En ce moment, la filière solaire (et, par ricochet, une partie de l’éolien) traverse une phase étrange : les objectifs affichés restent élevés, mais la lisibilité opérationnelle se dégrade. Or, un projet ENR ne se développe pas “à l’humeur”. Il se développe avec un minimum de trajectoire : règles, volumes, calendrier, stabilité.

Le résultat est simple : on n’est pas dans un moratoire officiel, mais dans un quasi-moratoire de fait, parce que l’incertitude devient un risque projet majeur.

1) Le premier choc : la réforme S21 et la fin de la continuité “guichet”

Le premier choc, c’est la réforme de l’arrêté tarifaire “S21” (photovoltaïque sur bâtiment/hangar/ombrière ≤ 500 kWc), entrée en vigueur fin mars 2025. Cette modification a revu les conditions tarifaires et introduit des évolutions visant explicitement une meilleure maîtrise des volumes. [1][2]

Qu’on approuve ou non la logique, l’effet terrain est immédiat : une partie du marché perd la continuité et la prévisibilité qui permettaient d’industrialiser le pipeline.

2) Le pivot : bascule 100–500 kWc vers l’appel d’offres simplifié

Dans le même mouvement, le segment 100–500 kWc bascule vers un appel d’offres simplifié (AOS), qui se substitue au soutien prévu dans le cadre S21 pour ce segment. [3]

Sur le papier, la mise en concurrence n’est pas un problème en soi. Le point dur, c’est le tempo et la lisibilité :

• changement de régime en cours de route,
• nouveaux critères / nouveau calendrier,
• recalage des coûts, des marges et des process,
• et dépendance accrue à la publication de volumes et d’un planning crédibles.

Quand le guichet se resserre et que l’AO n’offre pas une visibilité pluriannuelle simple (volumes + calendrier + conditions), on obtient ce que le marché produit mécaniquement : pause, reports, et arbitrages défensifs.

3) Le “signal politique” : un risque supplémentaire, même sans moratoire

À cela s’ajoute un élément de perception : en juin 2025, un amendement instaurant un moratoire sur de nouveaux projets photovoltaïques et éoliens a été adopté à l’Assemblée nationale. [4] Même si le texte global a ensuite été rejeté, le marché a vu qu’un scénario de rupture pouvait émerger.

Pour un investisseur ou un prêteur, ce type de séquence se traduit par une question froide : “est-ce que je peux engager du capital sur un cadre susceptible de bouger brutalement ?”

4) Pourquoi c’est un sujet industriel (pas un débat d’opinion)

Ce qui manque aujourd’hui n’est pas un slogan. C’est une mécanique de confiance :

• un cadre stable (et pas réécrit trop fréquemment),
• un calendrier d’AO lisible à 12–24 mois,
• des volumes annoncés de manière cohérente,
• et une doctrine claire sur les priorités (toitures/ombrières/sols, etc.).

Sans cela, la filière se met en mode défensif : les développeurs surdimensionnent les marges de risque, les EPC sécurisent autrement, les collectivités hésitent, et le pipeline ralentit mécaniquement.

Le solaire paraît simple : une ressource gratuite, une technologie maîtrisée, des CAPEX connus. Et pourtant, sur le terrain, la concession solaire en Afrique ressemble rarement à une autoroute.

Le problème n’est pas “le solaire”. Le problème, c’est l’écosystème : gouvernance, institutions, réseau, compétition, off-takers, et parfois… le quotidien. Résultat : des pays avec peu de marge se retrouvent saturés de projets “en développement”, pendant que les investisseurs exigent des preuves opposables — et que les administrations n’ont pas toujours les moyens de produire ces preuves.

Voici les causes d’échec que l’on constate réellement lorsque l’on ouvre les dossiers et que l’on va sur place.

1) Absence de planification nationale claire et “déployable”

Dans de nombreux pays, il manque une vision opérationnelle à l’échelle nationale :

• quelles zones sont prioritaires,
• quels postes et lignes seront renforcés,
• quels volumes peuvent être absorbés,
• à quel calendrier,
• avec quel mécanisme de paiement.

Sans plan crédible, chaque IPP se bat pour une place “théorique” sur le réseau, et l’État navigue de projet en projet. Dans ce contexte, la concession devient une succession d’arbitrages ad hoc, plutôt qu’un programme exécutable.

Conséquence : un projet peut être “gagné” sur le papier… puis se heurter à l’absence d’espace réseau réel, ou à l’absence de trajectoire financière réaliste pour l’off-taker.

2) Instabilité politique : l’IPP navigue à vue

La concession solaire n’est pas un sprint. C’est un parcours long : développement, permis, PPA, financement, EPC, mise en service.

Lorsque la ligne politique bouge (élections, remaniements, réorientation, changement de doctrine sur les tarifs, nationalisme économique…), l’IPP peut se retrouver à renégocier des éléments fondamentaux : priorités sectorielles, cadre tarifaire, interlocuteurs, ou encore des “pauses” administratives sans décision formelle.

Conséquence : le calendrier explose, la due diligence se périme, et le projet meurt par fatigue.

3) Institutions publiques sous-dotées : sans pilotage, on recule

Même lorsque les textes existent, les institutions peuvent être mal outillées et sans moyens (humains, juridiques, process, données). Les procédures prévues par la loi (publicité, approbations, signatures, avis, notifications…) ne se “font pas toutes seules”.

Sans pilotage strict, un dossier peut sembler avancé tout en restant non opposable. Et au moment du financement, les bailleurs et investisseurs ne financent pas des intentions : ils financent des documents solides.

Conséquence : on rétropédale au pire moment, quand tout le monde pensait que c’était bouclé.

4) Réseau insuffisant ou vieillissant : le mur structurel

Dans beaucoup de pays, le réseau est trop faible, trop vieux, mal maillé, avec des pertes élevées et une capacité d’évacuation très contrainte. Or le solaire n’est pas “juste une centrale” : c’est une centrale et son évacuation.

Conséquence : les projets s’empilent sur les mêmes postes, et la réalité rattrape tout le monde au même endroit : le raccordement et l’évacuation.

5) Trop de projets en développement pour trop peu de capacités réelles

Dans certains pays, la situation devient absurde : des dizaines de projets “en pipeline”, alors que le système peut en absorber très peu. Ce surplus crée une illusion de marché, une concurrence malsaine et une saturation administrative.

Les États “distribuent” parfois des projets parce que cela envoie un signal, parce que cela fait moderne, ou parce que chaque ministère veut sa vitrine. Mais derrière, le système électrique ne suit pas.

Conséquence : l’offre de projets dépasse la réalité du réseau et de l’off-take solvable. Beaucoup finiront au cimetière, même “bien développés”.

6) Guerre d’influence : programmes, bailleurs, IPP, lobbys

Un projet ne se développe pas dans le vide. Il se développe dans un champ de forces : programmes “packagés”, projets soutenus par des banques de développement, IPP de plusieurs nationalités avec des styles de lobbying différents, agendas politiques et diplomatiques.

Conséquence : un bon projet peut perdre face à un projet “mieux sponsorisé”, ou simplement plus aligné avec l’agenda du moment.

7) Off-takers saturés : “on a tout vu”, et sortir du lot devient difficile

Les off-takers et régulateurs voient passer énormément d’acteurs. À la longue, les promesses se ressemblent, les équipes s’épuisent, la méfiance s’installe, et la vitesse se dégrade. Lorsqu’un pays a connu des échecs ou des renégociations passées, la prudence devient réflexe.

Conséquence : à dossier égal, l’off-taker privilégie l’acteur jugé le plus “exécutable” (preuves, sérieux, capacité à livrer, capacité à gérer l’exécution et les risques).

8) La corruption du quotidien : le sujet que tout le monde évite… et qui bloque tout

Il faut le dire sobrement : au quotidien, certaines pratiques existent. Pas forcément les “grands scandales”, mais des frictions permanentes : demandes informelles, accélérations contre avantages, blocages sans motif, “intermédiaires” auto-proclamés.

Le problème n’est pas moral ici. Il est opérationnel et réputationnel : si l’on cède, on s’expose (légal, compliance, réputation, financement) ; si l’on refuse, on peut se retrouver bloqué.

Conséquence : la stratégie doit être claire dès le départ : compliance minimale viable, traçabilité, gouvernance, et mécanismes pour éviter de dépendre d’une personne ou d’un “deal informel”.

Conclusion : la concession solaire n’est pas un projet technique, c’est un projet de gouvernance

Un projet solaire en concession réussit quand il coche trois cases : (1) il s’inscrit dans une trajectoire nationale réaliste, (2) il est administrativement opposable (procédures, textes, signatures), (3) il est raccordable et payable (réseau + off-taker + mécanisme de paiement).

Le reste est du bruit.

On se trompe de débat quand on réduit le minage de Bitcoin à une lubie “crypto”. Le sujet n’est pas Bitcoin. Le sujet, c’est l’Afrique et son équation énergétique : des actifs existent, des plans nationaux d’infrastructures sont sur la table, mais la demande solvable, l’évacuation et les mécanismes de financement ne suivent pas toujours.

Dans beaucoup de pays, on a une situation paradoxale : de l’énergie est disponible, parfois même perdue, pendant que l’économie réelle manque de puissance fiable et que les États peinent à financer de nouvelles capacités ou les réseaux associés. Avant de vouloir “construire plus”, on pourrait déjà commencer par mieux valoriser ce qui existe. Et c’est là qu’une charge flexible — le minage n’étant qu’un cas d’usage — peut jouer un rôle de pont.

L’angle mort : l’énergie sous-valorisée n’est pas un détail, c’est un frein au développement

Le premier cas d’école, ce sont certains barrages hydroélectriques. Beaucoup ont été dimensionnés pour accompagner des besoins futurs : croissance démographique, industrialisation, mines, zones économiques spéciales, électrification. C’est rationnel. Le problème, c’est le décalage temporel : la production arrive avant la demande.

Ajoute à cela les limites très concrètes : réseau insuffisant, lignes d’évacuation non construites, postes saturés, pertes, délestages, zones isolées. Résultat : des actifs coûteux sont sous-utilisés, l’énergie est écrêtée (curtailment) ou “spillée” selon les cas, et l’exploitant se retrouve dans une situation absurde : il a un outil, mais pas de client solvable à court terme.

Le deuxième cas, encore plus brutal, c’est le gaz torché. Dans certains pays producteurs, d’énormes volumes de gaz associés sont brûlés faute d’infrastructure de collecte, de traitement, d’acheminement ou de débouché local. Là encore, ce n’est pas une question de technologie exotique, c’est une question de chaîne de valeur incomplète.

Et dans les deux cas, on retrouve le même nœud : tant que l’énergie “fatale” ou excédentaire n’est pas monétisée, elle ne génère pas le cash qui pourrait aider à financer… précisément ce qui manque : réseaux, maintenance, extensions, nouvelles capacités, services publics, etc.

Ce que le minage apporte — pas comme finalité, comme outil de transition

Le minage de Bitcoin a une propriété rarement comprise hors du cercle des initiés : c’est une charge modulable, déployable relativement vite, qui peut s’interrompre, redémarrer et s’ajuster en fonction de l’énergie réellement disponible. Autrement dit : il n’exige pas une “demande parfaite”. Il s’adapte.

Quand on le branche sur une énergie excédentaire ou fatale, le minage peut apporter quatre choses très simples :

1. Un off-take flexible
   Il absorbe l’énergie disponible sans exiger un profil de consommation rigide. C’est particulièrement utile lorsque le réseau est faible, que la demande locale est irrégulière, ou que l’actif produit “trop tôt”.
2. Une monétisation rapide
   Sans raconter d’histoires : il peut générer des revenus additionnels à court terme — parfois décisifs pour un exploitant. Pas des promesses, pas des fantasmes : un mécanisme de valorisation là où, sinon, on a zéro.
3. Un pont économique
   Il peut servir de passerelle, en attendant l’arrivée d’un usage industriel plus classique : mine, usine, data center “IA”, électrification accrue, interconnexion régionale… Le compute flexible joue alors le rôle d’amortisseur : il valorise ce qui serait perdu pendant que l’économie réelle se structure.
4. Une option de pilotage
   Dans des contextes contraints, pouvoir moduler une charge aide à lisser certains déséquilibres et à mieux exploiter un actif. Ce n’est pas une baguette magique “stabilisation réseau”, mais dans certains cas, bien intégré, cela améliore l’exploitation au quotidien.

L’efficacité énergétique : la mauvaise question est “ça consomme”, la bonne est “ça valorise quoi ?”

On entend souvent : “le minage gaspille de l’énergie”. Cette phrase n’a de sens que si l’énergie en question avait un autre usage possible, immédiatement, localement, et solvable.

Si l’on parle d’un MWh qui serait de toute façon perdu, torché, écrêté, ou impossible à évacuer, alors la question n’est plus “consommer ou non”. La question devient : valoriser ou perdre.

Valoriser une énergie sous-utilisée n’est pas un luxe. C’est parfois la seule façon pragmatique de créer un flux économique, de financer de l’O&M, d’améliorer la fiabilité, et d’investir ensuite dans ce qui manque vraiment : réseaux, stockage, capacité, distribution.

Conclusion : une opportunité “massive” si on a le courage de rester adulte

L’Afrique n’a pas besoin de débats idéologiques sur Bitcoin. Elle a besoin de solutions pragmatiques pour transformer des contraintes en leviers : valoriser l’énergie existante, sécuriser les revenus, financer les infrastructures, accélérer l’électrification et l’industrialisation.

Le minage, utilisé comme charge flexible, peut être une de ces solutions — non pas comme finalité, mais comme outil transitoire au service d’un objectif plus grand : rendre le système énergétique plus robuste, plus financé, plus capable de supporter la croissance.

La vraie question n’est donc pas “pour ou contre Bitcoin”.
La vraie question est : qu’est-ce qu’on fait, dès maintenant, de l’énergie qui est là… mais qui ne sert à personne ?

À Bamako, la pollution de l’air n’est plus un accident : c’est un état quasi permanent. Elle s’installe dans le quotidien, au point de devenir “normale”. Et c’est précisément ce qui la rend dangereuse : on finit par vivre avec.

En 2021, les indicateurs disponibles plaçaient le Mali parmi les pays aux niveaux les plus préoccupants, avec un classement mentionnant le pays comme 17ᵉ plus mauvais indice de pollution atmosphérique (lecture du 18/03/2021 à 16:30, heure locale). [1] Même si certains outils ont fermé ou changé depuis, l’essentiel reste : la situation est structurelle, et elle a des impacts mesurables.

1) Une crise sanitaire silencieuse

La pollution ne se contente pas de “gêner” : elle abîme. Les troubles respiratoires deviennent un bruit de fond. Un chiffre donne un ordre de grandeur : 260 000 personnes touchées (selon la source citée). [2] Ce chiffre ne dit pas tout, mais il rappelle une réalité simple : ce sujet n’est pas seulement environnemental, il est d’abord sanitaire, donc économique.

2) Un parc automobile massif… et concentré

Bamako concentre une part majeure du trafic et des véhicules du pays. On retient ici un ordre de grandeur frappant : 75% du parc serait concentré dans la capitale. Que ce chiffre soit discuté ou non, le mécanisme est évident : concentration urbaine + congestion + véhicules anciens + carburant de mauvaise qualité = pollution chronique.

3) Carburants : le scandale discret de la teneur en soufre

Une partie du problème se joue avant même l’échappement : la qualité du carburant. Lorsqu’un carburant est fortement soufré, l’équation est pliée d’avance : plus d’émissions nocives, plus de particules, plus d’irritations et de pathologies.

Ici, on retient un ordre de grandeur qui parle : 10 000 ppm de soufre. À ce niveau, la discussion n’est pas “technique”. C’est un choix de standard.

4) Fiscalité : quand la règle fabrique un parc vieillissant

Un autre point très concret : la fiscalité d’importation des véhicules. Si le système pénalise les véhicules plus récents, il encourage mécaniquement des véhicules plus anciens, plus émetteurs, plus consommateurs, plus souvent en panne, et plus difficiles à contrôler.

Le point important n’est pas l’opinion : c’est la conséquence logique des incitations. Un simulateur de taxes permet d’observer le mécanisme et de le rendre discutable sur pièces. [3]

5) Institutions : sans moyens, sans contrôle, la pollution devient structurelle

Même quand des textes existent, encore faut-il pouvoir les appliquer, contrôler, sanctionner, et tenir une ligne stable dans le temps. Lorsque les institutions sont sous-dotées, la réalité devient une somme d’arrangements : exceptions, tolérances, blocages, absence de contrôle durable. Et c’est exactement là que la pollution cesse d’être un “problème” et devient un “système”.

6) Une trajectoire qui s’aggrave

Sur la période 2006–2013, on retient une lecture simple : les rejets de CO₂ dans la capitale ont triplé. Ce qui compte ici, c’est la tendance : si l’indicateur augmente aussi fortement sur une période courte, c’est que le système “produit” plus de pollution, plus vite que les correctifs.

Ce qui changerait réellement la trajectoire

Le piège classique consiste à croire qu’il faut d’abord des projets lourds et coûteux. En réalité, certaines bascules réglementaires et fiscales ont un impact disproportionné :

• Norme carburant : rendre la qualité mesurable, contrôlable, et progressivement alignée sur un standard acceptable.
• Fiscalité véhicule : arrêter d’encourager indirectement le parc le plus polluant ; favoriser le renouvellement.
• Contrôle minimal mais réel : même imparfait, un contrôle effectif change les comportements.
• Stabilité de la doctrine : ce sujet ne se traite pas en “campagne”, mais sur plusieurs années.

Conclusion

La pollution de l’air à Bamako n’est pas une fatalité climatique. C’est un résultat : celui d’un système de carburants, d’incitations, de congestion, et de capacités institutionnelles.

Tant que la règle fabrique un parc vieillissant et que la qualité du carburant reste un angle mort, la ville continuera à s’habituer à l’inacceptable — au prix de la santé, de la productivité, et de la crédibilité publique.