Les utilities africaines peuvent-elles devenir des champions régionaux ?

Analyse par Mapathé SOW, Founder Or Noir Africa

Une compagnie d’électricité devient-elle un champion régional lorsqu’elle exporte quelques mégawattheures à ses voisins ? Pas encore. Elle le devient lorsqu’elle sait fournir une énergie fiable, conclure des échanges transfrontaliers prévisibles et régler ses engagements sans fragiliser ses finances. En Afrique, les interconnexions avancent. Le défi consiste maintenant à transformer ces lignes en marché régulier, puis en avantage économique pour les opérateurs et les usagers.

Les lignes existent ; le marché doit encore gagner en profondeur

En Afrique de l’Ouest, plus de 4 000 kilomètres de lignes à haute tension relient les réseaux de quinze pays dans le cadre du West African Power Pool (WAPP), selon la Banque mondiale. Les échanges transfrontaliers représentent environ 8 % de l’électricité régionale. Ce niveau reste inférieur au repère de 10 à 12 % cité par l’institution pour le commerce transfrontalier européen, mais il marque une évolution importante : l’électricité peut déjà circuler au-delà des frontières, et plusieurs projets ont rendu les échanges moins théoriques.

Les bénéfices sont mesurables. La Banque mondiale indique que les importations d’hydroélectricité guinéenne via la boucle de l’Organisation pour la mise en valeur du fleuve Gambie (OMVG) ont contribué à faire passer le coût de production de l’opérateur de Guinée-Bissau d’environ 25 à 11 cents de dollar par kilowattheure. En Gambie, les coûts de NAWEC auraient baissé de 42 %. Le réseau CLSG — Côte d’Ivoire, Liberia, Sierra Leone et Guinée — a aussi permis à certains pays d’acheter une électricité moins coûteuse que celle issue de centrales thermiques locales.

Ces résultats montrent que l’intégration régionale peut améliorer le service et les comptes des opérateurs. Ils ne prouvent pas que chaque entreprise publique peut devenir exportatrice, ni que les interconnexions suffisent à résoudre les difficultés structurelles des réseaux.

Un champion régional se construit d’abord dans ses comptes

Pour vendre de l’électricité à l’extérieur, une utility doit pouvoir produire ou acheter à un coût maîtrisé, acheminer l’énergie, facturer les clients et encaisser les paiements. Si les pertes techniques et commerciales sont élevées, si les factures publiques s’accumulent ou si les tarifs ne couvrent pas durablement les coûts du service, les revenus d’exportation risquent de masquer un modèle financier fragile.

La Banque mondiale, dans son étude consacrée à 39 pays d’Afrique subsaharienne, identifie notamment la réduction des pertes de transport et de distribution, le paiement des factures et une politique tarifaire adaptée comme des leviers de viabilité financière. La question n’est donc pas de choisir entre tarifs abordables et opérateurs solvables. Il faut organiser des aides ciblées, améliorer le comptage et la collecte, et rendre explicites les compensations publiques lorsque les tarifs sont maintenus sous le coût de fourniture.

La discipline de règlement est tout aussi essentielle sur le marché régional. Le WAPP et l’autorité régionale de régulation ont engagé la mise en place des procédures de règlement et des mécanismes de garantie associés à la deuxième phase du marché. En janvier 2026, le WAPP signalait que ces outils — ainsi que les critères de sélection d’une banque de règlement — faisaient partie des travaux nécessaires pour consolider la confiance entre participants. Un contrat régional n’a de valeur que si le courant livré est mesuré, facturé et payé dans des délais prévisibles.

La régionalisation ne signifie pas fusionner les entreprises

Le terme « champion régional » peut laisser penser qu’il faudrait créer de grands groupes transnationaux ou fusionner les sociétés nationales. Ce n’est pas une condition préalable. Les opérateurs peuvent rester publics et nationaux tout en partageant des fonctions utiles : achats de pièces et de combustibles, formation, maintenance spécialisée, prévisions de demande, gestion de réserves et échanges d’électricité.

Le WAPP a précisément pour objectif de coordonner les réseaux et de développer un marché régional, sans faire disparaître les opérateurs nationaux. La Banque mondiale rapporte qu’un marché journalier, permettant aux utilities d’acheter l’énergie nécessaire pour le lendemain, est en cours de déploiement. Il peut aider à mobiliser les moyens disponibles là où ils sont les moins coûteux et à limiter certains délestages. Mais son efficacité dépendra de règles transparentes, de capacités de transport suffisantes et de mécanismes de paiement crédibles.

Une utility peut également jouer un rôle régional par sa compétence d’exploitation, même sans être le principal exportateur. Elle peut assurer l’équilibrage du réseau, accueillir un transit d’énergie, contribuer à une interconnexion ou partager des services techniques. La performance doit donc être mesurée à l’échelle du système : continuité du service, coûts évités, capacité d’échange et qualité des règlements.

Les risques se déplacent avec les flux

Un marché intégré ne supprime pas les risques ; il les redistribue. Une entreprise qui s’engage à exporter peut réduire la marge disponible pour ses clients domestiques en période de pointe. Un acheteur en difficulté peut retarder ses paiements et transmettre le risque à son fournisseur. Une ligne indisponible peut empêcher l’exécution d’un contrat, tandis que des écarts de change ou des règles tarifaires divergentes compliquent les règlements.

Les contrats doivent donc préciser les volumes fermes et interruptibles, les priorités en situation de pénurie, les tarifs de transit, la responsabilité en cas d’indisponibilité et le traitement des impayés. Les régulateurs et opérateurs de réseau doivent publier des règles comparables et coordonner les prévisions. La transparence est aussi nécessaire pour éviter que les exportations ne soient présentées comme un succès si elles aggravent les coupures ou les coûts pour les ménages du pays vendeur.

Mesurer le champion à ce qu’il apporte au système

Le chiffre d’affaires régional ou le volume exporté ne suffit pas. Une évaluation utile devrait suivre plusieurs indicateurs : pertes du réseau, taux de recouvrement, coût moyen de fourniture, durée et fréquence des coupures, paiements transfrontaliers réglés à échéance, capacité d’interconnexion réellement disponible et part de l’énergie échangée qui améliore l’accès ou la compétitivité industrielle.

La région dispose déjà d’infrastructures et d’exemples montrant que le commerce de l’électricité peut réduire certains coûts. L’étape suivante est institutionnelle et commerciale : assainir les comptes des utilities, achever les règles du marché, garantir les règlements et renforcer les réseaux qui acheminent l’énergie jusqu’aux clients. Les compagnies africaines pourront alors devenir des acteurs régionaux plus solides — non parce qu’elles auront simplement grossi, mais parce qu’elles contribueront à un système plus fiable, plus abordable et capable de servir davantage d’usagers.

Sources

• Banque mondiale — Connecting West Africa through Regional Power Integration and Expanded Electricity Access
• WAPP — Travaux sur la deuxième phase du marché régional de l’électricité
• Banque mondiale — Making Power Affordable for Africa and Viable for Its Utilities
• WAPP — Mission et marché régional de l’électricité en Afrique de l’Ouest