Combien de temps les Camerounais ont-ils réellement passé sans électricité en 2025 ? La question divise l’Agence de régulation du secteur de l’électricité (Arsel) et Socadel, le concessionnaire du service public de distribution. Selon le procès-verbal de validation des indicateurs de performance 2025, signé le 24 juillet 2026 à Kribi, chaque client a subi en moyenne 125,77 heures d’interruption d’après le régulateur (environ cinq jours), contre 45,59 heures d’après l’opérateur (moins de deux jours). Un écart de plus de 80 heures que les deux parties n'ont pas réussi à lever. Le procès-verbal évoque un "désaccord méthodologique" et renvoie notamment aux annexes du contrat de concession, sans détailler les éléments à l'origine de ces différences.
Jusqu'à 249 heures de coupures en zone rurale
Autre pomme de discorde, la fréquence des interruptions. Le régulateur estime qu’un client a subi en moyenne 59,42 coupures en 2025, contre 15,09 selon Socadel. Contactée par EcoMatin, l’entreprise publique n’a pas souhaité s’exprimer sur ces divergences. La question est loin d'être secondaire pour les 2,19 millions d'abonnés du distributeur. D'autant que les chiffres publiés dans le rapport annuel 2025 de l'ARSEL sont encore plus élevés. Après examen du journal des interruptions, le régulateur estime que chaque client a subi en moyenne 147,83 heures de coupure, contre 114,39 heures en 2024. Soit près de 34 heures supplémentaires en un an. Le nombre moyen d'interruptions est également passé de 53,30 à 64,04.
Les zones rurales sont particulièrement touchées. Selon le rapport annuel, les interruptions y ont représenté en moyenne 249,42 heures par client en 2025, contre 173,27 heures un an plus tôt. Leur fréquence atteint 122,34 coupures, contre 87,73 en 2024. Dans les grandes agglomérations, la durée moyenne ressort à 125,95 heures, tandis qu'elle atteint 105,41 heures dans les autres zones urbaines.
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Pour l’Arsel, ces difficultés ne se résument pas à un manque d'électricité disponible. Dans son rapport, le régulateur décrit un « réseau instable » et des « incidents récurrents non résolus durablement ». Il relève également un « recours massif aux interruptions programmées » ainsi que des « durées de coupure excessives ». Les indicateurs techniques vont dans le même sens. La fiabilité des départs moyenne tension, qui alimentent les réseaux locaux de distribution, est tombée à 41,2 % en 2025, contre 58 % en 2024, alors que l'objectif contractuel était fixé à 89 %. L'analyse du journal des interruptions a également révélé 4 903 incohérences concernant les travaux programmés. Certaines coupures ne sont pas correctement localisées, d'autres sont enregistrées sans motif précis ou classées dans une catégorie qui ne correspond pas à leur nature.
Nachtigal
Les infrastructures de transport présentent aussi des fragilités. Le rapport de performance 2025 du gestionnaire du réseau de transport fait notamment apparaître des transformateurs fonctionnant au-delà de leur capacité nominale, avec des niveaux de charge atteignant 135,9 % à Guider et 124 % à Logbaba. Ces surcharges constituent un facteur de risque pour la continuité du service, sans que les documents permettent de leur attribuer une proportion précise des coupures.
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Pourtant, le volume d'électricité injecté sur les réseaux interconnectés a augmenté de 5,7 % en 2025, pour atteindre 7,31 TWh. Une évolution notamment portée par la montée en puissance du barrage hydroélectrique de Nachtigal, dont le septième et dernier groupe de 60 MW a été mis en service en 2025, portant la capacité totale de l'installation à 420 MW. Exploitée par Nachtigal Hydro Power Company (NHPC), cette centrale, la plus puissante du pays, a fourni 2 070,68 gigawattheures (GWh) au cours de l'année, selon les données du gestionnaire du réseau de transport. Sa production est toutefois restée inférieure de 28 % aux prévisions de 2 860,33 GWh, notamment dans un contexte de contraintes hydrologiques. Les centrales historiques de Songloulou (384 MW) et d'Edéa (276 MW), ainsi que celles de Memve'ele (211 MW) et de Lagdo (72 MW), figurent parmi les autres sources de production hydraulique. Le gaz naturel représente environ 7 % du mix, principalement à travers la centrale de Kribi (216 MW), tandis que les centrales thermiques au fioul, notamment celle de Dibamba (86 MW), contribuent à hauteur de 2 %. Le solaire complète cet ensemble avec environ 1 %.
Malgré cet apport supplémentaire, les difficultés persistent dans l'acheminement de l'électricité jusqu'aux consommateurs. Le rapport de l'ARSEL fait état de 82,4 GWh d'énergie non distribuée en 2025, dont 27,07 GWh dans la seule direction régionale électrique de Yaoundé. Le régulateur conclut à une « dégradation préoccupante de la qualité de service, combinée à des faiblesses structurelles dans la gestion et la traçabilité des interruptions ».
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