Q : Quelle est la conclusion de ce rapport qui vous a le plus marqué ?

R : Pour moi, la conclusion principale réside dans l’ampleur et l’échelle du photovoltaïque solaire décentralisé. Il représente 75 % de l’ensemble des installations solaires mises en place en Afrique. Nous avons estimé qu’entre 2023 et 2025, l’Afrique déploiera environ 26 GW d’énergie solaire, dont 20 GW devraient provenir de systèmes installés en autoconsommation.

Q : Le rapport souligne que, dans certains pays africains, les données officielles sur la capacité solaire nationale sont quasi inexistantes. Quelles en sont les conséquences concrètes ?

R : L’impact le plus immédiat concerne la planification énergétique. Les planificateurs utilisent généralement des modèles de coût minimal pour déterminer la capacité nécessaire au cours des 5 à 10 prochaines années, puis concluent des PPA à long terme avec des producteurs d’électricité indépendants. Lorsque l’on planifie sur la base de données incomplètes, les prévisions de demande sont erronées. La production solaire diurne non quantifiée modifie considérablement les profils de charge. On finit par surestimer la demande de pointe et la capacité qu’il faut mettre en service pour y répondre. Cela conduit à des erreurs coûteuses, telles que la signature par les services publics de contrats « take-or-pay » rigides d’une durée de 20 ans sans tenir compte de la capacité déjà installée. Dans cinq ans, ils pourraient se retrouver contraints de payer de l’électricité dont ils n’ont pas besoin.

Le problème s’étend à la gestion du réseau en temps réel. Les gestionnaires de réseau prévoient la production et la demande un jour à l’avance pour maintenir l’équilibre, mais ils ne peuvent pas le faire en toute confiance lorsqu’ils n’ont aucune visibilité sur la capacité solaire distribuée qu’ils ne peuvent pas contrôler. S’ils doivent limiter la production, ils finissent par réduire la production des grandes fermes solaires tout en laissant intacts les petits systèmes invisibles, ce qui engendre des inefficacités sur l’ensemble du réseau. Les conséquences se répercutent sur la planification, l’exploitation, la réglementation et la fixation des tarifs.

Q : Le rapport souligne la prédominance du secteur C&I. Ce segment de marché dispose-t-il encore d’une marge de croissance, et les entreprises actives dans ce secteur peuvent-elles en tirer parti ?

R : Oui, la marge de croissance est considérable. On part généralement du principe que le solaire sur toiture remplace les générateurs diesel, mais des recherches récentes menées par l’Energy for Growth Hub ont révélé une réalité différente. Elles ont quantifié la capacité des générateurs diesel en Afrique subsaharienne depuis 2014 et ont constaté que, loin de diminuer, cette capacité n’a cessé d’augmenter. Cela suggère que nous n’assistons pas encore à un remplacement, mais à un complément. Le solaire sur toiture répond à une demande nouvellement libérée qui était auparavant réprimée ou non satisfaite.

C’est important car si l’énergie solaire distribuée stimule la demande plutôt que de simplement se substituer au diesel, cela signifie qu’il existe encore un énorme potentiel inexploité. De nombreuses entreprises dépendent encore du diesel car elles n’avaient pas les moyens de s’offrir une alimentation électrique fiable provenant du réseau ou de l’énergie solaire auparavant. À mesure que le solaire et les batteries deviennent moins chers, cette demande réprimée se transforme en consommation réelle. Le secteur commercial et industriel est loin d’avoir atteint la saturation. Il existe encore un immense potentiel de croissance.

Q : Vous avez précédemment qualifié la transition de l’Afrique vers les ressources énergétiques distribuées de « chaotique et perturbatrice ». Pouvez-vous expliquer comment cette perturbation se concrétise ?

R : La plupart des plans énergétiques en Afrique ne tiennent toujours pas suffisamment compte du solaire photovoltaïque distribué. Lorsqu’ils l’intègrent, c’est à la marge. Ils partent du principe d’une extension du réseau électrique descendante, pilotée par les pouvoirs publics, mais ce n’est pas ce qui se passe sur le terrain. Au contraire, le solaire distribué se déploie de manière désordonnée, poussé par des crises immédiates telles que l’instabilité de l’approvisionnement électrique, le manque d’accès et les coûts élevés. Les populations réagissent à ces pressions du mieux qu’elles peuvent, et elles y parviennent. Cela reflète la capacité historique de l’Afrique à trouver des solutions pour contourner des infrastructures défaillantes.

Le chaos réside dans ce décalage. Ce qui est réellement construit ne ressemble guère à ce que les planificateurs avaient conçu ou prévu. Dans les pays développés, le solaire sur toiture s’est largement développé grâce à des subventions et des incitations financières. En Afrique, ce développement est motivé par la nécessité et les lois de la physique, des facteurs que les planificateurs ne peuvent pas contrôler.

La disruption est plus fondamentale. L’Afrique s’oriente vers les réseaux les plus décentralisés au monde. Cela nécessite de repenser entièrement l’architecture du réseau. On ne peut pas exploiter un réseau hautement décentralisé en utilisant des modèles empruntés à la France ou au Royaume-Uni. Ces cadres ont été conçus pour des systèmes centralisés. L’Afrique a besoin de nouveaux outils et de structures de gouvernance adaptés à son contexte spécifique, caractérisé par une pauvreté énergétique généralisée, un accès limité à l’énergie et des défis totalement différents. On ne peut pas se contenter d’appliquer des règles conçues ailleurs. Il faut les réinventer.

Q : À l’avenir, quel devrait être l’objectif du solaire distribué en Afrique ?

R : L’objectif est d’intégrer l’énergie solaire distribuée de manière à ce que le réseau dans son ensemble en tire profit, et pas seulement les utilisateurs individuels. À l’heure actuelle, les particuliers et les entreprises installent des panneaux solaires sur leurs toits pour résoudre leurs propres problèmes énergétiques. C’est compréhensible et nécessaire compte tenu de la crise énergétique, mais c’est fondamentalement individualiste.

Nous disposons d’une fenêtre d’opportunité pour changer cela. Nous pouvons élaborer des cadres, des réglementations et des politiques qui coordonnent ces ressources pour le bénéfice collectif. Des modèles tels que les centrales électriques virtuelles et le comptage net virtuel existent ailleurs, mais nous ne pouvons pas simplement les adopter tels quels. L’Afrique est confrontée à des défis différents et toute approche doit être adaptée aux conditions locales.

Il est essentiel de repenser l’architecture du réseau électrique en Afrique. Nous avons besoin d’outils et de structures de gouvernance conçus pour des systèmes hautement décentralisés dans notre contexte spécifique, et non pas simplement empruntés tels quels aux marchés développés.

Q : Quel est le changement de mentalité le plus important que vous demanderiez aux acteurs du marché solaire africain afin d’atteindre ces objectifs ?

R : Nous devons cesser de considérer le solaire sur toiture comme un système individuel répondant aux besoins énergétiques d’une seule personne. Nous devrions plutôt le voir comme un moyen de fournir des services à la société dans son ensemble. Prenons l’exemple des règles de facturation nette qui existent déjà dans certains pays africains. J’ai des panneaux solaires sur mon toit en ville ; je produis un excédent pendant la journée et je reçois un crédit pour l’électricité que je réinjecte dans le réseau. Mais ma mère, qui vit dans un village, a encore du mal à payer son électricité. Et si ces règles de facturation nette me permettaient de lui transférer mes crédits, ou à toute autre personne de mon choix ? Cela transformerait la relation, qui ne serait plus seulement entre moi et le fournisseur d’électricité, mais deviendrait un accord tripartite permettant de sortir quelqu’un de la précarité énergétique.

Ou imaginez une entreprise décidant que l’excédent d’énergie solaire de midi alimente un programme d’avantages sociaux pour ses employés : de l’électricité gratuite simplement pour le fait d’y travailler. Ces innovations n’existent pas encore, mais ce sont des problèmes techniques, pas des impossibilités. Elles nécessitent des systèmes de facturation sophistiqués, mais c’est réalisable.

Q : Si vous vous projetez dans cinq ans, qu’aimeriez-vous voir qui vous indiquerait que l’adoption des sources d’énergie distribuées s’est bien déroulée ?

R : Mon premier indicateur de réussite serait de voir apparaître, à travers tout le continent, des réglementations régissant l’énergie solaire distribuée. Cela commence déjà à se concrétiser grâce au programme Mission 300. Plusieurs autres sont en cours d’élaboration et devraient être annoncées d’ici la fin de l’année.

Le comptage net n’est pas une nouveauté. Certains pays, comme le Kenya et le Ghana, disposent de ces règles depuis des années, mais les ont maintenues en suspens car le marché était en sommeil. Aujourd’hui, la pression est réelle et vient de partout. Les clients frappent quotidiennement à la porte des régulateurs pour leur demander quand ces règles seront mises en œuvre. Les fournisseurs d’énergie constatent que des installations fleurissent dans leurs zones de desserte lors de leurs interventions de maintenance de routine, mais ils n’ont aucune visibilité sur les installateurs ni sur les normes respectées.

La réalité est que la transition est en marche, que cela plaise ou non aux régulateurs. Soit ils rattrapent leur retard en matière de réglementation et d’octroi de permis, soit ils cèdent le contrôle à un déploiement anarchique. Les deux voies mènent quelque part ; la réglementation garantit simplement que cela se fasse en toute sécurité.

Je ne m’attends pas à ce que la réglementation suive le rythme du marché, car le secteur évolue trop rapidement. Mais pour que cette transition soit couronnée de succès d’ici cinq ans, il faudra que les pays relèvent le défi et mettent en place des politiques favorisant l’énergie solaire distribuée tout en préservant la sécurité du réseau et la sécurité publique.

Q: What’s one finding from this report that strikes you the most?

A: The key finding for me is the sheer size and scale of distributed solar PV. It’s 75% of all solar that has been built in Africa. We estimated that between 2023 and 2025, Africa deployed about 26 GW of solar, with 20 GW of that figure estimated to be behind the meter.

Q: The report points out that official reporting for national solar capacity in some African countries is barely existent. What are the real life consequences of this?

A: The most immediate impact is on energy planning. Planners typically use least-cost models to determine how much capacity is needed over the next 5 to 10 years, then lock in long-term PPAs with independent power producers. When you plan based on incomplete data, your demand forecasts are wrong. Unquantified daytime solar generation changes load patterns significantly. You end up overestimating peak demand and the capacity you need to bring online to meet it. That leads to costly mistakes, such as utilities signing rigid 20-year take-or-pay contracts without accounting for capacity already installed. In five years, they could find themselves locked into paying for power they don't need.

The problem extends to real-time grid management. System operators forecast generation and demand day-ahead to maintain balance, but they can't do that confidently when they have no visibility into distributed solar capacity they can't control. If they need to curtail generation, they end up cutting large farms while leaving invisible small systems untouched, which creates inefficiencies across the entire grid. The consequences ripple across planning, operations, regulation and tariff-setting.

Q: The report highlights the dominance of the C&I sector. Is there still room for this market segment to grow, and for companies working in this sector to capitalise?

A: Yes, there's substantial room to grow. The conventional assumption is that rooftop solar displaces diesel generators but recent research from the Energy for Growth Hub found something different. They quantified diesel generator capacity across Sub-Saharan Africa going back to 2014 and found that rather than declining, diesel capacity has continued growing. That suggests we're not yet seeing replacement; we're seeing addition. Rooftop solar is meeting newly unleashed demand that was previously suppressed or unmet.

This is significant because if distributed solar is opening up demand rather than simply displacing diesel, then there's still enormous untapped potential. Plenty of businesses still rely on diesel because they couldn't afford reliable grid electricity or solar before. As solar and batteries become cheaper, that suppressed demand converts to actual consumption. The C&I sector has far to go before saturation. There's still massive room to grow.

Q: You previously described Africa's transition toward distributed energy resources as 'chaotic and disruptive'. Can you explain how this disruption materialises?

A: Most energy plans across Africa still don't adequately account for distributed solar PV. If they include it at all, it's treated as peripheral. They assume top-down, government-led grid expansion but that's not what's happening on the ground. Instead, distributed solar is being deployed haphazardly, driven by immediate crises such as unreliable electricity, lack of access and high costs. People respond to those pressures as best they can, and they're succeeding. This reflects Africa's history of finding ways around broken infrastructure.

The chaos lies in the disconnect. What's actually being built bears little resemblance to what planners designed or sequenced. In developed countries, rooftop solar grew largely through subsidies and financial incentives. In Africa, it's driven by necessity and physics, which are factors planners can't control.

The disruption is more fundamental. Africa is moving toward the world's most distributed grids. That requires rethinking grid architecture entirely. You cannot run a highly distributed grid using models borrowed from France or the UK. Those frameworks were built for centralized systems. Africa needs new tools and governance structures adapted to its specific context of widespread energy poverty, limited access, and completely different challenges. We can't simply apply rules designed elsewhere. We need to reinvent them.

Q: Looking ahead, what should be the goal for distributed solar in Africa?

A: The goal is to integrate distributed solar in a way that benefits the grid as a whole, not just individual users. Right now, people and businesses deploy rooftop solar to solve their own energy problems. That's understandable and necessary given the energy crisis, but it's fundamentally individualistic.

We have a window of opportunity to change that. We can develop frameworks, regulations, and policies that coordinate these resources for collective benefit. Models like virtual power plants and virtual net metering exist elsewhere, but we can't simply adopt them wholesale. Africa faces different challenges and any approach needs to be adapted to local conditions.

Reinventing grid architecture for Africa is essential. We need tools and governance structures designed for highly distributed systems in our specific context, not borrowed wholesale from developed markets.

Q: What is the most important shift in mindset that you would ask for players in Africa's solar market in order to reach the goals?

A: We need to stop thinking about rooftop solar as an individual system meeting one person's energy needs. Instead, we should see it as capable of providing services to the broader society. Consider net metering rules that already exist in some African countries. I have solar on my roof in the city; I generate excess during the day and get credited for what I feed back to the grid. But my mother in a village still struggles to afford electricity. What if those net metering rules allowed me to direct my credits to her, or to anyone I choose? That shifts the arrangement from just me and the utility to a tripartite one that lifts someone out of energy poverty.

Or imagine a business deciding that excess midday solar feeds into a benefits package for employees: free electricity simply for working there- These innovations don't exist yet, but they're engineering problems, not impossibilities. They require sophisticated billing systems, but that's achievable.

Q: If you think ahead to five years time, what would you want to see that would tell you that the uptake of distributed energy sources had gone well?

A: My first metric of success would be seeing regulations pop up across the continent to govern distributed solar. This is already beginning through the Mission 300 program. Several more are in draft stages and should be announced within the year.

Net metering isn't new. Some countries, like Kenya and Ghana, have had these rules for years but kept them inactive because the market was dormant. Now the pressure is real and coming from everywhere. Customers knock on regulators' doors daily asking when rules will be operationalized. Utilities see systems sprouting across their service areas during routine maintenance but have no visibility into who installed them or what standards they meet.

The reality is the transition is happening whether regulators like it or not. Either they catch up with regulations and permitting, or they cede control to an unmanaged rollout. Both paths lead somewhere; regulation just makes sure it happens safely.

I don't expect regulations to match market velocity as the sector is moving too fast. But success in five years means countries rising to the challenge and putting policies in place that promote distributed solar while protecting grid security and public safety.

Sources :Sources: Ember, Africa Tech Futures Lab