A Probabilistic Dual-Track Framework for Least-Cost Electrification in Sub-Saharan Africa
Cette étude introduit un cadre d'architecture énergétique à double voie probabiliste qui, à travers des simulations de Monte Carlo réalisées dans cinq pays d'Afrique subsaharienne, démontre comment la prise en compte de la fiabilité du réseau et des paramètres économiques propres à chaque pays révèle que les solutions renouvelables décentralisées sont souvent plus rentables que l'extension du réseau pour la plupart des ménages, les stratégies d'électrification optimales variant considérablement selon le contexte national et la richesse des établissements.
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Dans les paysages vastes et variés de l'Afrique subsaharienne, la question de savoir comment apporter l'électricité à des millions de personnes est l'un des défis les plus pressants de notre époque. Pendant des décennies, la réponse standard a été d'étendre le réseau électrique central, ce vaste réseau de câbles et de pylônes qui alimente les villes et les industries. Cette approche suppose que si l'on construit les lignes assez loin, tout le monde sera finalement connecté. Cependant, dans les zones rurales où les gens vivent éloignés les uns des autres et où la demande est faible, l'extension de ces lignes devient incroyablement coûteuse, laissant souvent l'infrastructure sous-utilisée et le coût par foyer prohibitif. Parallèlement, un autre ensemble de technologies a mûri : les panneaux solaires, les petites batteries locales et les mini-réseaux qui peuvent alimenter un seul village ou même un seul foyer sans avoir besoin d'une connexion au réseau principal. Le débat a souvent été présenté comme un choix entre ces deux voies : le grand réseau ou le système local et restreint. Mais ce choix binaire ignore une réalité cruciale : la qualité de l'énergie compte tout autant que son prix. Dans de nombreuses parties de la région, le réseau central est peu fiable, souffrant de pannes fréquentes et de fluctuations de tension, tandis qu'un système solaire local peut offrir une énergie stable et continue. Comprendre comment équilibrer ces options nécessite de regarder au-delà de la simple distance et du coût pour considérer la fiabilité de l'approvisionnement et la croissance à long terme des besoins énergétiques.
Une nouvelle étude propose une manière de naviguer dans cette complexité en traitant l'électrification non pas comme une décision unique, mais comme une stratégie à double voie qui adapte la bonne technologie au bon endroit sur la base d'une analyse probabiliste détaillée. Les chercheurs, travaillant avec des données provenant de cinq pays — la Namibie, le Ghana, le Cameroun, le Nigéria et la République démocratique du Congo — ont construit un modèle qui simule l'économie de la connexion des ménages sur toute la durée de vie de l'équipement. Au lieu de comparer le coût d'une seule année d'électricité, ce qui peut être trompeur, ils ont calculé la valeur totale de l'énergie délivrée sur de nombreuses années, en tenant compte de la variation du coût de l'emprunt d'argent d'un pays à l'autre et de la tendance de la consommation énergétique des ménages à croître à mesure que les gens acquièrent plus d'appareils. Crucialement, le modèle ajuste le coût de l'électricité du réseau pour refléter sa fiabilité réelle. Si une connexion au réseau n'est disponible que la moitié du temps, le modèle considère qu'elle est plus coûteuse qu'un système local qui fonctionne en continu, car l'utilisateur doit toujours payer pour une source de secours ou subit une perte de productivité lors des coupures.
Les résultats de cette simulation révèlent un paysage bien plus varié qu'un plan national unique pourrait capturer. Les chercheurs ont fait varier des milliers de scénarios pour chaque pays, en modifiant des facteurs tels que le coût de construction des lignes électriques, le nombre de foyers dans un village et la fiabilité du réseau local. Ils ont découvert que la distance à laquelle il est pertinent d'étendre le réseau principal plutôt que de construire un système solaire local change radicalement selon le pays. En Namibie, où le réseau est relativement fiable, il est économiquement efficace d'étendre les lignes électriques principales vers les villages jusqu'à environ 15 kilomètres. En revanche, dans la République démocratique du Congo et au Nigéria, où les pannes de réseau sont fréquentes et le coût d'un approvisionnement fiable est élevé, le modèle suggère que les systèmes solaires locaux sont le meilleur choix, même pour les villages situés juste à côté des lignes de courant principales. Dans la RDC, la distance de « point mort » — le point où le réseau devient moins cher qu'un système local — est effectivement de zéro, ce qui signifie que les solutions décentralisées sont l'option la plus rentable presque partout. Au Nigéria, cette distance n'est que d'environ un kilomètre.
Cette conclusion remet en question la vision traditionnelle selon laquelle l'extension du réseau est toujours l'objectif ultime. L'étude montre que dans les pays dotés de réseaux faibles, la décision de construire une nouvelle ligne ne dépend pas seulement de la distance du village, mais aussi de la manière dont le réseau existant fonctionne réellement. Si le réseau est peu fiable, l'étendre plus loin ne fait que propager l'inefficacité. Les chercheurs ont également examiné ce qui se passe lorsque les villages possèdent des « charges d'ancrage », telles que de petites entreprises ou des fermes qui consomment beaucoup d'électricité. Ils ont découvert que l'ajout de ce type de demande productive et lourde peut considérablement prolonger la distance où le réseau est pertinent, mais seulement si le réseau est déjà fiable. En Namibie, l'ajout d'une charge productive à une connexion domestique a poussé la distance de réseau viable de 14 kilomètres à plus de 40 kilomètres. Cependant, dans la RDC, même avec une demande élevée, le réseau restait l'option la moins attractive car l'instabilité sous-jacente rendait le coût trop élevé. Cela confirme que l'approche à double voie ne consiste pas seulement à diviser la carte en deux moitiés, mais à créer un système flexible où les utilisateurs industriels et à forte demande sont servis par le réseau, tandis que les ménages dispersés et à faible demande dans les zones peu fiables sont servis par des systèmes renouvelables locaux.
Pour tester la validité de ce cadre dans le monde réel, les chercheurs ont appliqué leur modèle à 2 500 établissements réels à travers les cinq pays, en utilisant des données réelles sur la localisation des villages, les distances aux lignes électriques existantes et la richesse relative. Les résultats ont brossé un tableau clair de l'inégalité et des opportunités. En Namibie, près de 95 % des établissements ont été classés comme « priorité réseau », ce qui signifie que le réseau principal est la meilleure solution pour eux. En RDC, près de 99 % des établissements sont tombés dans la catégorie « décentralisé uniquement », suggérant que les systèmes solaires locaux sont la seule voie viable pour la grande majorité de la population. Au Nigéria et au Cameroun, la majorité des villages étaient également mieux servis par des systèmes décentralisés, avec seulement une petite fraction bénéficiant de l'extension du réseau. Curieusement, l'étude a révélé que les villages classés comme nécessitant des solutions décentralisées avaient systématiquement une richesse relative plus faible que ceux prioritaires pour le réseau, soulignant que les communautés ayant le plus besoin d'électricité sont souvent celles où le réseau est le moins susceptible d'être la solution la plus efficace.
L'étude ne prétend pas avoir résolu le problème de l'électrification pour l'ensemble du continent, et elle n'offre pas de carte finale et fixe indiquant où chaque fil doit passer. Les chiffres fournis sont basés sur une démonstration utilisant des fourchettes de coûts et de fiabilité publiées, destinées à montrer comment le cadre fonctionne plutôt qu'à servir de prévision précise pour un pays donné. Les auteurs soulignent que pour que ces résultats deviennent des politiques exploitables, les données sur la fiabilité du réseau et les coûts économiques devraient être mesurées spécifiquement pour chaque nation. Cependant, l'idée centrale est robuste : la meilleure façon d'éclairer l'Afrique n'est pas d'imposer une solution unique à un paysage diversifié, mais d'utiliser une approche probabiliste qui reconnaît l'incertitude et adapte la stratégie aux conditions locales. En traitant le réseau et les systèmes locaux comme des partenaires complémentaires plutôt que comme des concurrents, et en pesant le coût réel de la fiabilité, les planificateurs peuvent éviter de gaspiller de l'argent dans des extensions de réseau coûteuses qui ne parviennent pas à délivrer l'énergie, et se concentrer plutôt sur la création du bon type d'accès à l'énergie pour chaque communauté.
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