Eneo : anatomie d’une dette de 500 milliards FCFA et d’un modèle électrique sous tension
La dette d’Eneo envers ses fournisseurs, estimée à près de 500 milliards FCFA, n’est pas un accident conjoncturel mais le symptôme d’un modèle économique sous-financé et mal synchronisé. Au-delà du chiffre, elle révèle un écart persistant entre les tarifs facturés aux usagers et le coût réel de la fourniture d’électricité, un réseau qui perd trop d’énergie, une dépendance intermittente au thermique coûteux et des arriérés croisés avec le secteur public qui asphyxient la trésorerie de tous les acteurs.
Le premier ressort de cette dette tient au « trou tarifaire ». Les prix payés par les ménages, entreprises et administrations ne couvrent pas l’ensemble des coûts d’achat d’énergie, de transport, de distribution, de maintenance et de pertes. Les ajustements de tarifs, socialement sensibles, arrivent tard et de façon incomplète. Ce différentiel devrait être compensé par des subventions budgétaires explicites ; lorsqu’elles sont insuffisantes ou versées avec retard, la tension de trésorerie se propage immédiatement dans la chaîne de paiements.
À cela s’ajoute la mécanique des arriérés croisés. Les consommations d’électricité du secteur public souffrent fréquemment de retards de règlement. Eneo, privée de liquidité, décale à son tour ses paiements aux producteurs indépendants, au transporteur, au gestionnaire de l’eau hydraulique et aux fournisseurs de combustibles. Ce cercle vicieux nourrit la défiance, renchérit le coût du capital pour les partenaires et finit par dégrader la qualité de service chez l’usager final.
La dépendance conjoncturelle au thermique constitue un troisième facteur aggravant. Lorsque l’hydrologie est défavorable ou que le réseau ne peut pas évacuer toute l’énergie la moins chère, la production bascule vers des centrales fuel ou gaz. Le coût marginal s’envole, les besoins de trésorerie se creusent et les dettes fournisseurs s’accumulent au rythme des factures de combustibles. Dans un contexte de volatilité des prix internationaux, chaque épisode sec devient un test de résistance financière.
Les pertes techniques et commerciales maintiennent la structure de coûts en déséquilibre. Un réseau vieillissant, des équipements sous-dimensionnés et un recouvrement imparfait aboutissent à une réalité simple : l’énergie achetée n’est pas entièrement facturée, et l’énergie facturée n’est pas entièrement encaissée. Tant que la réduction de ces pertes n’est pas financée à l’échelle requise et que la régulation n’en tient pas compte de manière prévisible, le déficit opérationnel se reconstitue saison après saison.
L’insuffisance d’investissements ciblés crée des goulets d’étranglement durables. L’absence de postes, de bouclages et de renforcements de lignes au bon endroit empêche d’écouler l’hydraulique quand elle est disponible, entretient la congestion, accroît les délestages et renchérit les coûts d’exploitation. La gouvernance contractuelle ajoute une complexité supplémentaire. Entre contrats d’achat d’électricité, conventions hydrauliques, accords de transport et approvisionnements en combustibles, les profils de paiement en amont restent rigides alors que les encaissements en aval sont aléatoires. Les différends sur les indexations, pénalités ou clauses hydrologiques prolongent les délais et contaminent la chaîne de règlements.
Même les projets qui amélioreront la situation à terme contribuent, dans l’immédiat, à la tension. La mise en service d’actifs hydro, solaires ou de renforcement réseau produit ses bénéfices avec retard, tandis que les charges financières et d’exploitation demeurent présentes. Ce déphasage entre le calendrier technique et la cadence des compensations ou des ajustements tarifaires maintient la pression sur la trésorerie.
Les effets en cascade sont visibles chez tous les partenaires. Les producteurs indépendants font face à des retards de paiement qui pèsent sur leur maintenance et renchérissent leur financement. Le gestionnaire de l’eau hydraulique voit ses redevances différées et sa capacité d’entretien limitée. Le transporteur peine à moderniser ses lignes et postes au rythme nécessaire. Les fournisseurs de combustibles durcissent leurs conditions et exigent des prépaiements. Le client final, enfin, subit une qualité de service instable et supporte des coûts indirects pour s’équiper en solutions de secours.
Sortir durablement de l’impasse suppose un rééquilibrage complet. La formule tarifaire doit devenir transparente et prévisible, intégrant hydrologie, combustibles et inflation, tout en protégeant les ménages vulnérables par un filet social ciblé. Les arriérés croisés doivent être traités par des mécanismes automatiques et traçables de paiement, adossés à des comptes séquestres et à un calendrier d’extinction vérifié par un tiers indépendant. La réduction rapide des pertes et le renforcement du réseau doivent être financés de manière dédiée afin d’abaisser le recours au thermique et de ramener le coût marginal vers les technologies les moins chères. Les contrats d’achat, de transport et d’approvisionnement ont, enfin, besoin d’être rebasés pour introduire davantage de flexibilité et d’incitations de performance alignées sur la réalité du système.
La dette de 500 milliards FCFA ne disparaîtra pas par un simple coup de plume. Elle s’effacera au rythme d’une réforme cohérente qui aligne prix, subventions, investissements et responsabilités. C’est à ce prix que la liquidité reviendra, que le coût marginal reculera et que la confiance des fournisseurs, des investisseurs et des usagers pourra être restaurée.
Patrick Tchounjo
