Dans le secteur de l’électricité, le Cameroun peut agir rapidement sur deux points précis : mieux programmer les investissements à partir des données du réseau et mesurer les pertes à une échelle où elles peuvent réellement être corrigées.

Le moment s’y prête. Nachtigal apporte 420 MW et représente environ 30 % de la production nationale. Le MINEE (ministère de l’Eau et de l’Énergie) développe une plateforme SIG (système d’information géographique) pour ses infrastructures électriques et hydrauliques. Le Compact énergétique fixe aussi des objectifs de modernisation du réseau et de réduction des pertes. La transformation publique d’ENEO et la mise en place de la SOCADEL changent enfin le cadre de la distribution.

Je propose de profiter de cette période pour tester deux méthodes simples. La première utiliserait les données disponibles pour programmer les investissements à l’échelle des territoires. La seconde suivrait, départ par départ, ce que devient l’électricité injectée dans le réseau.

Première proposition : créer des fiches électriques par bassin de charge pour programmer les investissements

Le marché lancé par le MINEE pour sa plateforme SIG prévoit la collecte des infrastructures dans au moins une région pilote. Le dispositif doit aussi intégrer les données existantes et fournir des outils de suivi des actifs.

Je propose d’utiliser cette base pour construire des fiches électriques par bassin de charge.

Un bassin regrouperait un ensemble cohérent de postes, de départs moyenne tension et de consommateurs. Chaque fiche ferait apparaître l’état réel du réseau : charge des équipements, incidents, coupures, pertes et demandes de raccordement. Elle intégrerait aussi les évolutions du territoire susceptibles de modifier la demande, comme les nouveaux quartiers, les zones d’activité ou les grands équipements publics.

L’objectif est simple : repérer les contraintes avant qu’elles ne deviennent des urgences.

Un poste utilisé à 85 % de sa capacité dans une zone où plusieurs milliers de logements sont prévus appelle une décision différente d’un poste aussi chargé dans un secteur dont la consommation évolue peu. De la même façon, une ligne qui alimente un hôpital ou une importante zone industrielle ne peut pas être évaluée uniquement selon son ancienneté.

À partir de là, chaque investissement pourrait recevoir une priorité selon quelques critères stables. Le niveau de saturation compte. La fréquence des interruptions aussi. Il faut également regarder la demande attendue, le coût des travaux et l’importance des usages desservis.

On obtiendrait ainsi un programme glissant sur trois à cinq ans, révisé chaque année. Chaque opération disposerait d’une fiche courte avec le problème constaté, l’investissement envisagé, son coût et le gain attendu pour le réseau.

Je commencerais par quelques territoires contrastés. Une partie d’une grande agglomération permettrait de tester la méthode sous forte contrainte. Une ville secondaire en croissance montrerait comment anticiper l’augmentation de la demande. Une zone moins dense permettrait de vérifier si la méthode reste pertinente lorsque les besoins et les coûts changent d’échelle.

Ce premier exercice servirait surtout à repérer les données réellement utiles. Il montrerait aussi quelles informations manquent et qui doit les mettre à jour.

Les collectivités territoriales peuvent contribuer à ce travail sans empiéter sur les compétences du MINEE ou des opérateurs. Elles connaissent les futurs quartiers, les projets économiques et les équipements publics qui feront évoluer la demande. Il vaut mieux intégrer cette information avant de décider des investissements que découvrir trop tard qu’un secteur nouveau dispose d’une capacité électrique insuffisante.

Cette proposition rejoint le travail engagé avec l’AFD dans le cadre de REDECA (Renforcement de la décentralisation au Cameroun), qui vise notamment à renforcer les capacités des communautés urbaines et leur maîtrise d’ouvrage. La planification énergétique territoriale offre un terrain concret pour faire travailler ensemble l’État, les opérateurs du secteur électrique et les collectivités.

Deuxième proposition : suivre les pertes et le recouvrement départ par départ

Le deuxième chantier part d’un constat documenté par le Compact énergétique. Celui-ci retient 15 % de pertes techniques, 15 % de pertes non techniques et un taux global de recouvrement de 72 %.

Ces moyennes donnent une idée de l’ampleur du problème. Elles n’indiquent pas où agir.

Je propose donc d’établir un bilan énergétique et commercial mensuel par départ moyenne tension, en commençant par une dizaine de départs pilotes.

Pour chacun, l’opérateur comparerait l’électricité injectée en tête de départ avec celle que les compteurs enregistrent en aval. Il rapprocherait ensuite cette consommation des volumes facturés, puis des sommes réellement encaissées.

Chaque écart raconte une histoire différente.

Si 10 millions de kilowattheures entrent sur un départ et que les compteurs n’en enregistrent que 8,5 millions, les équipes doivent d’abord chercher où l’énergie disparaît. Elles peuvent contrôler l’état du réseau, les surcharges, les branchements irréguliers ou les défauts de comptage.

Si les compteurs enregistrent 9,5 millions de kilowattheures mais que le système n’en facture que 8,8 millions, l’opérateur doit regarder ailleurs. Il faut alors vérifier la base clientèle, les cycles de relève et les raccordements mal enregistrés.

Si les factures existent mais restent impayées, le problème devient financier. L’opérateur doit isoler les créances des administrations, des entreprises publiques et des gros consommateurs afin de savoir précisément où se concentre le défaut de paiement.

Le bilan permet ainsi de choisir une réponse adaptée à chaque situation. On évite de renforcer un réseau quand le problème vient du système commercial. On évite aussi de traiter un défaut de recouvrement comme une perte technique.

Chaque départ pilote pourrait disposer d’une feuille d’action courte. Elle fixerait le niveau de pertes au départ, identifierait la cause principale et préciserait les mesures retenues. Elle indiquerait aussi le coût de l’intervention et l’objectif à atteindre six mois plus tard.

Prenons un départ qui présente des pertes commerciales élevées. L’opérateur peut commencer par contrôler les gros consommateurs, remettre à jour la base clientèle et corriger les compteurs défectueux. Six mois plus tard, il compare les résultats : combien de kilowattheures supplémentaires ont été facturés ? Combien de recettes ont été récupérées ? Le coût de l’intervention justifie-t-il son extension à d’autres départs ?

Cette logique permet de comparer les actions entre elles au lieu de lancer des programmes nationaux sans savoir lesquels fonctionnent réellement.

Elle peut aussi nourrir le travail tarifaire. Le MINEE a lancé en août 2026 un appel d’offres international pour élaborer une nouvelle politique tarifaire de l’électricité. Les termes de référence demandent notamment d’étudier les coûts du système, la chaîne de paiement, les arriérés et la soutenabilité financière du secteur.

Une meilleure mesure des pertes aide à distinguer le coût réel du service des inefficacités que l’opérateur peut corriger.

L’économiste Govinda R. Timilsina arrive à une conclusion proche dans le Policy Research Working Paper n°11257 publié par la Banque mondiale en 2025. Son étude porte sur 67 entreprises électriques dans 47 pays d’Afrique subsaharienne. Il montre que les pertes de transport et de distribution pèsent lourd dans la fragilité financière des opérateurs. Les défauts de recouvrement aggravent encore la situation. Dans sa simulation, la réduction de ces deux problèmes permettrait à 11 des 25 opérateurs déficitaires étudiés de dégager des recettes supérieures à leurs coûts d’exploitation.

Le Cameroun n’a pas besoin d’attendre une nouvelle réforme institutionnelle pour tester ces deux méthodes.

Il peut commencer avec quelques territoires pour la programmation des investissements et une dizaine de départs pour l’analyse des pertes. Au bout de six à douze mois, les résultats permettront de voir ce qui fonctionne, ce qui coûte trop cher et ce qu’il faut modifier avant d’étendre la démarche.

Le pays dispose maintenant de capacités de production supplémentaires et engage plusieurs réformes de son secteur électrique. Le prochain enjeu consiste à mieux décider où renforcer le réseau et à savoir ce que devient l’électricité une fois injectée.

C’est sur ces deux points que des progrès rapides restent possibles.

Romain Blachier

Expert associé à la Fondation Jean-Jaurès

Consultant en politiques énergétiques

Enseignant en géopolitique de l’énergie