Le Ghana prévoit de mettre fin dès 2027 à l’achat de carburants liquides destinés à la production électrique, alors que l’approvisionnement en gaz augmente. Le ministre de l’Énergie et de la Transition verte, John Jinapor, a indiqué à l’African Energy Week que les achats de cargaisons destinées aux centrales avaient déjà été réduits de huit à deux. Le basculement vers le gaz domestique et les importations nigérianes doit réduire la facture énergétique et limiter l’exposition du pays aux carburants coûteux.
Le gouvernement affirme que le remplacement d’une partie du diesel et du fioul lourd par le gaz a permis d’économiser environ 500 millions de dollars en une année. Cet avantage est important dans un pays où la demande d’électricité progresse d’environ 10 % par an. Mais le résultat dépendra de la fiabilité de l’approvisionnement, de la disponibilité des centrales et de la capacité du réseau à répondre aux pointes de consommation.
Le gaz au cœur du système électrique
Le plan ghanéen donne la priorité au traitement du gaz produit localement pour la production d’électricité, puis à l’approvisionnement industriel. Le pays importe également du gaz du Nigeria via le gazoduc ouest-africain. Selon le ministre, le Ghana s’attend à doubler les volumes importés dans le cadre des accords actuels. Ces flux peuvent renforcer la sécurité énergétique, mais ils dépendent du fonctionnement des infrastructures, des paiements et de la production disponible chez les fournisseurs.
Une conduite de 278 kilomètres est en construction pour relier les principaux centres électriques du Ghana. L’objectif est d’acheminer plus efficacement le gaz vers les centrales et de réduire les contraintes de transport. Les infrastructures de réseau sont aussi essentielles que les volumes de gaz : une centrale peut être alimentée sans pour autant fournir une électricité stable si les lignes, les postes ou les systèmes de distribution sont insuffisants.
Le pays met aussi en avant un prélèvement sur les carburants à la pompe pour financer l’adoption du GPL, avec une cible de pénétration de 50 % dans les trois ans. Cette politique élargit l’usage du gaz au-delà du secteur électrique, en cherchant à proposer une solution de cuisson plus accessible. Sa réussite dépendra des coûts d’équipement, de la disponibilité des bouteilles et des points de distribution ainsi que de la capacité des ménages à supporter les dépenses initiales.
La sécurité énergétique demande un équilibre régional
Les échanges du forum ont souligné que les exportations de gaz et l’approvisionnement domestique ne doivent pas être considérés comme des objectifs opposés. Pour le Sénégal, où les exportations de GNL ont commencé en 2025, le ministre de l’Énergie El Hadji Abdourahmane Diouf a évoqué la nécessité de garantir des volumes à l’économie nationale. Le pays vise une offre domestique d’environ 150 millions de pieds cubes standard par jour d’ici à 2030, acheminée par un réseau de gazoducs vers les centrales et les industries.
Le responsable du GECF, Philip Mshelbila, a présenté les exportations comme un moyen de mobiliser des recettes et des investissements, tandis que l’usage domestique peut accroître la valeur économique locale. L’intérêt est de planifier les deux débouchés ensemble : les contrats d’exportation peuvent financer des infrastructures, mais les obligations domestiques doivent être établies et protégées pour ne pas dépendre des volumes restant après les ventes internationales.
Les données présentées au forum indiquent qu’environ 3 % seulement du gaz commercialisé en Afrique est échangé à l’intérieur du continent. Le faible niveau des échanges régionaux reflète les insuffisances de pipelines, de stockage, de coordination des contrats et de systèmes de paiement. Les pays peuvent améliorer la résilience des marchés en connectant leurs réseaux et en harmonisant les tarifs de transit, mais ces projets demandent une coopération politique et une gouvernance commune.
La transition doit se traduire par une énergie abordable
Le passage du Ghana aux centrales au gaz vise à remplacer les combustibles liquides et à maîtriser les coûts de production. L’intérêt climatique dépendra de la réduction réelle des émissions et de la gestion du méthane tout au long de la chaîne. Le gaz émet moins de dioxyde de carbone que le fioul ou le charbon lors de la combustion, mais les fuites et le torchage peuvent atténuer cet avantage. Les investissements dans la mesure et le contrôle des émissions seront donc nécessaires.
Les responsables publics doivent aussi éviter que le changement de combustible crée une nouvelle dépendance à une seule source. Le développement du gaz doit s’accompagner de capacités renouvelables, de stockage, d’efficacité énergétique et d’interconnexions régionales. Un système plus diversifié peut mieux résister aux interruptions d’approvisionnement, aux variations de prix et aux événements climatiques.
La croissance de la demande, le doublement envisagé des importations et la construction du gazoduc exigent une planification financière et contractuelle rigoureuse. Les accords d’achat doivent correspondre aux besoins des centrales et aux capacités du réseau. L’enjeu est de réduire les coûts sans accroître les engagements publics au-delà de ce que l’économie peut absorber.
L’ambition annoncée à Cape Town s’évaluera aux achats réellement supprimés, aux économies effectivement réalisées et à la qualité du service électrique. Si l’accès au gaz est fiable et si les infrastructures progressent, le Ghana pourra réduire ses achats de carburants liquides tout en soutenant son industrie. Si les contrats ou les réseaux prennent du retard, les centrales risquent de rester tributaires de solutions d’urgence coûteuses.