(BFI) – Le 19 novembre 2025, l’État du Cameroun a procédé à ce qu’il est convenu d’appeler la renationalisation d’ENEO (Energy of Cameroon), en acceptant de racheter les 51 % jusque-là détenus par le fonds d’investissement britannique ACTIS. Par cette opération, l’État détient désormais 95 % du capital d’ENEO, qui, faut-il le rappeler, est l’opérateur de référence du secteur de l’électricité au Cameroun, ayant le monopole de la distribution et gérant des unités de production, constituées de 44 centrales, d’un mix énergétique comprenant l’hydroélectricité, le thermique et le solaire.
Cette renationalisation s’effectue dans un contexte marqué, entre autres, par une crise multidimensionnelle sévère à laquelle le secteur de l’électricité au Cameroun est confronté. Du coup, la question lancinante et de fond est de savoir ce que l’État du Cameroun peut ou va faire pour sauver un secteur névralgique pour la qualité de vie des populations et le développement économique du pays.
En reprenant ENEO, l’État a opéré une intégration verticale d’envergure, concentrant sous sa bannière, à travers quelques-uns de ses démembrements, la production (ENEO), le transport (SONATREL), la distribution (ENEO), la régulation (ARSEL), la gestion des eaux (EDC) et l’électrification rurale (AER). Cette intégration, en elle-même, est une additionnalité des problèmes, chaque entité ayant ses faiblesses longtemps décriées, dont la moindre n’est pas les tares endémiques de la gestion des entreprises publiques.
Le déséquilibre financier structurel du secteur, un facteur de tensions pour les finances publiques
Mais au-delà de cette intégration, le problème majeur est celui du déséquilibre financier structurel d’un secteur devenu un risque de pression effective mais aussi parfois caché pour les finances publiques. Si l’État va débourser 78 milliards de FCFA (environ 119 millions d’euros) pour acquérir les parts d’ACTIS, cette opération s’accompagne de l’héritage de 800 milliards de FCFA (environ 1,220 milliard d’euros) de dettes dues par ENEO à divers créanciers à la fin de 2024, dont des fournisseurs, des producteurs indépendants d’électricité, des banques, etc. Le déséquilibre financier du secteur s’illustre notamment par la situation d’ENEO qui, d’après les chiffres du Ministère camerounais de l’énergie, réalise des revenus mensuels d’environ 30 milliards de FCFA (45,7 millions d’euros) contre des engagements de près de 50 milliards de FCFA (76,2 millions d’euros). Cette situation est exacerbée par une tarification gelée par le régulateur ARSEL depuis 2012, obligeant le distributeur à facturer le kWh d’électricité en dessous du prix de revient, la différence devant être compensée par l’État. Rien que pour 2025, cette compensation serait comprise entre 70 et 100 milliards de FCFA.
Cette situation financière est d’autant préoccupante que les défauts de paiement d’ENEO et de l’Etat vis-à-vis de NHPC (Nachtigal Hydro Power Company) créent un risque important sur la capacité du secteur à attirer de futurs investissements. Plus préoccupant encore, la dégradation continue de la situation financière du secteur a conduit à l’utilisation quasi complète de la Lettre de Crédit garantie par la Banque mondiale dans le cadre du projet Nachtigal. Il est impérieux pour le gouvernement de reconstituer les montants tirés sur la Lettre de Crédit qui s’élèvent en novembre 2025 à plus de 85 millions d’euros (56 milliards de FCFA).
Face à une telle situation, marquée, entre autres, par une crise de trésorerie de l’État et des finances publiques tendues, le régulateur ARSEL pourrait-il résister davantage à une hausse des tarifs ? Quelles en seraient les conséquences sur le plan social et sur la compétitivité des entreprises, alors même que l’épineux problème de la fourniture d’électricité, en quantité comme en qualité, reste prégnant ? À titre d’illustration, dans son dernier tableau de bord de l’économie publié en novembre 2025, le GECAM (Groupement des Entreprises du Cameroun) révèle que 83,6 % des chefs d’entreprise considèrent l’insuffisance et les perturbations de la distribution de l’énergie électrique comme la principale faiblesse de l’environnement des affaires au Cameroun.
Des inadéquations dans la programmation et la planification des investissements
S’agissant justement de la fourniture d’énergie électrique, l’entrée en pleine activité en mars 2025 de la centrale hydroélectrique de Nachtigal, avec ses 420 MW, devait accroître la capacité installée d’environ 30 %, sonnant ainsi la fin durable des délestages et autres rationnements de la fourniture d’électricité. Si Nachtigal, dans sa conception et son montage en PPP (Partenariat Public-Privé), constitue l’un des meilleurs exemples de ce qui se fait en Afrique dans le secteur de l’énergie, c’est sans compter avec les réalités du contexte camerounais, caractérisé par des choix de programmation et de planification des investissements qui, avec le temps, se sont avérés inadéquats. En aval de la production d’électricité, le maillon de transport, géré par une entreprise publique, la Société Nationale de Transport de l’Électricité (SONATREL), présente des défis et accumule un déficit d’investissement, ce qui en fait un point de blocage à surveiller. Le réseau n’est pas en mesure de supporter toute l’énergie produite, notamment celle du producteur indépendant NHPC, opérateur du barrage de Nachtigal. Bien plus, le contrat d’achat d’électricité produite par Nachtigal est assorti d’une clause « Capacity Payment », dont le principe, proche de celui du « Take or Pay », consiste à payer le producteur NHPC en fonction de la puissance disponible de la centrale et non de l’énergie produite effectivement. Cette clause diffère de « Energy payment », qui rémunère l’électricité produite. En d’autres termes, Nachtigal ayant une puissance disponible de 420 MW, cette énergie doit être intégralement payée, même si, en raison des défaillances du réseau de transport et de distribution, le dispatcheur SONATREL exprime des besoins parfois avoisinant 200 MW (seulement). Or, l’un des préalables cardinaux du « Capacity Payment » est la solidité du réseau de transport et de distribution, capable d’absorber toute la puissance installée aux heures de pointe. Cette clause, qui avait un double objectif de garantir, d’une part, la disponibilité en continu de la puissance installée et, d’autre part, la viabilité financière du système, se trouve au centre d’une controverse que l’État, devenu client de NHPC (du fait de la reprise d’ENEO), devra régler au plus vite. Pour les spécialistes du secteur, sans le mécanisme de « Capacity payment », il aurait été impossible de mobiliser les 800 milliards de FCFA nécessaires au financement de Nachtigal. Du fait de la reprise d’ENEO par l’État, devenu off-taker (acheteur d’énergie), ce qui aurait dû être une simple caution de garantie devient un engagement décisif et une dépense récurrente insoutenable à long terme, sans réforme en profondeur du secteur. Outre l’exécution des engagements contractuels, l’État devra investir massivement afin de corriger les défaillances du réseau de transport et de distribution, dans un contexte de contraintes budgétaires.
Des risques sur le projet de barrage de Kikot et le compact énergétique du Cameroun
L’exécution intégrale du contrat d’achat d’électricité (PPA – Power Purchase Agreement) est d’autant impérieuse qu’une défaillance aurait des implications sur les autres projets en cours de préparation notamment le barrage de Kikot de 500 MW dont le montage est calqué sur Nachtigal avec pratiquement les mêmes acteurs dont l’énergéticien EDF (Electricité de France) et les mêmes partenaires financiers notamment le Groupe de la Banque mondiale et la Banque Africaine de Développement entre autres. Mais au-delà de Kikot, une défaillance sur Nachtigal mettrait en péril toute la stratégie du secteur de l’électricité du Cameroun, cristallisée dans le Pacte National
pour l’Energie du Cameroun (Compact Energétique), qui comporte un ensemble de réformes visant à soutenir le développement du secteur de l’énergie dans les 5 prochaines années et à fournir un accès à l’électricité à environ 8 millions de Camerounais d’ici 2030. Il ambitionne de mobiliser 12,5 milliards de dollars, dont 6,5 milliards provenant du secteur privé. Le Cameroun pourrait, en conséquence, ne pas être éligible aux opportunités de la Mission 300, programme lancé par la Banque mondiale et la Banque africaine de développement (BAD) visant à fournir de l’électricité à 300 millions d’Africains d’ici 2030.
Autre défi et pas des moindres, comment redéfinir la contribution des centrales thermiques dont le prix du KWh est 3 fois supérieur à celui de l’hydro, dans le mix énergétique notamment la centrale thermique à gaz de Kribi (216 MW) et la centrale à fuel lourd de Douala/Dibamba (88 MW) conçus pour produire en base alors que dans le contexte camerounais dominé par l’hydroélectricité, la thermique devrait être un appoint en période de pointe. Faut-il le rappeler, le britannique Globeleq, propriétaire des deux centrales thermiques, est porteur d’une créance de plus de 137 milliards de FCFA auprès d’ENEO et de l’État du Cameroun.
Au regard de tous ces défis et bien d’autres, le secteur de l’électricité au Cameroun pourrait disjoncter, entraînant avec lui l’ensemble de l’économie, compte tenu de la place centrale de l’énergie électrique dans la réalisation des ambitions de développement du pays. L’État, redevenu acteur principal du système, est au pied du mur, la souveraineté énergétique n’étant pas un objectif en soi.
Emmanuel Noubissie Ngankam, Analyste Economique, Ancien haut fonctionnaire de la Banque mondiale
