La création, le 4 mai 2026, de la Société camerounaise d’électricité (Socadel) n’efface pas les préoccupations du Fonds monétaire international (FMI) concernant la situation financière du secteur électrique camerounais. Bien au contraire. Dans son rapport des services consacré aux consultations de 2026 au titre de l’Article IV, publié en mai 2026 à la suite d’une mission effectuée en mars, l’institution de Bretton Woods identifie désormais le secteur de l’électricité comme l’une des principales sources de risques budgétaires pour l’État.

Cette appréciation est étroitement liée à la reprise de contrôle d’Eneo par les pouvoirs publics. En novembre 2025, l’État camerounais a racheté les 51 % du capital détenus par le fonds britannique Actis, portant sa participation à 95 %.

Pour le FMI, cette opération a profondément modifié la nature du risque supporté par les finances publiques. L’institution explique en effet que « l’exposition de l’État aux fragilités financières sous-jacentes du secteur s’est accrue » depuis cette renationalisation. Elle souligne que cette situation s’explique principalement par le fait que « les tarifs de l’électricité restent bien en deçà du seuil de rentabilité », tandis qu’Eneo « fonctionne avec un déficit de trésorerie structurel », en encaissant environ 31 milliards de FCFA par mois pour des obligations de service public dont le coût est estimé à près de 44 milliards de FCFA.

Ce constat rejoint les conclusions du Plan de restructuration d’Eneo 2026- 2028, qui évalue à 13 milliards de FCFA par mois l’écart moyen entre les recettes effectivement recouvrées et les dépenses à couvrir. À cette insuffisance structurelle des revenus s’ajoutent les pertes liées à la fraude. Selon des données recueillies auprès de l’exEneo et de sources au ministère de l’Eau et de l’Énergie, les branchements illégaux et les manipulations de compteurs occasionneraient plus de 60 milliards de FCFA de pertes chaque année.

La fragilité financière du secteur est également alimentée par le poids des créances publiques impayées. Dans son rapport, le FMI souligne qu’à la fin de l’année 2024, « l’État avait accumulé des arriérés envers Eneo estimés à plus de 2,1 % du PIB, soit environ 700 milliards de FCFA, ce qui affaiblit davantage la situation financière de l’entreprise ».

Ces impayés réduisent les capacités de trésorerie de l’opérateur et compliquent l’équilibre financier de l’ensemble de la chaîne électrique.

NACHTIGAL ET LES CONTRATS D’ACHAT FERME SOUS SURVEILLANCE

Au-delà des difficultés opérationnelles d’Eneo, le FMI attire une nouvelle fois l’attention sur les conséquences financières potentielles du développement des capacités de production électrique. L’institution relève notamment que « le contrat d’achat pour l’électricité produite par le barrage de Nachtigal est de type “contrat d’achat ferme”, ce qui risque d’aggraver la pression sur le budget tant que les contraintes de transport empêcheront la pleine utilisation de la capacité de production disponible ». Cette analyse renvoie au mécanisme dit de « take-or-pay », qui oblige l’acheteur à payer les volumes d’électricité prévus au contrat, même lorsque ceux-ci ne sont pas entièrement consommés ou acheminés vers les utilisateurs finaux.

Or, selon le FMI, les contraintes persistantes affectant le réseau de transport limitent encore l’exploitation optimale des capacités de production disponibles. Dans ce contexte, les engagements financiers du secteur pourraient continuer à croître plus rapidement que les recettes tirées de la distribution de l’électricité. Les tensions observées entre l’ex-Eneo et Nachtigal Hydro Power Company (NHPC) illustrent déjà cette problématique.

Début 2026, les arriérés croisés entre les deux entreprises approchaient 70 milliards de FCFA. D’après les informations disponibles, Eneo devait verser près de 10 milliards de FCFA par mois à NHPC au titre du contrat de type take-or-pay conclu entre les deux parties. Face aux difficultés de paiement de l’opérateur, l’État a d’ailleurs été contraint d’intervenir.

Les autorités ont mis en place une garantie financière renouvelable (revolving) de 100 milliards de FCFA auprès de banques locales afin de sécuriser temporairement les paiements dus au producteur. Cette intervention illustre, selon l’analyse du FMI, la manière dont les fragilités financières du secteur électrique peuvent désormais se traduire plus directement par des engagements potentiels pour les finances publiques, dans un contexte où l’État est redevenu l’actionnaire quasi exclusif de l’opérateur national.

La production pétrolière du Cameroun a poursuivi sa trajectoire baissière en 2025. D’après les chiffres rendus publics par la Société nationale des hydrocarbures (SNH), la production nationale de pétrole brut s’est établie à 19,374 millions de barils au cours de l’exercice écoulé, contre 21,377 millions de barils en 2024.

Cette contraction de 9,37 % intervient après une précédente baisse de 10,49 % observée entre 2023 et 2024, confirmant l’érosion progressive des volumes extraits dans le pays. Les données de la compagnie publique révèlent également que 12,702 millions de barils de pétrole brut ont été commercialisés pour le compte de l’État durant l’année 2025. Pour une économie dans laquelle les hydrocarbures continuent de contribuer de manière significative aux recettes budgétaires, aux exportations et aux entrées de devises, cette baisse de la production constitue un enjeu important pour les finances publiques et la balance des paiements.

Les facteurs à l’origine de cette diminution étaient déjà mis en évidence dans le bilan dressé par la SNH pour l’exercice précédent. L’entreprise expliquait que le recul observé en 2024 était « principalement lié à la mauvaise performance du champ Oak du contrat de partage de production Bolongo ainsi qu’aux multiples arrêts des plateformes des champs du bassin de Rio del Rey ». La SNH soulignait également la diminution des réserves disponibles, un facteur structurel qui continue de peser sur les perspectives de production. Cette tendance se reflète dans l’évolution des réserves nationales.

Au 31 décembre 2024, les réserves d’huile restantes dans les concessions et autorisations exclusives d’exploitation étaient évaluées à 214,15 millions de barils, contre environ 235,55 millions de barils un an plus tôt. La baisse atteint ainsi 9,08 % sur un an, illustrant les difficultés croissantes à renouveler les ressources exploitées.

Dans ce contexte, les activités destinées à reconstituer les réserves peinent à accélérer. Les chiffres publiés par la SNH montrent en effet un ralentissement des investissements consacrés à l’exploration. En 2024, ceux-ci ont reculé de 18,27 % pour s’établir à 254,87 millions de dollars. Les opérations d’exploration menées au cours de cette période ont concerné les associations MokokoAbana, Moabi et Rio del Rey. Malgré ces travaux, l’activité demeure relativement limitée au regard des besoins de renouvellement des ressources.

Au 31 décembre 2024, la superficie couverte par des contrats pétroliers et gaziers représentait 10 654,23 km², pour un domaine national total estimé à 33 159 km². Face à cette situation, la SNH a poursuivi ses efforts de promotion du domaine minier national afin d’attirer de nouveaux investisseurs.

La société nationale indique ainsi avoir engagé des discussions avec deux compagnies étrangères intéressées par certains des neuf blocs actuellement proposés à la promotion et à la négociation. À eux seuls, ces neuf blocs couvrent une superficie totale de 19 626,89 km². Parallèlement, l’activité de forage, autre indicateur clé de la dynamique du secteur, est restée modeste.

Selon les données de la SNH, cinq puits ont été forés en 2024, dont quatre puits de développement et un puits d’appréciation dans le bassin de Rio del Rey. Dans le champ Sanaga Sud, seuls deux puits ont été réalisés sur les quatre initialement programmés, illustrant les contraintes qui continuent de freiner le développement de nouveaux volumes de production.