Soixante-douze sociétés nationales d’électricité réparties dans quarante-trois pays africains, observées sur une période de douze années consécutives, de 2012 à 2023. Voilà l’envergure du corpus sur lequel s’appuie Cyrille Tetougueni, Ph.D et MBA, dans son rapport intitulé « Santé financière des sociétés nationales d’électricité en Afrique », publié en avril 2026 et fondé sur les données de la base UPBEAT 2025. Le tableau qui en résulte est celui d’un secteur stratégique exsangue, dont la fragilité financière généralisée compromet à la fois les objectifs d’accès universel à l’énergie et les ambitions de croissance économique du continent.
Les chiffres parlent d’eux-mêmes. La marge nette médiane de l’ensemble des utilities analysées s’établit à -6,1 %, tandis que la moyenne plonge à -20,8 %. En clair, plus de la moitié des sociétés du panel perdent de l’argent. Si la marge EBITDA médiane affiche un excédent brut positif de 7,5 %, ce résultat opérationnel demeure largement insuffisant pour absorber les charges financières, ainsi qu’en témoigne un DSCR médian – ratio de couverture du service de la dette- établi à un catastrophique -3,07.
Le recouvrement des coûts constitue l’autre ligne de fracture. Hors subventions publiques, aucun groupement sectoriel ne parvient à atteindre le seuil critique de 100 %. Le taux moyen plafonne à 79,8 %, soit un déficit structurel de 20 % sur chaque unité d’activité. Même avec l’apport des subventions étatiques, ce taux ne remonte qu’à 90,7 %, confirmant l’incapacité intrinsèque du modèle économique à s’autofinancer. Au total, seuls 68 % des utilities ont couvert leurs coûts d’exploitation au moins une fois sur la période étudiée, et moins d’un tiers d’entre elles couvrent simultanément leurs charges opérationnelles et le service de leur dette. Un quart seulement y parviennent sans aucune aide publique. « La rentabilité est l’exception, le déficit est la norme », souligne l’auteur de ce rapport que nous avons consulté.
L’une des clés explicatives de cette situation réside dans l’écart abyssal entre le coût réel de production de l’électricité et le tarif effectivement perçu. Le coût total moyen du kilowattheure, incluant production, transport et distribution, s’élève à 0,174 USD. Or, le revenu moyen encaissé auprès des consommateurs n’atteint que 0,111 USD par kWh, soit un manque à gagner de 0,063 dollar, représentant 36 % du coût de revient. Chaque kilowattheure vendu aggrave mécaniquement le déficit de l’entreprise. La cause principale tient aux tarifs dits « politiques », maintenus artificiellement bas pour des raisons sociales, sans aucun lien avec les coûts réels de production. Entre 2012 et 2018, les coûts d’exploitation ont progressé de 14 % quand les tarifs n’augmentaient que de 2 %.
Difficultés systémiques
Cyrille Tetougueni identifie six facteurs structurels qui alimentent et perpétuent cette fragilité. En premier lieu, les coûts de production élevés. La forte dépendance aux combustibles fossiles notamment du fuel, oil, diesel, expose les bilans des sociétés à la volatilité des marchés mondiaux des matières premières. En deuxième lieu, des pertes techniques et commerciales hors normes. Les pertes sur le réseau atteignent souvent plus de 20 % du volume produit, contre une norme internationale de 8 %, réduisant drastiquement les volumes effectivement facturés.
Troisième facteur, le faible recouvrement. 39 % des sociétés affichent un taux de recouvrement des factures inférieur à 90 %. Paradoxalement, le taux de recouvrement médian s’établit à 93 %, mais l’âge médian des créances est de 185 jours, soit plus de six mois d’attente avant encaissement. L’âge des dettes fournisseurs s’élève quant à lui à 169 jours, générant des retards de paiement en cascade et une tension de trésorerie chronique malgré des revenus nominaux apparemment corrects.
Quatrième contrainte, l’endettement en devises. Les investissements infrastructurels sont massivement financés par de la dette libellée en monnaies étrangères, exposant lourdement les bilans aux fluctuations des taux de change. Cinquième point, des problèmes de gouvernance et de productivité. La productivité du personnel demeure faible au regard des standards internationaux, une situation aggravée par les interférences politiques dans la gestion opérationnelle. Sixième et dernier facteur, la dépendance aux subventions. Le rapport de la Banque mondiale (2025) cité par l’auteur souligne que ces soutiens ne sont ni ciblés ni durables, perpétuant un cercle vicieux dans lequel les tarifs bas entretiennent le déficit, lequel appelle de nouvelles subventions, qui suppriment toute incitation à réformer.
L’analyse par type d’acteur révèle des disparités notables. Les sociétés de distribution affichent la marge nette médiane la plus dégradée, à -20,5 %, avec un taux de recouvrement des coûts de seulement 64,5 %, résilience « très faible » selon la classification de l’auteur. Exposées en première ligne aux pertes commerciales et techniques, elles subissent la plus forte pression financière. Les sociétés de génération affichent certes un EBITDA élevé (32,4 %), mais les charges financières absorbent l’intégralité de cet excédent, conduisant à une marge nette de -5,0 %. Les entités de transmission présentent la seule marge nette légèrement positive du panel, à +1,1 %. Les sociétés verticalement intégrées (VIU, modèle G/T/D) offrent la meilleure résilience, avec un recouvrement de 87,1 % et un taux de facturation de 95,9 %, même si leur marge nette reste négative à -3,6 %.
Des trajectoires extrêmes
L’écart entre les meilleures et les pires performances est saisissant. Parmi les champions, la CEC (Zambie) réalise une marge nette de +36 %, portée par des contrats miniers lui permettant de recouvrer 137 % de ses coûts. L’UEGCL (Ouganda), producteur hydroélectrique, enregistre +14,1 % grâce à des revenus stables ; KenGen (Kenya) affiche +9,3 % avec un bénéfice net en forte hausse en 2025. À l’opposé, la CEB (Bénin) souffre à -28,4 % sous l’effet de sa dépendance aux importations et des retards de paiement chroniques ; l’ENDE (Angola) enregistre -66,4 % en raison de pertes techniques massives et de problèmes de recouvrement ; et l’EEP (Éthiopie) touche le fond à -110,5 %, plombée par des coûts d’investissement colossaux.
L’étude ne se réduit pas à un diagnostic d’échec. Elle documente trois cas emblématiques de redressement. Eskom (Afrique du Sud) a renoué avec la rentabilité en 2025 après huit années consécutives de pertes, affichant un profit après impôt de 16 milliards de rands, contre une perte de -55 milliards en 2024 son EBITDA a doublé pour atteindre 99 milliards de rands, portée par une hausse tarifaire de +15 % de ses revenus.
KenGen (Kenya) a vu son bénéfice net croître de 54 %, à 10,48 milliards de shillings kényans, avec une réduction de 11 % de ses charges d’exploitation. ZESCO (Zambie) a réalisé une transition spectaculaire, passant de la perte à un bénéfice net de 6,3 milliards de kwachas, son EBITDA bondissant de +94 % avec une marge exceptionnelle de 70 %, tandis que sa dette IPP était réduite de 377 à 187 millions de dollars. A ce niveau, l’auteur du rapport écrit, « réforme tarifaire + efficacité opérationnelle = retour à la viabilité. »
Face à ce constat, Cyrille Tetougueni préconise trois leviers de transformation à savoir une tarification reflétive des coûts réels assortie de subventions ciblées aux ménages vulnérables, une amélioration de l’efficacité opérationnelle par la réduction des pertes et le déploiement de plateformes de paiement numérique pour le recouvrement ; et une refonte de la gouvernance, avec des conseils d’administration indépendants garantissant la transparence financière.
La transition vers les énergies renouvelables hydraulique, solaire, géothermique et le développement des interconnexions régionales sont également identifiés comme des vecteurs de stabilité à long terme. En définitive, le rapport Tetougueni 2026 livre une conclusion sans ambiguïté. Dans un continent où l’énergie conditionne le développement, la réforme des utilities électriques n’est pas une option, c’est une nécessité absolue.
