les utilisateurs résidentiels représentent actuellement environ 10 % de la capacité ; la croissance devrait s'accélérer à mesure que les mini-réseaux financés par ADELE connectent 500 000 ménages d'ici 2027, avec des composantes à usage productif telles que la chaîne du froid améliorant l'accessibilité tarifaire. L'environnement politique a commencé à évoluer vers une participation privée à petite échelle, illustrée par le cluster de mini-réseaux de 685 kWc de Green Scene Energy, qui dessert 20 000 habitants ruraux. Dans l'ensemble, les services publics restent le principal facteur de volume à court terme, mais les déploiements dans le secteur C&I et l'électrification rurale diversifieront la demande, réduisant le risque de concentration pour les futurs investisseurs dans le secteur des énergies renouvelables en Éthiopie.

Note: Les parts de marché de tous les segments individuels sont disponibles à l'achat du rapport

Analyse géographique

L'Oromia domine le secteur de la production, représentant 59,40 % de la capacité installée, et accueille les turbines en cascade du GERD et les perspectives géothermiques du plancher du Rift, qui ensemble assurent le leadership de la région sur le marché des énergies renouvelables en Éthiopie. Addis-Abeba, bien qu'alimentée par le réseau depuis les centrales d'Oromia, consomme environ 40 % de l'électricité nationale ; les seuls clusters de centres de données devraient consommer plus de 8 TWh en 2025, stimulant le besoin de solutions locales de gestion des pointes, telles que les toits solaires avec stockage par batteries. La Région des Nations, Nationalités et Peuples du Sud contribue à la cascade Omo-Gibe, ajoutant 2 600 MW d'hydroélectricité qui soutiennent les programmes d'irrigation rurale et les zones agro-industrielles émergentes le long des rives de la rivière Gibe.

La ceinture Tigray-Afar accueille la majeure partie des 404 MW d'installations éoliennes, mais a subi 18 mois d'isolement du réseau de transport lors du conflit de 2020-2022. La restauration de la boucle à 230 kV Alamata-Kombolcha-Legetafo en 2024 a réduit l'écrêtement d'Ashegoda de 30 % à 18 %, mais un soulagement complet attend une mise à niveau à 400 kV prévue dans le cadre de PRIME Phase II. Gambella, Benishangul-Gumuz et les régions Somali enregistrent les taux d'électrification les plus bas à 32 %, ce qui les positionne comme zones cibles pour les mini-réseaux ADELE, dont beaucoup seront des systèmes hybrides solaires et stockage qui contournent les retards dans les dépenses de transport. Les interconnecteurs de Djibouti et du Soudan étendent la pertinence géographique au-delà des frontières de l'Éthiopie, absorbant collectivement 350 MW d'exportations en 2024 et prévus pour atteindre 700 MW d'ici 2027 au fur et à mesure que davantage d'unités du GERD se synchronisent.

Les progrès réalisés sur le lien de 150 MW vers Djibouti ont catalysé des projets de dessalement, tandis que le Soudan achète le surplus hydroélectrique lors de sa saison sèche, permettant à l'Éthiopie de fractionner la production et de stabiliser la fréquence de son réseau intérieur. La stabilité de tension reste le point faible du corridor nord-ouest Gondar-Metema ; l'installation de compensateurs statiques de puissance réactive et d'un condensateur synchrone prévu près de Bahir Dar sont essentiels pour débloquer les futurs projets éoliens en pipeline dans cette région. Collectivement, les contrastes régionaux façonnent les priorités de déploiement, l'allocation des capitaux et les rendements ajustés au risque pour les investisseurs évaluant leur entrée sur le marché des énergies renouvelables en Éthiopie.