La République démocratique du Congo, qui détient la moitié des réserves mondiales de cobalt et occupe le rang de premier producteur africain de cuivre, fait face à un paradoxe : sa richesse géologique se heurte à un déficit énergétique structurel estimé entre 1 500 et 2 000 MW dans la seule région du Katanga, selon une note d’information de Makutano Mining et Innogence Consulting publiée en mai 2026.
Cette situation contraint les sociétés minières à sortir de leur rôle traditionnel de simples consommatrices d’énergie pour devenir des acteurs du financement et de la production d’électricité. Dans le Katanga, où opèrent plus de 60 grands opérateurs miniers, l’énergie représenterait entre 15 % et 25 % des coûts d’exploitation des entreprises, une proportion appelée à s’alourdir à mesure que se développent des procédés énergivores comme le concassage, le broyage, la flottation et l’affinage.
Le seul complexe de Kamoa-Kakula verrait sa demande grimper à 347 MW d’ici à la fin de 2028, soit une hausse de 67 % de ses besoins par rapport à 2025, selon la même source. L’étude pointe également la faiblesse du taux d’utilisation des centrales hydroélectriques alimentant la province.
Plafonné à 45 % en moyenne à la fin de 2025, ce taux traduirait un écart important entre la capacité théorique et la production réelle, aggravé par des pertes de transport évaluées entre 30 % et 40 %. Les centrales d’Inga I et II, dotées d’une capacité théorique cumulée de 1 775 MW, ne produiraient ainsi qu’entre 500 et 600 MW, soit un taux d’utilisation d’environ 34 %.
Diesel, SNEL, SAPP et solaire : un mix énergétique aux équilibres fragiles
Le secteur minier congolais s’appuierait aujourd’hui sur un mix hybride combinant l’approvisionnement national assuré par la SNEL, les importations régionales et l’autoproduction solaire. Si l’électricité fournie par la SNEL demeurerait l’option la plus économique, à environ 0,12 USD/kWh, elle resterait pénalisée par l’instabilité chronique du réseau.
Face à cette contrainte, les générateurs diesel offriraient une disponibilité immédiate, mais à un coût pouvant atteindre quatre fois celui de l’hydroélectricité. Cette situation intervient dans un contexte où les prix du gasoil dans les zones minières du sud du pays auraient bondi de 84 % en un seul mois, pour atteindre environ 3,1 USD le litre à la mi-avril 2026, après la suppression, depuis la mi-2025, des subventions sur les produits pétroliers destinés au secteur minier.
Cette trajectoire entrerait en contradiction avec les objectifs climatiques affichés par plusieurs groupes miniers, à l’image de Glencore, qui viserait une réduction de 15 % de ses émissions totales — scopes 1, 2 et 3 — d’ici à la fin de 2026, puis de 25 % d’ici à 2030 et de 50 % d’ici à 2035.
Les importations régionales, notamment par l’intermédiaire du Southern African Power Pool (SAPP), couvriraient, pour leur part, entre 350 et 400 MW des besoins du secteur minier congolais.
Cette électricité proviendrait notamment de la Zambie, de la Namibie, du Botswana et de l’Afrique du Sud. Ces flux resteraient toutefois vulnérables aux sécheresses affectant les barrages de la région du Copperbelt, ainsi qu’aux priorités nationales des pays fournisseurs.
Quant à l’énergie solaire, dont le coût serait estimé à environ 0,18 USD/kWh, elle ne pourrait représenter plus de 30 % à 40 % du mix énergétique d’une mine sans fragiliser ses installations industrielles, notamment en raison de l’absence de production nocturne.
Des opérateurs miniers de plus en plus investis dans les infrastructures électriques
La note documente plusieurs investissements directs réalisés ces dernières années par des opérateurs miniers dans les infrastructures énergétiques. Ivanhoe Mines, par l’intermédiaire de Kamoa-Kakula, aurait ainsi financé la remise en état de la turbine G5 d’Inga II et de la centrale de Mwadingusha. L’entreprise déploierait également une installation photovoltaïque de 60 MW, couplée à un système de stockage par batterie et dont la mise en service était attendue au deuxième trimestre de 2026, en partenariat avec CrossBoundary Energy et Green World Energy.
Glencore, par l’intermédiaire de sa filiale Kamoto Copper Company, aurait financé la réhabilitation de la centrale de Nzilo I, d’une capacité de 108 MW. Sicomines s’approvisionnerait notamment auprès de la centrale de Busanga, d’une capacité de 240 MW, construite dans le cadre du partenariat sino-congolais « ressources contre infrastructures ».
China Molybdenum Company (CMOC) aurait, par ailleurs, signé un accord avec Lualaba Power SA pour le développement du projet hydroélectrique Nzilo II, d’une capacité de 200 MW, afin de sécuriser l’approvisionnement électrique nécessaire à sa prochaine phase d’expansion.
Kibali Gold se distinguerait par un niveau élevé d’autoproduction, couvrant plus de 80 % de ses besoins en électricité grâce à ses propres centrales hydroélectriques : Nzoro II, d’une capacité de 22 MW, Ambaru, de 10,3 MW, et Azambi, de 10,1 MW. L’entreprise construit également une nouvelle centrale solaire de 16 MW dans le cadre d’un plan de modernisation comprenant la mise à niveau de Nzoro I et l’ajout d’un réservoir de stockage à Nzoro II.
Grand Inga et interconnexions régionales : des perspectives à moyen terme
Au-delà des solutions immédiates, l’avenir énergétique du secteur minier congolais resterait tributaire du projet Grand Inga et de son potentiel estimé à 44 000 MW, dont la réalisation complète ne serait pas attendue avant 2030. L’engagement de la Banque mondiale en faveur du programme Inga III, à hauteur d’un milliard de dollars, dont 250 millions seraient disponibles dès 2026, constituerait toutefois une étape significative, selon les auteurs de la note.
Sur le plan régional, le projet d’interconnexion Kalumbila-Kolwezi (KKIP), inscrit dans une stratégie approuvée par l’Energy Regulation Board de Zambie pour renforcer les liaisons au sein du SAPP, mobiliserait entre 250 et 270 millions de dollars. Il vise à relier directement la sous-station de Kalumbila au pôle minier de Kolwezi au moyen d’une ligne à haute tension de 330 kV.
Vers l’ouest, un projet d’interconnexion entre l’Angola et la RDC, destiné à atténuer le déficit énergétique du Katanga, nécessiterait un investissement estimé à 1,5 milliard de dollars. Il prévoit la construction d’une ligne à haute tension de 1 450 kilomètres, capable de transporter jusqu’à 2 000 MW à l’horizon 2029.
