Les systèmes solaires avec stockage ont-ils le potentiel de résoudre la crise énergétique en Afrique ?

Les systèmes solaires avec stockage pourraient résoudre les problèmes d’accès à l’énergie en Afrique : Avec plus de 600 millions d’Africains privés d’un accès fiable à l’électricité, l’association du solaire et du stockage représente une solution transformatrice, notamment dans les régions rurales et hors réseau.

La baisse des coûts des technologies solaires et de stockage rend les énergies renouvelables plus compétitives : Le coût actualisé de l’énergie (LCOE) des systèmes solaires avec stockage devrait chuter à 0,12 $ par kWh d’ici 2030, les rendant ainsi compétitifs face aux sources d’énergie fossile.

Les centrales solaires thermodynamiques (CSP) offrent un stockage plus longue durée mais impliquent des coûts initiaux plus élevés : Bien que ces systèmes, comme la centrale Noor Ouarzazate au Maroc, puissent stocker de l’énergie jusqu’à 7 heures, ils nécessitent des investissements plus importants et consomment davantage d’eau que les centrales photovoltaïques.

Environ 600 millions de personnes en Afrique n’ont toujours pas accès à l’électricité, la majorité vivant en Afrique subsaharienne. Cela représente environ 43 % de la population du continent, les zones rurales étant les plus touchées. Par exemple, dans des pays comme le Nigeria et la République démocratique du Congo, la pauvreté énergétique est omniprésente, avec des taux d’accès aussi bas que 20 % dans certaines régions.

Fig. 1 Accessibilité de l’électricité en Afrique

L’Afrique est particulièrement bien placée pour relever ce défi grâce à l’énergie solaire, car le continent possède 60 % des meilleures ressources solaires mondiales. Malgré ce potentiel immense, la capacité installée en énergie solaire en Afrique ne représente que 1 à 1,4 % de la capacité solaire mondiale installée.

Pour combler le fossé de l’électrification, les réseaux solaires décentralisés, en particulier ceux couplés à des batteries de stockage, offrent une solution évolutive. Ces systèmes permettent d’apporter une énergie renouvelable et fiable aux zones reculées, où l’extension des réseaux électriques traditionnels est peu pratique. [1,2]

Fig. 2 : Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), l’Afrique possède 60 % des meilleures ressources solaires mondiales, mais seulement 1 % de la capacité de production solaire installée.

Suivi de la charge et gestion de l’énergie avec les systèmes solaires + stockage

L’intermittence de l’énergie solaire a toujours été un défi, car sa production dépend de l’ensoleillement, avec des pics en journée mais aucune production la nuit. Le stockage par batterie résout ce problème en emmagasinant l’énergie solaire excédentaire produite en journée pour une utilisation en soirée et durant la nuit. Cela répond au besoin d’une électricité “dispatchable”, c’est-à-dire une électricité fiable pouvant être fournie à la demande. Une énergie est dite “dispatchable” lorsqu’elle peut être activée ou désactivée, ou encore ajustée en fonction de la demande. Par exemple, la centrale en construction de TotalEnergies et Hydra Storage Holding en Afrique du Sud prévoit de générer 216 MW d’énergie solaire et de stocker 500 MWh dans des batteries avec une vitesse de décharge de 75 MW. Elle fournira un approvisionnement électrique constant de 75 MW de 5 h à 21 h 30 tout au long de l’année [10]. De tels projets illustrent comment les systèmes solaires couplés au stockage peuvent garantir une alimentation électrique même pendant les heures de forte demande, les rendant essentiels pour combler le déficit énergétique en Afrique.

En d’autres termes, pour qu’une solution d’énergie renouvelable comme le solaire puisse rivaliser avec les capacités de production conventionnelles, elle doit être capable de suivre la courbe de demande de charge tout au long de la journée, en particulier pendant les heures de pointe [5]. Le suivi de charge désigne la capacité d’une centrale à ajuster sa production en fonction des fluctuations de la demande sur une journée d’exploitation. L’exigence clé est de pouvoir fournir de l’électricité au moment et à l’intensité demandés. Pour les centrales solaires, cela représente un défi majeur, car leur production dépend directement de l’ensoleillement, atteignant un pic en milieu de journée avant de tomber à zéro la nuit.

Sans stockage, les centrales solaires ne peuvent produire de l’électricité que pendant ces heures d’ensoleillement élevé, créant ainsi un décalage entre la génération d’énergie solaire et la demande de pointe en soirée. Ce phénomène est couramment appelé la “duck curve” (courbe du canard). Cette courbe illustre le déséquilibre entre la production solaire et la demande d’électricité :

• En milieu de journée, l’énergie solaire est surproduite par rapport à la demande.

• En soirée, lorsque la demande d’électricité atteint son pic, la production solaire chute brutalement.

Ce décalage entraîne un besoin en sources d’énergie de secours capables d’augmenter rapidement leur production, comme les centrales à gaz, qui sont coûteuses et polluantes. Ce problème est particulièrement marqué lors de la phase ascendante de la courbe en soirée, où l’offre solaire est nulle alors que la demande est au plus haut. Le stockage par batterie permet d’atténuer cet effet en stockant l’excédent de production solaire en journée pour l’utiliser en soirée, réduisant ainsi la dépendance aux énergies fossiles.

Dans les pays d’Afrique de l’Ouest, le profil de la demande énergétique est légèrement différent, et le pic de consommation en soirée représente un défi plus important que la surproduction en milieu de journée. Comme observé dans des pays comme le Ghana et le Nigeria, la demande maximale a tendance à se produire le soir, en raison des besoins en éclairage et en climatisation dans les zones résidentielles, tandis que la demande industrielle reste plus stable tout au long de la journée. Par exemple, le profil de charge du Ghana en 2012 montre des pics significatifs en soirée, une tendance qui devrait se poursuivre à mesure que l’accès à l’électricité s’améliore dans la région [21, 22]. Contrairement à la Californie, où le phénomène de “duck curve” est courant en raison d’une forte pénétration du solaire et d’une demande plus élevée en milieu de journée, ce déséquilibre est moins marqué en Afrique de l’Ouest en raison d’une demande de jour plus faible et d’une adoption encore limitée de l’énergie solaire.

Cependant, le défi reste de rééquilibrer les pics de consommation en soirée avec la production disponible. Les systèmes solaires couplés au stockage sont de plus en plus déployés pour permettre de stocker l’énergie solaire produite en journée et de l’utiliser en soirée, lorsque la demande atteint son maximum.

Fig. 4 : Courbe de charge du système avec et sans stockage dans un scénario impliquant l’énergie solaire.

Aplanir la courbe du canard grâce au stockage par batterie

Les systèmes de stockage par batterie résolvent ce problème en capturant l’excédent d’énergie solaire produit en milieu de journée et en le redistribuant lors des pics de demande en soirée. Ce processus permet d’aplanir la courbe du canard en comblant le déficit énergétique. En Californie, où la courbe du canard représente un défi majeur pour le réseau électrique, la capacité de stockage à grande échelle est passée de 0,2 GW en 2018 à près de 4,9 GW en avril 2023, et d’autres projets de stockage sont en cours de développement [6]. Avec des systèmes solaires couplés au stockage, l’énergie solaire est emmagasinée lors des périodes de faible demande (midi), puis restituée en soirée ou lors des pics de consommation, ce qui permet d’atténuer les fluctuations de disponibilité énergétique.

Les batteries utilisées dans ces systèmes sont spécifiées en fonction de :

• La puissance qu’elles peuvent fournir (en MW)

• La durée pendant laquelle elles peuvent alimenter le réseau (en MWh)

Par exemple, un système de 20 MW / 200 MWh peut :

• Fournir 20 MW pendant 10 heures

• Ou 40 MW pendant 5 heures

Ces solutions permettent d’assurer un approvisionnement en électricité plus stable et de réduire la dépendance aux centrales fossiles à réponse rapide.

L’évolution du stockage énergétique : vers une indépendance accrue des énergies fossiles

Le rapport d’EDF de 2015 [20] indiquait que même avec 60 % d’énergies renouvelables, il était encore nécessaire de s’appuyer sur des capacités de secours, des unités de pointe et des centrales thermiques conventionnelles pour assurer la stabilité du réseau et répondre à la demande.

Cependant, les récents projets solaires couplés au stockage en Afrique (voir Table 1) montrent que le stockage d’énergie peut réduire considérablement la dépendance aux centrales thermiques, tout en fournissant une énergie continue et fiable.

Kenhardt (Afrique du Sud) : Projet attribué en 2021 et opérationnel en 2023, il délivre 150 MW au réseau toute l’année, de 5 h à 21 h 30, grâce à un contrat d’achat d’électricité (PPA) de 20 ans avec Eskom. Ce projet garantit une alimentation en électricité même au-delà des heures d’ensoleillement, prouvant ainsi la fiabilité des systèmes solaires avec stockage.

Noor Ouarzazate III (Maroc) : Cette centrale solaire thermodynamique (CSP) a démontré une performance stable sur 10 jours de test, en exportant 13,2 GWh d’énergie au réseau après le coucher du soleil !

Mozambique (Globaleq) : Son système solaire avec stockage alimente 22 000 familles via un PPA de 25 ans, tout en réduisant les émissions de CO₂ de 172 000 tonnes sur la durée de vie du projet.

Boundali (Côte d’Ivoire) : Avec 64 GWh/an de production et un système de stockage de 10 MWh, cette centrale peut fournir jusqu’à 30 000 foyers, tout en permettant d’économiser 27 000 tonnes de CO₂.

Ces projets démontrent clairement que le stockage par batterie permet d’étendre les heures de fonctionnement des centrales solaires et de réduire la dépendance aux combustibles fossiles, ouvrant ainsi la voie à un avenir énergétique plus durable en Afrique.

À plus petite échelle, il est plus difficile de stabiliser la fiabilité des systèmes d’énergie renouvelable. Par exemple, la mine d’or de Fekola au Mali fonctionne 24 heures sur 24, et bien qu’elle continue de dépendre des générateurs à fioul lourd, le champ solaire permet d’arrêter trois des six générateurs pendant la journée, réduisant ainsi la consommation de carburant.

Le rôle de la stabilité de fréquence dans les systèmes solaires avec stockage : répondre au déficit d’inertie.

’inertie, fournie par la masse rotative des générateurs traditionnels, est essentielle pour stabiliser la fréquence du réseau lors des fluctuations de l’offre et de la demande. Cependant, les centrales solaires et éoliennes, connectées via des électroniques de puissance, manquent de cette inertie, rendant ainsi les réseaux plus vulnérables à l’instabilité de fréquence. Pour y remédier, la Réponse Fréquence Rapide (FFR) est cruciale. La FFR est un service de réseau quasi-instantané où des systèmes de stockage ou d’autres ressources injectent rapidement de l’énergie pour stabiliser la fréquence après une perturbation.Divers systèmes de stockage, tels que les systèmes de stockage d’énergie par batteries (BESS), les volants d’inertie et les supercondensateurs, peuvent fournir la FFR en raison de leur capacité à réagir en quelques millisecondes aux déséquilibres. Ces systèmes sont particulièrement efficaces pour compenser la perte d’inertie dans les réseaux à forte proportion d’énergies renouvelables. Le stockage avec FFR stabilise le réseau en réagissant plus rapidement que l’inertie conventionnelle, assurant ainsi la fiabilité et la réactivité du réseau même avec une augmentation de la pénétration des énergies renouvelables. De plus, des technologies comme le stockage hydraulique pompé, bien que plus lentes, peuvent offrir un soutien pour des services d’équilibrage à plus longue durée [23, 24].

Le pourcentage d’un système énergétique qui peut être alimenté de manière réaliste par des sources d’énergie renouvelables est largement influencé par la stabilité de la fréquence et l’inertie du système. Pour les réseaux avec une forte pénétration des énergies renouvelables (comme l’éolien et le solaire), qui ne fournissent pas d’inertie naturelle, la gestion de la stabilité de fréquence devient plus complexe. En général, les systèmes avec jusqu’à 50-60 % d’intégration d’énergie renouvelable sont gérables avec les technologies actuelles comme la FFR, le stockage par batteries, et l’inertie synthétique provenant des technologies de réseaux avancées [23, 24].

Cependant, à mesure que la pénétration des énergies renouvelables dépasse ce seuil—en particulier au-delà de 70 % ’absence d’inertie du système et la variabilité des renouvelables peuvent entraîner une instabilité si elles ne sont pas compensées par du stockage ou de la production de secours. Par exemple, les systèmes de stockage d’énergie à longue durée (LDES), tels que le stockage hydraulique pompé et les batteries, sont de plus en plus utilisés pour étendre cette limite en fournissant des services d’équilibrage et de stabilité du réseau. La FFR et des technologies similaires permettent aux réseaux de fonctionner avec jusqu’à 60-70 % d’énergies renouvelables dans les systèmes disposant de stratégies appropriées de stockage et d’équilibrage [23, 24].

Les pays visant une pénétration encore plus élevée des énergies renouvelables (au-dessus de 80%) nécessitent généralement une combinaison de solutions de stockage avancées et de technologies de gestion du réseau pour garantir la fiabilité sans avoir recours à un soutien fossile important. Ainsi, bien que l’énergie renouvelable puisse théoriquement fournir jusqu’à 70% ou plus de l’énergie du réseau avec un stockage adéquat et des systèmes de réponse à la fréquence, le défi de maintenir la stabilité croît de manière exponentielle à mesure que la part des renouvelables augmente [23, 24].

Decreasing Costs of Solar PV and Li-Ion Batteries Are Driving Solar Installed Capacity

L’extension des systèmes solaires avec stockage à l’échelle de l’Afrique nécessite un investissement considérable. Selon l’Agence Internationale de l’Énergie (AIE), l’Afrique a besoin de 190 milliards de dollars par an dans les investissements pour le secteur de l’énergie entre 2026 et 2030, dont deux tiers doivent être alloués aux projets d’énergie propre. Bien que les coûts en capital pour les panneaux solaires, le stockage par batteries et l’infrastructure du réseau puissent être prohibitifs pour de nombreux pays africains, la baisse des coûts des panneaux solaires photovoltaïques(PV) et des batteries au lithium-ion rend ces systèmes de plus en plus financièrement viables.

Depuis 1975, le coût du solaire photovoltaïque (PV) a chuté de 99%, rendant l’énergie solaire de plus en plus abordable, même dans des régions comme l’Afrique, où l’infrastructure énergétique est encore en développement. Rien qu’en 2023, l’Afrique a ajouté 3,7 GW de capacité solaire installée [2]. Comme le montre la fig.5, le coût des panneaux solaires PV a diminué de 105 $/W en 1975 à 0,2 $/W en 2020. Parallèlement, les prix des batteries au lithium-ion ont suivi une tendance similaire à la baisse. De 6 745 $/kWh en 1991, les prix sont tombés à 156 $/kWh en 2020, soit une réduction de 97%. Cette chute des coûts des batteries, due aux avancées dans la fabrication et la chimie des batteries, a été essentielle pour rendre les systèmes solaires avec stockage de plus en plus viables et évolutifs [7,8].

Cependant, malgré cette baisse des coûts, des modèles financiers tels que les partenariats public-privé (PPP) restent essentiels pour surmonter les exigences en capital initial pour ces projets. Les systèmes de stockage ajoutent des coûts significatifs, en particulier pour le stockage à longue durée. Par exemple, des alternatives comme le CSP (Concentrated Solar Power) sont utilisées pour éviter une partie de ces coûts. Le projet Noor Ouarzazate CSP au Maroc a un coût nivelé de l’énergie (LCOE) de 0,14-0,15 $/kWh [17], comparable aux sources d’énergie traditionnelles, soulignant l’importance de diverses approches technologiques pour réduire les coûts.

Fig. 5 Courbes de prix des panneaux solaires PV et des batteries Li-ion illustrant la même baisse, après quelques années, rendant les centrales solaires avec stockage viables [7,8].

Cette réduction massive des coûts a ouvert la voie au déploiement à grande échelle de l’énergie solaire PV à travers le monde, avec 447 GW de capacité solaire installée dans le monde entier rien qu’en 2023 [9]. Bien que le déploiement du solaire PV en soit encore à ses débuts dans de nombreux pays africains, la rapide baisse des coûts permet d’accélérer les projets, avec un nombre croissant d’initiatives axées sur l’intégration des systèmes solaires avec stockage. Tableau 1donne un aperçu de certains nouveaux projets solaires avec stockage en Afrique.

Tableau 1 : Projets solaires avec stockage en Afrique

À l’avenir, les prix des cellules de batteries devraient encore baisser, les leaders de l’industrie comme CATL et BYDprévoyant une réduction de 50% d’ici 2024, portant les prix à aussi bas que 56 $/kWh. À ce prix, une batterie de 60 kWhqui coûtait auparavant 6 776,00 $ aux fabricants ne coûtera plus que 3 388 $. Ces réductions continues devraient rendre les systèmes solaires avec stockage plus accessibles et compétitifs par rapport aux sources d’énergie traditionnelles, offrant ainsi une voie claire vers l’expansion de l’infrastructure énergétique de l’Afrique [7, 8].

Avancées technologiques

Les batteries au lithium-ion ont été la technologie de stockage dominante, mais le stockage thermique, comme utilisé dans les centrales solaires thermiques concentrées (CSP), offre une alternative pour le stockage à longue durée à des coûts plus bas. Les systèmes de stockage thermique CSP, comme celui de la centrale Noor Ouarzazate, peuvent stocker de l’énergie pendant jusqu’à 7 heures [17].

Tableau 2 : Analyse comparative pour Solar + Storage vs CSP

Le stockage par batterie, en lui-même, a évolué de manière spectaculaire au cours de la dernière décennie, permettant aux systèmes solaires de fournir de l’énergie même après le coucher du soleil. Le système Arañuelo III solaire avec stockage en Espagne, mis en service en 2021, ne disposait que de 3 MWh de capacité de batterie couplée à 40 MW de production solaire [18]. Ce stockage limité signifiait que sa capacité à fournir de l’énergie après le coucher du soleil était fortement contrainte. Plus récemment, en 2023, le projet Edwards & Sanborn en Californie a fixé une nouvelle norme pour les systèmes solaires avec stockage à grande échelle avec un impressionnant 875 MW de solaire PV et 3 287 MWhde stockage par batterie. S’étendant sur 4 600 acres, ce projet comprend 1,9 million de modules PV et des systèmes de stockage d’énergie de fabricants de premier plan comme LG Chem, Samsung et BYD, en faisant le plus grand projet solaire avec stockage au monde [19]. En Afrique, le projet Kernhardt Scatec illustre également cette tendance vers des systèmes de stockage plus grands. Le projet stocke 1140 MWh d’énergie, lui permettant de fournir 225 MW en continu pendant 5 heures (pour plus de détails, se référer au tableau 1).

Cette évolution évidente des systèmes de stockage plus petits vers des installations solaires avec stockage à grande échelle met en évidence comment les avancées dans les batteries ont permis à l’énergie solaire de devenir une ressource plus fiable et disponible à la demande.

La viabilité économique des systèmes solaires avec stockage s’améliore à un rythme rapide, offrant aux nations africaines la possibilité de surmonter la pauvreté énergétique et de poser les bases d’une infrastructure énergétique durable et résiliente.

Sources:

1. International Energy Agency (IEA). (2020). Energy Technology Perspectives 2020. https://www.iea.org/reports/energy-technology-perspectives-2020
2. AFSIA Solar Outlook Report https://www.afsiasolar.com/data-center/outlook-report/
3. REPSOL Global https://www.repsol.com/en/energy-and-the-future/future-of-the-world/solar-power-plan
4. AVENSTON Classification https://avenston.com/en/articles/pv-power-plants-classification
5. “How Wind, Solar, Storage as an Integrated Renewable Hybrid Solution Can Reliably Match Load Requirements”, Amelie Wulff, GE Renewable Energy, Paris, France
6. E.I.A., U.S. Energy Information Administration, https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=56880
7. Evolution of Li-ion battery price, IEA; Westchester Clean Energy Technologies https://www.westchestercleanenergy.com/post/record-low-lithium-ion-battery-cell-prices
8. Evolution of solar PV module cost
9. Solar Power Europe, https://www.solarpowereurope.org/press-releases/new-report-global-solar-installations-almost-double-in-2023-but-leaves-emerging-economies-in-the-dark
10. TotalEnergies, “South Africa: TotalEnergies Launches Construction of 216 MW Solar Plant,” Available: https://totalenergies.com/media/news/press-releases/south-africa-totalenergies-launches-construction-216-mw-solar-plant.
11. Scatec, “Kenhardt 1-3 Solar Hybrid Project,” Available: https://scatec.com/locations/south-africa/#kenhardt-1-3-south-africa-540-mw; Blackridge Research, “Scatec Kenhardt Hybrid Solar Photovoltaic (PV) Farm,” Available: https://www.blackridgeresearch.com/project-profiles/scatec-kenhardt-hybrid-solar-photovoltaic-pv-farm-power-plant-project-northern-cape-south-africa#project-cost.
12. Wartsilla, “Case Study: Fekola Hybrid Solar Project,” Available: https://www.wartsila.com/docs/default-source/energy-docs/es-o/project-spotlights/eb-eso-casestudy-af-fekola.pdf?sfvrsn=f7eb1243_6; Baywa re, “Fekola Solar-Plus-Storage at Mali Gold Mine,” Available: https://renewablesnow.com/news/baywa-re-suntrace-fire-up-30-mw-solar-plus-storage-hybrid-at-mali-gold-mine-737657/.
13. Eiffage Energy Systems, “RMT Builds a 37.5 MWp Solar Power Plant in Ivory Coast,” Available: https://www.eiffage.com/en/media/news/rmt-builds-a-375-mwp-solar-power-plant-and-installs-an-energy-storage-system-in-ivory-coast-west-africa.
14. Energy Storage News, “Globeleq’s Solar-Plus-Storage Plant in Mozambique,” Available: https://www.energy-storage.news/globeleqs-solar-plus-storage-plant-in-mozambique-enters-commercial-operation/; Globeleq, “First Solar-Plus-Storage Plant in Mozambique,” Available: https://globeleq.com/globeleqs-first-combined-solar-battery-storage-plant-officially-begins-commercial-operations-at-cuamba-in-mozambique/.
15. Huawei, “Meinergy Signs Agreement with Huawei,” Available: https://solar.huawei.com/en/news-room/en/2022/Meinergy-Signs-Agreement-with-Huawei-on-a-1GW-and-500MWh-Project-of-Ghana; Huawei Case Study, “PV Magazine Special,”.
16. Power Africa, “Building Malawi’s First Utility-Scale Solar-Plus-Storage Project,” Available: https://powerafrica.medium.com/building-malawis-first-utility-scale-solar-plus-storage-power-project-6aadd0904727; Afrik21, “Golowmoti Solar Power Plant in Malawi,” Available: https://www.afrik21.africa/en/malawi-golomoti-solar-power-plant-with-storage-goes-into-commercial-operation/.
17. ESFA Investment Group, “Noor Ouarzazate: The World’s Largest CSP Plant in Morocco,” Available: https://esfccompany.com/en/articles/solar-energy/noor-ouarzazate-the-world-s-largest-concentrated-solar-power-plant-csp-built-in-morocco/.
18. Smart Energy, https://www.smart-energy.com/industry-sectors/storage/iberdrola-commissions-spains-first-solar-pv-plus-storage-plant/
19. Energy Storage News, https://www.energy-storage.news/edwards-sanborn-california-solar-storage-project-world-largest-bess-battery-system-fully-online/
20. A. Burtin and V. Silva, “Technical and Economic Analysis of the European Electricity System with 60% RES,” EDF Research and Development, June 2015
21. A. Adeoye, “Modelling and forecasting hourly electricity demand in West African countries,” in AAM, 2017.
22. West African Power Pool (WAPP), “Planning and Prospects for Renewable Energy,” International Renewable Energy Agency (IRENA), 2013.
23. National Renewable Energy Laboratory (NREL), “Energy Storage for Grid Resilience and Reliability,” NREL, 2020. [Online]. Available: https://www.nrel.gov/docs/fy20osti/73856.pdf
24. Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems ISE, “Analysis of Fast Frequency Response Capabilities in Modern Energy Systems,” Fraunhofer ISE, 2020. [Online]. Available: https://publica-rest.fraunhofer.de/server/api/core/bitstreams/a4a6793c-1dfe-4272-ab05-0e6f24604270/content

Other sources used during pre-writing:

25. Solar Energy Industries Association (SEIA). (2021). Solar and Energy Storage Technology Overview. https://www.seia.org/initiatives/solar-plus-storage 
26. BloombergNEF. (2022). Battery Pack Prices Fall to an Average of $132/kWh, But Rising Commodity Prices Start to Bite. Retrieved from https://about.bnef.com/blog/battery-pack-prices-fall-to-an-average-of-132-kwh-but-rising-commodity-prices-start-to-bite/
27. U.S. Department of Energy. (2021). Comparative Study on Gas vs. Solar+Battery Systems. Retrieved from https://www.energy.gov/eere/solar/comparative-study-gas-vs-solarbattery
28. African Development Bank (AfDB). (2021). Powering Africa’s Future: The Role of Solar Energy. Retrieved from https://www.afdb.org/en/topics-and-sectors/initiatives-partnerships/powering-africas-future
29. International Renewable Energy Agency (IRENA). (2023). Renewable Power Generation Costs in 2022. Retrieved from https://www.irena.org/publications/2023/Jul/Renewable-Power-Generation-Costs-in-2022
30. World Bank. (2020). The Role of Solar Energy in Bridging Africa’s Electrification Gap. Retrieved from https://www.worldbank.org/en/topic/energy/publication/the-role-of-solar-energy
31. Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems. (2021). Battery Storage Technologies for a Sustainable Future. Retrieved from https://www.ise.fraunhofer.de/en/research-projects/battery-storage-technologies
32. National Renewable Energy Laboratory (NREL). (2022). Advancements in Solar and Battery Storage. Retrieved from https://www.nrel.gov/solar/advancements-in-solar-battery-storage
33. BloombergNEF, https://about.bnef.com/blog/lithium-ion-battery-pack-prices-hit-record-low-of-139-kwh/