Le présent chapitre analyse l’état actuel du financement du secteur de l’énergie en Afrique et plusieurs scénarios qui soulignent l’importance de la participation des marchés de la dette privée et publique pour atteindre les objectifs climatiques correspondant aux engagements annoncés. L’analyse de scénarios régionaux, axée sur l’Afrique du Nord et l’Afrique subsaharienne, met en évidence les possibilités et les risques pour les responsables de l’action publique. La répartition de ces scénarios par région rend également compte des variations hétérogènes de variables économiques et financières clés, telles que la croissance de l’investissement public et privé intérieur, l’investissement direct étranger, le ratio dette publique/PIB, le financement climatique international pour les pays en développement et la structure capitalistique du secteur de l’énergie, en mettant en évidence des leviers décisifs pour financer la transition climatique en Afrique.
Rapport sur les marchés de capitaux en Afrique 2025
Description
Le présent chapitre examine les besoins de financement pour la transition vers une économie bas carbone en Afrique, en s’appuyant sur une analyse de scénarios conforme au scénario des engagements annoncés (APS) défini par l’Agence internationale de l’énergie (AIE), et en mettant l’accent sur les obligations d’entreprise. Il a principalement pour objet de mettre en évidence les évolutions nécessaires des marchés des obligations d’entreprise, de l’intégration des marchés de capitaux régionaux, de l’investissement direct étranger et du financement climatique international pour permettre aux sociétés du secteur de l’énergie de réaliser les investissements nécessaires à la transition climatique. L’analyse examine l’Afrique du Nord et l’Afrique subsaharienne séparément.
D’après le scénario des engagements annoncés (APS) de l’AIE, les investissements actuels dans les énergies propres doivent être multipliés par 2.4 en Afrique du Nord et par 1.8 en Afrique subsaharienne pour atteindre les objectifs fixés à l’horizon 2026. Si les investissements dans ces régions, respectivement de 14 milliards USD et 33 milliards USD en 2024, ne satisfont pas à ces exigences, ils ont néanmoins augmenté respectivement de 16 % et 14 % par an au cours des trois dernières années, dépassant la croissance du PIB, qui a été de 3.3 % en Afrique du Nord et de 2.2 % en Afrique subsaharienne.
Les trajectoires d’investissement seront très différentes selon que la majeure partie des investissements seront réalisés par le secteur public ou par le secteur privé. Les scénarios présentés ne contiennent pas de recommandations à l’intention des gouvernements, pas plus qu’ils ne représentent les projections les plus probables des évolutions futures. Leur analyse permet de quantifier les implications respectives d’un scénario où les investissements sont majoritairement le fait du secteur public et d’un scénario où les marchés de capitaux jouent le rôle principal, aidant ainsi les pouvoirs publics à en évaluer la faisabilité et à définir les mesures à prendre.
Dans notre scénario de référence, reposant sur l’hypothèse que la croissance des investissements climatiques des secteurs public et privé se poursuit conformément aux tendances récentes, l’Afrique du Nord et l’Afrique subsaharienne sont confrontées à des déficits d’investissement à moyen terme (respectivement jusqu’en 2044 et 2037), mais dégagent ensuite des excédents d’investissement dépassant les objectifs du scénario des engagements annoncés (APS) de l’AIE. Toutefois, l’APS n’a pas les ambitions de l’Accord de Paris, qui exigent des investissements annuels nettement plus élevés jusqu’en 2050.
Dans le scénario où le secteur public fournit des financements supplémentaires pour répondre aux besoins d’investissement par l’émission de titres de dette ou en apportant un soutien au financement climatique qui va au-delà du nouvel objectif chiffré collectif pour le financement de l’action climatique fixé lors de la 29e Conférence des Nations Unies sur les changements climatiques (COP29), l’Afrique du Nord aura besoin d’un soutien supplémentaire annuel moyen de 9 milliards USD (2025-50) lorsque la dette publique sera devenue insoutenable, tandis que l’Afrique subsaharienne financera ses besoins d’investissement sans apports supplémentaires de financement du développement.
Dans un scénario où le secteur privé procure la totalité des financements supplémentaires requis pour satisfaire les besoins d’investissement, un développement considérable des marchés de capitaux serait nécessaire en Afrique du Nord et en Afrique subsaharienne. Cela vaut tout particulièrement pour la dette négociable des entreprises du secteur de l’énergie dans les deux régions, qui devrait croître à des taux annuels de 20.4 % et 14.9 %, respectivement, entre 2024 et 2050.
Dans les trois scénarios analysés, la dette négociable des entreprises du secteur de l’énergie croît au moins trois fois plus vite que le PIB en Afrique du Nord et cinq fois plus vite en Afrique subsaharienne, ce qui met en évidence à la fois le défi que représente la mobilisation des marchés de la dette pour la transition bas carbone et le potentiel du secteur privé pour faire progresser cette transformation.
L’intégration des marchés de capitaux africains pourrait jouer un rôle clé dans la transition énergétique de l’Afrique. Le Projet de liaison des bourses africaines (African Exchange Linkage Project, AELP), qui s’est récemment étendu pour relier dix grandes bourses couvrant 90 % de la capitalisation boursière du continent, qui s’élève à 1 500 milliards USD, pourrait diversifier et accroître les sources de financement, en suivant des modèles d’intégration tels que celui de nuam en Amérique du Sud.
Sont étudiés dans la présente section les investissements récents dans la transition climatique et les financements nécessaires pour réaliser le scénario des engagements annoncés de l’AIE, en retenant une segmentation par secteur énergétique et par région.
4.2.1. Investissements passés et futurs dans la transition climatique
L’AIE propose une ventilation fine, entre les sous-secteurs et les régions africaines, des investissements récents dans la transition climatique et des besoins d’investissement futurs qu’il faudra satisfaire pour atteindre les objectifs de neutralité carbone de l’Afrique du Nord et subsaharienne. Si le périmètre des activités d’investissement tracé par l’AIE couvre principalement l’atténuation du changement climatique et englobe pour partie des composantes transversales (autrement dit des investissements obéissant à la fois à des objectifs d’atténuation du changement climatique et d’adaptation au changement climatique), il n’embrasse pas complètement l’investissement dans l’adaptation au changement climatique, l’indemnisation des pertes et dommages et la préservation de la nature. Les investissements dans l’adaptation au changement climatique et la préservation de la nature n’entrent pas dans le champ de l’analyse principale qui est présentée dans ce chapitre.
Pour l’AIE, les investissements totaux dans la transition climatique sont les « investissements totaux dans les énergies propres » qu’elle ventile entre production d’électricité renouvelable, réseaux électriques, stockage par batteries, combustibles propres et captage dans l’air, efficacité énergétique et technologies d’utilisation finale dans les transports, les bâtiments et l’industrie. La production d’électricité renouvelable comprend l’énergie solaire, éolienne et nucléaire, ainsi que d’autres sources d’énergie renouvelables. Les combustibles propres comprennent l’hydrogène et les biocarburants. Le Graphique 4.1 montre que la croissance des investissements dans les énergies propres en Afrique du Nord et en Afrique subsaharienne a dépassé celle des secteurs de l’énergie à forte intensité d’émission, l’APS de l’AIE prévoyant que cette tendance se poursuive jusqu’en 2050.
En Afrique du Nord, les investissements dans les énergies propres sont passés de 10 milliards USD en 2015 à 14 milliards USD en 2024, soit un taux de croissance annuel composé (TCAC) de 3.8 %, tandis que les investissements dans les énergies à forte intensité d’émission ont diminué, passant de 46 milliards USD à 23 milliards USD sur la même période (TCAC de -7.4 %). Il convient toutefois de noter qu’il y a eu une accélération des investissements dans les énergies propres au cours des cinq dernières années, ces derniers progressant à un TCAC de 11.8 % sur la période, après une baisse des investissements entre 2015 et 2019. À l’inverse, les investissements dans les actifs à forte intensité d’émission ont diminué au TCAC de 8.1 % au cours des cinq dernières années.
En ce qui concerne l’avenir, les investissements dans les énergies propres en Afrique du Nord devront avoir atteint 89 milliards USD en 2050 (TCAC de 7.4 %), tandis que les investissements dans les énergies à forte intensité d’émission continueront de diminuer pour s’établir à 11 milliards USD (TCAC de -2.4 %).
En Afrique subsaharienne, les investissements dans les énergies propres sont passés de 19 milliards USD en 2015 à 33 milliards USD en 2024, soit un TCAC de 6.3 %, tandis que les investissements dans les énergies à fortes émissions ont diminué, passant de 78 milliards USD à 47 milliards USD sur la même période (TCAC de -5.5 %). Au cours des cinq dernières années, les investissements dans les énergies propres ont progressé à un TCAC de 14.2 %, après une baisse entre 2015 et 2019. Les investissements dans les actifs à fortes émissions en Afrique subsaharienne ont augmenté au TCAC de 5.5 % au cours des cinq dernières années, ce qui contraste avec la baisse de ces investissements en Afrique du Nord au cours de la même période
À l’avenir, les investissements dans les énergies propres en Afrique subsaharienne devront avoir atteint 202 milliards USD en 2050 (TCAC de 7.3 %), tandis que les investissements dans les énergies à fortes émissions devront tomber à 10 milliards USD (TCAC de -4.8 %).
L’investissement total dans les énergies propres en Afrique du Nord et en Afrique subsaharienne devra continuer d’augmenter à des taux annuels de 7.4 % et 7.3 %, respectivement, entre 2025 et 2050, pour tenir les engagements annoncés.
Source : Base de données propriétaires de l’AIE.
Le Graphique 4.2 présente une ventilation des investissements dans les énergies propres par secteur énergétique. En Afrique du Nord, les investissements dans la production d’électricité d’origine renouvelable sont passés de 2 milliards USD en 2019 à 5 milliards USD en 2024 (TCAC de 20.1 %) et devraient atteindre 27 milliards USD en 2050 (TCAC de 6.6 % sur la période 2024-50). Ce dernier taux masque toutefois des besoins de croissance initiaux élevés, les investissements devant quadrupler pour atteindre 20 milliards USD d’ici à 2026 avant de culminer à 28 milliards USD en 2034 (TCAC de 19.0 % de 2024 à 2034) puis de diminuer progressivement avant de repartir à la hausse entre 2041 et 2050. La production d’électricité d’origine renouvelable nécessite des investissements concentrés en début de période pour éviter que les émissions ne se pérennisent, ce qui explique un pic initial. L’augmentation suivante des besoins d’investissement dans cette catégorie est ensuite imputable aux coûts de remplacement et de réparation des premières installations solaires et éoliennes.
Les investissements dans l’efficacité énergétique et les technologies d’utilisation finale en Afrique du Nord, qui sont passés de 2 milliards USD en 2019 à 5 milliards USD en 2024 (TCAC de 20.1 %), devraient atteindre 31 milliards USD d’ici à 2050 (TCAC de 7.2 %) et croître tout au long de la période pour devenir la catégorie d’investissement dominante avant 2050. Les investissements dans les réseaux électriques sont restés relativement stables, passant de 4 milliards USD en 2019 à 5 milliards USD en 2024 (TCAC de 4.6 %), et devraient atteindre 18 milliards USD d’ici à 2050 (TCAC de 5.1 %), même s’ils se stabilisent à partir de 2040. Le stockage par batterie et les combustibles propres/le captage dans l’air restent des composantes relativement mineures, n’atteignant respectivement que 1 milliard USD et 12 milliards USD à l’horizon 2050.
En Afrique subsaharienne, les investissements dans la production d’électricité d’origine renouvelable ont plus que doublé, passant de 7 milliards USD en 2019 à 16 milliards USD en 2024 (TCAC de 18.0 %), et devraient atteindre 69 milliards USD en 2050 (TCAC de 5.8 %). Comme en Afrique du Nord, il faudra pour cela une forte croissance initiale, ces investissements devant atteindre 36 milliards USD en 2026, culminer à 50 milliards USD en 2031 (TCAC de 12.1 % de 2024 à 2031) puis se stabiliser. Les investissements dans l’efficacité énergétique et les technologies d’utilisation finale sont passés de 5 milliards USD en 2019 à 9 milliards USD en 2024 (TCAC de 12.5 %), et devraient augmenter fortement pour atteindre 97 milliards USD en 2050 (TCAC de 9.5 %), croissant toujours plus rapidement pour devenir la catégorie dominante, représentant près de la moitié du total des investissements dans les énergies propres en 2050. Les investissements dans les réseaux électriques ont plus que doublé, passant de 4 milliards USD en 2019 à 9 milliards USD en 2024 (TCAC de 17.6 %), et devraient atteindre 20 milliards USD d’ici à 2050 (TCAC de 3.1 %), croissant de manière régulière sur toute la période alors qu’ils finissent par atteindre un palier en Afrique du Nord. Le stockage par batterie passera à 10 milliards USD et les combustibles propres à 2 milliards USD en 2050, restant relativement marginaux dans la combinaison globale d’investissements des deux régions.
Alors que les investissements dans la production d’électricité d’origine renouvelable doivent croître rapidement au début avant de se stabiliser dans les années 2030, les investissements dans l’efficacité énergétique et les technologies d’utilisation finale augmentent régulièrement tout au long de la période.
Source : Base de données propriétaires de l’AIE.
4.2.2. Méthodologie et scénario APS sous-jacent de l’AIE
L’analyse de l’Afrique repose sur le scénario APS de l’AIE, car il s’agit d’un objectif ambitieux mais pragmatique. Bien que la croissance à long terme des investissements dans les énergies propres requise dans le scénario APS (7.4 % en Afrique du Nord et 7.2 % en Afrique subsaharienne) dépasse largement les taux de croissance du PIB à long terme de ces régions (respectivement 2.2 % et 4.1 %), ces taux de croissance restent inférieurs, mais proches, de la croissance historique des investissements dans les énergies propres observée depuis 2019.
Les lecteurs doivent savoir que si l’APS intègre tous les engagements climatiques annoncés, y compris les contributions déterminées au niveau national et les engagements à long terme de neutralité carbone, il n’atteint pas la neutralité carbone à l’échelle mondiale d’ici à 2050. Au lieu de cela, les émissions mondiales devraient passer de 38 GtCO2 en 2023 à 17 GtCO2 en 2050. L’APS ne respecte que l’objectif de limitation du réchauffement planétaire à environ 1.7 °C d’ici à 2100, qui dépasse la limite de 1.5 °C visée par l’Accord de Paris à l’horizon 2050 (AIE, 2023[1]). Par conséquent, le scénario APS représente une trajectoire ambitieuse mais insuffisante, et des mesures supplémentaires devront être prises, au-delà des engagements actuellement annoncés, pour parvenir à une parfaite neutralité carbone d’ici le milieu du siècle.
Bien que l’on ne dispose pas de données spécifiques à l’Afrique pour le scénario de réduction à zéro des émissions nettes de CO₂ d’ici à 2050 (scénario ZEN) de l’AIE, les différences en termes de besoins d’investissement et d’ambition entre les scénarios ZEN et APS pour les économies de marché émergentes et en développement (MEED) autres que la Chine sont importantes. Dans ces économies, on estime que les besoins d’investissement dans le scénario ZEN sont supérieurs d’environ 32 % à ceux de l’APS pour la période 2026-30, de 45 % pour la période 2031-35 et de 28 % à partir de 2036.
La présente section a pour objet d’étudier la structure actuelle du capital des entreprises du secteur de l’énergie (qui se compose des entreprises énergétiques et des sociétés de services collectifs liés à l’énergie), en suivant la même méthode d’analyse que celle présentée au chapitre quatre du Rapport sur la dette mondiale 2025 publié par l’OCDE (OCDE, 2025[2])), et en s’intéressant tout particulièrement à l’utilisation qu’elles font des obligations classiques et des obligations durables.
4.3.1. Investissements du secteur public et du secteur privé
Des données spécifiques à l’Afrique sur la répartition des contributions publiques et privées aux investissements dans les énergies propres n’étaient pas disponibles au moment de la publication. L’analyse s’appuie donc sur des estimations pour les MEED à l’exclusion de la Chine, qui couvrent également la région Afrique. Au sein de ce groupe, on estime que les sources publiques ont représenté 22 % des investissements dans les énergies propres en 2023, une part qui est restée globalement stable ces dernières années (AIE, 2024[3] ; 2024[4]).
4.3.2. Structure du capital des entreprises du secteur de l’énergie
Si les investissements dans l’atténuation du changement climatique couvrent divers secteurs, dont l’efficacité énergétique et les technologies d’utilisation finale dans les transports, l’immobilier et l’industrie, la suite de l’analyse présentée dans cette section porte essentiellement sur celui de l’énergie (c’est-à-dire hors investissements dans l’efficacité énergétique et les technologies d’utilisation finale dans d’autres secteurs). La principale raison en est que les investissements dans la transition climatique réalisés dans ce secteur selon le scénario APS de l’AIE sont nettement plus élevés que dans d’autres scénarios ne permettant pas d’atteindre les objectifs de l’Accord de Paris, comme le scénario des politiques annoncées (STEPS), ce qui entraîne une augmentation de la taille des marchés du secteur de l’énergie. La section « Évolution des marchés d’actions et d’obligations dans le secteur de l’énergie » contient des estimations de l’évolution de la taille des marchés des actions et des obligations d’entreprises du secteur de l’énergie qui en résulte.
En revanche, il ressort de l’édition 2023 des Perspectives des transports (FIT, 2024[5]) qu’une part croissante des investissements liés à la transition climatique dans les transports, conformément à leur scénario d’ambitions élevées, conduit à des besoins d’investissement totaux moindres en raison d’une utilisation plus efficiente des infrastructures et du passage à des modes de transport durables. Les besoins annuels d’investissement dans les infrastructures essentielles sont estimés à l’équivalent de 1.7 % du PIB mondial d’ici à 2050 selon le scénario des ambitions inchangées, et les estimations sont à peine moins élevées (1.6 %) selon le scénario d’ambitions élevées conforme à l’Accord de Paris. C’est pourquoi il est peu probable que les investissements dans l’atténuation du changement climatique dans le secteur des transports entraînent une augmentation notable de la taille des marchés des actions et des obligations de ce secteur.
La structure du capital (autrement dit les parts respectives des différentes sources de financement) des sociétés cotées du secteur de l’énergie et de ses sous-secteurs – notamment ceux des énergies fossiles et des énergies renouvelables – varie selon la nature de leur modèle économique et du développement du secteur bancaire et des marchés de capitaux dans les pays où elles exercent leurs activités. La présente section se fonde sur les données de 55 sociétés cotées du secteur de l’énergie, couvrant l’ensemble des secteurs africains de l’énergie et des services collectifs liés à l’énergie, et propose une ventilation de leur capital entre dette négociable, dette non négociable (et autres passifs), et fonds propres. La dette non négociable comprend les prêts bancaires et les contrats de location-financement, et les autres passifs comprennent notamment les comptes créditeurs, les produits constatés d’avance, les engagements au titre du régime de retraite et d’autres avantages postérieurs à l’emploi ou encore les impôts différés.
Les résultats sont présentés suivant deux méthodes distinctes :
1. avec les obligations, la dette hors obligations et les fonds propres, qui constituent les instruments de financement des entreprises du secteur, exprimés en pourcentage de la somme de la dette et des fonds propres (Graphique 4.3, partie A) ;
2. avec les obligations, la dette hors obligations, les autres passifs et les fonds propres, exprimés en pourcentage du total des actifs (égal à la somme des fonds propres et des passifs), cette méthode donnant une vision plus complète des ressources employées par les entreprises pour financer la totalité de leurs actifs (Graphique 4.3, partie B).
La section « Évolution des marchés d’actions et d’obligations dans le secteur de l’énergie » a pour objet d’établir des estimations de l’évolution des actifs du secteur de l’énergie à partir des besoins d’investissement ressortant du scénario APS de l’AIE et, en appliquant l’identité comptable fondamentale selon laquelle le montant total des actifs est égal à celui des sources de financement, elle fait correspondre à l’accroissement des actifs du secteur un montant équivalent de sources de financement, telles que définies dans la seconde méthode.
Les entreprises du secteur énergétique en Afrique ne présentent pas un niveau élevé de dette négociable, les entreprises nord-africaines recourant davantage à l’endettement sous forme de dette non négociable, tandis que les entreprises subsahariennes recourent davantage au financement par fonds propres.
Note : Les parts correspondent aux valeurs totales pour le secteur (les grandes entreprises ayant un poids supérieur dans les calculs). Cette analyse repose sur les données financières des entreprises de 2024.
Source : Ensemble de données de l’OCDE sur la durabilité des entreprises ; LSEG.
En 2024, le financement obligataire des entreprises du secteur de l’énergie en Afrique du Nord représentait 5 % de la somme de la dette et des fonds propres, tandis que les entreprises du secteur de l’énergie en Afrique subsaharienne n’avaient pas d’encours d’obligations cotées. L’endettement était également plus élevé en Afrique du Nord, les entreprises y recourant davantage à la dette négociable et à la dette non négociable (celle-ci représentant 62 % de la somme de la dette et des fonds propres contre 39 % en Afrique subsaharienne), et moins au financement sur fonds propres (33 % contre 61 % en Afrique subsaharienne).
Lorsque l’on considère les parts relatives des différentes sources de financement des actifs totaux (en tenant compte des autres passifs), telles qu’elles sont indiquées dans la partie B du Graphique 4.3, les différences entre régions subsistent, même si les pourcentages des obligations et des fonds propres diminuent du fait de l’accroissement du dénominateur. Cet effet est particulièrement prononcé en Afrique subsaharienne, où les autres passifs sont plus importants en proportion.
4.3.3. Tendances des marchés des obligations d’entreprises et des obligations durables dans le secteur africain de l’énergie
Alors que la dette négociable des entreprises cotées du secteur de l’énergie est restée limitée à 300 milliards USD en Afrique du Nord et était inexistante en Afrique subsaharienne en décembre 2024 (graphique 4.3), les données de 2025 indiquent une tendance à la hausse. En outre, l’analyse de la dette négociable des entreprises non cotées montre une activité obligataire plus élevée, en particulier de la part d’une entreprise énergétique publique non cotée en Afrique subsaharienne.
En Afrique du Nord, une société cotée supplémentaire a émis des titres de dette négociables, portant l’encours total de la dette à 367 milliards USD en juillet 2025. De même, une entreprise d’Afrique subsaharienne (cotée au Nigéria) a émis des titres de dette négociables (même s’ils ont été émis et cotés en Europe et aux États-Unis plutôt que sur son marché intérieur) à hauteur de 650 millions USD.
Le secteur africain de l’énergie restait absent du marché des obligations durables en juillet 2025, aucun titre de ce type n’ayant été émis.
4.4.1. Méthodologie et hypothèses de scénario
Cette section décrit trois scénarios de financement des investissements futurs dans la transition climatique tous secteurs confondus, chacun offrant une perspective différente sur la façon dont les marchés financiers pourraient évoluer en fonction des choix fondamentalement différents des pouvoirs publics et du secteur privé. Il s’agit d’un Scénario de référence (ScR), d’un Scénario reposant sur le secteur public (ScSP) et d’un Scénario reposant sur les marchés de capitaux (ScMC). Chaque scénario est fondé sur des hypothèses différentes concernant la croissance de l’investissement dans l’atténuation du changement climatique, la répartition de l’investissement entre les secteurs public et privé, le financement climatique en faveur des pays en développement et l’IDE de création. Le Tableau 4.1 donne une vue synthétique des hypothèses sous-jacentes et des indicateurs de résultats sur lesquels des explications plus détaillées figurent dans les sections suivantes et à l’Annexe 4.A.
Ces scénarios n’aboutissent pas à la formulation de recommandations précises à l’intention des pouvoirs publics les invitant à adopter une stratégie en particulier, pas plus qu’ils ne représentent les projections les plus probables des évolutions à venir. En tout état de cause, le ScR peut être considéré comme plus réaliste à court terme, sachant que les marchés de capitaux devraient se situer, à long terme, quelque part entre les deux extrêmes que représentent le ScSP et le ScMC. Cela étant, l’intérêt de cet exercice d’analyse de scénarios réside pour partie dans le fait qu’il permet d’illustrer combien il serait irréaliste de trop s’en remettre soit au secteur public, soit au secteur privé.
S’en remettre pour l’essentiel à des financements publics pourrait amener à des niveaux et des dynamiques intenables d’endettement public. À l’inverse, s’appuyer à l’excès sur le secteur privé pour combler des déficits d’investissement à court et moyen terme nécessiterait que la croissance de l’investissement du secteur privé et de l’endettement sur les marchés qui l’accompagne en Afrique du Nord et subsaharienne soit sensiblement supérieure à son niveau actuel. Cette tentative d’évaluation quantitative des conséquences des stratégies donnant le rôle principal au secteur public par rapport à celles privilégiant le financement sur les marchés de capitaux permet d’en apprécier la viabilité et de définir les mesures qu’il convient de prendre.
La section suivante décrit le ScR, dans lequel la croissance de l’investissement climatique, la part des investissements du secteur public et l’IDE de création évoluent selon les tendances historiques tandis que les objectifs de financement du développement adoptés lors de la COP29 sont atteints d’ici à 2035 (CCNUCC, 2024[6]). La section qui suit contient une présentation du ScSP, dans lequel les investissements du secteur public sont censés évoluer dans le droit fil des tendances antérieures, et le secteur public intensifie sa participation au financement des besoins à couvrir pour répondre aux attentes, en termes d’investissement dans l’atténuation du changement climatique, prévues dans le scénario APS de l’AIE décrit dans la section « Méthodologie et scénario APS sous-jacent de l’AIE ». Les résultats obtenus sont une contribution du secteur public à l’investissement et des ratios dette/PIB variables, qui constituent les indicateurs de résultats selon ce scénario.
Enfin, dans le ScMC, les hypothèses posées sont que les États sont soumis à des limitations du ratio dette/PIB (60 % pour l’Afrique du Nord et 55 % pour l’Afrique subsaharienne) et que les investissements du secteur privé financés sur les marchés de capitaux sont à la hauteur des besoins prévus dans le scénario APS de l’AIE. La limite du ratio dette/PIB pour l’Afrique subsaharienne tient compte des éclairages apportés par l’analyse de viabilité de la dette du FMI pour l’Afrique subsaharienne, la méthodologie détaillée étant présentée en annexe. Concernant les pays d’Afrique du Nord, pour lesquels le FMI n’a pas réalisé d’analyse comparable de la viabilité de la dette, le seuil de 60 % du PIB prévu par les mécanismes de réduction de la dette des règles budgétaires de l’UE est appliqué (Parlement européen, 2024[7]). Le cadre de l’UE prévoit deux seuils de déclenchement, à savoir un ratio dette/PIB de 60 % et un ratio dette/PIB de 90 %. Le ScMC repose également sur l’hypothèse que l’IDE de création est multiplié par trois (en proportion de l’investissement du secteur privé) d’ici à 2035.
Contrairement au ScMC, le ScSP offre aux deux régions une plus grande flexibilité en ce qui concerne le ratio dette publique/PIB, en fixant un plafond de 75 % du ratio dette/PIB pour l’Afrique du Nord, soit le point médian entre les deux seuils de la règle budgétaire de l’UE, et de 60 % pour l’Afrique subsaharienne, ce qui correspond au seuil inférieur. En 2024, le ratio dette/PIB de l’Afrique du Nord s’établissait à 72.8 %, tandis que celui de l’Afrique subsaharienne atteignait 61.1 %. Le FMI prévoit que le ratio de l’Afrique subsaharienne, en l’absence d’emprunts supplémentaires liés à la transition climatique, passera à 54.9 % d’ici à 2030, ce qui donnera à la région une marge de manœuvre budgétaire pour se rapprocher de la limite de 60 % prévue par le ScSP.
Le ScSP et le ScMC s’appuient sur les estimations du ratio dette/PIB du FMI. Ces chiffres de référence ne prennent pas en compte les dépenses du secteur public allouées à la transition climatique figurant dans le scénario APS de l’AIE. C’est pourquoi le financement futur, par le secteur public, des investissements dans la transition climatique conformément au scénario APS de l’AIE représente un fardeau supplémentaire, en termes de dette publique, dans l’analyse de scénarios présentée dans ce chapitre. Dans tous les scénarios, le ratio dette publique/PIB est supposé rester à son niveau de référence en l’absence d’investissements dans la transition climatique, abstraction faite des pressions autres s’exerçant sur les finances publiques, comme celles résultant du vieillissement des populations (Guillemette et Turner, 2021[8]).
4.4.2. Scénario de référence
Le ScR ne nécessite pas d’investissements dans l’atténuation du changement climatique pour la réalisation des objectifs annuels définis dans le scénario APS de l’AIE ; il repose en revanche sur l’hypothèse que l’investissement croît dans un premier temps au taux moyen calculé sur les trois années précédentes (2022 à 2024) et converge vers la croissance du PIB à long terme. Le déficit d’investissement est défini comme la différence entre les projections des investissements réels et requis et le report des déficits annuels d’une année sur l’autre crée un déficit d’investissement cumulé. Ce scénario simplifié ne rend pas compte de l’accroissement des besoins d’investissement futurs résultant du report de certains investissements au cours de périodes antérieures.
Dans un premier temps, la poursuite des investissements à un rythme égal aux taux de croissance antérieurs crée des déficits de financement en Afrique du Nord et subsaharienne. Toutefois, comme le montre le Graphique 4.1, la courbe de la croissance des besoins d’investissement dans la transition climatique s’aplatit à partir de 2031 en Afrique du Nord et en Afrique subsaharienne, ce qui facilite le comblement du déficit d’investissement et à terme la production d’excédents. En Afrique subsaharienne, les besoins d’investissement repartent à la hausse à partir de 2042, mais la croissance du PIB à long terme de la région favorise le maintien de la capacité d’investissement, créant un excédent croissant au fil du temps. L’analyse repose sur l’hypothèse que les investissements dans la transition climatique convergent vers les taux de croissance du PIB à long terme.
La création d’un excédent n’indique pas que l’Afrique du Nord et l’Afrique subsaharienne parviennent à la neutralité carbone. Si les deux régions sont confrontées à des déficits d’investissement à court et moyen terme par rapport aux engagements annoncés dans le scénario APS, elles finissent par respecter et dépasser ces engagements. Toutefois, ces niveaux d’investissement restent insuffisants pour satisfaire aux besoins du scénario ZEN.
Si la croissance de l’investissement se poursuit en 2025 et 2026 au rythme moyen des trois dernières années – 16 % pour l’Afrique du Nord et 14 % pour l’Afrique subsaharienne –, on estime que l’investissement annuel prévu pour 2026 sera inférieur de 45 % aux niveaux requis en Afrique du Nord et de 27 % en Afrique subsaharienne. De même, les niveaux actuels de 2024 sont inférieurs de 59 % et 44 % aux besoins de 2026, et doivent donc être multipliés par 2.4 et par 1.8, respectivement. Le déficit d’investissement à court terme de l’Afrique du Nord, plus élevé, n’empêche pas qu’il soit comblé (en 2045), compte tenu des taux de croissance relativement élevés de l’investissement dans la région à court et moyen terme, avant qu’ils ne convergent vers le taux de croissance du PIB à long terme d’environ 1 % d’ici à 2050.
Le déficit d’investissement de l’Afrique subsaharienne, plus faible, se comble d’ici à 2038 et permet à la région de dégager un excédent cumulé plus élevé, grâce à une croissance plus forte de son PIB à long terme, d’environ 4 %, taux vers lequel converge la croissance des investissements dans les énergies propres dans le ScR. Si les tendances récentes en matière de croissance peuvent être maintenues et renforcées, les pays africains pourraient être en mesure de dépasser leurs engagements annoncés et viser à réduire l’écart par rapport aux besoins du scénario ZEN à moyen et long terme.
Le Graphique 4.4 présente des projections des investissements annuels réels et requis (axe secondaire) et du déficit ou de l’excédent cumulé qui en résulte (axe primaire). Toutefois, les projections des tendances récentes en matière d’investissement ne tiennent pas compte des pics et de l’accélération possibles de la croissance de l’investissement en raison de mégaprojets d’énergie renouvelable tels que le Grand barrage de la renaissance éthiopienne, dont la capacité installée est d’environ 5 150 MW (Webuild S.p.A., 2025[9]) et les coûts estimés à 5 milliards USD (Webuild Group, 2025[10]), qui a été principalement financé sur le marché intérieur, même si la banque chinoise Exim a financé l’achat des turbines et du matériel électrique des centrales hydroélectriques (Brookings, 2020[11]). À l’inverse, le Programme pour l’efficience et l’expansion du secteur de l’énergie en Angola, un projet de 530 millions USD visant à renforcer les infrastructures de transport et à intégrer la production d’électricité d’origine renouvelable, a été financé à hauteur de 480 millions USD par la Banque africaine de développement et de 50 millions USD par le Fonds pour un développement harmonieux en Afrique (Africa Growing Together Fund), un mécanisme de cofinancement soutenu par la Banque populaire de Chine (Groupe de la Banque africaine de développement, 2021[12]).
Les investissements dans l’atténuation du changement climatique en Afrique du Nord et en Afrique subsaharienne résorbent les déficits d’investissement du scénario APS à moyen terme et dégagent des excédents cumulés avant 2050.
Note : Les investissements du secteur public tiennent compte des nouveaux objectifs de financement du développement fixés lors de la COP29 qui a eu lieu en novembre 2024. Le scénario est fondé sur une trajectoire d’accroissement linéaire qui portera le chiffre de 115.7 milliards USD en 2022 à 300 milliards USD en 2035, abstraction faite de la contribution du secteur privé et du financement du développement affecté à l’adaptation au changement climatique qui sont estimés en fonction de leurs parts respectives moyennes sur la période 2019–23 (OCDE, 2025[13]). Il repose également sur l’hypothèse que les parts des secteurs public et privé dans les investissements dans l’atténuation du changement climatique ne varient pas par rapport à décembre 2024 et s’inscrivent dans le prolongement des tendances récentes (IEA, 2024[16]).
Source : OCDE, base de données propriétaires de l’AIE.
4.4.3. Scénario reposant sur le secteur public
Dans le scénario reposant sur le secteur public (ScSP), l’hypothèse posée est que l’investissement du secteur privé continue de croître au rythme moyen observé sur les trois dernières années et que le secteur public procure les financements supplémentaires nécessaires pour répondre aux besoins d’investissement annuels prévus dans le scénario APS de l’AIE. Il n’y a donc pas de déficit d’investissement dans ce scénario. L’analyse repose sur l’hypothèse que tous les investissements du secteur public sont financés par la dette publique et non, par exemple, par des impôts supplémentaires. Une fois que l’investissement du secteur privé a rattrapé son retard et atteint des niveaux adéquats, l’investissement du secteur public est supposé diminuer en conséquence.
Contrairement au ScR, le ScSP prévoit une limitation à 75 % du ratio dette publique/PIB pour l’Afrique du Nord et à 60 % pour l’Afrique subsaharienne et repose sur l’hypothèse que tout investissement supplémentaire du secteur public requis au-delà de cette limite est financé par un accroissement des contributions des économies avancées au financement du développement. Le Graphique 4.5 illustre les projections qui en découlent.
Dans un premier temps, les deux régions ont besoin d’investissements accrus du secteur public de la part des gouvernements nationaux et des institutions de financement du développement, les investissements du secteur privé de ces régions et l’IDE augmentant progressivement au fil du temps. Alors que l’Afrique du Nord a besoin d’un soutien financier supplémentaire à l’appui du développement, les niveaux d’endettement actuels approchant le plafond de 75 % du PIB, la marge de manœuvre budgétaire plus importante de l’Afrique subsaharienne, dont les niveaux d’endettement sont inférieurs à 60 %, lui permet de financer les besoins du scénario APS principalement par emprunt public intérieur complété par le financement climatique multilatéral.
L’Afrique du Nord aura besoin d’une contribution totale de l’investissement du secteur public de 49 % en 2026, soit près de huit fois le niveau de 2024 (cet accroissement résultant principalement de financements du développement supplémentaires), avant de diminuer par la suite. De même, en Afrique subsaharienne, la contribution du secteur public sera de 41 % en 2026, soit trois fois plus qu’en 2024.
Alors que le secteur public nord-africain devrait soutenir les investissements dans les énergies propres de l’APS jusqu’en 2050, le secteur privé de l’Afrique subsaharienne devrait investir suffisamment pour couvrir ces besoins à partir de 2039. Cohérentes avec les résultats du ScR, ces données donnent à penser que, bien que l’Afrique subsaharienne soit confrontée à des défis importants à court terme et ait besoin d’un soutien politique soutenu comme ces dernières années, elle peut dépasser les objectifs de l’APS à long terme.
Le ScSP, ainsi que le ScMC, s’appuient sur les estimations de référence du ratio dette/PIB du FMI. Ces chiffres de référence ne prennent pas en compte les dépenses du secteur public allouées à la transition climatique figurant dans le scénario APS de l’AIE. C’est pourquoi le financement futur, par le secteur public, des investissements dans la transition climatique conformément au scénario APS de l’AIE représente un fardeau supplémentaire, en termes de dette publique, dans l’analyse de scénarios présentée dans ce chapitre.
Enfin, l’investissement direct étranger joue un rôle très différent dans le financement des énergies propres d’une sous-région d’Afrique à l’autre. En Afrique du Nord, il représente environ 34 % de l’investissement total, tandis qu’en Afrique subsaharienne ce taux est plus proche de 9 %. Le ScSP maintient l’IDE total dans le secteur de l’énergie à un niveau constant en pourcentage de l’ensemble des investissements énergétiques.
Le financement du secteur public devrait augmenter sensiblement à court terme dans les deux régions et couvrir au moins 40 % du financement total sur la période 2026-32 en Afrique du Nord et 2026-28 en Afrique subsaharienne.
Note : Les investissements du secteur public tiennent compte des nouveaux objectifs de financement du développement fixés lors de la COP29 qui a eu lieu en novembre 2024. L’IDE a représenté environ 34 % du total des investissements en Afrique du Nord et 9 % en Afrique subsaharienne en moyenne au cours des trois dernières années. Le scénario est fondé sur une trajectoire d’accroissement linéaire qui portera le chiffre de 115.7 milliards USD en 2022 à 300 milliards USD en 2035, abstraction faite de la contribution du secteur privé et du financement du développement affecté à l’adaptation au changement climatique qui sont estimés en fonction de leurs parts respectives moyennes sur la période 2019–23 (OCDE, 2025[13]).
Source : OCDE, base de données propriétaires de l’AIE.
4.4.4. Scénario reposant sur les marchés de capitaux
Le scénario reposant sur les marchés de capitaux (ScMC) se fonde sur l’hypothèse que les projections d’investissements sont en phase avec les besoins annuels décrits dans le scénario des engagements annoncés (APS, Announced Pledges Scenario) de l’AIE. À la différence du scénario de référence (ScR) et du scénario reposant sur le secteur public (ScSP), le ScMC impose une limitation plus stricte du ratio dette souveraine/PIB, fixée à 60 % pour l’Afrique du Nord et à 55 % pour l’Afrique subsaharienne.
Lorsque la limite d’endettement en proportion du PIB est atteinte, le déficit d’investissement résiduel est comblé au moyen d’investissements privés financés par les marchés de capitaux. C’est pourquoi la répartition entre les contributions des secteurs public et privé demeure inchangée tant que la limite d’endettement en proportion du PIB n’est pas atteinte, puis ces contributions deviennent des indicateurs de résultats correspondant aux investissements nécessaires pour concrétiser les objectifs d’atténuation du changement climatique.
Pour atteindre les niveaux d’investissement requis, il faudrait que le taux de croissance annuel composé (TCAC) de l’investissement total du secteur privé (investissement intérieur et IDE) soit d’environ 77 % en Afrique du Nord et 51 % en Afrique subsaharienne de 2024 à 2026, étant donné que leur ratio dette/PIB limite l’investissement de leur secteur public en 2025 et 2026, au début de la période considérée.
Mesuré en proportion des investissements du secteur privé, l’IDE de création est supposé tripler d’ici à 2035, dans la mesure où il est présumé dans le ScMC que les sociétés financières et non financières pourront plus aisément réaliser des investissements transnationaux. À mesure que l’IDE et l’investissement intérieur du secteur privé s’étoffent au fil du temps, les régions affichent des excédents d’investissement, comme dans le ScR.
Dans le ScMC, les proportions d’actions, d’obligations et d’instruments de dette non négociables dans les financements sont supposées converger vers les niveaux tendanciels observés dans les autres marchés émergents et économies en développement (MEED) hors Chine, comme indiqué dans le Rapport sur la dette mondiale 2025 de l’OCDE (OCDE, 2025[2]). Cela repose implicitement sur l’hypothèse que la qualité du cadre réglementaire applicable aux marchés de capitaux en Afrique atteindra un niveau comparable à celui qui prévaut dans les principaux MEED autres que la Chine, tandis que la part des financements concessionnels dans les financements totaux diminuera en conséquence.
Le Graphique 4.6 illustre l’évolution des sources de financement des sociétés cotées du secteur de l’énergie en Afrique à partir de décembre 2024. Il faudrait que le montant total des financements à long terme de l’Afrique du Nord soit multiplié par 22.4 d’ici à 2050, c’est-à-dire augmente au TCAC de 12.6 %, et la taille des marchés obligataires devrait être multipliée par 55.6 sur la même période, ce qui équivaut à un TCAC de 16.7 %. Or, le TCAC du PIB devrait ressortir à 2.2 % selon les projections.
En Afrique subsaharienne, le montant total des financements à long terme devrait être multiplié par 26.5 d’ici à 2050, c’est-à-dire augmenter au TCAC de 13.4 %. Alors qu’en décembre 2024, aucune société cotée d’Afrique subsaharienne n’avait de dette négociable à rembourser, il faudrait que la région se dote d’un marché sous-jacent d’une taille approximative de 52 milliards USD, trois fois supérieure à celle du marché de l’Afrique du Nord en 2050.
La différence en valeur absolue à l’horizon 2050 et l’augmentation plus rapide des financements de l’Afrique subsaharienne s’expliquent par deux facteurs. Premièrement, les besoins d’investissements cumulés totaux de l’Afrique subsaharienne dans l’APS sont égaux à 3 700 milliards USD, soit un niveau supérieur de 32 % aux 2 800 milliards USD auxquels ces besoins s’établissent pour l’Afrique du Nord. Deuxièmement, le recours plus important de l’Afrique du Nord à l’IDE réduit son besoin de trouver des financements sur les marchés de capitaux intérieurs.
Il faudrait que le montant des instruments de financement à long terme utilisés par les sociétés cotées soit multiplié par 22.4 en Afrique du Nord et 26.5 en Afrique subsaharienne entre 2024 et 2050 (ce qui correspond à des TCAC de 12.7 % et 13.4 %).
Note : les chiffres ne tiennent pas compte des passifs autres que les dettes. Les actions sont mesurées à leur valeur comptable.
Source : OCDE ; base de données propriétaire de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) ; et LSEG.
L’analyse présentée dans le Graphique 4.6 ci-avant porte tout d’abord sur la valeur comptable des obligations et des instruments de dette non obligataires des sociétés cotées du secteur de l’énergie en décembre 2024, ainsi que sur la valeur comptable de leurs actions (pour en savoir plus sur la structure de leur capital, se reporter à la section « Investissements du secteur public et du secteur privé »). Elle tient compte des nouveaux financements par capitaux propres et par emprunt nécessaires pour satisfaire les besoins d’investissement dans les énergies propres et les actifs énergétiques à forte intensité d’émission d’après l’APS de l’AIE. L’analyse se fonde sur l’hypothèse que les entreprises dégageront chaque année un bénéfice (autrement dit, que leurs produits seront supérieurs à leurs charges), de sorte qu’elles seront en mesure de réinvestir l’équivalent du montant des amortissements, qui resteront constants, en pourcentage des actifs immobilisés, tout au long de la période considérée. Les sources de financement par capitaux propres peuvent être, dans le cadre de l’analyse, soit le réinvestissement de bénéfices, soit l’émission d’actions nouvelles, de sorte qu’aucune hypothèse n’est posée concernant la rentabilité future des entreprises du secteur de l’énergie.
Analyser le secteur de l’énergie suppose en effet de considérer qu’à mesure que les actifs énergétiques considérés dans leur ensemble (qui recouvrent à la fois des actifs à faible et à forte intensité d’émission) se déprécient, les actifs existants, dont l’intensité d’émission est relativement forte, sont progressivement remplacés par des actifs à faible intensité d’émission dont le poids relatif croît, compte tenu des parts respectives des actifs à faible et à forte intensité d’émission dans les investissements prévus selon l’APS de l’AIE. En outre, le ScMC repose sur l’hypothèse que les sociétés cotées financeront 45 % du total des investissements futurs du secteur privé. D’après la Banque européenne d’investissement (BEI), le capital-investissement, le capital-risque et l’investissement en infrastructures représentent environ 55 % de la totalité des fonds levés par les sociétés en Afrique, tandis que les 45 % restants sont imputables aux marchés de capitaux (BEI, 2024[14]).
4.4.5. Investissements transnationaux et financements climatiques provenant de fournisseurs internationaux
Dans tous les scénarios, on prend en compte les investissements transnationaux en Afrique du Nord et en Afrique subsaharienne en minorant leurs besoins d’investissement intérieur (tels qu’ils sont définis dans l’APS de l’AIE) d’un montant correspondant à l’IDE. Dans le ScR et le ScSP, l’IDE de création est supposé rester constant en proportion des investissements du secteur privé en Afrique du Nord et en Afrique subsaharienne, respectivement.
Entre 2022 et 2024, l’IDE dans les énergies renouvelables en Afrique du Nord et en Afrique subsaharienne a représenté en moyenne 34 % et 9 % des investissements énergétiques totaux, respectivement. Ces pourcentages ont été appliqués aux investissements attendus dans le secteur de l’énergie au cours de la période considérée dans le ScR et le ScSP.
Dans le ScMC, le ratio entre IDE et investissements totaux prévus dans l’APS triplera d’ici à 2050, pour atteindre environ 101 % en Afrique du Nord et 28 % en Afrique subsaharienne. Ce scénario permet à l’IDE d’excéder 100 % des investissements totaux prévus dans l’APS, car les besoins d’investissement selon l’APS resteront nettement inférieurs aux besoins annuels et cumulés selon le scénario de réduction à zéro des émissions nettes de CO₂ d’ici à 2050 dans le secteur de l’énergie au niveau mondial (scénario ZEN).
On estime l’IDE total en Afrique du Nord et en Afrique subsaharienne en 2024 à 14 milliards USD et 7 milliards USD respectivement, dont 6 milliards USD et 4 milliards USD peuvent être attribués aux investissements dans les énergies propres.
Le Graphique 4.7 montre l’IDE de création en Afrique du Nord et en Afrique subsaharienne dans chacun des trois scénarios. En Afrique du Nord, selon le ScMC, l’IDE total augmente au TCAC de 10.7 % et atteint 90 milliards USD en 2050 (ce qui représente une multiplication par 14.1 de la valeur correspondante de 2024). En revanche, dans le ScR et le ScSP, l’IDE de création augmente au TCAC de 6 % environ et ne dépasse pas 33 milliards USD. À titre de comparaison, l’augmentation observée dans les MEED au cours des dix dernières années a représenté une multiplication par 2.2 (correspondant à un TCAC de 9.3 %) (CNUCED, 2025[15]). Ces résultats indiquent qu’un renforcement de la résilience des marchés de capitaux et des cadres institutionnels peut sensiblement améliorer le potentiel d’attraction de l’investissement étranger de l’Afrique, réduisant du même coup le recours du continent à des financements publics étrangers supplémentaires pour atteindre les objectifs de l’APS et du scénario ZEN.
L’IDE énergétique total se hisse à 90 milliards USD en Afrique du Nord et à 56 milliards USD en Afrique subsaharienne dans le ScMC, ce qui correspond à des taux de croissance annuels composés de 10.7 % et 11.4 %, respectivement.
Source : OCDE ; base de données propriétaire de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) ; et Conférence des Nations Unies sur le commerce et le développement (CNUCED) (2025[15]), base de données du Rapport sur l’investissement dans le monde 2025, https://unctad.org/fr/publication/rapport-sur-investissement-dans-le-monde-2025.
4.4.6. Évolution des marchés d’actions et d’obligations dans le secteur de l’énergie
Les investissements s’accompagnent dans chaque scénario d’une évolution différente des marchés d’actions et d’obligations dans les deux régions qui sont analysées dans le présent chapitre. La part de chaque source de financement – actions, obligations, instruments de dette non obligataires et autres passifs – dans le secteur de l’énergie a été déterminée au moyen d’une analyse de la structure du capital de 55 sociétés cotées dans les domaines des entreprises énergétiques et des services collectifs liés à l’énergie, dont 10 sociétés domiciliées en Afrique du Nord et 45 domiciliées en Afrique subsaharienne (voir la section précédente intitulée « Structure du capital des entreprises du secteur de l’énergie »).
En décembre 2024, le ratio entre la dette obligataire et les actifs totaux des sociétés cotées du secteur de l’énergie s’établissait à 3 % en Afrique du Nord et à 0 % en Afrique subsaharienne. Ces pourcentages restent constants dans le ScR et le ScSP, mais ils convergent vers celui qui caractérise la structure du capital des entreprises des MEED autres que la Chine dans le ScMC, pour le rejoindre à l’horizon 2050.
Comme indiqué dans la section « Sources de financement des investissements réalisés récemment dans le secteur de l’énergie », les sociétés non cotées domiciliées en Afrique subsaharienne détiennent un volume relativement important de dette négociable. Cela tient à une entreprise publique non cotée établie en Afrique du Sud, dont l’encours de la dette négociable se monte à 11.7 milliards USD (ce qui représente 25 % de ses actifs totaux), sachant que 74 % de cette dette prend la forme de titres d’emprunt cotés sur les marchés de capitaux intérieurs. Cette entreprise étant en situation de surendettement – ainsi que l’illustrent les mesures répétées d’allègement et de restructuration de sa dette prises par les pouvoirs publics – le niveau de sa dette négociable a été normalisé dans le cadre de l’analyse à 9 % de ses actifs totaux en 2024. Cela correspond à 4.1 milliards USD, dont on suppose que 74 % (3.1 milliards USD) prennent la forme de titres d’emprunt cotés sur les marchés de capitaux intérieurs. Cet ajustement permet d’aligner le bilan de cette société sur les structures de capital couramment observées dans les principaux MEED autres que la Chine.
La projection présentée dans cette section concernant les marchés boursiers se fonde au départ sur la valeur comptable des actions et l’encours total d’obligations en décembre 2024. On intègre ensuite dans l’analyse les investissements dans les énergies propres et les actifs énergétiques à forte intensité d’émission prévus par l’APS de l’AIE, en posant l’hypothèse d’un amortissement constant en pourcentage des actifs immobilisés. Comme dans le Graphique 4.6, cela implique que le montant des amortissements est effectivement « réinvesti » et que la diminution prévue des investissements dans les actifs à forte intensité d’émission compense partiellement l’augmentation des besoins d’investissement dans les énergies propres. Ce réinvestissement peut être effectué soit directement, par une entreprise énergétique opérant à la fois dans le domaine des combustibles fossiles et dans celui des énergies propres, soit indirectement, par un investisseur qui utilise les revenus financiers tirés d’entreprises exploitant les énergies fossiles pour financer des entreprises d’énergie propre.
Évolution des marchés d’obligations dans le secteur de l’énergie
Les graphiques suivants décrivent l’évolution des marchés d’obligations et d’actions dans les trois scénarios et dans les régions considérées. Nous prenons en compte dans l’analyse des données de 2024 relatives aux obligations émises par des sociétés cotées et non cotées du secteur de l’énergie, et posons l’hypothèse que le montant de l’encours d’obligations émises par les sociétés non cotées croît au même rythme que celui des sociétés cotées pour dresser un tableau de l’évolution du marché obligataire dans son ensemble.
Il faudrait que l’ensemble des marchés d’obligations d’entreprises du secteur de l’énergie augmente au TCAC de 20.4 % en Afrique du Nord et de 14.9 % en Afrique subsaharienne dans le ScMC d’ici à 2050 pour que soient tenus les engagements de l’APS.
Note : le PIB est mesuré en volume sur la base des parités de pouvoir d’achat (PPA) de 2015. Les courbes représentant l’évolution tendancielle de l’encours d’obligations dans le scénario de référence (ScR) et dans le scénario reposant sur le secteur public (ScSP) se superposent dans la partie A.
Source : OCDE ; base de données propriétaire de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) ; et LSEG.
En Afrique du Nord, les marchés obligataires du secteur de l’énergie ont représenté 0.3 milliard USD en 2024 et ce montant devrait atteindre 10 milliards USD selon le ScR et le ScSP, et 37 milliards USD selon le ScMC, d’ici à 2050. Cela correspond à un facteur multiplicateur de l’ordre de 30 dans le ScR et le ScSP (soit un TCAC d’environ 14-15 %) et de 124 dans le ScMC (soit un TCAC de 20 %). À titre de comparaison, le TCAC du PIB prévu sur la même période est de 2.2 %.
En Afrique subsaharienne, la valeur corrigée des marchés obligataires du secteur de l’énergie s’est établie à 3.1 milliards USD en 2024, et elle devrait atteindre 77 milliards USD selon le ScR, 72 milliards USD selon le ScSP, et 114 milliards USD selon le ScMC d’ici à 2050. Leur valeur serait ainsi multipliée par 25, 24 et 37.5, ce qui correspondrait à des TCAC de 13 %, 13 % et 15 %, respectivement. Or, le TCAC du PIB devrait ressortir à 4.0 % selon les projections.
L’évolution correspondant au ScMC diverge, car le ratio entre IDE et investissements totaux en Afrique du Nord triple, en passant de 34 % à plus de 100 %, d’ici à 2050, ce qui réduit la nécessité d’un développement des marchés de capitaux intérieurs. Néanmoins, dans la mesure où le ScMC permet aux investissements d’excéder les besoins correspondant à l’APS (compte tenu de l’augmentation de l’IDE ainsi que de l’investissement intérieur du secteur privé) et repose sur l’hypothèse d’une convergence de la structure du capital des entreprises vers celle des MEED autres que la Chine – 9 % des investissements étant financés par des instruments de dette négociables –, les marchés de capitaux d’Afrique du Nord continuent de se développer nettement, même si cette expansion est atténuée par l’effet compensatoire de l’accroissement de l’IDE.
Le point de départ de l’Afrique subsaharienne est plus élevé que celui de l’Afrique du Nord – en raison d’une entreprise publique d’énergie dont l’encours de la dette négociable intérieure (normalisée) était supérieur à 3 milliards USD en 2024 –, ce qui ancre la croissance régulière de la valeur prévue de ses marchés obligataires ainsi que la différence en valeur absolue correspondante. Cette base bien établie, conjuguée aux besoins d’investissements plus élevés de la région dans l’APS de l’AIE, se traduit par une mobilisation globale de capitaux et une croissance du marché obligataire requises pour étayer le développement et la transition énergétiques de la région qui sont nettement plus importantes.
4.4.7. Évolution des marchés d’obligations durables d’entreprises du secteur de l’énergie
En décembre 2024, il n’existait pas encore d’obligations durables d’entreprises du secteur de l’énergie sur les marchés africains. Les chiffres qui suivent sont des estimations de la taille du marché des obligations durables par région, fondées sur l’hypothèse que ce marché finance intégralement les nouveaux investissements dans les énergies propres. Il est supposé que les investissements dans les actifs à forte intensité d’émission sont financés par des obligations classiques. Enfin, l’analyse repose sur l’hypothèse que l’amortissement des obligations classiques existantes est linéaire et fondé sur leur échéance moyenne pondérée.
En Afrique du Nord, la valeur des marchés d’obligations durables du secteur de l’énergie devrait se hisser à 6.7 milliards USD selon le ScR, à 6.3 milliards USD selon le ScSP, et à 34 milliards USD selon le ScMC d’ici à 2050. Il faudrait que la part des obligations durables dans les marchés obligataires du secteur de l’énergie considérés dans leur ensemble passe de 0 % en 2024 à 71 % dans le ScR, à 63 % dans le ScSP, et à 94 % dans le ScMC d’ici à 2050. Au cours de la même période, en augmentant à un TCAC de 9-10 % en fonction du scénario, le montant des instruments de dette négociables classiques atteindrait 3-4 milliards USD, compte tenu du recours persistant à des sources d’énergie à forte intensité d’émission dans l’APS.
En Afrique subsaharienne, la valeur des marchés d’obligations durables du secteur de l’énergie devrait se hisser à 62 milliards USD selon le ScR, à 55 milliards USD selon le ScSP, et à 91 milliards USD selon le ScMC d’ici à 2050. Il faudrait que la part des obligations durables passe de 0 % en 2024 à 80 % dans le ScR, à 77 % dans le ScSP, et à 81 % dans le ScMC d’ici à 2050. Les marchés d’obligations classiques du secteur de l’énergie devraient augmenter à un TCAC de 7-8 %, compte tenu là encore de l’utilisation persistante par la région de sources d’énergie à forte intensité d’émission dans l’APS.
Il faudrait que la part du marché des obligations durables dans le secteur de l’énergie se hisse à 90 % en Afrique du Nord et à 81 % en Afrique subsaharienne d’ici à 2050 dans le ScMC.
Note : le PIB est mesuré en volume sur la base des parités de pouvoir d’achat (PPA) de 2015.
Source : OCDE ; base de données propriétaire de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) ; et LSEG.
Évolution des marchés d’actions dans le secteur de l’énergie
En Afrique du Nord, les marchés d’actions du secteur de l’énergie ont représenté au total 10 600 milliards USD en 2024 et leur taille devrait être multipliée par 7.1 (soit un TCAC de 7.8 %) selon le ScR, 7.5 (soit un TCAC de 8.1 %) selon le ScSP, et 10.1 (soit un TCAC de 9.3 %) selon le ScMC. En Afrique subsaharienne, la valeur des marchés d’actions du secteur de l’énergie s’est établie à 11 900 milliards USD en 2024, et leur taille devrait être multipliée par 21.5 (soit un TCAC de 12.5 %) selon le ScR, 20.2 (soit un TCAC de 12.2 %) selon le ScSP, et 25.9 (soit un TCAC de 13.3 %) selon le ScMC.
Étant donné que les économies africaines, et celles d’Afrique du Nord en particulier, devraient être moins tributaires des financements concessionnels garantis à long terme dans le ScMC, la structure du capital de leurs entreprises devrait se caractériser par des besoins de financement sous forme d’actions plus élevés, comparables à ceux des autres MEED. En conséquence, le développement des marchés de capitaux est plus rapide dans le ScMC.
La valeur des marchés d’actions du secteur de l’énergie est multipliée par 10.1 en Afrique du Nord et par 25.9 en Afrique subsaharienne selon le ScMC, compte tenu de l’augmentation des besoins de financement sous forme d’actions parallèlement au recul des financements concessionnels sur tout le continent.
Note : les actions sont mesurées à leur valeur de marché ; le PIB est mesuré en volume sur la base des parités de pouvoir d’achat (PPA) de 2015.
Source : OCDE ; base de données propriétaire de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) ; et LSEG.
Les derniers chiffres relatifs aux investissements liés à la transition climatique en Afrique brossent un tableau mitigé. Les investissements totaux dans les énergies propres se sont établis à 14 milliards USD en Afrique du Nord et à 33 milliards USD en Afrique subsaharienne en 2024, enregistrant une augmentation de 15.7 % et de 14.2 % par an au cours des trois dernières années, supérieure à une croissance du PIB qui a été de 3.3 % et de 2.2 %, respectivement. Néanmoins, ces investissements récents ne représentent que la moitié environ des besoins prévus d’investissement de 34 milliards USD en Afrique du Nord et de 59 milliards USD en Afrique subsaharienne d’ici à 2026 selon l’APS de l’AIE. Combler cet écart soulève de sérieuses difficultés pour ces deux régions à moyen terme, mais la trajectoire prévue de croissance de leurs investissements leur permet à terme d’atteindre des niveaux d’investissement supérieurs à leurs engagements annoncés. Même si le niveau des investissements requis pour ramener à zéro les émissions nettes d’ici à 2050 restera sans doute nettement plus élevé, ces résultats sont encourageants.
En outre, se focaliser uniquement sur les besoins d’investissement dans la transition climatique donne un tableau incomplet de la tâche à accomplir. L’investissement étranger en Afrique a bondi de 75 % pour atteindre un sommet sans précédent de 97 milliards USD en 2024, le continent représentant 6 % de l’IDE mondial, alors que cette proportion s’établissait à 4 % l’année précédente (CNUCED, 2025[16]), ce qui montre la confiance grandissante des investisseurs à l’égard de l’Afrique. De même, des mégaprojets dont le financement a pu être assuré par les pouvoirs publics via l’émission d’obligations, comme le Grand barrage de la renaissance éthiopien d’un montant de 5 milliards USD, dont la construction a été dans une large mesure financée par des ressources intérieures et une émission d’obligations d’État à laquelle ont souscrit la population et les institutions locales (Webuild Group, 2025[10]), illustrent le potentiel de financement intérieur du continent.
Deuxièmement, limiter les investissements nécessaires à l’horizon 2050 uniquement à la réalisation de la transition vers la neutralité carbone ou à la concrétisation des engagements annoncés par les pays revient à ignorer le besoin plus vaste d’investir dans le secteur de l’énergie dans les régions africaines où la population augmente ou dans les économies dynamiques, en Afrique subsaharienne en particulier.
L’analyse de scénarios permet d’évaluer de manière pragmatique la difficulté de financer les investissements nécessaires selon l’APS qui contribuent à la transition vers la neutralité carbone, tout en prenant en compte les points susmentionnés. Les trajectoires de financement seront différentes selon que ce sera le secteur public ou le secteur privé qui financera l’essentiel des investissements. Selon le scénario de référence, reposant sur l’hypothèse que les tendances récentes observées en matière de croissance des investissements climatiques et d’investissement du secteur public se prolongent, l’Afrique du Nord et l’Afrique subsaharienne sont en bonne voie pour tenir leurs engagements annoncés d’ici à 2044 et 2037, et afficher ensuite des excédents d’investissement. Néanmoins, ces investissements restent en deçà du niveau requis pour ramener à zéro les émissions nettes.
Dans le scénario où le secteur public fournit les financements supplémentaires nécessaires pour atteindre le niveau d’investissement requis – en émettant des titres de dette ou en apportant un soutien qui va au-delà du nouvel objectif chiffré collectif pour le financement de l’action climatique fixé lors de la 29e Conférence des Nations Unies sur les changements climatiques (COP29) –, l’Afrique du Nord aurait besoin de 9 milliards USD de plus par an en moyenne entre 2025 et 2050. Ce besoin se matérialise une fois que l’émission de dettes publiques supplémentaires devient intenable à partir de 2026. En revanche, l’Afrique subsaharienne peut satisfaire en grande partie ses besoins d’investissement sans apports supplémentaires de financement du développement. Le ratio dette/PIB de l’Afrique du Nord se hisse de 73 % en 2024 à 75 % en 2026, tandis que celui de l’Afrique subsaharienne recule de 61 % en 2024 à 54 % en 2050. Cette baisse tient à la réduction des déficits budgétaires (FMI, 2025[17]) et à une forte croissance du PIB à long terme, de l’ordre de 4 % jusqu’en 2050 (OCDE, 2025[18]).
Dans le scénario inverse, où le secteur privé apporte les financements supplémentaires nécessaires pour satisfaire les besoins d’investissement, les niveaux d’endettement public restent stables ou diminuent, mais il faudrait que les marchés de capitaux se développent considérablement. Cela vaut tout particulièrement pour la dette négociable des entreprises du secteur de l’énergie, qui devrait croître entre 2024 et 2050 à un rythme annuel estimé à 20.4 % en Afrique du Nord et à 14.9 % en Afrique subsaharienne. Une telle croissance est en théorie réalisable, mais elle excéderait même celle, pourtant remarquable, des marchés d’obligations d’entreprise chinois au cours de la dernière décennie (soit 12 % par an en moyenne). Une augmentation annuelle de 15 % ou 20 % exigerait des conditions macroéconomiques favorables, une intégration des marchés de capitaux et une amélioration sensible des cadres réglementaires en Afrique du Nord et en Afrique subsaharienne.
Dans chacun des trois scénarios présentés dans ce chapitre, l’augmentation de la dette négociable des entreprises du secteur de l’énergie est au moins trois fois plus rapide que la croissance du PIB en Afrique du Nord et cinq fois en Afrique subsaharienne. En Afrique du Nord, la dette négociable des entreprises du secteur de l’énergie devrait croître beaucoup plus vite que le PIB. Alors que le PIB augmente de 2.2 % par an sur le long terme, la dette négociable croît de 14.2 % dans le scénario de référence (ScR), de 14.5 % dans le scénario reposant sur le secteur public (ScSP), et de 20.4 % dans le scénario reposant sur les marchés de capitaux (ScMC). En Afrique subsaharienne, la tendance est similaire, mais va de pair avec un taux de croissance du PIB plus élevé, de 4 % par an. La dette négociable devrait augmenter de 13.2 % dans le ScR, de 12.9 % dans le ScSP et de 14.9 % dans le ScMC.
Le potentiel de croissance du marché des obligations durables est même encore plus important que celui du marché obligataire dans son ensemble, compte tenu de la contribution des obligations durables au financement des investissements dans la transition climatique. En Afrique du Nord, il n’existait pas d’obligations durables ayant été émises par des entreprises du secteur énergétique en décembre 2024, mais leur part de la dette négociable devrait atteindre un niveau compris entre 62 % et 90 % d’ici à 2050, selon le scénario. L’extrémité haute de cette fourchette correspond à une réduction des investissements dans les énergies à forte intensité d’émission et à une hausse correspondante de l’investissement direct étranger, dans le ScMC. En Afrique subsaharienne, cette proportion passe également de zéro en 2024 à un niveau compris entre 77 % et 81 % en 2050.
Ces scénarios mettent en lumière l’immense défi que représente la mobilisation des marchés de la dette pour financer la transition vers une économie bas carbone. Ils confirment toutefois aussi que le secteur privé peut être un moteur de cette transformation. Pour libérer ce potentiel, il sera essentiel d’intégrer les marchés de capitaux et de réformer la réglementation financière. S’ils bénéficient de politiques intelligentes et de marchés qui fonctionnent bien, les pays peuvent mobiliser les investissements intérieurs nécessaires et continuer d’attirer des investissements étrangers conséquents pour alimenter leur croissance et bâtir un système financier qui soit non seulement résilient, mais aussi porteur d’une transition durable. Les économies africaines pourraient grandement bénéficier d’une intégration de leurs marchés de capitaux dans l’optique de mobiliser des fonds pour la transition climatique. Faire le lien entre les marchés et les réserves d’épargne des différents pays au service de l’investissement pourrait permettre de réduire les coûts d’emprunt, d’étoffer les bases d’investisseurs, d’intégrer les liquidités sous-utilisées, d’élargir l’éventail des possibilités d’investissement, de favoriser une affectation plus efficiente des ressources en capital, de réduire la dépendance à l’égard de l’aide extérieure, et d’améliorer la résilience aux chocs externes du grand marché ainsi créé. Tous ces avantages sont cruciaux pour combler le déficit de financement des énergies propres et de l’action climatique.
Des efforts visant à étoffer et intégrer les marchés de capitaux sont déjà en cours en Afrique. Le Projet de liaison des bourses africaines (AELP) est un projet commun de l’Association africaine des bourses de valeurs (ASEA) et de la Banque africaine de développement (BAfD), destiné à faciliter les transactions internationales sur valeurs mobilières à l’échelle du continent (AELP, s.d.[19]). La mise en œuvre concrète de l’AELP a débuté en 2022 et il réunit dix bourses, parmi lesquelles figurent les plus grandes d’Afrique : la Bourse de Johannesburg (JSE, Johannesburg Stock Exchange), la bourse nigériane (NEL, Nigerian Exchange Limited), la Bourse de Casablanca, la Bourse égyptienne (ESE, Egyptian Stock Exchange), la Bourse régionale des valeurs mobilières (BRVM) et la Bourse de Nairobi. Cet ensemble représente 90 % de la capitalisation boursière d’Afrique, plus de 1 500 milliards USD et plus de 2 000 entreprises réunies sur une seule et même plateforme (Societe Generale, 2023[20]).
Des régions situées en dehors de l’Afrique ont réussi à intégrer leurs marchés de capitaux. En Amérique du Sud, les bourses de Santiago, de Lima et de Colombie sont réunies en un seul marché boursier appelé Nuam. Créé en 2022, ce marché s’est étoffé, représente aujourd’hui une capitalisation boursière de 450 milliards USD, et regroupe plus de 445 émetteurs d’actions et 345 émetteurs de titres à revenu fixe. En collaboration avec Morgan Stanley Capital International (MSCI), Nuam a lancé un fonds indiciel correspondant à 56 sociétés cotées au Chili, au Pérou et en Colombie, qui permet aux investisseurs locaux et étrangers d’investir dans un portefeuille diversifié pour la région, représentant une capitalisation boursière totale approximative de 319 milliards USD (Nuam Exchange, s.d.[21]). Ce marché unifié offre des débouchés accrus aux courtiers, davantage d’options et de possibilités de diversification aux investisseurs, un meilleur accès aux financements aux émetteurs régionaux, et la possibilité de réaliser des gains d’efficience opérationnelle aux acteurs du marché (BNP Paribas, 2024[22]).
Références
[19] AELP (s.d.), African Exchanges Link Project, About, https://africanexchangeslink.com/about-aelp/ (consulté le 2025).
[3] AIE (2024), Base de données.
[4] AIE (2024), World Energy Investment 2024, https://www.iea.org/reports/world-energy-investment-2024.
[1] AIE (2023), Perspectives énergétiques mondiales 2023, https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2023.
[27] Banque mondiale (2017), Morocco: Noor Ouarzazate Concentrated Solar Power Complex, https://ppp.worldbank.org/sites/default/files/2022-02/MoroccoNoorQuarzazateSolar_WBG_AfDB_EIB.pdf.
[14] BEI (2024), La finance en Afrique, https://www.eib.org/fr/publications/online/all/finance-in-africa-2023.
[22] BNP Paribas (2024), , https://securities.cib.bnpparibas/latam-capital-market/.
[11] Brookings (2020), The controversy over the Grand Ethiopian Renaissance Dam, https://www.brookings.edu/articles/the-controversy-over-the-grand-ethiopian-renaissance-dam/.
[6] CCNUCC (2024), New collective quantified goal on climate finance, https://unfccc.int/documents/644460.
[16] CNUCED (2025), Afrique : les investissements étrangers atteignent un niveau record en 2024, https://unctad.org/fr/press-material/afrique-les-investissements-etrangers-atteignent-un-niveau-record-en-2024.
[15] CNUCED (2025), Rapport sur l’investissement dans le monde 2025.
[5] FIT (2024), Perspectives des transports FIT 2023, Éditions OCDE, Paris, https://doi.org/10.1787/32bbcca5-fr.
[23] FMI (2025), « Fonds monétaire international », Le cadre de viabilité de la dette établi par la Banque mondiale et le FMI pour les pays à faible revenu, https://www.imf.org/fr/about/factsheets/sheets/2023/imf-world-bank-debt-sustainability-framework-for-low-income-countries (consulté le 2025).
[25] FMI (2025), General government gross debt data, https://www.imf.org/external/datamapper/GGXWDG_NGDP@WEO/NAQ/SSQ/AFQ.
[17] FMI (2025), Perspectives économiques régionales : Afrique subsaharienne, avril 2025.
[12] Groupe de la Banque africaine de développement (2021), Angola: African Development Bank funds $530 million electricity project to expand renewable energy and regional connectivity, https://www.afdb.org/en/news-and-events/press-releases/angola-african-development-bank-funds-530-million-electricity-project-expand-renewable-energy-and-regional-connectivity-42723.
[8] Guillemette, Y. et D. Turner (2021), « The long game: Fiscal outlooks to 2060 underline need for structural reform », OECD Economic Policy Papers, n° 29, Éditions OCDE, Paris, https://doi.org/10.1787/a112307e-en.
[26] Hornstein, A. (2024), Economic growth and foreign direct investment in Asia: When investors imperfectly fulfil approved investment plans, Elsevier B.V. on behalf of The Asia Economic Community Foundation, https://doi.org/10.1016/j.aglobe.2024.100093.
[21] Nuam Exchange (s.d.), Nuam Exchange, page d’accueil, https://www.nuamx.com/en (consulté le 2025).
[18] OCDE (2025), Base de données des Perspectives économiques, https://www.oecd.org/fr/data/indicators/real-gdp-long-term-forecast.html.
[13] OCDE (2025), Financement du développement lié au climat, https://webfs.oecd.org/climate/ (07/2025).
[2] OCDE (2025), Rapport sur la dette mondiale 2025 : Financer la croissance dans un environnement de marché de la dette difficile, Éditions OCDE, Paris, https://doi.org/10.1787/e334697f-fr.
[7] Parlement européen (2024), De nouvelles règles fiscales européennes approuvées par les députés, https://www.europarl.europa.eu/news/fr/press-room/20240419IPR20583/de-nouvelles-regles-fiscales-europeennes-approuvees-par-les-deputes.
[24] Parlement européen (2024), De nouvelles règles fiscales européennes approuvées par les députés, https://www.europarl.europa.eu/news/fr/press-room/20240419IPR20583/de-nouvelles-regles-fiscales-europeennes-approuvees-par-les-deputes (consulté le 2025).
[20] Societe Generale (2023), , Afrique : La consolidation des principales bourses semble prendre forme avec le lancement de l’interconnexion de 7 bourses africaines en novembre dernier, https://www.securities-services.societegenerale.com/fr/insights/views/news/afrique-consolidation-principales-bourses-semble-prendre-forme-lancement-interconnexion-bourses-afri/ (consulté le 2025).
[10] Webuild Group (2025), GERD - The Dream of a Nation, https://www.webuildgroup.com/library/gerd/.
[9] Webuild S.p.A. (2025), Grand Ethiopian Renaissance Dam Project, https://media.webuildgroup.com/sites/default/files/2025-09/GERD_brochure%20ING%20-%20versione%20web_Sept%202025.pdf.
Ce chapitre intègre des analyses de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), du Fonds monétaire international (FMI), des Nations Unies et de l’OCDE dans différents domaines, concernant par exemple les projections macroéconomiques, le financement climatique et la coopération pour le développement. Y sont notamment examinés les structures de financement des entreprises du secteur de l’énergie ainsi que des scénarios de financement qui s’écartent d’un « scénario de référence ». Ces scénarios ne permettent pas de prédire effectivement l’avenir, mais ils peuvent aider les responsables publics et les investisseurs à évaluer les options raisonnablement envisageables en fonction des priorités retenues par les pouvoirs publics.
La méthodologie appliquée dans le présent ouvrage est dans une large mesure identique à celle du chapitre quatre du Rapport sur la dette mondiale 2025 publié par l’OCDE. Nous expliquons dans cette annexe en quoi l’analyse présentée ici s’écarte de la méthodologie du Rapport sur la dette mondiale 2025, soit en raison de la disponibilité de données de meilleure qualité spécifiques à l’Afrique, soit en raison des limites des données.
Limites de l’endettement du secteur public et émission de dette
Pour les besoins de l’analyse, une distinction a été établie entre les émissions de dette publique non liées aux objectifs climatiques (qui sont implicitement prises en compte dans les ratios dette/PIB du scénario de référence du FMI) et le surcroît d’investissement du secteur public nécessaire pour atténuer le changement climatique selon les besoins d’investissement prévus dans le scénario des engagements annoncés (APS, Announced Pledges Scenario) de l’AIE.
Dans le scénario reposant sur les marchés de capitaux (ScMC), un plafond est fixé pour le ratio dette/PIB de chaque région, limitant sa possibilité de financer la lutte contre le changement climatique en émettant des titres d’emprunt. Les États peuvent émettre de la dette à hauteur de la croissance du produit intérieur brut (émission de dette liée à la croissance), de manière que le ratio dette/PIB reste stable. En l’absence de cette émission de dette publique, le ratio dette/PIB diminuerait au fil du temps. En revanche, les États ne peuvent procéder à des émissions de titres d’emprunt qui porteraient leur ratio dette/PIB au-dessus du plafond fixé (dette faisant augmenter le ratio d’endettement).
Dans le scénario reposant sur le secteur public (ScSP), le ratio dette/PIB est plafonné à 75 % pour l’Afrique du Nord et à 60 % pour l’Afrique subsaharienne. L’hypothèse retenue est que les États émettent de la dette liée à la croissance et de la dette faisant augmenter le ratio d’endettement sans lien avec la transition climatique conformément aux estimations du FMI, qui prévoit que le ratio dette/PIB se hissera de 72.8 % en 2024 à 74.5 % en 2030 en Afrique du Nord. À compter de 2030, on suppose que toute émission de dette liée à la croissance permettant de maintenir le ratio dette/PIB à 74.5 % est sans rapport avec le climat, et que les pays n’enregistrent pas de déficits faisant augmenter leur ratio d’endettement qui seraient sans lien avec l’investissement dans l’atténuation du changement climatique, comme indiqué dans la section précédente. Le FMI estime que le niveau de référence du ratio dette/PIB de l’Afrique subsaharienne passera de 61.1 % en 2024 à 54.9 % en 2030. D’après le rapport du FMI Perspectives économiques régionales : Afrique subsaharienne, la dette publique de la région s’est stabilisée et a commencé à diminuer du fait de la réduction des déficits primaires. Ces efforts d’ajustement budgétaire devraient se poursuivre et réduire encore le ratio dette/PIB de la région (FMI, 2025[17]).
Inversement, les investissements dans l’atténuation du changement climatique sont liés à l’émission de dette faisant augmenter le ratio d’endettement (de 72.8 % à 75 % au fil du temps) et en partie à l’émission de dette liée à la croissance maintenant le ratio d’endettement à 75 % (ainsi, l’Afrique du Nord atteint temporairement son plafond de dette en proportion du PIB pendant quatre ans à partir de 2027, avant que la croissance du PIB n’offre de nouveau des marges de manœuvre au secteur public), diminuée de l’émission de dette liée à la croissance qui maintiendrait le ratio d’endettement à 72.8 % en l’absence d’investissements liés à l’atténuation du changement climatique.
Nous nous appuyons sur les orientations relatives à la limitation de la dette publique et à sa gouvernance tirées de ressources du FMI et du Parlement européen.
Le Fonds monétaire international fournit des seuils et des repères concernant la charge de la dette par le biais de son cadre de viabilité de la dette (CVD) destiné aux pays à faible revenu (PFR) (FMI, 2025[23]).
La liste correspondante de pays à faible revenu établie par le FMI inclut 38 des 49 pays d’Afrique subsaharienne. Par conséquent, nous appliquons le CVD à l’analyse régionale de l’Afrique subsaharienne. Ces pays sont classés en fonction de leur capacité d’endettement, qui peut être faible, moyenne ou élevée, sachant que les seuils d’endettement associés à ces trois catégories s’établissent respectivement à 35 %, 55 % et 70 % du PIB.
Bien que le FMI ne fournisse pas de liste exhaustive relative au classement de l’ensemble des 38 PFR, il produit des rapports précis sur la dette de chacun d’eux. Les cinq rapports les plus récents ont été publiés en 2021 sur le Kenya, Madagascar et la Guinée‑Bissau, et en 2020 sur la République centrafricaine et le Rwanda. La capacité d’endettement de la Guinée‑Bissau et de la République centrafricaine y était jugée faible, celle du Kenya et de Madagascar moyenne, et celle du Rwanda élevée. Dans la mesure où le classement de ces quelques pays semble raisonnablement symétrique, nous avons décidé de considérer que l’ensemble de l’Afrique subsaharienne avait une capacité d’endettement moyenne, et d’appliquer la limite correspondante de 55 % fixée par le FMI au ratio dette/PIB de la région.
Étant donné que le FMI n’intègre aucun pays d’Afrique du Nord dans son cadre de viabilité de la dette, nous suivons les orientations du Parlement européen en matière de gouvernance de la dette publique, qui fixe à 60 % du PIB le seuil à partir duquel il convient de prendre des mesures de réduction de la dette (Parlement européen, 2024[24]).
À titre de référence, le ratio de la dette brute des administrations publiques au PIB mesuré pour les pays d’Afrique qui fournissaient au FMI ce type de données s’établissait à 67 % en 2024. Il était de 73 % pour l’Afrique du Nord et de 64 % pour l’Afrique subsaharienne. Les deux plus grandes économies d’Afrique subsaharienne, l’Afrique du Sud et le Nigéria, affichaient des ratios dette publique/PIB de 76 % et 53 %, respectivement, en 2024. L’Égypte et l’Algérie, qui sont les deux plus grandes économies d’Afrique du Nord pour lesquelles on dispose de données, affichaient quant à elles des ratios dette publique/PIB de 91 % et 46 %, respectivement, en 2024 (FMI, 2025[25]).
Méthodologie relative à l’investissement direct étranger
Sachant que l’on ne dispose pas de données annuelles sur l’investissement direct étranger (IDE) dans le secteur de l’énergie qui soient aisément accessibles, nous utilisons dans le cadre de cette analyse comme approximation de ces dépenses en capital les montants annoncés des projets d’IDE de création par pays de destination, tels qu’ils figurent dans le Rapport sur l’investissement dans le monde de la Conférence des Nations Unies sur le commerce et le développement (CNUCED) (2025[15]). Les montants annoncés de ces projets correspondent à un large éventail de secteurs et représentent des engagements d’investissement qui, dans leur globalité, s’étalent généralement sur de nombreuses années. Ils ne se traduisent pas nécessairement par des dépenses effectives, en raison de retards de mise en œuvre des projets, de modifications de leur ampleur, voire d’annulations. En outre, les investissements étrangers intègrent souvent une part modeste, plus lente à se concrétiser, de financement local.
Pour prendre en compte ces nuances, nous avons effectué dans le cadre de l’analyse présentée dans ce chapitre divers ajustements : la part des projets liés à l’énergie, mesurés à partir d’estimations de l’AIE, dans la formation brute de capital fixe totale, mesurée à partir de données de la Banque mondiale, varie de 16 % à 36 % en Afrique du Nord et de 12 % à 25 % en Afrique subsaharienne selon l’année ; on utilise un taux de réalisation de 84 % calculé à partir de travaux de recherche empiriques sur l’achèvement des projets d’IDE dans les économies en développement d’Afrique, d’Asie et d’Amérique latine de 2003 à 2020 (Hornstein, 2024[26]) ; et on pose l’hypothèse que la part du financement local est de 15 %, ce qui correspond approximativement aux tendances observées en matière de cofinancement dans le cadre de projets tels que le complexe solaire de Noor-Ouarzazate, au Maroc, pour lequel les financements étrangers ont été complétés par des investissements locaux (Banque mondiale, 2017[27]).
Enfin, l’analyse se fonde sur l’hypothèse d’un calendrier de décaissement couvrant une période de sept ans, la part des fonds investis étant de 35 % la première année, puis de 25 %, 15 %, 10 %, 7 %, 5 % et enfin 3 % les années suivantes. Cela tient au fait que dans la plupart des projets de production d’électricité d’origine renouvelable, l’essentiel des dépenses en capital doit généralement être engagé au cours des deux ou trois années consécutives à l’approbation du projet, ce qui correspond aux phases d’aménagement du site, d’achat des équipements et de construction. Néanmoins, certains investissements dans les infrastructures énergétiques, consistant par exemple à étendre le réseau électrique ou à le moderniser, se caractérisent généralement par des profils de décaissement plus longs, dus à des périodes prolongées de planification, d’organisation et d’intégration.
Méthodologie relative au financement du développement
On pose l’hypothèse que le financement du développement lié au climat augmente de manière linéaire dans chacun des trois scénarios, pour atteindre, d’ici à 2035, le nouvel objectif chiffré collectif pour le financement de l’action climatique fixé lors de la 29e Conférence des Nations Unies sur les changements climatiques (COP29). Le ScSP est le seul scénario dans lequel des apports supplémentaires de financement du développement lié au climat sont fournis aux pays d’Afrique du Nord et d’Afrique subsaharienne, à partir du moment où ces pays atteignent leur plafond dette/PIB, fixé par hypothèse à 75 % et 60 %, respectivement. Nous décrivons précisément dans cette annexe la méthodologie utilisée. L’analyse porte principalement sur les apports de financement climatique du secteur public (fournis de manière bilatérale ou par le biais d’institutions multilatérales) axés sur l’atténuation du changement climatique. Elle exclut donc du total pris en compte au titre du nouvel objectif chiffré collectif pour le financement de l’action climatique les investissements du secteur privé mobilisés grâce aux financements climatiques publics (ces investissements étant intégrés dans l’IDE), ainsi que tout investissement dans l’adaptation au changement climatique n’entrant pas dans le périmètre des scénarios.
Le financement du développement lié au climat réduit le fardeau pesant sur le secteur public en Afrique du Nord et en Afrique subsaharienne dans les différents scénarios. L’émission de dettes liées au financement du développement est attribuée aux pays émetteurs (les économies avancées et les MEED ne faisant pas partie de l’Afrique du Nord ni de l’Afrique subsaharienne) dans les trois scénarios, et ce principalement pour quatre raisons : (i) une partie du financement du développement prend la forme de dons ou d’apports assortis de conditions libérales qui ne créent aucun endettement ou qui donnent lieu à une dette dont le service est plus facile à assumer ; (ii) une partie des prêts octroyés au titre du financement du développement servent à financer directement des projets, et ne créent pas de dette publique en Afrique du Nord et en Afrique subsaharienne ; (iii) affecter les émissions de dettes liées au financement du développement à la fois aux régions émettrices et aux régions bénéficiaires reviendrait à comptabiliser deux fois le même investissement ; et (iv) ce chapitre porte essentiellement sur le développement des marchés d’obligations publiques, et les prêts accordés aux États africains n’entrent pas dans ce périmètre.
Le Graphique d’annexe 1.A.1 montre le niveau de référence du financement du développement (conforme aux objectifs de la COP29) dans tous les scénarios, ainsi que le surcroît de financement du développement nécessaire selon le ScSP.
Selon le ScSP, le montant annuel moyen d’apports supplémentaires de financement du développement fournis par le secteur public serait de 12 milliards USD sur la période 2026-29 pour l’Afrique du Nord et de 6 milliards USD en 2025 pour l’Afrique subsaharienne.
Source : OCDE ; et base de données propriétaire de l’Agence internationale de l’énergie (AIE).
Évolution des marchés de capitaux en Afrique du Nord et en Afrique subsaharienne dans le ScMC
Dans le ScMC, la structure du capital des entreprises d’Afrique du Nord et d’Afrique subsaharienne converge progressivement vers celle des entreprises des MEED autres que la Chine (OCDE, 2025[2]) d’ici à la fin de 2050, suivant une trajectoire logarithmique. En 2035, 70 % de l’ajustement aura eu lieu, ce mouvement de convergence se déroulant de manière accélérée initialement avant de ralentir à l’approche du point de parité.
Estimation de l’évolution future des marchés d’obligations et d’actions
Les projections de l’évolution des marchés des obligations et des actions des entreprises du secteur de l’énergie sont établies sur la base de l’identité comptable fondamentale selon laquelle la valeur des actifs totaux est égale à la somme des dettes totales et des fonds propres. Elles reposent également sur la structure du capital présentée dans la section « Sources de financement des investissements réalisés récemment dans le secteur de l’énergie ».
Par ailleurs, l’analyse repose sur les valeurs des actifs totaux et des actifs immobilisés des entreprises du secteur de l’énergie, ainsi que sur les valeurs d’amortissement correspondantes, en décembre 2024. Pour les obtenir, nous avons agrégé les données disponibles pour toutes les sociétés cotées du secteur de l’énergie telles qu’elles ont été définies ci-avant.
Nous avons ensuite intégré dans les projections calculées pour les différents scénarios la valeur totale des futurs investissements énergétiques que le secteur privé devrait engager selon la trajectoire définie dans le scénario ZEN de l’AIE, ce qui se traduit par une augmentation des actifs, tout en posant l’hypothèse d’un taux d’amortissement constant des actifs immobilisés. L’augmentation des actifs totaux qui en résulte est ensuite convertie en instruments de financement dans les proportions indiquées à la section « Sources de financement des investissements réalisés récemment dans le secteur de l’énergie » (suivant la méthodologie appliquée pour la partie B du Graphique 4.3).
Les points de départ retenus pour les obligations et les actions cotées sont les valeurs de l’encours obligataire total des entreprises du secteur de l’énergie et de leur capitalisation boursière totale en décembre 2024. Le niveau des investissements futurs dépassant celui des amortissements, les actifs totaux des entreprises du secteur énergétique s’accroissent, ce qui rend nécessaire une augmentation correspondante de leurs instruments de financement. L’analyse des données relatives aux marchés de capitaux provient de LSEG.