100 000 MW de réserves hydroélectriques sur le fleuve Congo, un record continental. 22,1 % seulement d’accès à l’électricité en 2023. Et une facture extérieure qui grimpe : 1,47 TWh d’électricité importée en 2023, proche du pic 2021. Le contraste résume l’impasse : des actifs anciens (Inga I : 351 MW ; Inga II : 1 424 MW) sous-utilisés, des pertes techniques et commerciales très élevées, une demande minière qui s’accélère plus vite que l’offre publique.

Pourquoi la RDC importe-t-elle du courant malgré Inga ?

Le système repose encore sur Inga I & II, mis en service en 1972 et 1982. Plusieurs groupes tournent en dessous de leur capacité nominale, la maintenance ayant pris du retard pendant des années. Pour sécuriser l’alimentation du corridor minier, le privé intervient : Ivanhoe Mines finance la remise à niveau de la turbine 5 d’Inga II (162 MW) via un accord avec la SNEL – un ajout ciblé qui aide la mine Kamoa-Kakula et soulage une partie du réseau. Un communiqué d’Ivanhoe publié le 16 août 2021 fixait déjà cet objectif ; une note récente annonce une finalisation imminente de la réhabilitation.

Le goulet d’étranglement n’est pas seulement la production. Les pertes sur le réseau (techniques + commerciales) restent très hautes. Des travaux académiques les situent autour de 36 % de l’énergie injectée ; des documents de projet plus récents évoquent ≈ 46 % fin 2023 dans les périmètres SNEL, avec un objectif de réduction graduelle. Tant que ces fuites ne sont pas colmatées (comptage, relève, recouvrement, réhabilitation des postes et lignes), chaque mégawatt gagné à la centrale se dilue avant d’atteindre l’utilisateur.

L’équation minière pèse lourd. Les sites du cuivre et du cobalt réclament une alimentation stable et prévisible. En attendant la remise à niveau du parc national, la RDC s’appuie sur les interconnexions régionales. Avec la Zambie, une liaison 220 kV co-exploitée (CEC–SNEL) offre ≈ 250 MW de capacité et doit être portée en double circuit vers ≈ 550 MW. Autre axe en cours : la Kalumbila–Kolwezi (330 kV, ~200 km, 270 M$), validée en mai 2025 par le régulateur zambien pour fluidifier les échanges vers le Lualaba. Ces chantiers sécurisent l’approvisionnement industriel mais renforcent, à court terme, la dépendance aux importations.

Côté accès des ménages, l’écart est profond : 22,1 % d’électrification nationale en 2023, bien en dessous de la moyenne régionale. L’insuffisance du réseau pousse des millions de foyers vers le bois-énergie et le charbon de bois, avec un impact direct sur les forêts du Kivu et autour des aires protégées. Les suivis satellitaires de Global Forest Watch et des enquêtes récentes décrivent une hausse des coupes liées à l’usage domestique et aux réseaux illicites, dans un contexte sécuritaire fragile.

Sur le front des investissements, le gouvernement et ses partenaires remettent Inga 3 à l’agenda. Le 3 juin 2025, la Banque mondiale a approuvé 250 M$ (première phase d’un programme d’1 Md$). L’institution promet des investissements locaux et des garde-fous sociaux. Des ONG internationales rappellent, elles, les risques de déplacements, de sur-endettement et d’une électricité captée par l’industrie si la conception n’intègre pas des obligations fermes de desserte des ménages.

Lecture technique et pistes d’action

1) Réhabiliter, mesurer, encaisser. La réfection d’Inga I & II, la remise à niveau des postes et l’assainissement commercial (compteurs, télémesure, recouvrement) livrent des gains « immédiats » : chaque point de pertes récupéré se traduit en kWh utile sans investissement massif en nouvelles turbines. Les opérations en cours à Inga II (162 MW) montrent qu’un co-investissement industriel peut aller vite quand les contrats sont clairs.

2) Diversifier les solutions d’accès. Les mini-réseaux solaires et les petites hydro locales électrifient vite là où le backbone n’arrive pas encore. À Goma, un mini-réseau solaire interconnecté au parc de Virunga alimente eau, ateliers et commerces ; les coûts d’usage baissent et l’activité locale repart. Ce type d’actif, réplicable et modulaire, réduit la pression sur le réseau national tout en soutenant l’économie urbaine.

3) Encadrer la grande hydraulique. Pour Inga 3, la condition est simple : transparence des contrats, plan de raccordement ménages/PME vérifiable, clauses sociales opposables, suivi environnemental public, gouvernance indépendante des flux financiers. À défaut, le risque est de produire sans distribuer et de prolonger l’écart entre l’énergie des mines et l’énergie des foyers.

4) Sécuriser les interconnexions sans s’y enfermer. Les liaisons avec la Zambie sont utiles pour lisser la courbe de charge du Katanga/Lualaba. Elles doivent rester un appoint pendant que le pays restaure sa base de production et réduit les pertes. Les chiffres d’importations (1,47 TWh en 2023) rappellent que la facture extérieure augmente lorsque le parc domestique patine.

— M. KOSI