Zimbabwe : le solaire de Kariba doit réduire la vulnérabilité à l’hydrologie

Le Zimbabwe fait avancer un projet solaire de 600 mégawatts près du lac Kariba au moment où les volumes d’eau disponibles pour la production hydroélectrique devraient diminuer en 2027. L’allocation commune au Zimbabwe et à la Zambie passerait de 36 à 23 milliards de mètres cubes, soit une baisse d’environ 36 %, selon la Zambezi River Authority. Cette prévision de disponibilité hydrique redonne une urgence à la diversification, même si la nouvelle centrale ne sera probablement pas opérationnelle à temps pour compenser la baisse annoncée.

Le projet de GreenGrid Energy, évalué à 650 millions de dollars, a franchi plusieurs étapes de préparation. Un contrat d’achat d’électricité a été signé avec la Zimbabwe Electricity Transmission and Distribution Company (ZETDC), tandis que les procédures techniques et réglementaires auraient été achevées en juillet 2026. Le financement nécessaire à la construction et le calendrier précis des travaux ne sont toutefois pas encore annoncés. Le projet a donc avancé dans sa préparation sans atteindre encore la phase d’exécution garantie.

Compléter Kariba plutôt que remplacer l’hydroélectricité

La centrale solaire doit contribuer à la production du barrage de Kariba South, dont la puissance installée est de 1 050 MW. Son rôle envisagé est complémentaire : produire pendant les heures d’ensoleillement et limiter les prélèvements sur le réservoir, afin de préserver l’eau pour les périodes où la demande ou les conditions de production l’exigent davantage. Cette complémentarité peut réduire la dépendance à une seule ressource, mais elle nécessite une planification coordonnée entre les producteurs et l’opérateur du réseau.

Le développeur a présenté l’installation comme flottante à l’origine, mais les informations plus récentes indiquent que la première phase devrait privilégier des équipements terrestres. Ce choix peut modifier les besoins fonciers et le raccordement. La disponibilité de terrains adaptés, la proximité des lignes et la capacité du réseau à intégrer rapidement 600 MW seront déterminantes. Des systèmes de stockage pourraient aider à déplacer une partie de la production solaire, mais aucun volet de batteries n’est annoncé dans les éléments disponibles.

Le contexte hydrologique rappelle aussi que la gestion du lac relève d’une dimension transfrontalière. La Zambie et le Zimbabwe partagent les allocations d’eau, de sorte que les décisions de production de chaque pays affectent l’usage commun du réservoir. La baisse annoncée pour 2027 découle de prévisions pluviométriques défavorables. Elle souligne que la production électrique dépend d’un régime de pluie variable, et pas seulement de la puissance nominale des turbines installées.

Une réponse structurelle face à un risque immédiat

La centrale solaire constitue une réponse à moyen terme à la volatilité de l’hydroélectricité. En diversifiant les sources, le Zimbabwe pourrait réduire l’exposition du système électrique aux épisodes de faibles apports d’eau. Mais le calendrier est un enjeu critique : si la baisse des allocations intervient avant la mise en service, le projet ne permettra pas de compenser le déficit de production à court terme. Le pays devra alors recourir à d’autres moyens de production, aux importations ou à des mesures de gestion de la demande.

Le chiffre de 600 MW est une puissance de projet, pas un volume d’électricité ferme disponible en continu. Une centrale solaire ne produit pas la nuit et sa production varie avec les conditions météorologiques. Pour évaluer sa contribution annuelle, il faudra connaître le facteur de charge attendu, la capacité réelle de raccordement, les conditions d’achat par ZETDC et le rôle éventuel du stockage. La performance du projet devra être jugée sur l’énergie effectivement injectée au réseau, pas seulement sur la capacité installée.

Le contrat d’achat ne clôt pas le montage financier

La signature d’un contrat d’achat constitue une étape importante parce qu’elle peut établir un cadre de revenus pour le producteur et rassurer les prêteurs. Elle ne signifie pas à elle seule que le financement est bouclé. Le coût annoncé de 650 millions de dollars implique une structure financière détaillée, comprenant probablement des fonds propres, de la dette, des garanties et une allocation claire des risques de construction et d’exploitation.

Pour un projet de cette ampleur, les investisseurs examineront la solvabilité de l’acheteur public, la convertibilité des recettes, la stabilité des tarifs et les conditions de paiement. Le risque de change et les retards de raccordement peuvent également peser sur le coût du capital. La transparence sur le montage financier permettrait de déterminer si l’investissement peut réellement progresser et quelles garanties publiques ou multilatérales seraient nécessaires.

Le projet intervient dans un système électrique qui doit répondre à une demande croissante et aux contraintes de production des centrales hydrauliques. Il pourra aussi créer des emplois de construction et d’exploitation, mais les retombées locales dépendront du niveau de contenu local, de la formation et de l’origine des équipements. Des objectifs de recrutement et de transfert de compétences renforceraient son intérêt économique au-delà de l’électricité produite.

Des indicateurs pour suivre la diversification

Les prochaines étapes à surveiller sont la clôture financière, la date de démarrage des travaux, la sécurisation du raccordement et le calendrier de mise en service. Il faudra également mesurer l’effet du solaire sur l’utilisation de l’eau à Kariba et sur la continuité de l’approvisionnement au Zimbabwe et en Zambie. La baisse de l’allocation attendue en 2027 montre la valeur d’une production complémentaire, mais elle souligne aussi le décalage entre le risque climatique immédiat et les délais de construction d’une grande centrale.

Kariba peut devenir un exemple de complémentarité entre solaire et hydroélectricité en Afrique australe. Pour l’heure, il reste un projet avancé dans sa préparation, mais dont les financements et le calendrier doivent encore être clarifiés. La capacité à transformer les validations déjà obtenues en chantier financé déterminera si l’initiative peut contribuer à la sécurité énergétique avant les prochaines années de tension hydrologique.