Atinkou et Biovéa : la Côte d’Ivoire à l’épreuve de sa transition électrique

Deux inaugurations, deux trajectoires industrielles

En quarante-huit heures, la Côte d’Ivoire a célébré deux infrastructures énergétiques aux profils très différents. Le jeudi 5 novembre 2026, les autorités ont inauguré à Ayébo, près d’Aboisso, Biovéa, une centrale de 46 mégawatts alimentée par des résidus agricoles. Le lendemain, vendredi 6 novembre, le Premier ministre Robert Beugré Mambé a inauguré Atinkou, une installation thermique à cycle combiné de 390 MW située à Taboth, dans le département de Jacqueville. L’une introduit une nouvelle filière dans la production nationale ; l’autre consolide la capacité du pays à répondre à une demande électrique croissante grâce au gaz naturel.

Atinkou représente un investissement d’environ 265 milliards de FCFA. Biovéa a nécessité plus de 150 milliards, selon les chiffres communiqués lors de sa cérémonie. La somme des investissements annoncés dépasse ainsi 415 milliards de FCFA. Les puissances nominales totalisent 436 MW, mais elles ne peuvent pas être considérées comme 436 MW apparus simultanément sur le réseau en novembre : les deux centrales ont suivi des calendriers de construction et d’exploitation différents.

En particulier, Atinkou produisait déjà de l’électricité avant son inauguration officielle. Sa turbine à gaz a été raccordée au réseau en juin 2023 et sa turbine à vapeur en décembre 2025. Selon le ministère de l’Énergie, la centrale a injecté 1 934 GWh en 2025, au-dessus de son engagement contractuel de 1 880 GWh. La cérémonie du 6 novembre consacre donc un actif déjà productif, plutôt qu’un démarrage intégralement nouveau. Cette distinction compte lorsqu’on cherche à mesurer l’accroissement réel de l’offre nationale.

Atinkou : produire davantage avec la même ressource gazière

Atinkou utilise une technologie dite de cycle combiné. Une turbine brûle du gaz naturel pour produire de l’électricité ; la chaleur de ses gaz d’échappement alimente ensuite un circuit vapeur capable de produire de l’électricité supplémentaire. Ce deuxième étage améliore le rendement global du site sans exiger une consommation de gaz proportionnellement équivalente. Les autorités annoncent un rendement supérieur à 55 %, nettement plus élevé que celui de centrales à cycle simple plus anciennes.

L’intérêt industriel est double. À quantité de combustible comparable, le réseau peut recevoir davantage d’énergie. Pour chaque kilowattheure produit, les émissions de dioxyde de carbone sont également plus faibles que dans une installation gazière moins performante. Il ne s’agit toutefois pas d’une énergie décarbonée : Atinkou reste dépendante du gaz, de son approvisionnement, de son prix et des émissions associées à l’extraction et à la combustion du combustible. Les bénéfices environnementaux doivent être rapportés à une technologie de référence précise, et non assimilés à une absence d’émissions.

La centrale est reliée à une infrastructure de transport à 400 kilovolts, un maillon important pour évacuer de fortes puissances vers le réseau interconnecté. Sa production annuelle théorique pourrait atteindre 2 875 GWh selon le ministère, mais cette valeur n’est pas une production déjà constatée. Elle dépendra de la disponibilité technique de l’installation, du gaz livré, de la demande et des modalités d’appel par le gestionnaire du système. Le chiffre réellement annoncé pour 2025 demeure de 1 934 GWh.

Biovéa : transformer les résidus agricoles en électricité

À Ayébo, le principe est différent : la centrale brûle une biomasse provenant de la filière palmier à huile, notamment des plantations de PALMCI et de producteurs locaux. Son intérêt n’est pas seulement énergétique. Elle organise une chaîne logistique reliant collecte des résidus, transport, stockage, combustion et vente de l’électricité au réseau. Dans un pays où l’agriculture représente une part essentielle des activités économiques, cette valorisation ouvre une voie industrielle complémentaire à l’exportation et à la transformation des produits agricoles.

Le ministère évoque la mobilisation à terme d’environ 450 000 tonnes de résidus par an et une injection annuelle attendue de l’ordre de 336 GWh. D’autres déclarations recueillies lors de la cérémonie mentionnent environ 348 GWh et un besoin supérieur à 540 000 tonnes de biomasse. Ces valeurs ne sont pas parfaitement harmonisées dans les communications publiques. Pour l’analyse, 336 GWh et 450 000 tonnes correspondent aux références publiées par le ministère ; ce sont des objectifs d’exploitation, et non une production annuelle déjà réalisée.

La société Biovéa Énergie est détenue par EDF à 40 %, Meridiam à 36 % et Biokala à 24 %, selon la présentation de l’entreprise. Les autorités évoquent des retombées pour quelque 12 000 planteurs et plus de 1 000 emplois directs et indirects pérennes. Ces chiffres représentent des bénéfices attendus de l’organisation de la filière. La manière dont ils se répartiront dépendra des prix versés aux producteurs, de la stabilité des contrats d’approvisionnement, de la qualité des résidus et des coûts de collecte.

La biomasse pose également une question environnementale concrète. Tous les résidus agricoles ne sont pas automatiquement sans usage alternatif : une partie peut servir à maintenir la matière organique des sols ou répondre à d’autres besoins locaux. La durabilité du modèle repose donc sur des prélèvements compatibles avec la santé des plantations, une logistique maîtrisée et le contrôle des émissions liées au transport et à la combustion. L’estimation officielle de 4,5 millions de tonnes de CO₂ évitées sur la durée de vie du projet est une projection, à évaluer selon la méthodologie et le scénario de référence retenus.

Le bilan 2025 : près de trois quarts de l’électricité proviennent du thermique

L’éclairage le plus utile vient des statistiques consolidées de CI-Énergies. En 2025, la puissance installée du parc national atteignait 3 272 MW : 2 215 MW thermiques, 990 MW hydroélectriques et 67 MW solaires. La production brute du réseau interconnecté s’est élevée à 14 720 GWh, dont 10 777 GWh d’origine thermique, 3 840 GWh hydraulique et 103 GWh solaire. Rapportées à la production, ces valeurs représentent environ 73,2 % pour le thermique, 26,1 % pour l’hydraulique et 0,7 % pour le solaire.

Ce bilan révèle une caractéristique fondamentale du système ivoirien : la production reste beaucoup plus carbonée que ne pourrait le laisser penser le seul nombre de nouveaux projets renouvelables annoncés. Le gaz fournit une énergie pilotable, utile le soir, lors des pointes de demande et lorsque l’hydraulicité est défavorable. Il renforce la sécurité d’approvisionnement, mais expose aussi le système à la disponibilité du combustible et aux conditions de ses contrats d’achat.

Le ministère a annoncé, à l’occasion de l’inauguration d’Atinkou, une capacité installée nationale de 3 337 MW. Ce chiffre de novembre 2026 ne doit pas être obtenu en additionnant mécaniquement 390 MW aux 3 272 MW de fin 2025 : Atinkou apparaissait déjà dans le parc et dans les productions de 2025. Les différences entre les totaux publiés reflètent une photographie du parc et de sa comptabilisation à des dates distinctes. Une comparaison exacte des ajouts de capacité nécessite un inventaire unité par unité à date identique.

Source : CI-Énergies, chiffres clés 2025. Pourcentages calculés sur 14 720 GWh de production brute.

L’objectif de 45 % de renouvelables reste un chantier majeur

La stratégie publique fixe à l’horizon 2030 un objectif de 45 % d’énergies renouvelables dans le mix électrique, contre 55 % pour les sources conventionnelles. En comparant cet objectif à la production 2025, où l’hydraulique et le solaire représentaient ensemble 26,8 %, l’écart atteint environ 18 points de pourcentage. Ce rapprochement donne un ordre de grandeur, à condition de conserver la même définition du mix. La part en puissance installée et la part en énergie réellement produite ne sont pas équivalentes.

Le solaire est appelé à jouer un rôle central. La centrale de Boundiali était déjà présente dans le parc ; Ferké Solar, à Sokoro 2, d’une puissance de 52 MWc, a été inaugurée le 3 juillet 2026. En octobre, le ministère a lancé les travaux ou posé les premières pierres d’autres projets : 50 MWc à Katiola, environ 52 MWc à Tongon dans le département de M’Bengué, et 50 MWc à Binguébougou. Ces équipements représentent des projets en phases différentes : lancement d’un chantier et livraison effective ne sauraient être confondus.

Les autorités évoquent un programme de plus de quinze centrales solaires cumulant 1 262 MWc d’ici à 2030. Le chiffre correspond à une ambition de développement, pas à une puissance déjà opérationnelle. Pour qu’elle se traduise en production réelle, il faudra avancer sur les permis, le financement, les raccordements et l’exploitation. Les mégawatts-crête solaires mesurent par ailleurs une puissance maximale dans des conditions standardisées ; ils ne produisent pas vingt-quatre heures sur vingt-quatre.

L’hydroélectricité restera un autre pilier renouvelable, aux côtés de la biomasse. Mais la dépendance à la pluviométrie, les contraintes environnementales et les délais de construction rendent nécessaire une diversification des technologies et des sites. Le futur mix devra donc conjuguer production solaire de journée, capacité pilotable, réseaux renforcés et, selon les besoins, solutions de flexibilité et de stockage.

Une demande soutenue par les ménages, l’industrie et la sous-région

La consommation nationale d’électricité devrait progresser d’environ 6,5 % par an en moyenne entre 2025 et 2030, selon les perspectives sectorielles publiques. Cette hausse traduit l’élargissement de la desserte, l’urbanisation, les usages numériques, la climatisation, les besoins des entreprises et le développement de nouvelles installations industrielles. Produire davantage constitue donc un impératif de capacité, mais aussi de fiabilité et de compétitivité.

Le réseau ivoirien dépasse ses frontières. CI-Énergies recense 798 GWh d’exportations en 2025, soit environ 5,4 % de la production brute nationale de cette année. Les flux déclarés comprennent 338 GWh vers le Burkina Faso, 113 GWh vers le Mali, 37 GWh vers le Liberia, 11 GWh vers le Ghana et 299 GWh sous la catégorie CLSG, correspondant à l’interconnexion Côte d’Ivoire-Liberia-Sierra Leone-Guinée. Il s’agit de flux d’énergie, non de capacités installées à l’étranger.

Ce rôle régional peut offrir des débouchés aux producteurs et contribuer à la stabilité de l’approvisionnement dans les pays voisins. Il crée aussi des obligations de livraison qui doivent rester compatibles avec la sécurité du marché intérieur. Les infrastructures d’interconnexion, la disponibilité des centrales et les modalités de règlement des achats transfrontaliers sont donc déterminantes. La Côte d’Ivoire ne pourra être durablement une plateforme énergétique régionale que si son réseau demeure fiable et si ses projets sont financièrement soutenables.

La véritable épreuve : transporter, distribuer et rendre l’électricité abordable

L’augmentation de la production ne suffit pas à garantir une amélioration immédiate du service. Il faut disposer de lignes et de postes capables de transporter l’électricité, puis de réseaux moyenne et basse tension permettant de l’acheminer jusqu’aux consommateurs. En 2025, CI-Énergies dénombrait 7 819 kilomètres de lignes et câbles de transport, 76 postes de transport et plus de 5,28 millions d’abonnés. Le rendement global du système était affiché à 85 %, ce qui signale l’importance persistante des pertes techniques et commerciales dans l’équilibre économique du secteur.

Le temps moyen de coupure communiqué par CI-Énergies pour 2025 est de 18,6 heures. Cet indicateur fournit une mesure agrégée de la qualité de service ; il ne rend pas compte de toutes les différences territoriales ni de la situation d’une entreprise particulière. Pour les ménages et les industriels, la question demeure celle du nombre de coupures, de leur durée et de la stabilité de la tension. Une centrale supplémentaire n’efface pas les risques de panne sur les lignes, les transformateurs ou les réseaux de quartier.

Cette nécessité de moderniser les réseaux est déjà prise en compte dans le Compact régional pour l’énergie, conclu avec les États-Unis par l’intermédiaire du Millennium Challenge Corporation. Le programme représente 322,5 millions de dollars, dont un don américain de 300 millions et une contrepartie ivoirienne de 22,5 millions, sur cinq ans. Le Sénat a examiné les textes de ratification le 5 novembre 2026, un sujet déjà couvert par Hamaniè. Le projet cible le renforcement des infrastructures, la fiabilité du service et les échanges régionaux. Il s’agit d’un cadre de financement et d’investissements programmés ; ses résultats sur les coupures et la fluidité des échanges restent à concrétiser.

L’accès doit lui aussi être interprété avec précision. Les autorités ont annoncé plus de 99 % d’accès à l’électricité en 2026. Dans les tableaux sectoriels, le taux d’accès de la population, le taux de couverture des localités et le taux de desserte effective des ménages correspondent pourtant à des indicateurs différents. En 2024, les statistiques du ministère évoquaient un taux d’accès de 98,6 % et une couverture de 94,3 % des localités, tandis qu’un rapport public distinct évaluait la desserte des ménages situés en localité électrifiée à 70 %. La présence d’une ligne ou d’un village raccordé ne signifie donc pas automatiquement que chaque foyer dispose d’un abonnement actif et d’un service de qualité.

Enfin, l’électricité est un coût de production majeur. Les tarifs de la Compagnie ivoirienne d’électricité varient selon les catégories d’abonnés, les puissances souscrites, les tranches de consommation et les heures d’utilisation. Pour les entreprises, la prévisibilité de la facture importe autant que le tarif affiché. Un service fiable réduit les dépenses de groupes électrogènes et les interruptions de production ; à l’inverse, des charges énergétiques élevées peuvent peser sur la compétitivité de l’industrie et des services.

L’équation financière : attirer les capitaux sans fragiliser le système

Le secteur électrique ivoirien repose depuis plusieurs décennies sur un partage des rôles entre l’État, les producteurs indépendants et les acteurs chargés des réseaux. Des groupes privés développent et exploitent une partie des centrales thermiques, tandis que les investissements dans le transport et la distribution relèvent principalement de la puissance publique. Cette organisation a permis de mobiliser des financements importants et d’accroître les capacités de production, notamment dans le thermique.

Les partenaires financiers d’Atinkou incluent, selon le ministère, IFC, la Banque africaine de développement, FMO, DEG, EAIF et l’OPEC Fund. Biovéa associe pour sa part EDF, Meridiam et Biokala. Ces projets montrent la place des consortiums et des financements de long terme dans le développement des infrastructures énergétiques. Mais le coût économique d’une centrale ne se limite pas à l’investissement initial : il dépend également du combustible, de l’exploitation, du financement, de la durée de vie des équipements et des obligations d’achat prévues dans les contrats.

Le défi sera d’éviter un déséquilibre entre la construction de nouvelles capacités et la capacité financière du secteur à rémunérer les producteurs. À l’horizon 2021-2030, CI-Énergies estime à environ 4 465 milliards de FCFA les financements à mobiliser pour les projets de production, de transport, de distribution et d’électrification. L’ampleur de ce besoin impose de hiérarchiser les ouvrages, de maîtriser les pertes, d’améliorer le recouvrement et de veiller à la cohérence entre demande anticipée et contrats de production.

Le gaz constitue un enjeu particulier. Selon les données officielles, le secteur électrique représentait 91,5 % des volumes de gaz naturel vendus en Côte d’Ivoire en 2024. La sécurité d’approvisionnement des centrales dépend donc largement de la production gazière nationale, des infrastructures de transport et des arbitrages entre autres usages du gaz. Les développements pétroliers et gaziers peuvent renforcer cette base d’approvisionnement, mais leur contribution effective doit être appréciée à travers les volumes livrés et les conditions contractuelles.

Après les inaugurations, les indicateurs qui compteront

Atinkou et Biovéa illustrent les deux fronts sur lesquels la Côte d’Ivoire cherche à progresser : disposer de centrales pilotables puissantes et élargir progressivement son portefeuille de renouvelables. Leur complémentarité est réelle. Le gaz peut assurer une production régulière lorsque le solaire est indisponible et lorsque l’hydroélectricité dépend des conditions hydrologiques ; la biomasse peut transformer des coproduits agricoles en électricité tout en créant une activité de collecte locale.

Les prochaines années devront cependant être jugées sur des résultats mesurables plutôt que sur le seul nombre de cérémonies. Il faudra regarder les gigawattheures effectivement livrés, la part annuelle de renouvelables dans la production, les heures de coupure, le rendement du réseau, les raccordements réels des ménages, les tarifs supportés par les consommateurs et les besoins de soutien financier du secteur. Pour Biovéa, le fonctionnement du système d’approvisionnement en biomasse, la rémunération des planteurs et l’impact environnemental devront être documentés dans le temps.

La transition électrique ivoirienne ne consistera donc pas à remplacer immédiatement le gaz par une seule technologie renouvelable. Elle reposera sur un équilibre entre production fiable, maîtrise des combustibles, réseaux modernisés, diversification des sources et soutenabilité économique. Les inaugurations des 5 et 6 novembre constituent une étape visible. La transformation structurelle du secteur se mesurera, elle, dans les statistiques annuelles de production et dans la qualité de l’électricité effectivement fournie aux ménages et aux entreprises.