Dans le Septentrion camerounais, la question énergétique reste l'un des principaux goulots d'étranglement du développement économique. Un projet de production d'une quarantaine de mégawatts, destiné à renforcer le réseau interconnecté Nord, attend selon la presse économique spécialisée deux validations administratives : le quitus de l'Agence de régulation du secteur de l'électricité (Arsel) et une décision du ministère des Finances. Tant que ces deux étapes ne sont pas franchies, les mégawatts annoncés restent théoriques.
Un réseau Nord chroniquement sous tension
Le réseau interconnecté Nord (RIN) alimente les trois régions septentrionales — Adamaoua, Nord et Extrême-Nord — à partir d'un dispositif dominé par l'hydroélectricité de la Bénoué et complété par des centrales thermiques et, plus récemment, par des capacités solaires. Sa particularité est d'être physiquement séparé du réseau Sud, ce qui le prive des marges de manœuvre dont bénéficient Douala et Yaoundé en cas de baisse de production.
Cette configuration explique la sensibilité du Septentrion aux aléas : une saison sèche prolongée qui abaisse le niveau des retenues, une panne sur une machine, un retard de livraison de combustible, et ce sont des quartiers entiers de Garoua, Maroua ou Ngaoundéré qui basculent dans le délestage. Les artisans, soudeurs, meuniers, coiffeurs et petits transformateurs agroalimentaires sont les premiers exposés, faute de pouvoir amortir un groupe électrogène.
Les projets de renforcement se sont multipliés ces dernières années, entre lignes de transport, capacités solaires et unités thermiques d'appoint. Mais leur mise en service effective dépend d'une chaîne d'autorisations et de garanties financières dont chaque maillon peut décaler l'échéance de plusieurs mois.
Deux verrous administratifs identifiés
Le premier verrou est réglementaire. L'Arsel, régulateur du secteur, délivre les licences et autorisations de production et vérifie la conformité technique, tarifaire et contractuelle des projets. Sans son quitus, aucun producteur ne peut injecter légalement de l'électricité sur le réseau, quel que soit l'état d'avancement de ses installations.
Le second verrou est budgétaire. Une décision du ministère des Finances est attendue sur les aspects financiers du montage, un passage obligé lorsque l'État est engagé, directement ou indirectement, par des garanties, des exonérations ou des engagements d'achat d'énergie. Dans un contexte de consolidation budgétaire, ce type d'arbitrage prend du temps.
Les informations disponibles ne permettent pas, à ce stade, de fixer une date de mise en service ni de détailler la répartition exacte des capacités entre les trois régions. Le Sahel TV s'en tient donc aux éléments vérifiables : un projet d'environ 40 MW existe, il est documenté, et il attend deux validations.
Ce que 40 MW changeraient concrètement
Quarante mégawatts représentent, à l'échelle du réseau Nord, un apport significatif. Correctement intégrés, ils permettraient de réduire la fréquence des coupures en période de pointe, de sécuriser l'alimentation des hôpitaux de référence et des chaînes de froid, et d'offrir une visibilité aux investisseurs qui hésitent à implanter des unités de transformation loin des grands centres du Sud.
L'enjeu dépasse le confort domestique. Une fourniture stable conditionne la conservation des produits agricoles, le fonctionnement des forages motorisés, l'activité des ateliers de mécanique et, plus largement, la capacité du Septentrion à transformer localement une partie de sa production plutôt que de l'expédier brute.
Reste que l'expérience invite à la prudence : entre l'annonce d'une capacité et son injection réelle sur le réseau, les délais se comptent souvent en années. Les usagers du Nord jugeront sur pièces, c'est-à-dire sur le nombre d'heures de courant effectivement disponibles.