Le Burkina Faso a choisi la vitesse plutôt que l’attente. En l’espace de sept mois, le pays a mis en service ou lancé quatre projets thermiques majeurs, Bobo 2 (26,4 MW), Pabré (50 MW), Saaba (120 MW) et deux centrales privées cumulant 300 MW, sans compter le projet de 200 MW porté par Mark Cables. Cette accumulation rapide de capacités, même modestes à l’échelle continentale, traduit une doctrine claire : combler l’écart de production par tous les moyens disponibles pendant que les solutions plus lourdes, hydroélectriques ou solaires à grande échelle, se construisent sur un temps plus long. C’est une logique de pont énergétique, pas de solution définitive.
Le Gabon fait face à une équation différente mais tout aussi pressante. Le pays dispose d’un potentiel hydroélectrique considérable, illustré par les projets de Kinguélé Aval (35 MW, déjà en service depuis 2023) et de Booué, mais dont la montée en puissance reste soumise aux délais habituels de la construction de barrages, financement, études d’impact, raccordement au réseau. Entre-temps, Libreville continue de subir des délestages récurrents, notamment lors des pics de consommation en saison sèche, pendant que la SEEG, peine à moderniser un réseau de distribution vieillissant. Le pari burkinabè invite à se demander si le Gabon ne gagnerait pas à sécuriser, lui aussi, une capacité thermique ou solaire décentralisée de transition, plutôt que de miser uniquement sur les grands projets hydroélectriques dont les délais restent, par nature, incompressibles.
L’exemple ivoirien, pays qui exporte justement de l’électricité vers le Burkina Faso, offre un autre point de comparaison utile. Abidjan a bâti son excédent énergétique sur un mix diversifié, gaz naturel de Foxtrot International, thermique d’Azito et de CIPREL, puis hydroélectricité avec Soubré (275 MW) et plus récemment Singrobo-Ahouaty. Ce modèle montre qu’un pays de la sous-région peut passer d’importateur à exportateur en une décennie, à condition d’enchaîner les capacités plutôt que d’attendre un projet unique et massif. Le Gabon, malgré ses réserves gazières offshore encore sous-exploitées pour la production électrique domestique, n’a pas suivi cette trajectoire de diversification aussi systématiquement.
La question du financement mérite aussi d’être posée frontalement. Le Pacte national de l’énergie burkinabè mobilise 7,4 milliards de dollars du secteur privé sur cinq ans, soit près des trois quarts de l’enveloppe totale, l’État ne portant que 493 millions de dollars. Ce schéma de partage du risque avec des opérateurs privés, à l’image de Mark Cables ou du consortium des 300 MW, contraste avec la structure encore largement publique du secteur électrique gabonais, où les partenariats public-privé restent l’exception plutôt que la norme, en dehors de cas isolés comme la Société d’Énergie et d’Eau du Gabon dans certaines concessions historiques. Reproduire l’échelle de mobilisation privée burkinabè supposerait un cadre de garanties et de tarification plus attractif pour les investisseurs internationaux.
Enfin, l’urgence rurale reste le point aveugle commun aux deux pays, mais avec des proportions inversées. Le Burkina Faso affiche un taux d’électrification rural de seulement 10,2 %, contre 87,8 % en ville, et vise 70,7 % en zone rurale d’ici 2030 grâce notamment à des mini-réseaux solaires décentralisés. Le Gabon, avec un taux national déjà élevé, a paradoxalement moins investi dans les solutions hors réseau pour les localités reculées de l’intérieur, Ngounié, Ogooué-Ivindo ou Nyanga, où le raccordement au réseau national reste coûteux et où des solutions solaires isolées, à l’image de ce que teste actuellement le programme burkinabè avec ses kits solaires ruraux, pourraient combler l’écart plus vite qu’une extension classique du réseau SEEG.
