Pertes du réseau : l'électricité produite qui n'arrive jamais

Dans le monde, environ 7 % de l'électricité produite se perd entre la centrale et le compteur (6,5 % en 2024 selon la Banque Mondiale). En Afrique de l'Ouest, ce chiffre bascule dans une autre catégorie : le Bénin a laissé filer 58,6 % de sa production en pertes de transmission et distribution en 2023, le Niger 45,8 % et le Togo 32,5 %, soit cinq à huit fois la référence mondiale. Autrement dit, plus d'un kilowattheure produit sur deux au Bénin n'atteint jamais l'usager qui le paierait. Chaque unité perdue est du combustible brûlé, un barrage turbiné ou une importation réglée pour rien, au moment où ces mêmes systèmes rationnent l'électricité par des délestages. Ce n'est pas une fatalité technique : le Ghana (11,2 %), le Sénégal (13,1 %) et la Côte d'Ivoire (13,7 %) démontrent qu'un réseau ouest-africain peut approcher les standards internationaux. La question n'est donc pas de savoir si la région peut colmater ses fuites, mais si elle décide de mesurer, puis de réparer, ce qu'elle laisse aujourd'hui s'évaporer sur ses lignes.

Un même réseau régional, des performances qui vont du simple au quintuple

Les données de la Banque Mondiale (indicateur EG.ELC.LOSS.ZS, source IEA) pour 2023 dessinent une région coupée en deux. En haut du classement des pertes, le Bénin culmine à 58,6 % de la production perdue en transmission et distribution, l'un des taux les plus élevés au monde, suivi du Niger (45,8 %) et du Togo (32,5 %). En bas, un peloton de réseaux nettement plus efficaces : le Ghana (11,2 %), le Sénégal (13,1 %), la Côte d'Ivoire (13,7 %) et le Nigeria (14,2 %), avec le Burkina Faso (17,1 %) en position intermédiaire. Entre le Bénin et le Ghana, l'écart est d'un facteur supérieur à cinq. Ce qui frappe, c'est que cette hiérarchie ne recoupe pas une géographie physique évidente : des pays voisins, aux réseaux parfois interconnectés, se retrouvent aux deux extrémités du spectre. La performance d'un réseau tient donc moins à sa géographie qu'à l'état de ses infrastructures, à la qualité de son comptage et à la rigueur de son recouvrement. C'est une bonne nouvelle, car ces trois leviers relèvent de décisions et d'investissements, pas d'une fatalité.

Face à la référence mondiale, l'ampleur du décrochage

Pour prendre la mesure de l'anomalie, il faut la rapporter à ce que fait le reste du monde. La moyenne mondiale des pertes de transmission et distribution s'établit autour de 7 % (6,9 % en 2023, 6,5 % en 2024 selon la Banque Mondiale). C'est le point de référence face auquel l'Afrique de l'Ouest se situe deux à huit fois plus haut. Le Ghana, à 11,2 %, n'est qu'à environ 1,6 fois la moyenne mondiale, un dépassement raisonnable pour une région en développement. Le Bénin, lui, en est à plus de huit fois. Entre les deux, chaque pays révèle sa marge : ramener le Bénin ne serait-ce qu'au niveau du Togo libérerait déjà une part considérable de la production aujourd'hui perdue. Le décrochage n'est donc pas uniforme ; il se concentre sur quelques réseaux dont les fuites, techniques et commerciales, atteignent une intensité que peu de systèmes électriques au monde connaissent encore.

Plus d'un kilowattheure produit sur deux au Bénin n'atteint jamais l'usager qui le paierait. Le monde, lui, n'en perd qu'un sur quinze.

Pertes techniques et pertes commerciales : deux fuites, deux remèdes

Derrière un taux global se cachent deux blocs de nature très différente, qu'il est décisif de ne pas confondre. Les pertes techniques proviennent de la physique du réseau : effet Joule dans des lignes vétustes, sous-dimensionnées ou trop longues, et transformateurs inefficaces. Elles se corrigent par l'investissement dans les infrastructures. Les pertes non techniques, dites commerciales, recouvrent le vol d'électricité (raccordements illégaux, compteurs trafiqués), les erreurs de comptage et les factures jamais recouvrées. Elles se corrigent par le comptage, le contrôle et la gestion clientèle. Les deux appellent des réponses distinctes, mobilisant des budgets et des métiers différents. Un pays qui perd surtout par vétusté n'a pas la même feuille de route que celui qui perd surtout par vol et impayés. D'où l'importance de mesurer séparément les deux couches, ce que la moyenne agrégée, à elle seule, ne permet jamais.

Le Nigeria offre l'illustration la plus nette de cette stratification. La Banque Mondiale n'y mesure qu'environ 14,2 % de pertes de transport et distribution. Mais le régulateur national, la NERC, mesure une réalité plus large : au deuxième trimestre 2023, les distributeurs affichaient un ATC&C (pertes techniques, commerciales et de recouvrement) de 38,4 %, dont 24,5 % de non-recouvrement, c'est-à-dire d'énergie livrée mais jamais payée. Au troisième trimestre 2024, l'efficacité de facturation plafonnait à 82 %, soit près de 18 % de l'énergie reçue par les distributeurs qui n'est jamais facturée au client final. Ces trois chiffres, 14 %, 18 % et 38 %, sont tous exacts : ils ne mesurent simplement pas la même chose. Confondre la perte technique et la perte réellement subie par la filière conduit à sous-estimer le trou de moitié.

Cette distinction n'est pas qu'une subtilité comptable, car elle commande la nature même de la réponse publique. Une perte majoritairement technique se traite par le génie civil et électrique : remplacer un câble, doubler un transformateur, raccourcir une ligne. Elle se planifie, se budgète et s'amortit. Une perte majoritairement commerciale, à l'inverse, relève de la gouvernance, de l'informatique de gestion et parfois de l'ordre public, lorsque le vol d'électricité est organisé ou toléré. Un opérateur peut ainsi rénover l'intégralité de ses lignes et continuer de perdre le quart de son chiffre d'affaires si personne ne paie sa facture. C'est précisément le piège dans lequel tombent les réformes qui financent le seul renouvellement des infrastructures sans traiter, en parallèle, le comptage et le recouvrement : elles réduisent la perte visible tout en laissant intacte la perte qui coûte le plus cher. Diagnostiquer la part respective des deux couches est donc le premier acte d'une stratégie efficace, et cet acte est d'abord un acte de mesure.

Le coût de l'inaction : un gouffre chiffré en milliards

Ces pourcentages ont un prix, et il est massif. La Banque Mondiale estime que les compagnies d'électricité d'Afrique subsaharienne perdent 23 % de l'énergie du fait de leurs seules inefficacités, contre 10 % en moyenne mondiale, pour un coût de l'ordre de 3,3 milliards de dollars par an. Ce montant ne finance ni une centrale, ni une ligne, ni un abonné supplémentaire : il s'évapore. Au Ghana, la compagnie de distribution ECG a accumulé environ 2,05 milliards de cedis (GHS) de pertes de recouvrement sur les seuls neuf premiers mois de 2023, et ses pertes globales, techniques, commerciales et de recouvrement, ont atteint 32 % de ses ventes d'électricité, leur plus haut niveau en plus de deux décennies. Ces trous ne restent pas confinés au bilan des opérateurs : ils alimentent le déficit quasi-fiscal des États, qui doivent subventionner des compagnies structurellement déficitaires, assèchent l'investissement dans le réseau lui-même et se traduisent par les délestages qui freinent l'activité économique. La perte réseau est ainsi un impôt invisible que l'ensemble de l'économie acquitte.

Le coût de l'inaction ne se limite pas au bilan des compagnies : il se propage à toute l'économie et pèse sur l'accès même à l'énergie. Un opérateur qui perd la moitié de sa production ne peut ni financer l'extension du réseau vers les quartiers et villages encore privés d'électricité, ni maintenir la qualité de service des clients déjà raccordés. Les pertes commerciales tirent les tarifs vers le haut pour les usagers qui, eux, paient réellement, puisque la facture des impayés et du vol se répercute in fine sur les payeurs honnêtes ou sur le contribuable via la subvention publique. Elles créent ainsi un cercle d'iniquité où le raccordé qui règle sa facture finance implicitement celui qui fraude. À l'échelle macroéconomique, les délestages qui découlent de la fragilité financière du secteur amputent la productivité des entreprises, découragent l'investissement industriel et renchérissent le recours coûteux aux groupes électrogènes. Chaque point de perte non traité est donc, à terme, un frein à la croissance et à l'inclusion énergétique.

Ce qu'une moyenne nationale ne dit pas

Un chiffre national de pertes est une moyenne, et les moyennes masquent deux vérités essentielles pour l'action. La première est la confusion des définitions déjà évoquée : la Banque Mondiale ne mesure que le transport et la distribution (14 % au Nigeria), alors que la perte réellement subie par la filière, impayés compris, dépasse 38 %. Selon le chiffre cité, on décrit un problème d'infrastructure ou un problème de recouvrement, deux diagnostics qui n'appellent pas les mêmes budgets. La seconde est l'extrême volatilité des séries ouest-africaines. Le Togo est passé de 71,3 % de pertes en 2011 à 15,9 % en 2017, puis à 32,5 % en 2023. Le Bénin oscille entre 26,6 % et près de 90 % selon les années. De tels sauts ne traduisent pas de vrais retournements annuels de performance, mais la fragilité des systèmes de mesure et l'instabilité des réseaux. Un chiffre isolé n'a donc guère de sens : seule la trajectoire pluriannuelle est interprétable.

Un facteur régional aggrave encore cette lecture. Au Togo comme au Bénin, une part de l'électricité est importée via la Communauté Électrique du Bénin (CEB), l'organe binational de transport. Cette architecture complique l'attribution des pertes entre le transport binational et la distribution nationale, et peut gonfler artificiellement les taux nationaux certaines années. Comparer deux pays sans tenir compte de qui produit, qui transporte et qui distribue, c'est risquer de comparer des périmètres différents sous un même intitulé.

La preuve par l'exemple : quand un réseau converge vers la référence

Le meilleur antidote au fatalisme est de regarder ceux qui progressent. Sur la période, plusieurs réseaux ouest-africains ont méthodiquement réduit leurs pertes pour se rapprocher des standards internationaux. Le Ghana est passé de 22,7 % de pertes en 2010 à 11,2 % en 2023, soit un gain de 11,5 points en treize ans. La Côte d'Ivoire a reculé de 20,2 % à 13,7 % (6,5 points gagnés), le Sénégal s'est stabilisé autour de 13 à 16 % et le Burkina Faso a gagné près de 11 points sur la période. Ces trajectoires descendantes, régulières et durables, contrastent radicalement avec les dents de scie du Bénin ou du Niger. Elles prouvent qu'un réseau ouest-africain n'est pas condamné à ses pertes : avec un investissement soutenu dans les infrastructures et une gestion commerciale rigoureuse, la convergence vers la référence mondiale est atteignable en une décennie. La différence entre les deux groupes de pays ne tient pas à la nature, mais à la constance de l'effort.

Ce qui distingue ces trajectoires vertueuses tient d'abord à leur régularité, et cette régularité est en soi un signal de gouvernance. Une baisse lente mais continue, année après année, révèle un opérateur qui investit dans son réseau de façon planifiée, qui fiabilise progressivement son comptage et qui tient sa gestion clientèle dans la durée, à l'abri des à-coups politiques. À l'inverse, une série qui bondit dans tous les sens trahit souvent un pilotage discontinu, des données reconstituées après coup et une absence de cap. Le contraste entre les deux groupes de pays n'est donc pas seulement un écart de performance : c'est un écart de maturité institutionnelle du secteur électrique. Et cette maturité, précisément parce qu'elle se lit dans la donnée, peut se construire, se suivre et se prouver aux financeurs.

Décomposer les coûts cachés pour savoir où porter l'effort

Les pertes réseau ne sont qu'une composante des coûts cachés qui plombent les secteurs électriques africains. L'analyse de la Banque Mondiale sur une vingtaine de pays attribue le total à trois causes : le sous-tarif (une électricité vendue en dessous de son coût de revient) pèse pour 67 %, les pertes de transmission et distribution excessives pour 22 %, et le non-recouvrement pour 11 %. La perte technique et commerciale n'est donc pas le seul mal, mais elle représente près d'un quart d'un déficit qui, ailleurs, se compte en milliards. L'intérêt de cette décomposition est stratégique : elle indique où chaque unité d'effort produit le meilleur rendement. Un pays dont le déficit vient surtout du sous-tarif doit d'abord réformer sa grille tarifaire ; un pays dont le trou vient des fuites et des impayés doit d'abord investir dans le comptage et le contrôle. Sans cette ventilation, la réforme risque de traiter le symptôme le plus visible plutôt que la cause dominante.

Encore faut-il souligner que cette ventilation elle-même fait débat. La répartition 67 / 22 / 11 est celle, explicitement documentée, de l'analyse sur vingt pays ; des synthèses plus récentes citent plutôt de l'ordre de 40 % pour le sous-tarif et 30 % pour les pertes réseau, selon l'échantillon et l'année retenus. Les ordres de grandeur divergent, mais le message ne change pas : les pertes techniques et commerciales sont une composante lourde et documentée du déficit, jamais négligeable, quelle que soit la source.

La perte cachée à l'intérieur du taux national : le cas béninois

Le taux global de pertes du Bénin, tel que le publie la Banque Mondiale, additionne le transport et la distribution et se révèle très volatil. Une lecture plus fine, au niveau de la seule compagnie de distribution, éclaire davantage l'action. La référence du compact énergie de la MCC, établie par Mathematica, situe les pertes techniques et commerciales du réseau de distribution béninois (SBEE) autour de 20 à 24 % combinés en 2019, hors transport. Cette mesure ciblée, quoique inférieure au taux national agrégé, désigne précisément le maillon où agir : la distribution, là où se concentrent le vol, les compteurs défaillants et les impayés. C'est aussi l'échelle où une intervention est opérationnellement pilotable, contrairement à un agrégat national qui mélange des périmètres et importe la volatilité du transport binational. Descendre du taux pays au taux utilité, puis au taux par zone de distribution, est la condition d'une réforme qui touche sa cible.

• Pertes techniques. Elles naissent de la vétusté des lignes, du sous-dimensionnement des transformateurs et de distances de transport excessives. Remède : investissement dans le renouvellement et le renforcement du réseau.
• Vol et raccordements illégaux. Compteurs trafiqués et branchements clandestins alimentent la perte commerciale. Remède : comptage intelligent, contrôle de terrain et géolocalisation des zones de fraude.
• Non-recouvrement. Énergie livrée, facturée ou non, mais jamais payée (24,5 % au Nigeria au deuxième trimestre 2023). Remède : efficacité de facturation, prépaiement et gestion clientèle rigoureuse.

L'angle CRAD : on ne réduit que ce que l'on mesure

La bataille des pertes réseau est d'abord une bataille de la donnée. Les séries ouest-africaines qui bondissent de 27 % à 90 % d'une année sur l'autre ne décrivent pas des réseaux qui s'effondrent puis se rétablissent : elles décrivent des systèmes de mesure défaillants. Or aucun plan d'investissement, aucune réforme tarifaire, aucune stratégie anti-fraude ne peut se piloter sur un bruit statistique aussi élevé. Le préalable à toute action crédible est donc de fiabiliser la mesure : distinguer nettement les pertes techniques des pertes non techniques, suivre l'efficacité de facturation en continu, et géolocaliser les zones de vol pour y concentrer les contrôles. C'est précisément le métier du CRAD : concevoir, avec les bailleurs et les régulateurs, les systèmes de comptage et de suivi-évaluation qui transforment un taux national volatil en une cartographie exploitable, zone par zone et couche par couche.

Un réseau qui affiche 27 % de pertes une année et 90 % la suivante n'a pas changé de nature : il a un problème de mesure avant d'avoir un problème d'électricité.

Cette exigence de mesure a une portée directe sur le financement. Un bailleur n'engage pas des centaines de millions dans la réhabilitation d'un réseau sans une base de référence fiable et un dispositif de suivi qui prouvera l'effet de l'investissement. Fiabiliser les séries de pertes, aujourd'hui trop volatiles pour être opposables, est donc le sésame qui débloque les compacts et les prêts concessionnels. La donnée n'est pas l'accessoire de la réforme énergétique ouest-africaine : elle en est la condition d'entrée.

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