Introduction
Depuis quinze ans, la politique énergétique camerounaise s’est organisée autour d’un objectif clair : accroître la capacité installée afin de résorber les délestages et soutenir la croissance économique. Cette stratégie repose sur une hypothèse implicite mais puissante : le déséquilibre du secteur serait d’abord un problème de production insuffisante.
Les données disponibles racontent une autre histoire. En 2024, la demande nationale d’électricité est estimée à environ 10,6 TWh, pour une pointe proche de 1 950 MW selon les projections du Plan de Développement du Secteur de l’Électricité (PDSE) et les documents de la Banque mondiale relatifs au projet d’interconnexion Cameroun–Tchad (2020). La capacité installée nationale se situe dans un ordre de grandeur comparable. Pourtant, les délestages persistent, les arriérés s’accumulent et la situation financière du secteur demeure fragile.
Le Cameroun ne souffre pas d’un déficit structurel de production. Il souffre d’un défaut d’architecture systémique : fragmentation des réseaux, modèle financier inadapté à un pays déficitaire en devises, pertes élevées, mécanismes de compensation inefficaces.
La présente note procède en quatre temps. Elle établit d’abord l’état des lieux du mix et de la demande, analyse ensuite la fragmentation physique et financière du système, démontre les limites du modèle dit d’« utility souveraine », puis évalue le coût et les bénéfices macroéconomiques d’un programme de redressement systémique.
- Capacité installée et structure du mix énergétique
Le parc de production camerounais est substantiel au regard du niveau de développement du pays.
| Tableau 1 : Capacité installée 2024–2025 | |||
| Filière | Puissance | Part du mix | |
| Hydroélectricité | 1 350 MW | 65–70 % | |
| Thermique gaz (Kribi, Dibamba) | 470 MW | 22–25 % | |
| Thermique fuel/diesel | 120 MW | 5–7 % | |
| Solaire | 30 MW | < 2 % | |
| Total | 1 950 – 2 000 MW | 100% | |
L’énergie requise pour l’ensemble des réseaux est estimée à environ 10,6 TWh en 2024, pour une pointe proche de 1 950 MW selon les mêmes sources. Cette configuration montre que la capacité installée est globalement cohérente avec la demande. Le pays n’est pas sous-équipé en centrales. Il est sous-optimisé en système.
- Deux réseaux, cinq blocs, un seul pays : la fragmentation électrique
Le Cameroun fonctionne en réalité avec deux ensembles techniques distincts : le Réseau Interconnecté Sud (RIS) et le Réseau Interconnecté Nord (RIN), qui sont eux-mêmes fragmentés en blocs non interconnectés.
| Tableau 2 : Architecture territoriale | |||
| Réseaux | Blocs et infrastructures | Régions concernées | Situation |
| RIS | Ouest : Song Loulou, Edéa, Nachtigal, Kribi, Dibamba | Littoral, Ouest, Sud-Ouest, Nord-Ouest, partie Ouest du Centre | Zone sous-alimentée malgré forte production, déficit de transit |
| Est/Sud-Est : Memve’ele, alimentation Yaoundé | Est, Sud, partie orientale du Centre | Production excédentaire, évacuation limitée vers l’Ouest | |
| RIN | Adamaoua : thermique Ngaoundéré | Adamaoua | Forte dépendance au fuel |
| Nord : Lagdo + thermique Garoua | Nord | Système fragile, hydrologie variable | |
| Extrême-Nord : thermique Maroua et Kousséri | Extrême-Nord | Déficit structurel, longues distances | |
La conséquence physique est paradoxale. Le pays importe du fuel lourd pour alimenter le RIN alors que des excédents hydrauliques persistent dans le bloc Est/sud-Est du RIS. La contrainte principale n’est donc pas la génération mais la topologie et la capacité d’évacuation.
- Le modèle « utility souveraine » : une fragilité structurelle
Le modèle actuel repose sur une chaîne simple : le producteur vend à la société de distribution, l’État garantit implicitement ou explicitement le paiement, les ménages consomment. Ce modèle n’est viable que si trois conditions sont réunies : une dette majoritairement domestique, des tarifs ajustables et une entreprise de distribution solvable.
Aucune de ces conditions n’est pleinement satisfaite. La dette des projets récents est largement libellée en devises. Les tarifs sont inchangés depuis la décision ARSEL du 28 mai 2012. Les compensations publiques, qu’il s’agisse de subventions tarifaires ou du paiement des factures administratives et de l’éclairage public, interviennent souvent avec du retard.
Dans ces conditions, les pertes techniques et commerciales élevées transforment chaque kilowattheure produit en créance incertaine. L’énergie est payée au producteur mais partiellement non facturée. Les arriérés s’accumulent. La dette énergétique devient une dette publique implicite. Dans un pays déficitaire en compte courant, ce modèle engendre une instabilité chronique.
- Le modèle industriel exportateur : une alternative robuste
La soutenabilité d’un système électrique dépend ultimement de la source de paiement de l’énergie. Un off-taker industriel exportateur transforme l’électricité en recettes extérieures. Il sécurise le service de la dette, limite la pression sur le budget et stabilise les flux financiers du secteur.
Ce modèle a été expérimenté dans l’aluminium, la sidérurgie, les fertilisants ou les data centers. Dans un pays structurellement déficitaire en devises, il constitue une architecture intrinsèquement plus stable.
| Tableau 3 : Modèle économique énergétique | ||
| Modèles | Sources de paiement | |
| Utility souveraine | Budget public | |
| Industrie exportatrice | Devises d’exportation | |
- Les pertes : cœur financier du problème
Les pertes totales du système sont estimées entre 30 et 36% selon les programmes sectoriels de la Banque mondiale 2020–2023.
| Tableau 4 : Pertes totales du système électrique | |
| Type | Part estimée |
| Transport | 7% |
| Distribution technique | 10% |
| Fraude et impayés | 13–19% |
| Total | 30-36% |
Sur une demande annuelle de 10,6 TWh, cela signifie qu’entre 3 et 4 TWh sont perdus. À un tarif moyen estimatif de 90 FCFA/kWh, 3,5 TWh représenteraient environ 315 milliards FCFA de chiffre d’affaires théorique. Même en tenant compte d’un tarif moyen inférieur, l’ordre de grandeur reste massif. La réduction des pertes constitue ainsi la principale « centrale invisible » du pays.
- Programme de redressement systémique
Le redressement du secteur électrique camerounais ne passe pas par une nouvelle centrale, mais par la correction des déséquilibres structurels identifiés. Il s’agit de rétablir la continuité physique entre les réseaux, de sécuriser l’évacuation de l’énergie vers les pôles industriels, d’ouvrir des débouchés régionaux en devises et, surtout, de réduire drastiquement les pertes techniques et commerciales qui sapent la solvabilité du système.
Le programme qui suit doit être lu comme un ensemble cohérent d’investissements structurants, visant à transformer la capacité installée existante en valeur économique réelle.
Interconnexion RIS–RIN
Coût estimé entre 250 et 350 millions USD selon le projet World Bank P168185 (2020) pour une durée estimée de mise en œuvre de 4 à 5 ans.
Le RIN consomme plusieurs centaines de GWh thermiques par an. Si l’on retient un coût moyen du fuel lourd de 200 à 250 FCFA/kWh contre 70 à 90 FCFA/kWh pour l’hydroélectricité, la substitution pourrait générer des économies annuelles comprises entre 40 et 70 milliards FCFA.
Interconnexion Cameroun–Tchad
Coût estimé à 328 millions USD, durée de mise en œuvre d’environ 4 ans.
Une capacité exportable de 100 à 150 MW pourrait générer entre 30 et 50 milliards FCFA par an selon les tarifs régionaux, avec des paiements en devises. Cette interconnexion constitue la seule source directe et durable de devises du secteur électrique pour le moment.
Renforcement interne du RIS Est ↔ Ouest
Coût estimé entre 80 et 150 millions USD, durée d’environ 3 ans.
Ce renforcement permettrait d’acheminer l’énergie excédentaire vers le Littoral industriel et de réduire immédiatement les délestages productifs.
Réduction des pertes de transport
Objectif de réduction de 7% à environ 4%.
Énergie récupérée estimée à 0,3 TWh par an, soit environ 30 MW équivalent moyen qui correspondent à une recette de 10 milliards de FCFA.
Coût estimé entre 150 et 300 millions USD sur 4 ans.
Réduction des pertes de distribution et de la fraude
Objectif de réduction de 29% à 5–10%.
Gain énergétique estimé entre 3,4 et 4 TWh par an, soit 384 à 454 MW équivalent moyen.
| Tableau 5 : Coûts estimatifs de la réduction des pertes de distribution et de fraude | ||
| Action | Coût | |
| Comptage intelligent ciblé | 430 MUSD | |
| Réhabilitation réseaux urbains | 400 – 800 MUSD | |
| Lutte anti-fraude | 30 – 80 MUSD | |
| Total | 0,8 – 1,4 Md USD | |
Les compteurs prépayés existants ne constituent pas un système intelligent de gestion de réseau. Le smart grid permet la détection des fraudes, l’analyse des flux et la coupure à distance. Il transforme un outil commercial en outil systémique.
- Réforme de la compensation publique
Le programme Banque mondiale P178136 prévoit des paiements trimestriels avec régularisation annuelle. Cette disposition reste partiellement appliquée. Un mécanisme automatique de paiement sous trois mois, avec ajustement annuel, réduirait significativement les arriérés et stabiliserait la trésorerie du secteur.
- Coût global et bénéfices macroéconomiques
Le programme de redressement systémique représente un effort financier estimé entre 1,6 et 2,5 milliards de dollars américains, soit environ 950 à 1 500 milliards FCFA. À première vue, ce montant peut paraître élevé au regard des contraintes budgétaires nationales. Toutefois, son analyse doit être conduite non en valeur absolue, mais en comparaison avec les pertes annuelles actuelles du système et les investissements déjà consentis dans la production.
| Tableau 6 : Coût global du redressement systémique | ||
| Action | Coût estimé | |
| Interconnexion RIS–RIN | 250–350 MUSD | |
| Interconnexion Tchad | 328 MUSD | |
| Renforcement RIS | 80–150 MUSD | |
| Transport | 150–300 MUSD | |
| Distribution | 800–1 400 MUSD | |
| Total | 1,6 – 2,5 milliards USD | |
En effet, la réduction des pertes d’énergie dans le transport, la distribution et les fraudes représente environ 400 à 450 MW équivalent. À un tarif moyen conservateur de 80 FCFA/kWh, 3,5 TWh facturés généreraient près de 280 milliards FCFA de chiffre d’affaires annuel potentiel. A cela s’ajoutent les économies sur l’importation de fuel lourd dans le RIN, estimées entre 40 et 70 milliards FCFA par an, ainsi que les recettes d’exportation vers le Tchad pouvant atteindre 30 à 50 milliards FCFA annuels en devises. Ainsi, le rendement financier annuel potentiel du redressement du système électrique se situe dans une fourchette de 370 à 420 milliards FCFA par an.
La réduction des pertes d’énergie dans le transport, la distribution et les fraudes permettrait de récupérer environ 3,7 à 4,3 TWh par an, soit 400 à 450 MW équivalent moyen. A un tarif moyen conservateur de 80 FCFA/kWh, cela représente près de 300 milliards FCFA de recettes annuelles potentielles. À cela s’ajoutent les économies sur le fuel du RIN, estimées entre 40 et 70 milliards FCFA par an, ainsi que les recettes d’exportation vers le Tchad pouvant atteindre 30 à 50 milliards FCFA annuels en devises.
Le rendement économique global du redressement peut ainsi être estimé entre 370 et 420 milliards FCFA par an. À ce rythme, l’investissement pourrait être macro économiquement amorti en quatre à six ans.
Après redressement, le système serait capable d’absorber 300 à 500 MW supplémentaires sans crise financière. Autrement dit, le redressement ne stabilise pas seulement l’existant ; il conditionne la viabilité de toute expansion future.
Conclusion
Le Cameroun ne souffre pas d’un déficit de production électrique. Il souffre d’un déficit d’architecture économique du secteur. La capacité installée est globalement cohérente avec la demande. Ce qui fait défaut, ce sont la continuité du réseau, la maîtrise des pertes, la discipline des paiements et l’alignement entre production, solvabilité et devises.
Ajouter de nouvelles centrales dans un système non redressé ne résout pas le problème. Cela augmente les arriérés, alourdit la dette publique implicite et entretient les délestages. A l’inverse, le programme de redressement proposé libère l’équivalent énergétique de 400 à 450 MW sans construire un seul barrage supplémentaire. Il transforme des mégawattheures déjà produits mais perdus en flux financiers réels.
Les gains financiers potentiels sont significatifs. La récupération de 3,7 à 4,3 TWh par an pourrait générer près de 300 milliards FCFA de recettes additionnelles annuelles. Les économies sur le fuel du RIN pourraient atteindre 40 à 70 milliards FCFA par an. Les exportations vers le Tchad pourraient ajouter 30 à 50 milliards FCFA (en devises). Au total, le rendement macroéconomique du redressement se situe dans une fourchette de 370 à 420 milliards FCFA par an.
Dans ces conditions, un investissement de 1,6 à 2,5 milliards USD n’est pas une charge supplémentaire ; c’est une opération de réallocation stratégique. Le redressement pourrait être amorti en quelques années, tout en restaurant la solvabilité du secteur et en améliorant la balance des paiements.
La rentabilité des centrales existantes et futures dépend entièrement de cette réforme structurelle. La prochaine centrale électrique du Cameroun n’est pas un barrage. C’est l’optimisation du système.
Publié le 19 février 2026
L'économie est une science, mais la stratégie en révèle le sens.
