La mafia énergétique africaine : contrats truqués et surfacturations

En Afrique, les délestages et la cherté de l’électricité ne tiennent pas qu’à des turbines fatiguées. Ils procèdent aussi d’une économie politique opaque où s’interposent cabinets de conseil, avocats “deal-makers” et sociétés-écrans entre l’État et le kilowatt-heure. À l’abri de clauses obscures et de procédures accélérées, ces intermédiaires captent des rentes au détriment de l’investissement utile. Le résultat est connu : contrats mal négociés, surfacturations, choix technologiques mal adaptés, endettement public croissant — et une facture finale reportée sur l’usager.

Le mécanisme est récurrent. Au nom de l’urgence, l’acheteur public recourt à des marchés de gré à gré et à des accords de production indépendante assortis de clauses take-or-pay : il paie une capacité qu’il n’utilise pas toujours. S’y ajoutent des chaînes d’intermédiation : consultants adossés à des intérêts politiques, véhicules dédiés, « success-fees » indexés sur l’attribution. Faute de concurrence réelle, de publication intégrale des documents contractuels et d’audits indépendants, les rentes prolifèrent et la discipline économique disparaît.

L’Afrique du Sud offre la version la plus systémique du phénomène. À Eskom, la Commission Zondo a documenté la capture de la commande publique : coalitions d’intérêts, pressions sur des fournisseurs et contrats biaisés. Des multinationales ont été éclaboussées. Hitachi a réglé un contentieux aux États-Unis après des paiements liés aux chaudières de Medupi et Kusile ; ABB a reconnu des irrégularités à Kusile ; et, en 2024, McKinsey a accepté de verser plus de 120 millions de dollars pour clore une affaire de corruption liée à des contrats avec des entreprises publiques. Au-delà des personnes, l’ingénierie contractuelle a coûté très cher : l’OCDE estime des surcoûts d’environ +185 % pour Kusile et +66 % pour Medupi, symptômes d’une gouvernance affaiblie et d’un contrôle de projet défaillant.

Au Sénégal, la « mafia énergétique » prend d’autres visages. Le dossier Senelec-Akilee (un contrat de performance pour l’efficacité et la mesure) a été formellement épinglé par l’organe national anticorruption pour des violations présumées du code des marchés, des irrégularités comptables et de la fraude fiscale. Parallèlement, le pays a recouru aux barges de Karpowership à Dakar, jusqu’à 335 MW, d’abord au fioul, puis avec une transition vers le GNL grâce à une unité flottante de regazéification. Techniquement, ces barges stabilisent l’approvisionnement ; économiquement, elles exigent des contrats impeccables sur le combustible, l’indexation et la durée. Lorsque ces paramètres restent opaques, la tentation de surfacturer l’exploitation ou de verrouiller des marges excessives devient réelle, et le contribuable finit par absorber le risque.

Le Ghana fournit un cas d’école. Pour sortir du « dumsor » (2013-2016), l’État a signé dans l’urgence des contrats de producteurs indépendants à clauses take-or-pay. Quand la demande a reflué et que la transmission est restée insuffisante, le pays a continué à payer des « capacity charges » pour une électricité non dispatchée. Le FMI souligne que ces accords, combinés à des tarifs sous-coûts et à des pertes techniques et commerciales, ont creusé des déficits persistants. En 2024-2025, des documents de la Banque mondiale faisaient encore état d’arriérés sectoriels d’environ deux milliards de dollars. Le gouvernement a lancé un plan de redressement pour renégocier les contrats d’achat d’électricité, remettre de l’ordre dans la façon dont l’argent est versé et réduire les capacités en trop, des décisions qui montrent qu’un mauvais contrat continue de coûter cher bien après la fin de l’urgence.

Au Kenya, l’épisode Lake Turkana Wind Power illustre un autre coût caché : non pas le prix de l’actif, mais la pénalisation d’un État qui n’a pas tenu ses engagements de réseau. Le retard de la ligne de transmission a déclenché des pénalités (« deemed energy ») de plusieurs milliards de shillings, répercutées sur la facture des usagers. Cette expérience rappelle qu’un contrat de production sans synchronisation avec les investissements de transport transfère mécaniquement le risque au consommateur. Parallèlement, Kenya Power a vu s’ouvrir des procédures pour marchés truqués visant d’anciens cadres, signe de failles de gouvernance persistantes dans la chaîne d’achat. Dans les deux cas, la mauvaise ingénierie contractuelle se traduit par une taxe invisible sur la croissance.

Le Nigeria, enfin, montre le piège des garanties souveraines mal cadrées. L’IPP d’Azura-Edo, adossé à des instruments multilatéraux, impose des paiements mensuels significatifs même lorsque le réseau ne peut absorber la production. En 2024, la presse faisait état de 30 à 33 millions de dollars par mois versés au titre des capacités garanties, combinaison d’une clause take-or-pay et de contraintes de dispatch. Sans montée en puissance coordonnée de la transmission et du dispatching, la promesse d’une capacité disponible se transforme en “pay-not-take”, et l’État devient l’assureur en dernier ressort d’un risque qu’il ne maîtrise ni techniquement ni financièrement.

Partout, les conséquences convergent. Ces montages socialisent des risques privés et transforment des hypothèses commerciales en obligations quasi budgétaires, ce qui renchérit le coût du capital public. Ils déplacent l’investissement loin des priorités — comptage, réduction des pertes, flexibilité — au profit de loyers contractuels rigides, et sapent la confiance des investisseurs. Les remèdes sont connus : transparence intégrale des PPAs et des décisions régulatoires ; appels d’offres compétitifs ; plans de réseau et d’approvisionnement opposables avant toute nouvelle capacité ; discipline de trésorerie (cash-waterfall, élimination des arriérés) ; protection des lanceurs d’alerte et sanctions — restitution, amendes, interdictions de soumissionner. L’intégration régionale (WAPP, SAPP) et des enchères multi-pays peuvent réduire l’attrait des solutions d’urgence et casser la rente des courtiers. En 2025, la justice sud-africaine a annulé les licences de Karpowership : rappel que la règle de droit peut refermer les brèches ouvertes par l’urgence.

Lexique des sigles et acronymes

Eskom — Electricity Supply Commission (Afrique du Sud) : société publique sud-africaine de production et de distribution d’électricité.

Senelec — Société nationale d’électricité du Sénégal : entreprise publique chargée de la production, du transport et de la distribution d’électricité au Sénégal.

OFNAC — Office national de lutte contre la fraude et la corruption (Sénégal) : autorité chargée de prévenir et d’enquêter sur la corruption dans le secteur public.

KPLC — Kenya Power and Lighting Company : entreprise publique kenyane responsable de la distribution d’électricité.

IPP — Independent Power Producer : producteur indépendant d’électricité vendant sa production à l’État ou à une société publique via un contrat de long terme.

PPA — Power Purchase Agreement : contrat d’achat d’électricité à long terme, liant un acheteur (souvent public) et un producteur indépendant.

GNL — Gaz naturel liquéfié : gaz refroidi à l’état liquide pour faciliter son transport, puis regazéifié avant utilisation.

FSRU — Floating Storage and Regasification Unit : unité flottante permettant de stocker et de regazéifier le GNL pour l’injecter dans le réseau.

ESRP — Energy Sector Recovery Program (Ghana) : programme de redressement du secteur énergétique ghanéen visant à renégocier les contrats coûteux et rétablir l’équilibre financier.

WAPP — West African Power Pool : réseau d’interconnexion électrique de l’Afrique de l’Ouest favorisant les échanges régionaux d’énergie.

SAPP — Southern African Power Pool : marché commun de l’électricité en Afrique australe, facilitant l’intégration régionale et la stabilité énergétique.