Electricité  et  exploitation minière :équation insoluble ou  opportunité de résolution du déséquilibre financier ?

1- Résumé

Le secteur électrique camerounais traverse une crise financière structurelle : tarif gelé depuis 2012, compensation tarifaire estimée entre 70 et 100 milliards de FCFA pour la seule année 2025, endettement de l’opérateur de distribution évalué à environ 800 milliards de FCFA et réseau dense de dettes croisées entre acteurs publics et privés. Dans le même temps, le pays engage une nouvelle ambition minière — fer de Mbalam-Nabeba et de Kribi-Lobé, bauxite de Minim-Martap, extension de l’aluminerie d’Édéa, cobalt-nickel de Lomié — dont la transformation locale, désormais imposée par le Code minier de 2023, est intrinsèquement électro-intensive. L’article interroge la nature de cette rencontre. Loin d’être une équation mécaniquement insoluble, l’articulation entre l’électricité et la mine peut, sous conditions juridiques, tarifaires et régulatoires strictes, transformer la demande minière en consommateur d’ancrage bancable, susceptible de financer de nouvelles capacités et de contribuer au rééquilibrage du secteur.

Mots-clés : secteur de l’électricité ; déséquilibre financier ; exploitation minière ; consommateur électro-intensif ; grand compte ; tarification au coût de service ; régulation (ARSEL) ; Cameroun.

Introduction

Peu de paradoxes illustrent aussi nettement les contradictions du développement camerounais que la coexistence d’un potentiel hydroélectrique parmi les plus importants d’Afrique centrale — estimé à environ 23 000 MW — et d’une offre réellement mobilisée qui dépasse à peine 2 000 à 2 500 MW, soit moins de 5 % de la ressource théoriquement disponible[1]. À ce paradoxe physique s’en superpose un autre, financier : le secteur qui devrait porter l’industrialisation du pays est lui-même en situation de déséquilibre structurel, au point que le ministère de tutelle a pu désigner ce déséquilibre comme « l’épicentre » de la crise électrique nationale[2].

Le diagnostic est aujourd’hui documenté. Le tarif de vente est administrativement gelé depuis 2012, contraignant le distributeur à facturer le kilowattheure en deçà de son coût de revient, l’écart étant théoriquement comblé par une compensation tarifaire de l’État estimée entre 70 et 100 milliards de FCFA pour 2025[3]. La reprise par l’État des parts du fonds britannique Actis dans ENEO en novembre 2025, puis la transformation de l’opérateur en Société camerounaise de distribution de l’électricité (SOCADEL) début 2026, n’ont pas effacé un passif estimé à quelque 800 milliards de FCFA, ni le maillage de dettes croisées qui relie ENEO/SOCADEL, SONATREL, EDC, la SNH, les producteurs indépendants et de grands clients industriels[4].

C’est dans ce contexte que s’affirme une seconde priorité publique : faire de la « mine solide » un relais de croissance et de recettes budgétaires. Le Code minier de 2023, qui révise celui de 2016, renforce les redevances, prévoit la participation gratuite de l’État au capital des sociétés minières et impose la transformation locale d’au moins 15 % des substances extraites[5]. Or la transformation des minérais — électrolyse de l’alumine, sidérurgie, raffinage des métaux de batterie — figure parmi les usages industriels les plus électro-intensifs qui soient. L’ambition minière est donc, par construction, une demande d’électricité massive et continue. La rencontre de ces deux dynamiques nourrit une interrogation légitime. Comment un secteur électrique déjà déficitaire, sous-capitalisé et contraint dans son offre pourrait-il absorber la demande d’une industrie extractive énergivore sans aggraver son déséquilibre ? Faut-il y voir une « équation insoluble » — la mine réclamant une énergie abondante et bon marché que le secteur ne peut fournir, et obtenant des tarifs préférentiels qui creusent le déficit — ou, au contraire, une « opportunité de résolution », la demande minière offrant le débouché solvable et prévisible qui manque au secteur pour financer ses investissements ? La thèse défendue ici est que l’alternative est mal posée : la mine n’est ni une malédiction ni une panacée automatique pour l’équilibre électrique ; elle constitue une opportunité conditionnelle, dont la réalisation dépend entièrement de l’architecture juridique, tarifaire et régulatoire qui encadre le raccordement des grands consommateurs.

La démonstration procède en deux temps. Sont d’abord exposés les termes de l’équation apparemment insoluble : le déséquilibre financier structurel du secteur électrique et l’exigence énergétique propre à la nouvelle ambition minière (I). Est ensuite explorée la voie de résolution : la valorisation de la demande minière comme consommateur d’ancrage et les conditions — inscrites pour partie dans la loi n° 2011/022 — de sa transformation en levier de rééquilibrage (II).

I. Les termes d’une équation apparemment insoluble

L’apparente impossibilité de concilier électricité et développement minier tient à la conjonction de deux faiblesses : un secteur électrique financièrement exsangue (A) confronté à une demande industrielle dont l’intensité électrique pourrait, mal encadrée, approfondir le déficit (B).

A. Un secteur électrique en déséquilibre financier structurel Le déséquilibre n’est pas conjoncturel mais structurel : depuis 2017 au moins, les charges du secteur excèdent durablement les recettes recouvrées[1]. L’opérateur, chargé de collecter puis de redistribuer les recettes à l’ensemble de la chaîne de valeur, enregistre des revenus mensuels de l’ordre de 30 milliards de FCFA pour des engagements avoisinant 44 à 50 milliards, soit un déficit mensuel proche de 15 à 20 milliards de FCFA[2]. Le déficit de trésorerie cumulé a été évalué à 113 milliards de FCFA dès la fin 2022, avec un fonds de roulement négatif et un ratio de solvabilité très inférieur aux normes prudentielles[1].

Trois mécanismes alimentent ce déficit. Le premier est tarifaire : le prix du kilowattheure, comprimé depuis 2012 pour des raisons d’acceptabilité sociale, demeure inférieur au coût de service, transférant la charge de l’équilibre sur une compensation publique évaluée entre 70 et 100 milliards de FCFA pour 2025 et dont le versement effectif est lui-même irrégulier. Le deuxième est le coût du mix : le recours au thermique — environ 23 % de la capacité en 2022 — renchérit le coût moyen de production et obère la trésorerie des opérateurs[2]. Le troisième tient aux impayés, notamment ceux de l’État, des collectivités et des établissements publics, ainsi qu’aux pertes liées à la fraude, estimées à plus de 60 milliards de FCFA par an[3].

Ce déficit d’exploitation se double d’un déficit d’investissement. La mise en service de la centrale hydroélectrique de Nachtigal (420 MW) en mars 2025 a accru la capacité installée d’environ 30 %, mais les défauts de paiement de l’État et de l’opérateur envers la société de projet ont conduit à mobiliser la lettre de crédit garantie par la Banque mondiale, fragilisant la signature du pays auprès des futurs investisseurs[4]. En aval, le maillon du transport, confié à l’entreprise publique SONATREL, accumule un retard d’investissement qui en fait un point de blocage du système. La renationalisation de 2025-2026 a réglé la question du contrôle capitalistique — l’État détenant désormais la quasi-totalité du capital de SOCADEL — sans, à elle seule, restaurer la performance opérationnelle ni résoudre le financement des investissements à venir[5]. Le cadre d’action publique — Compact énergétique adossé à l’initiative « Mission 300 » — fixe d’ailleurs comme objectif explicite la restauration de l’équilibre financier du secteur, par le recouvrement des factures publiques, la restructuration de la dette et l’amélioration du rendement de distribution[6].

B. Une ambition minière intrinsèquement électro-intensive

En face, le Cameroun nourrit l’ambition de lancer une quinzaine de projets miniers structurants à l’horizon 2027, alors même que la contribution de la mine au produit intérieur brut demeure marginale, de l’ordre de 1 %[1]. Le portefeuille comprend le fer — Mbalam-Nabeba (gisement de l’ordre de 800 millions de tonnes à forte teneur, inséré dans un corridor évalué à plusieurs milliards de dollars et tributaire d’une voie ferrée lourde vers Kribi), Kribi-Lobé (réserve de l’ordre de 630 millions de tonnes, cible de 10 millions de tonnes par an), Grand Zambi et Akom II —, la bauxite de Minim-Martap (plus d’un milliard de tonnes, teneur en alumine supérieure à 50 %), dont le projet industriel a été officiellement lancé en mars 2026, ainsi que le cobalt-nickel-manganèse de Nkamouna-Lomié[2].

Deux caractéristiques de ce portefeuille commandent la problématique énergétique. D’une part, les gisements de minéraux pondereux — fer, bauxite — sont éloignés du littoral ; leur compétitivité dépend du coût logistique à la tonne et de l’accès à une énergie fiable, au point qu’un observateur a pu résumer la contrainte d’une formule : sans rail, ports et énergie, même le minerai le plus riche reste une richesse immobile[3]. D’autre part, l’obligation de transformation locale déplace la difficulté vers l’aval : raffiner l’alumine, produire l’aluminium par électrolyse ou réduire le minerai de fer suppose une puissance électrique considérable, garantie et continue. L’équation n’est donc pas seulement « fournir du courant à des mines », mais « fournir une énergie de base à une industrie lourde ». L’histoire industrielle du pays fournit ici l’étalon et l’avertissement. L’aluminerie d’Édéa (Alucam), née en 1954 du couple formé avec la société d’énergie ENELCAM, a fondé dès l’origine le système électrique national autour d’un consommateur d’ancrage : les barrages d’Édéa puis de Song Loulou ont été dimensionnés pour alimenter l’électrolyse de l’alumine importée[1]. À son apogée, l’usine a absorbé jusqu’à 40 à 50 % de la puissance appelée en pointe, et son projet de triplement de capacité (de ≈ 90 000 à 270 000 tonnes par an) porterait sa demande aux environs de 500 à 520 MW[2].

Or ce même consommateur d’ancrage illustre le revers de l’équation. Jusqu’en 2019, Alucam bénéficiait d’un tarif préférentiel de l’ordre de 13 FCFA le kilowattheure, très inférieur au coût de service et aux tarifs appliqués aux clients moyenne et basse tension (entre 50 et 99 FCFA), avant que l’absence d’accord tarifaire ne suspende le contrat d’achat[3]. Dans le même temps, Alucam et Camwater concentraient à elles seules près de 83 % des factures impayées des entités publiques en 2021. Le grand consommateur industriel peut donc, selon la manière dont il est tarifé et dont il paie, soit subventionner le système, soit l’asphyxier. C’est précisément cette ambivalence qui rend l’équation « insoluble » en apparence : un raccordement minier mal conçu — tarif inférieur au coût, subventions croisées au détriment des ménages, impayés — transformerait la demande minière en facteur aggravant du déficit, au lieu d’en faire un levier de redressement.

II. La voie d’une résolution : la demande minière comme levier de rééquilibrage

L’équation cesse d’être insoluble dès lors que la demande minière est traitée non comme une charge subventionnée, mais comme un consommateur d’ancrage dont la solvabilité et la prévisibilité financent l’offre (A). Encore faut-il réunir les conditions juridiques, tarifaires et régulatoires de cette transformation, dont la loi n° 2011/022 offre déjà plusieurs leviers (B).

A. Le consommateur d’ancrage électro-intensif comme socle d’une demande bancable Le modèle théorique est connu et ancien : une charge industrielle de base, massive, continue et contractuellement garantie sur longue période, permet de financer un actif de production capitalistique — typiquement un barrage — dont les coûts fixes seraient autrement difficilement amortissables sur la seule clientèle diffuse. C’est le mécanisme du contrat d’achat ferme (de type take-or-pay) qui, en garantissant un revenu, rend l’investissement bancable. Le couple ENELCAM-Alucam fut, dès les années 1950, l’application pionnière de ce modèle en Afrique centrale : l’aluminerie a justifié et financé indirectement l’équipement hydroélectrique de la Sanaga.

L’actualité récente démontre que ce schéma redevient un instrument de politique énergétique. En juin 2026, le gouvernement a autorisé le sidérurgiste Prometal — dont la demande est passée d’environ 26 MW en 2024 à 40 MW en 2025 — à s’approvisionner directement auprès des barrages gérés par EDC (Lom Pangar et son usine de pied de 30 MW, Memve’élé à 211 MW), à l’image d’Alucam, raccordé de longue date au barrage d’Édéa[1]. Ce raccordement direct des consommateurs électro-intensifs à des actifs de production dédiés présente un triple intérêt pour le rééquilibrage. Il monnaye une production hydroélectrique disponible mais sous-employée, améliorant le taux d’utilisation des ouvrages. Il dote les projets de production nouveaux d’un débouché solvable identifié, condition de leur financement. Il allège, enfin, la charge que ces très grands clients feraient peser sur le réseau public de distribution si leur consommation y était noyée et tarifée en deçà des coûts.

La nouvelle vague minière démultiplie ce gisement de demande d’ancrage. Une chaîne intégrée bauxite-alumine-aluminium adossée à Minim-Martap, une réduction du fer de Mbalam ou de Kribi-Lobé, ou le raffinage des métaux de batterie de Lomié représentent autant de charges de base susceptibles d’être contractualisées sur quinze à vingt-cinq ans. Le projet historique d’une seconde aluminerie à Kribi, adossé à un aménagement hydroélectrique dédié sur la Sanaga, illustrait déjà la logique : faire coïncider un grand projet minier-métallurgique et une nouvelle capacité de production conçue pour lui[2]. Bien conçue, la demande minière devient ainsi le moteur d’un cercle vertueux : elle attire l’investissement de production, lequel débloque l’offre dont les ménages et les autres entreprises bénéficient à leur tour. B. Les conditions juridiques, tarifaires et régulatoires de la résolution

Le passage de l’opportunité à la résolution n’a rien d’automatique. Il suppose d’abord de mobiliser le cadre juridique existant. La loi n° 2011/022 du 14 décembre 2011 régissant le secteur de l’électricité organise précisément les instruments utiles. Son article 11 établit une gradation des régimes (concession, licence, autorisation, déclaration, liberté) qui permet de calibrer l’intervention publique selon l’enjeu. Ses articles 12 et 46 à 55 consacrent un régime spécifique de concessions de production et de transport d’électricité « à des fins industrielles », qui autorise une société industrielle à développer et exploiter ses propres installations entre ses sites de production et ses sites industriels — base légale de l’autoproduction captive d’un complexe minier-métallurgique[1]. La notion de « grand compte » (art. 5) ouvre par ailleurs la faculté, pour un acheteur industriel à haute ou très haute tension, d’acquérir l’électricité directement auprès d’un producteur, d’un transporteur ou d’un vendeur.

Le point décisif est tarifaire. L’article 84 de la loi pose que les prix pratiqués entre producteurs ou vendeurs et un grand compte sont librement négociés, mais demeurent soumis à la transmission des structures de coûts au régulateur dans un délai de trente jours ; surtout, en cas d’irrégularité — transferts de coûts ou subventions croisées —, l’Agence de Régulation du Secteur de l’Électricité (ARSEL) procède à un redressement assorti d’une pénalité comprise entre 50 et 200 %[2]. Cette disposition est le pivot juridique de toute la démonstration : elle interdit que le contrat minier reproduise le précédent du tarif préférentiel d’Alucam et fait de la « vérité des prix », c’est-à-dire de la tarification au coût de service, la condition de fond du rééquilibrage. Un grand compte minier qui paie un tarif reflétant les coûts (incluant la rémunération normale du capital et l’accès des tiers au réseau) cesse d’être subventionné et devient contributeur net à l’équilibre. La condition régulatoire prolonge la condition tarifaire. Il revient au régulateur, dont la loi a renforcé les pouvoirs, d’approuver les formules d’affectation des charges, de contrôler les structures de coûts, d’arbitrer les différends entre opérateurs — le cas échéant selon l’Acte uniforme OHADA relatif au droit de l’arbitrage — et de prévenir les pratiques anticoncurrentielles d’éviction ou de subvention croisée[1]. L’efficacité régulatrice suppose ici une articulation claire entre l’accès négocié d’un grand compte à une production dédiée et la préservation de l’équilibre du réseau mutualisé : le raccordement direct ne doit pas priver le système public de ses meilleures charges au point d’en aggraver le déficit résiduel. La conception des contrats d’accès au réseau de transport, désormais exploité par la SONATREL en application de l’article 23 de la loi, devient à cet égard stratégique.

La condition financière et institutionnelle, enfin, conditionne la crédibilité du dispositif. La discipline de paiement — de l’État, de ses démembrements et des grands industriels — est la première des conditions, comme l’enseigne le contentieux des impayés d’Alucam et de Camwater. Les mécanismes de sécurisation des flux mis en place dans le cadre du redressement — fonds de garantie, garantie revolving auprès des banques locales — doivent être étendus aux engagements miniers pour rendre les contrats réellement bancables[2]. L’articulation avec la fiscalité minière est complémentaire : les redevances, la participation de l’État au capital et l’obligation de transformation locale prévues par le Code minier de 2023 alimentent les recettes publiques qui peuvent, en retour, financer la compensation tarifaire transitoire et l’investissement de réseau, le temps que la vérité des prix produise ses effets. Encore faut-il que les textes d’application du Code minier soient achevés et que les contentieux structurants — à l’instar de l’arbitrage Mbalam porté devant la Chambre de commerce internationale — soient soldés, pour sécuriser à la fois l’investisseur et l’État[3].

Conclusion L’équation posée en titre n’est insoluble que si l’on persiste à traiter la demande minière comme une charge à subventionner sur un réseau déjà déficitaire. Renversée, elle devient soluble : un consommateur électro-intensif solvable, tarifé au coût de service et contractuellement engagé sur longue période, constitue le débouché d’ancrage qui manque au secteur pour financer ses capacités et améliorer le taux d’utilisation d’un parc hydroélectrique encore largement sous-employé. La mine peut ainsi devenir un instrument de résolution du déséquilibre financier — à la condition expresse de ne pas reproduire les erreurs du passé.

La résolution est donc conditionnelle, et ses conditions sont cumulatives : la vérité des prix, c’est-à-dire l’abandon des tarifs préférentiels infra-coûts au profit d’une tarification au coût de service contrôlée par l’ARSEL au titre de l’article 84 ; une discipline de paiement et des mécanismes de garantie rendant les engagements réellement bancables ; une planification intégrée des corridors miniers associant rail, port et production électrique dédiée ; et une régulation efficace, articulant l’accès négocié des grands comptes et la préservation de l’équilibre du réseau mutualisé géré par la SONATREL et la SOCADEL. Réunies, ces conditions transforment une apparente impasse en cercle vertueux. À défaut, la rencontre de l’électricité et de la mine ne ferait qu’ajouter un grand débiteur de plus à un secteur déjà à bout de souffle. L’enjeu, en dernière analyse, n’est pas géologique ni même financier : il est de gouvernance et de qualité de la régulation.

 par Eric Christian NKODO MEKONGO

EMABA en Management Stratégique