RDC : pourquoi un pays riche de plus de 100 000 MW de barrages importe encore 250 MW d’électricité

La RDC dispose d’un potentiel hydroélectrique techniquement exploitable estimé à plus de 100 000 MW, dont environ 44 000 MW rien que sur le site d’Inga. Pourtant, au début de 2026, une large partie du pays vit encore avec un accès limité à l’électricité. Ce décalage pèse sur l’activité économique, alourdit les coûts des entreprises et complique la stratégie de la Banque centrale quand l’offre d’énergie freine la production, donc les recettes en devises.

Le paradoxe est là. Un pays qui pourrait exporter des mégawatts importe encore du courant, pendant que son secteur minier, principal pourvoyeur de dollars, tourne avec un déficit énergétique évalué entre 500 et 1 000 MW, voire 1 200 MW selon les projets d’expansion annoncés pour 2025–2026.

Au sommet de l’État, les chiffres eux-mêmes font débat. En 2025, au forum Makutano, le ministre des Ressources hydrauliques et de l’Électricité, Aimé Molendo Sakombi, a affirmé que le taux d’accès à l’électricité était passé de 9 % à 21,5 % en cinq ans. D’autres sources citées dans le texte donnent des lectures très différentes : 22,1 % pour la Banque mondiale (2023), 19,0 % pour GOGLA (2024, incluant le solaire hors réseau), mais 10,3 % pour l’ARE (2024), qui s’appuie sur les abonnements formels. Derrière ces écarts, un enjeu de politique publique : si la base statistique est floue, la planification des investissements l’est aussi, et la crédibilité vis-à-vis des bailleurs se fragilise.

Sur le terrain, la fracture est brutale. En zones rurales, l’accès est présenté comme proche de 1 %. Dans les villes, le réseau existe mais le service reste instable, avec des délestages et des quartiers raccordés qui ne reçoivent pas une alimentation régulière. Cette instabilité a un coût économique immédiat : équipements endommagés par les variations de tension, investissements privés dans des régulateurs, générateurs et carburant, et renchérissement de la production.

Inga, cœur du système, mais production en dessous du potentiel

Inga concentre l’essentiel du symbole. Inga I (mis en service en 1972) affiche 351 MW installés. Inga II (inauguré en 1982) totalise 1 424 MW. Sur le papier, près de 1 775 MW au total. Dans les faits, le texte indique une production souvent autour de 40 % à 50 % de la capacité nominale, freinée par l’ensablement du canal d’amenée, la vétusté et des pannes récurrentes.

Faute de financement public suffisant, la remise à niveau prend une forme de “réparations par morceaux”. Le texte cite l’exemple d’Ivanhoe Mines, qui a financé la réhabilitation de la turbine G25 d’Inga II pour sécuriser 178 MW dédiés, dont une partie alimente Kamoa-Kakula. Ce modèle remet du courant dans le système, mais il installe aussi une logique à deux vitesses : les investissements suivent les besoins des sites industriels solvables avant ceux du réseau destiné aux ménages.

Dans ce contexte, le projet Grand Inga, annoncé à 40 000–42 000 MW, reste au stade des études et des annonces en 2025, sur fond de retraits d’investisseurs et de controverses environnementales et sociales. Autrement dit, la solution “géante” ne répond pas aux urgences des prochaines années.

Le choc se voit surtout dans les mines du Lualaba et du Haut-Katanga. Pour maintenir la production, les opérateurs se tournent vers l’auto-production thermique, notamment au diesel, et vers les importations. Le texte rapporte qu’en juillet 2024, le ministre Teddy Lwamba Muba a confirmé une importation de 250 MW “fermes” depuis la Zambie, en affirmant que cette puissance soutenait une contribution d’environ 8 milliards USD au PIB via la production minière. Cette dépendance est décrite comme une vulnérabilité, car la Zambie fait elle-même face à des tensions liées aux sécheresses.

Résultat : les miniers deviennent progressivement producteurs d’énergie. Le texte évoque un projet de centrale thermique de 540 MW à Luena, des projets hydro privés totalisant 100 MW, et une montée des projets solaires et de stockage sur sites industriels. C’est une réponse de marché à une défaillance de l’offre publique, mais aussi un signal : l’électricité devient un facteur déterminant de compétitivité.

À partir de là, l’énergie bascule aussi dans le champ géopolitique. Le texte cite un partenariat stratégique signé le 4 décembre 2025 à Washington entre la RDC et les États-Unis, structuré en quatre piliers (économie et commerce, sécurité et défense, sciences et technologies, gouvernance), avec un comité conjoint de 10 membres. Dans l’espace public, des rumeurs d’investissements de 500 milliards USD sur 15 ans ont circulé, mais le texte souligne qu’il s’agit d’un chiffre avancé dans un cadre universitaire, pas d’un engagement officiel.

Le projet le plus concret cité est le Corridor de Lobito, destiné à relier la zone minière au port angolais. La BAD y est présentée comme engagée à plus de 1 milliard USD, avec 500 millions USD pour le tronçon ferroviaire Zambie-Lobito et 289 millions USD pour des chaînes de valeur agricoles et des infrastructures connexes en RDC. Le texte mentionne aussi 13,2 millions USD via l’USTDA pour préparer des projets numériques et d’énergie propre associés au corridor, ainsi qu’une hausse de la fréquence des convois à deux rotations par semaine.

Au final, la crise de l’électricité en RDC est un verrou macroéconomique. Elle limite la production, donc les entrées de devises, et renchérit les coûts, ce qui pèse sur les prix et sur la capacité de l’État à stabiliser l’économie. Tant que la production restera en dessous du potentiel, que les chiffres resteront disputés et que les investissements se feront “au cas par cas”, l’énergie restera un sujet de souveraineté, autant qu’un dossier technique.

— Peter MOYI