Depuis des décennies, le discours autour du pouvoir en République Démocratique du Congo se concentre sur un seul mot : Inga. Le complexe du barrage Grand Inga, avec son potentiel théorique de 40 000 mégawatts, a longtemps été présenté comme la solution au déficit électrique écrasant du pays. Mais les chiffres racontent une histoire différente. Avec un taux d’électrification national de seulement 21,5 %, environ 77 millions de Congolais vivent sans électricité. La société d’État, SNEL, ne fournit que 2 100 mégawatts contre une capacité installée de 2 800 mégawatts. L’écart entre aspiration et réalité est désormais trop large pour que l’optimisme des méga-projets puisse le combler. La véritable opportunité ne se trouve plus à l’embouchure du fleuve Congo, mais dans les provinces, les villes secondaires et les mini-réseaux qui passent désormais du pilote à la mise en œuvre.
Pourquoi la stratégie réseau seulement n’est-elle plus la narration dominante ?
L’arithmétique de l’électrification centralisée en RDC est édifiante. La Banque mondiale estime que fournir l’électricité aux seules capitales provinciales par un mélange de centrales hydroélectriques de taille moyenne et de panneaux solaires nécessiterait environ 10,5 milliards de dollars en dépenses d’investissement. Les systèmes solaires domestiques pour le reste ajouteraient encore 3,3 milliards de dollars. À ce rythme de déploiement, 84 millions de Congolais pourraient encore être sans électricité d’ici 2030. Ces chiffres révèlent une dure vérité : le réseau électrique national du Congo, dans sa forme actuelle, ne peut pas combler rapidement ni à moindre coût l’écart d’accès.
La géographie renforce l’argument économique en faveur de la production d’énergie locale décentralisée. La RDC s’étend sur 2,3 millions de kilomètres carrés à travers 26 provinces, dont beaucoup se trouvent à des centaines de kilomètres des infrastructures de transmission existantes. Les données de cartographie de la Banque mondiale montrent des villes comme Buta, Bondo et Watsa situées entre 685 et 853 kilomètres de la connexion réseau la plus proche. Pourtant, ces villes sont à moins de 20 kilomètres des sites hydroélectriques mesurés. Lorsque le coût de l’extension de la transmission dépasse le coût de la production décentralisée, la logique de marché change. Et elle est en train de changer maintenant.
L’histoire de la demande productive est tout aussi révélatrice. Les exploitants miniers en RDC rapportent une demande en électricité non satisfaite dépassant 1 500 mégawatts. Cela a contraint plusieurs entreprises à importer de l’électricité des pays voisins, comme la Zambie, la Tanzanie et la République du Congo. Les industries minières fonctionnent apparemment à seulement 20 % de leur capacité en raison des pénuries d’électricité.
À quoi ressemble le changement de politique en faveur de l’énergie distribuée sur papier ?
Kinshasa a agi ces 18 derniers mois pour aligner la réglementation sur la réalité du terrain. En février 2025, le gouvernement a révisé la loi sur l’électricité pour intégrer les mini-réseaux, les énergies renouvelables et la participation du secteur privé dans un cadre unique et simplifié. Sous le régime précédent, un opérateur de mini-réseau devait obtenir trois permis séparés, dont un pour la génération, un pour la distribution et un pour la commercialisation. La loi révisée regroupe cela en un seul titre. En janvier 2026, Congo Reliable Energie Seko est devenu le premier opérateur à bénéficier d’un permis unifié pour une centrale hydroélectrique de 1,9 mégawatt au Sud-Kivu. Le projet sera progressivement étendu à 5 mégawatts et servira 12 000 ménages.
En juin 2026, le Conseil des ministres a approuvé une Politique nationale de l’énergie révisée qui a validé une feuille de route et un plan d’action prioritaire s’étendant de 2025 à 2030. La politique s’aligne avec le Pacte National de l’Énergie de la RDC dans le cadre de l’initiative Mission 300 à l’échelle de l’Afrique. Ce plan vise à faire passer l’électrification de 21,5 % à 62 % d’ici 2030 en connectant environ 60 millions de personnes. Le Pacte s’engage à mobiliser 17 milliards de dollars en fonds publics et vise à mobiliser 20 milliards de dollars de capital privé pour augmenter la capacité installée de 3 067 MW à 13 576 MW d’ici 2030. De manière critique, la politique promeut explicitement les solutions énergétiques décentralisées et alternatives comme complémentaires à l’expansion du réseau.
Peut-être plus significatif encore, le gouvernement a commandé un exercice de cartographie identifiant environ 1 052 sites hydroélectriques potentiels dans les 26 provinces. Il ne s’agit pas d’un exercice académique. C’est un outil de prospection, conçu pour associer des sites à des développeurs et pour montrer aux financeurs internationaux que le pipeline de projets bancables s’étend bien au-delà d’Inga.
Où le marché investissable émerge-t-il actuellement ?
L’écosystème des mini-réseaux et des solutions hors réseau en RDC est en transition, passant d’un financement de développement à un pipeline commercial. Le programme Scaling Mini-Grid DRC de la Corporation Financière Internationale cible plus de 1,5 million de foyers, d’entreprises, d’écoles et de cliniques. Un objectif de 400 millions de dollars est attendu en financement privé pour les 180 mégawatts de capacité prévue dans la région de Mbuji-Mayi/Kananga.
L’Autorité de Régulation du Secteur Électrique et d’autres agences gouvernementales ont présenté 634 millions de dollars de programmes combinés « Bottom-Up » et « Top-Down » aux investisseurs. Ce plan cible 121 villes. L’élément « Bottom-Up » se concentre sur les mini-réseaux dirigés par le secteur privé dans des zones non desservies, tandis que l’élément « Top-Down » implique des partenariats public-privé pour l’extension et la densification du réseau dans des établissements disposant déjà d’infrastructures existantes mais insuffisantes.
Les méga-réseaux commerciaux montrent déjà leur viabilité. Nuru, soutenu par MIGA, ajoutera jusqu’à 15 mégawatts de capacité de méga-réseau avec un pipeline futur de 39 mégawatts. Le projet promet de connecter jusqu’à 5 millions de personnes, mais le réseau actuel ne connecte que 28 000 foyers et entreprises. Les combats autour de Goma et dans d’autres régions orientales ont entraîné une forte baisse des achats d’électricité, ce qui pourrait entraver l’expansion. L’électrification rurale reste en deçà de 2 %, ce qui, par tous les critères, est une statistique frappante, mais aussi un signal de marché. Dans un pays où 77 millions de personnes manquent d’électricité, l’avantage du premier entrant dans des juridictions éprouvées est substantiel.
Les autorisations du secteur privé s’accélèrent également. Depuis 2020, le régulateur a approuvé 37 nouveaux projets du secteur privé représentant 4 125 mégawatts de capacité potentielle. Notamment, beaucoup de ces autorisations sont photovoltaïques, axées sur les systèmes hors réseau et de mini-réseaux. Le développement solaire s’étend grâce à des partenariats entre entreprises de télécommunications, fournisseurs de systèmes solaires domestiques et institutions de financement du développement. Le résultat est un écosystème décentralisé qui ne dépend pas des infrastructures de transmission.
Que devraient surveiller de près investisseurs et opérateurs ?
Les opportunités les plus immédiates se situent à l’intersection de la génération et des services. La génération décentralisée, telle que le solaire, l’hydroélectricité de petite taille et les systèmes hybrides, représente le point d’entrée évident. Cependant, le soutien opérationnel est là où les marges pourraient s’avérer les plus durables. Le stockage d’énergie, les contrats EPC et d’exploitation & maintenance (OM), la mesure intelligente et les logiciels d’assurance de revenus sont des couches de service qui évoluent avec la capacité installée, quel que soit le propriétaire de l’actif.
Les solutions d’énergie captive autour des mines, des clusters de transformation agroalimentaire et des villes secondaires représentent un créneau distinct. La demande minière seule dépasse 1 500 mégawatts de besoins non satisfaits. Lorsque CrossBoundary Energy a obtenu l’approbation réglementaire pour une centrale solaire de 233 mégawatts avec stockage par batteries pour alimenter le complexe minier de Kamoa-Kakula dans la province de Lualaba en février 2026, cela a validé un modèle que d’autres peuvent reproduire. Le modèle doit avoir des acheteurs ancrés avec des revenus en devises, des contrats d’achat d’électricité à long terme et un environnement réglementaire qui permet la génération privée et la commercialisation sous un seul permis.
La préparation de projet elle-même devient un marché de services. Avec 1 052 sites hydroélectriques cartographiés mais non développés, le pipeline d’études de faisabilité préliminaire, de licences, de conception tarifaire et de travail d’agrégation de la demande est en expansion. L’architecture de réduction des risques, qui inclut désormais des institutions telles que la CFI, la Banque mondiale et les garanties MIGA, est déjà utilisée pour attirer des développeurs privés. Cela a contribué à réduire la prime de risque qui a maintenu le capital en attente.
Inga 3 reste stratégiquement important. Le programme de développement multi-phases d’un milliard de dollars de la Banque mondiale, approuvé en juin 2025, finira par fournir entre 2 et 11 gigawatts d’énergie propre de base. Mais la préparation et la construction prendront la meilleure partie d’une décennie, et le projet coûtera plus de 10 milliards de dollars. Pour les investisseurs cherchant des opportunités déployables dans le secteur de l’électricité de la RDC aujourd’hui, le calendrier et l’intensité en capital d’Inga ne correspondent pas à la réalité du marché. L’histoire investissable est provinciale, décentralisée et déjà en cours. Le cadre réglementaire se simplifie, la carte des sites existe et les structures de capital se forment. Ce qui reste, c’est l’exécution, et c’est là que les retours seront réalisés.
