Pourquoi les projets électriques en Afrique centrale échouent avant le bouclage financier : le risque que personne ne veut assumer

Les projets électriques en Afrique centrale échouent fréquemment à atteindre le bouclage financier en raison d’une répartition inefficace des risques et de mécanismes d’atténuation insuffisants. Pour les développeurs, les investisseurs et les prêteurs, un obstacle récurrent consiste à déterminer qui supporte les conséquences financières lorsqu’une société nationale d’électricité ne peut pas honorer ses obligations de paiement. La solvabilité de l’acheteur d’électricité est au cœur de cette difficulté. Un projet techniquement réalisable peut peiner à mobiliser des financements si son contrat d’achat d’électricité repose sur une société sous-capitalisée, sans dispositif adéquat de sécurisation des paiements. Les risques politiques, monétaires et liés à la résiliation compliquent davantage la structure de financement.

1. Pourquoi la solvabilité de l’acheteur conditionne le bouclage financier

En Afrique centrale, la situation financière des sociétés nationales d’électricité peut compromettre la bancabilité des projets d’infrastructure énergétique. Lorsque l’acheteur dispose de capacités limitées pour honorer ses engagements, un contrat d’achat d’électricité sans garanties complémentaires peut offrir une protection insuffisante aux investisseurs et aux prêteurs. Le Cameroun illustre les tensions provoquées par les arriérés de paiement des sociétés d’électricité. À la suite du retrait d’Actis, le distributeur Eneo a été transformé en société publique SOCADEL le 4 mai 2026. En 2025, Eneo devait environ 273 milliards de FCFA au gestionnaire du réseau de transport SONATREL, soit approximativement 450 millions de dollars. Les arriérés envers la centrale hydroélectrique de Nachtigal ont atteint 70 milliards de FCFA, conduisant les producteurs indépendants à réduire leur production jusqu’à la négociation, par l’État, d’une facilité bancaire de 100 milliards de FCFA. La République démocratique du Congo rencontre des difficultés similaires concernant son acheteur d’électricité. La société publique SNEL affiche un faible recouvrement des recettes et un endettement important. Le programme de développement d’Inga 3 de la Banque mondiale, doté de 250 millions de dollars, comprend ainsi un volet visant à faire de la SNEL un acheteur d’électricité crédible. Parallèlement, les pactes énergétiques nationaux de Mission 300 en République démocratique du Congo, au Tchad, au Cameroun et en République du Congo visent des taux d’accès à l’électricité compris entre 62 % et 100 % d’ici 2030. La mobilisation des investissements privés nécessaires à ces ambitions exige des structures de répartition des risques acceptables pour les financeurs.

2. Les principaux risques des projets électriques en Afrique centrale

Les projets énergétiques qui cherchent à mobiliser des volumes importants de dette ou de fonds propres auprès de financeurs étrangers doivent généralement attribuer les risques à la partie la mieux placée pour les gérer. Les principales catégories comprennent :

• Le risque lié à l’acheteur d’électricité : la capacité de la société nationale à payer l’électricité achetée aux producteurs, notamment lorsqu’elle supporte déjà un endettement important.
• Le risque politique : les actions publiques ou événements affectant le projet, ainsi que l’efficacité du soutien de l’État aux obligations de la société d’électricité au titre du contrat de concession.
• Le risque commercial : l’exploitation de la centrale et la fourniture d’électricité conformément au contrat d’achat d’électricité.
• Le risque de construction et de développement : les retards, les dépassements de coûts et les difficultés techniques pendant la mise en œuvre.
• Le risque juridique et réglementaire : les incertitudes ou modifications concernant les lois, les règlements et leurs modalités d’application.
• Le risque financier et de marché : les variations des taux d’intérêt, les fluctuations de change, l’inflation et les difficultés de refinancement.
• Le risque social et environnemental : l’opposition des communautés, les manifestations ou les troubles sociaux susceptibles de perturber la réalisation du projet.

3. Les événements susceptibles d’empêcher le bouclage financier

La répartition des risques devient particulièrement importante lors de la négociation des clauses relatives aux défauts, aux événements politiques et à la résiliation. L’article source identifie les événements et obligations suivants comme des points essentiels pour répartir les responsabilités entre la société d’électricité, l’État et la partie privée :

• Le défaut de paiement, l’insolvabilité ou la réorganisation de l’acheteur d’électricité.
• Le défaut de maintien des garanties de crédit exigées ou des soldes minimaux des comptes séquestres.
• Les transferts de droits non autorisés en violation du contrat d’achat d’électricité.
• Les violations des dispositions anticorruption.
• Les événements de nationalisation.
• Les modifications de la législation ou du cadre fiscal pendant le projet.
• L’inconvertibilité des devises.
• Les cas prolongés de force majeure politique.
• La résiliation du contrat d’achat d’électricité à la suite d’un cas de défaut.
• Le défaut de versement, par la société d’électricité ou l’État, d’une indemnité de résiliation exigible.
• La résiliation unilatérale par l’État ou la partie privée.

La répartition de ces risques détermine quelle partie doit intervenir lorsqu’un événement défavorable survient. Les obligations de paiement, les garanties de crédit et les modalités de résiliation doivent donc constituer une structure de financement cohérente.

4. Adapter la structure des projets aux cadres juridiques nationaux

La structuration des projets doit également tenir compte du cadre juridique national applicable. Les textes identifiés dans l’article source comprennent la loi camerounaise n° 2011/022 et le décret n° 2012/2806/PM, notamment son article 17, ainsi que le Code de l’électricité de la République du Congo, établi par la loi n° 14-2003. Ces textes font partie du contexte juridique dans lequel doivent être examinés les contrats de concession, les contrats d’achat d’électricité et les dispositifs de soutien public. La répartition contractuelle des risques et les mécanismes d’atténuation doivent être étudiés conjointement avec les règles qui encadrent chaque marché national de l’électricité.

5. Cinq priorités pour améliorer la bancabilité des projets

L’article identifie cinq mesures pour répondre aux obstacles récurrents au bouclage financier :

• Publier des matrices standardisées de répartition des risques. Établir des règles transparentes pour l’attribution des risques dans les contrats d’achat d’électricité des projets de production à grande échelle.
• Sécuriser les ressources destinées aux paiements. Mettre en place des comptes séquestres ou de collecte à l’échelle du secteur, gérés par des agents indépendants.
• Déployer des garanties de portefeuille et des dispositifs-cadres de garantie. Recourir à des mécanismes couvrant plusieurs pays, notamment en combinant les garanties de la MIGA et de l’IDA, afin de réduire les coûts de transaction.
• Évaluer indépendamment la solvabilité des sociétés d’électricité. Examiner le bilan de l’acheteur séparément de la disponibilité de garanties souveraines.
• Évoluer vers des tarifs reflétant les coûts. Aligner les tarifs de l’électricité sur les coûts réels de fourniture afin de soutenir la solvabilité du secteur à long terme.

6. Les priorités pour les développeurs, les investisseurs et les États

Atteindre le bouclage financier exige de déterminer clairement qui supporte les risques liés à l’acheteur d’électricité, aux événements politiques, aux devises et à la résiliation. Les développeurs et les financeurs doivent évaluer la situation financière de la société d’électricité, les dispositifs de sécurisation des paiements et le soutien apporté par l’État. Les pouvoirs publics doivent, pour leur part, mettre en place des politiques d’atténuation qui rendent ces engagements crédibles. La standardisation des dispositifs contractuels, l’évaluation indépendante de la solvabilité et le renforcement de la sécurité des paiements peuvent contribuer à corriger les faiblesses récurrentes identifiées dans le secteur électrique d’Afrique centrale.

Les projets électriques d’Afrique centrale ont besoin d’une répartition des risques qui reste crédible lorsque des difficultés de paiement surviennent. La progression vers le bouclage financier dépend de l’attribution des risques aux parties les mieux placées pour les gérer, ainsi que de dispositifs efficaces de sécurisation des paiements, de garanties et de recettes sectorielles durables pour soutenir ces engagements.

Sources et lectures complémentaires

• « Why Central African Power Projects Die Before Financial Close: The Risk Nobody Wants to Own » article source fourni.
• Cameroun : loi n° 2011/022 et décret n° 2012/2806/PM, article 17.
• République du Congo : Code de l’électricité, loi n° 14-2003.
• Banque mondiale : programme de développement d’Inga 3.
• Pactes énergétiques nationaux de Mission 300 pour la République démocratique du Congo, le Tchad, le Cameroun et la République du Congo.