Intégrer l’électricité en Afrique centrale. Kinshasa, Douala, Brazzaville : la métropole comme arbitre absent

L’accès à l’électricité constitue un enjeu majeur pour l’amélioration des conditions de vie des populations et le développement des pays concernés. Romain Blachier, président de l’Association France-Formosa et enseignant en géopolitique, décrypte les faiblesses des stratégies des politiques d’énergie électrique de trois États d’Afrique centrale, le Cameroun, la République du Congo (Brazzaville) et la République démocratique du Congo (Kinshasa).

Brazzaville, nuit du 27 avril 2025 : un incendie détruit le poste très haute tension de Djiri. Le nord de la capitale – Nkombo, Massengo, Talangaï, Ngamakosso – et la commune de Kintélé sombrent dans le noir. Douala, capitale économique du Cameroun, 29 mars 2025 : des travaux mettent hors service une ligne principale, privant de courant les zones industrielles, l’hôpital Cebec, Kadji Food, Soticam. Katanga, près de Kolwezi, 25 novembre 2025 : la turbine n°5 d’Inga II, remise en état par Ivanhoe Mines avec la Société nationale d’électricité (SNEL), délivre ses premiers 50 MW – non à une ville, mais à la mine de Kamoa-Kakula.

Trois scènes, une même équation. C’est dans la métropole, dans les lignes qui l’alimentent et dans les contrats qui orientent ses flux que se joue désormais une part décisive de l’arbitrage électrique en Afrique centrale. Ce déplacement s’opère alors que le Pool énergétique de l’Afrique centrale (PEAC), créé à Brazzaville en 2003 sous l’égide de la Communauté économique des États de l’Afrique centrale (CEEAC), vise depuis plus de vingt ans un marché régional de l’électricité qui n’existe toujours pas.

Kinshasa, Douala, Brazzaville concentrent plus de vingt-cinq millions d’habitants et une part décisive de l’arbitrage électrique régional. Entre 2025 et 2026, leurs opérateurs publics connaissent des trajectoires opposées : le Cameroun renationalise son électricien, le Congo-Brazzaville tente une privatisation inachevée, la République démocratique du Congo restructure la SNEL sous condition des bailleurs. Ces divergences ne relèvent pas de la seule technique. Elles disent trois manières, pour l’État, de reprendre prise sur un secteur devenu central pour la stabilité urbaine. Et elles révèlent un paradoxe que le diagnostic habituel – centré sur le potentiel hydroélectrique et les interconnexions du PEAC¹Sur le « diagnostic habituel » centré sur l’intégration régionale et son potentiel, voir Pierre Rolland Atangana, « Le secteur de l’électricité et le processus d’intégration régionale en Afrique centrale », Revue camerounaise d’études internationales, vol. 13, n°1, 2019, pp. 38-73, qui défend la supériorité du marché régional (« pool ») sur les initiatives nationales. – laisse dans l’ombre : la métropole est partout l’enjeu, nulle part l’arbitre.

Trois opérateurs, une même dépossession métropolitaine

La géographe Sylvy Jaglin a proposé pour ces situations une distinction utile : lire les systèmes électriques africains, c’est articuler deux registres, la régulation sectorielle – les facteurs techniques, économiques et juridiques – et la régulation politique – les mécanismes par lesquels les pouvoirs publics stabilisent les conflits autour du service²Sylvy Jaglin, « Politiques d’infrastructures en Afrique subsaharienne : le réseau est-il soluble dans la transition urbaine ? », dans Konstantinos Chatzis et al. (dir.), Les métamorphoses des infrastructures, entre béton et numérique, le nouveau monde des infrastructures, Lausanne, Peter Lang, 2018, pp. 177-202.. Les trois cas qui suivent illustrent cette superposition. Ils montrent surtout une constante : quel que soit le sens de la réforme, la décision se prend à l’échelle de l’État, jamais à celle de la ville qu’elle concerne.

Douala : la renationalisation post-électorale

Le décret présidentiel signé à Yaoundé le 4 mai 2026 transforme Eneo Cameroon en Société camerounaise d’électricité (Socadel), à capital entièrement public. L’opération avait été préparée par le rachat, en février 2026, des 51% détenus par le fonds britannique Actis, pour 78 milliards de francs CFA – environ 119 millions d’euros.

Socadel hérite d’une situation dégradée. La dette d’Eneo avoisinait 800 milliards de francs CFA fin 2024 (1,22 milliard d’euros), pour une large part due aux fournisseurs. Les tarifs sont gelés depuis 2012, compensés par des subventions estimées entre 70 et 100 milliards de francs CFA en 2025. La séquence politique compte : l’élection présidentielle du 12 octobre 2025 a donné Paul Biya réélu avec 53,66% des voix, dans un scrutin contesté par Issa Tchiroma Bakary, son principal adversaire. Le décret Socadel tombe sept mois plus tard. Reprendre la main sur un service public socialement sensible, juste après une élection disputée, n’est pas une décision purement financière.

Brazzaville : la privatisation que personne ne voulait

Le mouvement congolais va à rebours. Dès février 2025, les agents d’Énergie électrique du Congo (E2C) brandissent des cartons rouges à leur ministre de tutelle, Émile Ouosso, contre des accords de privatisation signés sans eux. L’épisode le plus révélateur est l’affaire Senelec (Société nationale d’électricité du Sénégal). Le 13 février 2025, l’État confie par affermage la distribution électrique de Brazzaville à la Socelec, filiale de l’électricien sénégalais, pour dix ans – la production et l’extension du réseau restant hors périmètre. Avant tout début d’exécution, les syndicats d’E2C obtiennent gain de cause : en mars, le Conseil des ministres suspend le contrat, invoquant des « zones d’ombre ». Un an plus tard, il n’est ni résilié ni appliqué³Contrat d’affermage signé le 13 février 2025 pour dix ans avec la Socelec, filiale de la Société nationale d’électricité du Sénégal (Senelec), périmètre limité à la distribution et à la commercialisation. Suspendu par le Conseil des ministres en mars 2025 sous la pression des syndicats d’E2C, il n’était, un an plus tard, ni résilié ni appliqué..

L’élection présidentielle du 15 mars 2026 intervient dans cette réforme suspendue. Denis Sassou Nguesso est confirmé par la Cour constitutionnelle à 94,90%, dans un scrutin boycotté par l’opposition. E2C reste public de fait, sans trajectoire institutionnelle stabilisée. L’arbitrage le plus disputé du pays portait sur la desserte de la seule capitale – et il s’est joué au Conseil des ministres, non dans une instance de la ville.

Kinshasa : la restructuration sous condition

La SNEL reste publique, mais elle se restructure en profondeur. Sa dette atteint environ 3 milliards de dollars, trois fois son chiffre d’affaires 2022, pour l’essentiel financière, due aux opérateurs miniers et aux banques de développement. Le Compact énergétique national prévoit 37 milliards de dollars d’ici 2030 – 17 publics, 20 privés attendus – sous l’égide de la Banque mondiale, de la Banque africaine de développement (BAD) et de l’Union africaine, pour porter le taux d’accès de 21,5% en 2025 à 62% en 2030.

Le 8 mai 2026, en plénière de l’Assemblée nationale, le député Jethro Muyombi Tshimbu, élu de Lubumbashi et soutien de la majorité, interpelle la SNEL sur la pénurie. Le directeur général Teddy Lwamba attribue les délestages à la hausse de la demande, minière surtout, et pointe certaines dispositions de la loi sur l’électricité comme freins à l’investissement. Le 21 mai 2026, sur Radio Okapi, Muyombi exige une feuille de route crédible. Que la critique vienne du camp présidentiel donne à la séquence son relief : sans échéance électorale immédiate – la présidentielle est en 2028 –, le rythme des réformes suit celui des conditionnalités négociées avec les bailleurs.

Trois sens opposés, un même point commun. À Douala, l’État reprend le capital d’un opérateur exsangue après une élection contestée. À Brazzaville, il tente une privatisation que ses salariés font capoter avant le vote. À Kinshasa, il restructure sous l’œil de ses créanciers. La convergence – un État qui se repositionne – masque trois agendas distincts, mais elle dessine surtout une absence commune : nulle part la métropole, pourtant premier théâtre de la crise, ne figure parmi les décideurs. Elle est l’objet politique de l’arbitrage, jamais son sujet.

L’enjeu sans la décision : le titre juridique contre la maîtrise réelle

On objectera que la métropole, simple échelon administratif, n’a pas vocation à décider. C’est l’inverse que montre le droit. Dans les trois pays, la collectivité urbaine dispose, à des degrés divers, d’un titre sur l’électricité. Et dans les trois, ce titre reste sans effet. Mieux : le degré de compétence formelle ne prédit rien de la capacité réelle. La démonstration tient en un gradient.

À Douala, le titre est le plus faible. Le Code général des collectivités territoriales décentralisées de 2019 ne reconnaît à la Ville, en matière d’électricité, qu’une coordination des réseaux sur la voirie et la gestion de l’éclairage public⁴Loi n°2019/024 du 24 décembre 2019 portant Code général des collectivités territoriales décentralisées (Cameroun), art. 98 : la communauté urbaine n’a, sur l’énergie, qu’une compétence de « coordination des réseaux urbains de distribution d’énergie » sur le domaine public viaire et la gestion de l’éclairage public – ni production, ni distribution, ni organisation du service. – ni production, ni distribution, ni organisation du service, qui demeurent à l’opérateur national sous tutelle de l’État.

À Brazzaville, le titre est intermédiaire. La loi de 2003 charge les communes de « promouvoir » la desserte, les départements la production⁵Loi n°10-2003 du 6 février 2003 portant transfert de compétences aux collectivités locales (République du Congo), art. 28 (départements : « promouvoir les services de production et de desserte d’électricité ») et art. 40 (communes : « assurer la promotion des services de desserte d’électricité »). Ce texte est toujours en vigueur en 2026 ; la réforme territoriale de 2024 s’y est adossée sans en refondre la répartition des compétences.. Le verbe est faible à dessein : promotion, non organisation. La collectivité n’est jamais érigée en autorité du service, et l’affaire Senelec l’a montré à vif – c’est l’État qui signe, c’est l’État qui suspend.

À Kinshasa, le titre est le plus fort, et c’est là que le paradoxe culmine. La Constitution de 2006 range l’énergie parmi les matières de compétence concurrente entre pouvoir central et provinces, réserve aux provinces l’exploitation exclusive des sources non nucléaires, et garantit même l’accès à l’énergie électrique comme un droit⁶Constitution de la République démocratique du Congo du 18 février 2006, art. 203, point 24 (compétence concurrente : « la production, le transport, l’utilisation et l’exploitation de l’énergie ») et art. 204, point 22 (compétence exclusive des provinces : « l’exploitation des sources d’énergie non nucléaire »). L’accès à l’énergie électrique y est par ailleurs garanti comme un droit.. Pourtant, c’est l’État, par la SNEL, qui opère, arbitre les délestages et négocie avec les bailleurs. L’intervention urbaine se réduit à un pouvoir résiduel – telle la redevance d’éclairage public, prélevée par l’opérateur, mais gérée par les autorités municipales sans reddition de comptes, contestée par la société civile au printemps 2026.

Du titre quasi nul de Douala, dans un État fortement centralisé, au titre constitutionnel de Kinshasa, le résultat est identique : la métropole n’a pas la main. La capitale la mieux fondée à agir n’agit pas davantage que celle qui ne l’est pas. Ce n’est donc pas un manque de droit qui prive la ville de l’arbitrage, mais une dissociation structurelle entre le titre et la maîtrise – entre l’échelle où l’électricité devient un enjeu politique et celle où elle se décide. C’est cette dissociation, et non un simple retard d’équipement, qui définit la séquence d’Afrique centrale.

La capitale capte, le territoire attend

Si la métropole pèse autant, c’est qu’elle accapare le service au détriment de son arrière-pays. En RDC, moins de 10% de la population accède à l’électricité : 35% en ville, Kinshasa dépassant 50%, et moins de 1% en zone rurale. Le ministre de tutelle l’admettait en novembre 2025 : moins d’un habitant sur cinq est desservi en ville, bien moins à la campagne, alors que 80% du territoire est rural. Au Congo-Brazzaville, l’écart est du même ordre : environ 47% d’accès urbain, à peine 5% en zone rurale. La métropole n’est pas une portion du pays qui fonctionnerait mieux ; c’est l’endroit où le service public existe, face à un hinterland où il reste résiduel.

Cette captation n’est pas un effet de la géographie. Le potentiel est ailleurs – à Inga, sur le Ntem, sur le gaz de Pointe-Noire – et c’est l’arbitrage qui équipe d’abord la ville solvable et visible. Le cas de Kisenso, commune de Kinshasa jamais raccordée avant le projet pilote lancé fin 2025 (20 000 ménages, 400 000 visés), résume la mécanique : on raccorde quand l’État et l’opérateur le décident, au gré d’un calendrier qui n’a rien d’urbain.

Un parc en stress structurel

L’Afrique centrale concentre près de 60% du potentiel hydroélectrique africain et reste la sous-région la moins électrifiée du continent⁷Estimation convergente des sources régionales ; Atangana, op. cit., évalue à 57,7% la part centrafricaine du potentiel hydroélectrique continental.. L’économiste camerounais Yris D. Fondja Wandji a calculé, en comparant deux systèmes énergétiques – l’un avec hydroélectricité, l’autre sans –, que la rente hydroélectrique africaine avoisine 2 dollars par mégawattheure (MWh) : chaque MWh d’origine hydraulique génère environ 2 dollars de valeur de plus qu’une production alternative⁸Yris D. Fondja Wandji, « La rente hydroélectrique en Afrique », Région et Développement, n°48, 2018, pp. 169-187 ; voir également Yris D. Fondja Wandji, Énergie, économie et environnement. Contradiction ou co-développement ? Le cas du Cameroun, Paris, L’Harmattan, 2012.. L’écart est considérable selon les pays – près de 17 dollars au Cameroun dans un travail antérieur⁹Yris D. Fondja Wandji et Subhes C. Bhattacharyya, « Quantifying hydropower rent in Cameroon », Journal of Energy and Development, 2018 ; le scénario médian de demande future donne une rente de 16,937 euros/MWh.. Or cette rente reste largement non captée, faute d’opérateurs capables de transformer le potentiel en service. Chaque métropole en porte la trace.

Kinshasa est surdotée et sous-exploitée. La SNEL dispose d’environ 1800 MW pour une capitale de près de vingt millions d’habitants et un pays de plus de cent millions. Le fleuve Congo offre plus de 40 000 MW à Inga, dont 1775 seulement sont exploités à Inga I et II. Inga III, annoncé depuis vingt ans pour 4800 MW, attend toujours : deux turbines en 2032 au mieux, selon la SNEL, si les travaux démarrent en 2026. Pendant ce temps, le minier Ivanhoe finance la réhabilitation de la turbine 5 d’Inga II pour la seule mine de Kamoa-Kakula. Devant l’Assemblée, le 8 mai 2026, le directeur général reconnaît que les délestages tiennent à la demande minière. La métropole paie, en pratique, pour le sous-sol.

Douala dépend d’un mix fragile. Le Cameroun dispose d’environ 2000 MW, à plus de 70% hydroélectriques. Memve’ele fournit 211 MW en régime nominal, mais s’effondre en étiage. Nachtigal, mis en service entre 2024 et 2025, ajoute 420 MW au réseau interconnecté sud – apport réel, insuffisant à stabiliser l’ensemble. Surtout, le système dépend du producteur britannique Globeleq, qui exploite Kribi (gaz) et Dibamba (fuel), soit 304 MW, près de 20% de la production nationale. En janvier 2025, Globeleq réduit la voilure pour cause d’impayés ; le règlement partiel de 30 milliards de francs CFA, obtenu après trois jours de négociations, relance les centrales. Quinze mois avant la reprise d’Eneo par l’État, la situation est posée : un cinquième de la production camerounaise dépend de la trésorerie d’un opérateur privé étranger.

Brazzaville est mieux servie, mais plus vulnérable qu’il n’y paraît. La Centrale électrique du Congo, à Pointe-Noire, produit 484 MW à partir du gaz d’Eni ; la montée à 750 puis 1000 MW dépend de l’extension des contrats gaziers. Surtout, une seule ligne très haute tension, longue de plus de 500 kilomètres, relie Pointe-Noire à Brazzaville. Une panne sur cet axe coupe la capitale du sud productif. Le directeur général d’E2C, Jean-Bruno Danga Adou, a reconnu en 2024 la nécessité d’une seconde ligne – investissement intérieur prioritaire, bien avant toute interconnexion régionale.

Une géopolitique locale des réseaux

On aurait tort de voir là un simple retard sur un modèle européen achevé. La question de savoir qui, du centre ou du local, contrôle les réseaux n’a rien d’exotique. François-Mathieu Poupeau a montré comment, en France, métropoles et territoires ruraux se disputent depuis plus d’un siècle la maîtrise de la distribution électrique, dans une géopolitique locale de l’énergie que la centralisation jacobine n’a jamais effacée¹⁰François-Mathieu Poupeau, « Metropolitan and rural areas fighting for the control of electricity networks in France. A local geopolitics approach to energy transition », Environment and Planning C: Politics and Space, vol. 38, n°3, 2020, pp. 464-483 ; voir également François-Mathieu Poupeau, L’électricité et les pouvoirs locaux en France (1880-1980). Une autre histoire du service public, Lausanne, Peter Lang, 2017.. La transition réactive ces tensions plus qu’elle ne les résout – en France comme dans les contrastes territoriaux extrêmes de la RDC, où l’accès oscille entre 50% à Kinshasa et moins de 1% dans certaines provinces du nord.

La leçon n’est pas que l’Afrique centrale rejoindra mécaniquement un quelconque modèle. Elle est plus politique : ici comme ailleurs, l’électricité n’est pas un produit comme les autres, et la question de l’échelle à laquelle on l’arbitre – État, région, métropole – n’a nulle part de réponse stabilisée. Que les métropoles centrafricaines ne décident pas de leur électricité n’est pas une anomalie africaine ; c’est une variante aiguë d’un problème partagé.

Distribuer, l’angle mort

La production n’explique qu’une part de la crise. La distribution achève le tableau, et c’est là que la métropole se défait au quotidien. Sylvy Jaglin parle d’hétérogénéité socio-technique¹¹Sylvy Jaglin, op. cit. ; voir également Sylvy Jaglin et Alain Dubresson, Eskom. Électricité et pouvoir en Afrique du Sud, Paris, Karthala, 2015. : dans les villes africaines, le service ne se déploie pas comme un réseau unique et homogène, mais comme une mosaïque d’assemblages – réseau public, mini-réseaux, branchements informels, groupes électrogènes, solaire autonome – qui coexistent et se concurrencent.

À Kinshasa, la SNEL perd 46% de sa production entre transport, pertes techniques et fraude. La redevance d’éclairage contestée en mai 2026, perçue dans des quartiers non desservis, dit l’injustice autant que l’opacité du dispositif. À Douala, Socadel hérite d’un déficit qui n’est plus seulement de production : inspection des 622 600 compteurs basse tension fin 2025, commande de 8000 compteurs intelligents – et coupures qui continuent. À Brazzaville, la ville s’étale sur quarante kilomètres, de Djoué à Djiri, plus vite que ses postes de transformation ; le programme PEEDU n’a réhabilité, en 2021, que quarante postes pour 10,7 millions de dollars. Cela révèle l’ampleur du sous-dimensionnement. La BEAC notait fin 2025 que l’inflation congolaise, proche de la norme communautaire de 3%, restait affectée par les perturbations de la desserte. Le délestage a une traduction macroéconomique.

Le pool ne connaît pas la métropole

Cette absence d’échelle urbaine se retrouve, démultipliée, dans l’architecture régionale. Le PEAC, installé Tour Nabemba à Brazzaville, anime un portefeuille de projets – aménagement d’Inga, interconnexions Inga-Calabar, Inga-Cabinda-Pointe-Noire, lignes Memve’ele vers le Gabon et la Guinée équatoriale. Mais son bilan reste en retrait des deux autres pools du continent. À l’Ouest, le WAPP (West African Power Pool) dispose depuis 2023 d’un centre de coordination opérationnel au Bénin et d’interconnexions actives. À l’Est, l’EAPP (Pool énergétique de l’Afrique de l’Est) a préparé un marché day-ahead (marché où les prix de l’électricité sont fixés un jour à l’avance) et mis sous tension l’interconnecteur Kenya-Tanzanie fin 2024. En Afrique centrale, les projets phares attendent leur financement depuis quinze à vingt ans¹²Sur la faiblesse comparée du cadre régional d’Afrique centrale et le rôle des institutions de la CEEAC (PEAC, CEREEAC, CORREAC), voir Tabenyang Etchu, Idowu Kunlere, Callixte Kambanda et al., « Mettre la gouvernance régionale de l’énergie au service de la sécurité énergétique en Afrique centrale », note d’orientation conjointe Université du Delaware / Banque africaine de développement, juillet 2024..

La lenteur du cadre régional se mesure à un signe précis. La Commission régionale de régulation de l’électricité de l’Afrique centrale (CORREAC), dont les textes fondateurs ont été adoptés dès juillet 2022, n’a vu son unité de démarrage installée qu’en février 2026 – deux agents hébergés dans les locaux d’un régulateur national, sans siège propre, encore chargés de mobiliser les onze régulateurs nationaux et de désigner un point focal par pays. Quatre ans pour une unité d’amorçage. Et sa mission même – superviser les échanges transfrontaliers et harmoniser les standards entre États – confirme l’angle mort : le régulateur naissant raisonne en frontières nationales, jamais en desserte métropolitaine.

Surtout, le PEAC est une construction strictement interétatique : organisme spécialisé de la CEEAC, il pense en interconnexions entre pays et entre barrages, jamais en desserte de métropoles. Les nœuds réels de la demande – Kinshasa, Douala, l’axe Brazzaville-Pointe-Noire – n’y figurent pas comme tels. Que la RDC soit aussi membre du pool est-africain, où la SNEL participe à l’instance régionale, en dit long : Kinshasa investit ses ressources institutionnelles là où existent une demande solvable et des interconnexions effectives. Si l’arbitrage se déplace vers la ville, une architecture qui ne raisonne qu’en États planifie à côté de la demande.

L’échéance de 2025 que s’était fixée le PEAC pour son marché régional n’a pas encore trouvé de traduction concrète. Kinshasa, Douala et Brazzaville en livrent la lecture concrète : production sous-dimensionnée ou fragile, distribution dépassée par la croissance urbaine, et une métropole qui subit l’arbitrage sans le tenir. Leur trajectoire se décidera d’ici 2030 dans le triangle entre ce que les bailleurs financent, ce que les États arbitrent et ce que les villes finiront par imposer.

Deux pistes méritent d’être instruites. D’abord, un adossement européen ciblé aux interconnexions du PEAC, sans attendre Inga III : l’Union européenne, la Banque européenne d’investissement (BEI) et l’Agence française de développement (AFD) pourraient appuyer deux ou trois projets prioritaires – seconde ligne Pointe-Noire-Brazzaville, lignes Memve’ele, étude actualisée de l’interconnexion Inga-Cabinda. Le modèle existe à l’Ouest, avec la Dorsale Nord et l’Organisation pour la mise en valeur du fleuve Gambie (OMVG) financées par la BEI et l’AFD. Il s’agit moins d’inventer une architecture que de transférer un mode d’accompagnement là où le calendrier régional reste bloqué.

Ensuite, et c’est l’enjeu proprement métropolitain, un quota domestique sur les contrats miniers de remise en état. Lorsqu’un opérateur privé finance la réhabilitation de turbines – comme à Inga II, où la turbine 5 est dédiée à Kamoa-Kakula –, un pourcentage contractuel pourrait être fléché vers l’agglomération desservie. 10 à 15 % suffiraient à infléchir la séquence où Kinshasa paie pour le sous-sol, sans rompre l’équation du contrat. Le wheeling – l’acheminement via un réseau tiers contre péage – existe déjà ailleurs, notamment dans le pool d’Afrique australe ; il s’agirait d’en activer un équivalent au profit de la demande urbaine, et non des seules exportations minières. Sur cet axe – la métropole comme bénéficiaire prioritaire de l’arbitrage, autant que l’interconnexion comme horizon – se joue désormais l’avenir énergétique de l’Afrique centrale.

• 1
  Sur le « diagnostic habituel » centré sur l’intégration régionale et son potentiel, voir Pierre Rolland Atangana, « Le secteur de l’électricité et le processus d’intégration régionale en Afrique centrale », Revue camerounaise d’études internationales, vol. 13, n°1, 2019, pp. 38-73, qui défend la supériorité du marché régional (« pool ») sur les initiatives nationales.
• 2
  Sylvy Jaglin, « Politiques d’infrastructures en Afrique subsaharienne : le réseau est-il soluble dans la transition urbaine ? », dans Konstantinos Chatzis et al. (dir.), Les métamorphoses des infrastructures, entre béton et numérique, le nouveau monde des infrastructures, Lausanne, Peter Lang, 2018, pp. 177-202.
• 3
  Contrat d’affermage signé le 13 février 2025 pour dix ans avec la Socelec, filiale de la Société nationale d’électricité du Sénégal (Senelec), périmètre limité à la distribution et à la commercialisation. Suspendu par le Conseil des ministres en mars 2025 sous la pression des syndicats d’E2C, il n’était, un an plus tard, ni résilié ni appliqué.
• 4
  Loi n°2019/024 du 24 décembre 2019 portant Code général des collectivités territoriales décentralisées (Cameroun), art. 98 : la communauté urbaine n’a, sur l’énergie, qu’une compétence de « coordination des réseaux urbains de distribution d’énergie » sur le domaine public viaire et la gestion de l’éclairage public – ni production, ni distribution, ni organisation du service.
• 5
  Loi n°10-2003 du 6 février 2003 portant transfert de compétences aux collectivités locales (République du Congo), art. 28 (départements : « promouvoir les services de production et de desserte d’électricité ») et art. 40 (communes : « assurer la promotion des services de desserte d’électricité »). Ce texte est toujours en vigueur en 2026 ; la réforme territoriale de 2024 s’y est adossée sans en refondre la répartition des compétences.
• 6
  Constitution de la République démocratique du Congo du 18 février 2006, art. 203, point 24 (compétence concurrente : « la production, le transport, l’utilisation et l’exploitation de l’énergie ») et art. 204, point 22 (compétence exclusive des provinces : « l’exploitation des sources d’énergie non nucléaire »). L’accès à l’énergie électrique y est par ailleurs garanti comme un droit.
• 7
  Estimation convergente des sources régionales ; Atangana, op. cit., évalue à 57,7% la part centrafricaine du potentiel hydroélectrique continental.
• 8
  Yris D. Fondja Wandji, « La rente hydroélectrique en Afrique », Région et Développement, n°48, 2018, pp. 169-187 ; voir également Yris D. Fondja Wandji, Énergie, économie et environnement. Contradiction ou co-développement ? Le cas du Cameroun, Paris, L’Harmattan, 2012.
• 9
  Yris D. Fondja Wandji et Subhes C. Bhattacharyya, « Quantifying hydropower rent in Cameroon », Journal of Energy and Development, 2018 ; le scénario médian de demande future donne une rente de 16,937 euros/MWh.
• 10
  François-Mathieu Poupeau, « Metropolitan and rural areas fighting for the control of electricity networks in France. A local geopolitics approach to energy transition », Environment and Planning C: Politics and Space, vol. 38, n°3, 2020, pp. 464-483 ; voir également François-Mathieu Poupeau, L’électricité et les pouvoirs locaux en France (1880-1980). Une autre histoire du service public, Lausanne, Peter Lang, 2017.
• 11
  Sylvy Jaglin, op. cit. ; voir également Sylvy Jaglin et Alain Dubresson, Eskom. Électricité et pouvoir en Afrique du Sud, Paris, Karthala, 2015.
• 12
  Sur la faiblesse comparée du cadre régional d’Afrique centrale et le rôle des institutions de la CEEAC (PEAC, CEREEAC, CORREAC), voir Tabenyang Etchu, Idowu Kunlere, Callixte Kambanda et al., « Mettre la gouvernance régionale de l’énergie au service de la sécurité énergétique en Afrique centrale », note d’orientation conjointe Université du Delaware / Banque africaine de développement, juillet 2024.