Sénégal — Des politiques perdus dans le noir

Coupures d’électricité : ils naviguent à la bougie en cherchant l’interrupteur

Aboubakr Bengelloun — octobre 2026

Les coupures de septembre 2026 nous confirment, si besoin en était, que la crise énergétique ne se réglera ni par des slogans ni par des mesures d’urgence. Au regard de la vétusté du matériel de la Senelec, une seule issue s’impose : des personnes compétentes, des données et une vraie planification.

Dakar vit de nouveau au rythme des coupures : des délestages en pleine canicule, des coupures programmées pour travaux. Derrière ces coupures se cache toujours le même problème : une électricité produite cher, avec un parc à bout de souffle. Ce texte en détaille les causes, leur coût pour l’État et les ménages, et les choix techniques qui permettraient d’en sortir.

I. Un parc à bout de souffle

La Senelec produit encore l’essentiel de son électricité avec du fioul lourd et du diesel importés. Son parc repose sur trois piliers :

 Ses centrales historiques (Bel-Air, Cap des Biches, Kahone) : certaines unités tournent depuis des décennies. Elles tombent souvent en panne et brûlent plus de combustible par kWh qu’une centrale moderne.

 Les producteurs privés (Kounoune, Tobène, ContourGlobal, la centrale flottante de Karpowership) : la Senelec leur achète le courant par des contrats de long terme indexés sur le dollar, et certains lui imposent de payer la capacité, même quand la centrale ne tourne pas.

 Les renouvelables et l’hydroélectricité (éolien de Taïba Ndiaye, parcs solaires, barrage de Manantali via l’OMVS) : en 2024, elles représentaient environ 29 % de la puissance installée, mais seulement 19 % de l’électricité produite, dont près de 9 % pour l’hydroélectricité. Elles ne couvrent pas la pointe du soir.

Le réseau ne vaut pas mieux. En 2023, il perdait 16,4 % de l’énergie produite, entre pertes techniques (câbles et transformateurs vétustes) et pertes commerciales (fraude, erreurs de comptage). La trajectoire officielle vise 11,8 % en 2026 et 10,8 % en 2030. Chaque point de perte se paie en milliards de FCFA.

Les explosions de transformateurs en pleine canicule ne doivent rien au hasard. Des postes saturés et des câbles anciens cèdent dès que la demande grimpe. Les coupures programmées de septembre le confirment : la Senelec répare dans l’urgence un réseau qu’il fallait renforcer avant la saison chaude.

Les 6 et 7 septembre, l’arrêt de la seule centrale de Cap des Biches a retiré environ 240 MW du réseau, sur fond de difficultés d’approvisionnement en gasoil. Le directeur général de la Senelec, Pape Toby

Gaye, l’a reconnu lui-même : pannes sur des équipements majeurs, difficultés d’acheminement du combustible, finances « extrêmement limitées ».

II. Pourquoi le kWh sénégalais coûte si cher

Produire un kWh coûte environ 116 FCFA à la Senelec (2025). Le programme Gas-to-Power promet de ramener ce coût à 76 FCFA. Ce coût élevé tient à quatre causes :

 La dépendance au pétrole : plus de la moitié des charges de la Senelec suivent le baril et le dollar, et chaque tension au Moyen-Orient arrive sur la facture ;

Des machines usées : chaque panne oblige à acheter en urgence une électricité plus chère ;

Des locations d’urgence devenues durables : la centrale flottante devait être temporaire et entretient la dépendance au fioul ;

          Les pertes du réseau : les abonnés paient aussi l’énergie perdue.

Les entreprises en paient le prix. Le tarif industriel moyen est d’environ 92 FCFA/kWh au Sénégal, contre 72 FCFA en Côte d’Ivoire et 60 FCFA au Maroc (Financial Afrik, août 2025). Un industriel sénégalais paie donc environ 25 % de plus qu’un Ivoirien et 50 % de plus qu’un Marocain. C’est de fait un handicap direct pour attirer les usines et les emplois.

La Côte d’Ivoire prouve qu’un pays de la zone franc, avec du gaz offshore, peut produire une électricité bon marché. Une condition s’impose : que le gaz serve d’abord le marché national. C’est le modèle Gas-to-Power que le Sénégal tente de copier, avec trente ans de retard.

Or ce modèle reste une promesse. La centrale West African Energy du Cap des Biches (366 MW, 283 milliards FCFA), près d’un quart des capacités nationales, devait passer au gaz en août 2026. Le 21 septembre, le directeur général de la Senelec confirmait qu’elle tournait toujours au gasoil. Même la solution prévue n’était que transitoire : du gaz naturel liquéfié importé, acheminé par camionsciternes depuis Sendou puis regazéifié sur place.

Le vrai réseau gazier national reste en chantier. La première canalisation du segment Nord (85 km) n’a été posée que le 10 septembre 2026, et le terminal gazier du Môle 8, au port de Dakar, ne doit alimenter les centrales de Cap des Biches et de Hann qu’à partir de 2027. On a construit des centrales prêtes pour le gaz avant les tuyaux pour l’y amener.

Ce retard a un prix

Le coût contractuel du GNL livré à la centrale n’étant pas public, aucun chiffre précis n’est possible. Il faut distinguer trois situations : le gasoil, le GNL importé de transition et le gaz national acheminé par pipeline. Une simulation sur le seul coût du combustible montre pourtant que même un GNL importé entre 8 et 25 dollars par MMBtu reste nettement moins cher que le gasoil. À 240 MW et 70 % d’utilisation, l’écart est de l’ordre de 10 à 20 milliards FCFA par mois selon le prix du GNL et les rendements retenus, soit 60 à 120 milliards sur six mois. Le gaz national ferait mieux encore.

La question n’est donc pas d’avoir du gaz, mais de savoir où il va et quand il arrive. Quelle part du gaz de GTA et de Yakaar-Teranga est réservée aux centrales sénégalaises, et à quel prix ?

III. 790 milliards de subventions pour masquer le problème

La loi de finances rectificative de septembre 2026 porte les subventions à l’énergie à 790,3 milliards FCFA. Le budget initial en prévoyait 250. C’est environ 3,5 % du PIB, financé notamment en réduisant l’investissement (Dakaractu, septembre 2026).

Cette enveloppe annuelle ne concerne pas que la Senelec. Le consommateur ne reçoit rien directement : il paie un prix réduit, et l’État rembourse la différence aux entreprises.

 Électricité : le régulateur (CRSE) fixe le revenu autorisé de la Senelec. L’État impose des tarifs plus bas, par exemple 82 FCFA/kWh pour la première tranche domestique (136,49 et 159,36 FCFA pour les suivantes), puis verse l’écart à la Senelec. Ces paiements arrivent souvent en retard et s’accumulent en arriérés, ce qui étrangle sa trésorerie.

 Carburants et gaz butane : l’État fixe les prix à la pompe. Depuis le 15 août 2026, le gasoil est vendu 755 FCFA le litre, alors que le gouvernement estime son coût réel à 1 044 FCFA. L’État rembourse la différence à la SAR et aux distributeurs et renonce à une partie des taxes.

Le ciblage des subventions (recommandations du FMI)

Depuis plusieurs années, le FMI recommande de réduire ces subventions généralisées, qui profitent aussi aux plus aisés et explosent quand le baril flambe. Le gouvernement annonce une aide ciblée sur les ménages vulnérables, le transport collectif et les activités essentielles, appuyée sur le Registre national unique (RNU).

Il faut nommer le vrai enjeu. Réduire la subvention n’asphyxie pas la Senelec : elle transfère la charge des finances publiques vers les factures des ménages et des classes moyennes. Subventionner sans réformer, c’est payer chaque année plus cher pour un service qui ne s’améliore pas.

Face à l’urgence, l’État a injecté 165,5 milliards FCFA en mai 2026 dans le Fonds de soutien au secteur de l’énergie (FSE) pour sécuriser l’achat de combustible de la Senelec. Ces sommes paient le carburant du jour : elles ne remplacent ni une centrale ni un transformateur, et ne règlent ni le déficit de production ni la vétusté du réseau.

IV. Gouverner par la compétence

Les slogans ne remplaceront pas des groupes usés, et les rallonges budgétaires pour acheter du carburant non plus. Il faut changer de méthode :

1. Nommer la direction de la Senelec sur appel à candidatures, avec un contrat de performance public : disponibilité des centrales, niveau des pertes, coût du kWh.
2. Planifier sérieusement, avec un plan directeur et une marge de réserve suffisante avant chaque saison chaude, plutôt que des délestages découverts en septembre.
3. Prévenir plutôt que réparer, en renouvelant transformateurs et lignes par un programme pluriannuel financé.
4. Auditer publiquement les contrats des producteurs privés, de Karpowership et du partage du gaz, avec des ingénieurs, des économistes de l’énergie et des juristes capables de les renégocier face aux multinationales. La méthode a fait ses preuves : selon la Primature, la renégociation des contrats d’électrification rurale AEE Power et Sagemcom a permis 11,588 milliards FCFA d’économies et l’électrification de 534 localités supplémentaires.
5. Renforcer le régulateur (CRSE) et publier chaque mois des indicateurs clairs, accessibles à tous les citoyens.

La compétence est indispensable, mais elle ne suffit pas seule. Sans financement stable et sans indépendance réelle face au pouvoir politique, même les meilleurs ingénieurs ne font que gérer la pénurie.

V. L’énergie solaire : décider sur données, pas sur slogans

Le Sénégal a le soleil, l’espace et de l’eau. Il lui manque une planification qui choisisse la bonne technologie au bon endroit.

Le solaire thermodynamique (CSP), comment ça marche ?

CSP est l’abréviation anglaise de Concentrated Solar Power, en français « solaire thermodynamique à concentration ». Des miroirs concentrent le rayonnement solaire, et cette chaleur chauffe généralement un fluide caloporteur. Cette énergie thermique permet ensuite de produire de la vapeur qui entraîne une turbine couplée à un alternateur, exactement comme dans une centrale thermique conventionnelle, mais sans brûler nécessairement de combustible.

☀ Soleil → 🪞 miroirs → 🔥 chaleur → ♨ fluide caloporteur → vapeur → turbine → ⚡ alternateur →

réseau électrique

1. Concentrer. Des milliers de miroirs suivent la course du soleil et concentrent ses rayons sur un récepteur, comme une loupe.
2. Chauffer. Un fluide « caloporteur », qui transporte la chaleur, circule dans le récepteur. Dans les centrales à miroirs en gouttière, c’est une huile thermique de synthèse qui monte à environ 390 °C. Dans les centrales à tour, ce sont directement des sels fondus, jusqu’à 565 °C.
3. Stocker. La chaleur est gardée dans des sels fondus : un mélange d’environ 60 % de nitrate de sodium et 40 % de nitrate de potassium, des sels utilisés aussi comme engrais. Ce « sel solaire » reste liquide entre environ 240 °C et 600 °C. Il passe d’un réservoir « froid » (vers 290 °C) à un réservoir « chaud » bien isolé (jusqu’à 565 °C), qui conserve la chaleur 10 à 15 heures. C’est la durée d’une nuit au Sénégal, entre le coucher et le lever du soleil : précisément le moment où les panneaux photovoltaïques ne produisent plus rien.
4. Produire. La chaleur fait bouillir de l’eau. La vapeur fait tourner une turbine reliée à un alternateur, qui produit l’électricité. Le soir, la centrale puise dans son réservoir et continue de produire.

Le Sénégal produit du sel, à Kaolack et au lac Rose. Mais c’est du sel de cuisine (chlorure de sodium), qui ne convient pas : les centrales utilisent des nitrates, fabriqués par l’industrie des engrais. Le pays dispose d’une industrie chimique et des engrais : une filière locale de nitrates mérite d’être étudiée.

La production d’électricité par turbine à vapeur est la plus ancienne et la plus éprouvée : c’est celle des centrales thermiques que les techniciens sénégalais exploitent déjà. Une centrale CSP demande en revanche un entretien régulier, comme le nettoyage des miroirs, le réglage du suivi du soleil et le maintien des sels au chaud. Ce sont autant d’emplois qualifiés à créer sur place.

Il existe deux grandes familles : les centrales à miroirs cylindro-paraboliques, de longues rangées de miroirs en forme de gouttière, et les centrales à tour, où un champ de miroirs plats renvoie la lumière vers le sommet d’une tour. Le photovoltaïque (PV) fonctionne autrement : ses panneaux transforment directement la lumière en électricité, sans chaleur ni turbine, mais ne stockent rien sans batteries.

Deux centrales à tour avec stockage en sels fondus : à gauche, Noor III à Ouarzazate (Maroc, 150 MW, environ 7 heures de stockage) pendant sa construction ; à droite, Cerro Dominador dans le désert d’Atacama (Chili, 110 MW, environ 17 heures de stockage). Implantées dans des zones arides et très ensoleillées, elles sont proches de ce qui pourrait être envisagé à Matam et Podor.

Photovoltaïque et thermodynamique : un faux débat

Comparer le prix moyen du kWh photovoltaïque à celui du CSP, comme on le fait souvent, est trompeur. L’IRENA donne pour 2024 environ 0,043 dollar pour le photovoltaïque et 0,092 dollar pour le CSP (IRENA, 2025). Mais le premier est un kWh de plein jour, le second un kWh disponible à la demande, y compris la nuit.

Pour couvrir la pointe du soir, le photovoltaïque doit être couplé à des batteries, ce qui alourdit nettement son coût et impose de les remplacer tous les 10 à 15 ans. Le CSP, lui, stocke la chaleur dans des sels fondus pendant 10 à 15 heures et produit après le coucher du soleil, au moment précis où Dakar manque de puissance. Pour une production de nuit sur de longues heures, il soutient la comparaison, et il reste deux fois moins cher que le fioul de la Senelec (environ 55 FCFA contre 116 FCFA le kWh).

Le modèle le plus pertinent est l’hybride, comme à Noor Midelt au Maroc ou au parc Mohammed bin Rashid à Dubaï : le photovoltaïque le jour, le CSP avec stockage le soir et la nuit.

Des atouts que le prix du kWh du CSP ne mesure pas

Pas de métaux critiques : les sels fondus sont abondants et peu toxiques, contrairement au lithium et au cobalt des batteries, souvent extraits en Afrique.

Une longue durée de vie : une centrale CSP dure 30 à 40 ans. Les batteries se remplacent tous les 10 à 15 ans, et le Sénégal n’a aucune filière de recyclage.

La souveraineté industrielle : panneaux et batteries sont importés de Chine. Une centrale CSP peut être en grande partie construite et entretenue sur place, avec des emplois et des compétences d’ingénieurs.

La stabilité du réseau : sa turbine stabilise la fréquence d’un petit réseau comme celui de la Senelec.

Le dessalement : sa chaleur peut produire de l’eau douce, pour un Dakar qui manque à la fois d’électricité et d’eau.

Les conditions du succès du CSP

Les régions les plus favorables au CSP (en rouge) forment une « ceinture solaire » qui traverse l’Afrique du Nord, le Sahel et le MoyenOrient. Le nord du Sénégal se situe en bordure de cette ceinture : d’où l’importance de mesurer la ressource sur place.

 Mesurer le rayonnement direct : une étude scientifique (Thiam et al., 2017), fondée sur les données satellitaires PVGIS, l’estime à environ 2 015 kWh/m²/an à Podor et 2 110 à Matam, audessus du seuil de rentabilité du CSP. Mais le Global Solar Atlas de la Banque mondiale ne donne qu’environ 1 580 kWh/m²/an pour Podor, soit 27 % de moins. L’écart vient surtout des poussières et des nuages. Des mesures au sol doivent donc couvrir les périodes défavorables, l’harmattan et la saison des pluies, puis être recoupées avec les séries satellitaires. Elles peuvent être menées en parallèle des études du projet, sans le retarder.

 Gérer l’eau : la vallée du fleuve réunit soleil et eau. Le CSP peut y être refroidi par l’eau du fleuve, dans le cadre du partage organisé par l’OMVS et en bonne entente avec l’irrigation. Là où l’eau manque, un refroidissement hybride reste possible.

 Respecter le foncier : une centrale CSP de 100 MW occupe environ 300 hectares. Le relief plat du pays facilite l’implantation, mais ces terres sont agricoles, pastorales ou communales. Les communautés doivent être consultées et bénéficier des projets.

 Protéger la biodiversité : les centrales à tour menacent les oiseaux, un point critique près du parc du Djoudj.

Des pôles solaires régionaux

Plutôt qu’un système centralisé à Dakar, le Sénégal doit bâtir des pôles régionaux : Saint-Louis et Richard-Toll, Touba et Diourbel, Kaolack, Tambacounda. Produire près des lieux de consommation réduit les lignes et les pertes, et une panne à Dakar n’éteint plus tout le pays.

Ces pôles doivent rester reliés au réseau national. Le CSP n’est rentable qu’à partir de 50 à 100 MW, souvent plus que la demande locale, et une région isolée reste sans secours en cas de panne.

Le CSP peut aussi fournir directement de la chaleur aux industries : le sucre à Richard-Toll, la tomate, le séchage du poisson. Pour les villages éloignés, des mini-réseaux photovoltaïques avec batteries restent la solution la plus simple.

Le Maroc lui-même a ajusté sa trajectoire à partir de ses résultats. Copier ce qui impressionne ailleurs n’est pas une politique ; mesurer, comparer et choisir en est une.

VI. Les priorités pour le Sénégal

Conclusion

La crise de septembre 2026 n’est pas une fatalité. Elle résulte d’un parc vieilli, d’une dépendance au fioul importé, de contrats coûteux et d’une planification défaillante.

Le Sénégal a le gaz, le soleil et l’espace. Il lui manque une planification qui choisisse la bonne technologie au bon endroit, avec des règles claires et des personnes compétentes pour l’appliquer.

Choisir une technologie pour ses coûts, son impact environnemental et la souveraineté qu’elle apporte, et non sur un slogan : c’est à cette condition que la lumière reviendra durablement.

Sources

Financial Afrik – Senelec : silence, on ne réforme plus (août 2025)

Le Soleil – Le coût du kWh à 76,18 FCFA, c‘est possible (août 2025)

Senego – Centrale de Cap des Biches : 283 milliards FCFA pour 366 MW (juillet 2026)

Dakaractu – Les subventions prévues dépassent 790 milliards FCFA (septembre 2026)

Leral – 790,3 milliards FCFA de subventions

Dakaractu – Coupures d‘électricité : la CCR demande des explications (22 septembre 2026)

IRENA – Renewable Power Generation Costs in 2024

Senelec – Rapport annuel 2024

Ministère de l‘Énergie – Visite de West African Energy et des installations d‘Elton (juillet 2026)

Ministère de l‘Énergie – Pose de la première canalisation du segment Nord du RGS (septembre 2026)

Seneweb – Coupures d‘électricité à Dakar : la Senelec s‘explique (septembre 2026)

Senego – La Senelec annonce un retour à la normale (septembre 2026)

Exclusif.net – Retour des coupures : ce qui se passe réellement dans le secteur

Senego – Senelec : l‘État mobilise 165,5 milliards FCFA face à la flambée des hydrocarbures (mai 2026)

Global Solar Atlas (Banque mondiale, Solargis)

Thiam A., Mbow C., Faye M., Stouffs P., Azilinon D. (2017), Assessment of Hybrid Concentrated Solar Power–Biomass Plant Generation Potential in Sahel: Case Study ofSenegal, Natural Resources, vol. 8, n° 8

Primature du Sénégal, « Renégociation des conventions et contrats stratégiques : des milliards de gain et d’économie pour le Sénégal », point de presse du 12 mars 2026

— Aboubakr Bengelloun — octobre 2026 —