Le groupe électrogène, cette centrale privée qui étouffe les entreprises africaines

On reconnaît une coupure avant même que la lumière ne s’éteigne complètement. Les climatiseurs se taisent, les machines ralentissent, les conversations s’interrompent. Puis vient le bruit du relais, quelques secondes de vide et le grondement du générateur. Dans une banque, un atelier ou une clinique, la continuité est rétablie. La facture, elle, vient de changer de nature.

L’électricité du réseau est payée au kilowattheure, selon un tarif public. Celle du groupe électrogène additionne le carburant, l’achat du moteur, la maintenance, les pièces, le stockage, le vol et le temps d’un salarié chargé de le surveiller. Elle émet des fumées au niveau de la rue et produit un bruit que les voisins supportent. Pourtant, elle reste souvent absente des grands comptes de l’énergie.

Une étude de l’International Finance Corporation publiée en 2019 évaluait entre 30 et 50 milliards de dollars par an les dépenses de diesel et d’essence liées à l’autoproduction dans les pays à réseaux défaillants qu’elle examinait. Pour l’Afrique, la production de secours équivalait à environ 40 % de l’électricité fournie par le réseau dans les économies concernées. Le combustible seul pouvait coûter autour de 0,30 dollar par kilowattheure ; en ajoutant l’équipement et l’entretien, le coût dépassait fréquemment 0,40 dollar.

Ce système est paradoxal. Il prouve que les entreprises sont prêtes à payer pour une électricité fiable. Mais leur argent finance l’option la plus chère, la plus polluante et la moins mutualisée.

Un réseau parallèle, machine par machine

Le Nigeria donne l’ordre de grandeur le plus saisissant. Une documentation de la Banque mondiale estimait à environ 22 millions le nombre de petits groupes diesel ou essence, utilisés par 26 % des ménages et 30 % des micro, petites et moyennes entreprises. Leur capacité cumulée avoisinait 20 gigawatts ; l’achat et l’exploitation auraient coûté environ 12 milliards de dollars en 2018. Ces chiffres sont des estimations, car il n’existe pas de registre exhaustif des machines importées, assemblées ou revendues.

Vingt gigawatts de petits moteurs ne valent pas vingt gigawatts de centrale. Le facteur de charge, le rendement, la durée de vie et les émissions diffèrent. Mais le chiffre révèle une infrastructure atomisée qui rivalise en taille avec le système formel. Chaque utilisateur achète sa réserve au lieu de la partager.

Le phénomène dépasse les pays sans accès. Un quartier peut être officiellement électrifié et subir des dizaines d’heures de coupure. Une usine raccordée peut recevoir une tension instable qui endommage ses équipements. La fiabilité est donc une dimension distincte du branchement. Les statistiques d’accès, qui comptent un foyer connecté, ne disent pas combien d’heures il est réellement alimenté ni à quelle qualité.

L’Agence internationale de l’énergie estime que près de 600 millions de personnes en Afrique vivent encore sans accès à l’électricité. Pour elles, le groupe est parfois la première source moderne. Pour les entreprises raccordées, il est une assurance. Dans les deux cas, il transforme un échec collectif en achat individuel.

La taxe diesel cachée dans les prix

Prenons une petite boulangerie. L’électricité du réseau alimente le pétrin, le four, la ventilation et le froid. Une coupure au mauvais moment peut perdre une fournée. Le propriétaire ne compare donc pas simplement le tarif du réseau au prix du carburant ; il compare le générateur au coût d’un arrêt.

Le même calcul vaut pour une clinique qui conserve des vaccins, un opérateur télécom dont l’antenne ne doit pas tomber, une chambre froide remplie de poisson ou une banque qui traite des transactions. Plus le processus est sensible, plus l’entreprise surinvestit dans la redondance : groupe principal, groupe secondaire, onduleurs, batteries et stock de carburant.

Ces dépenses sont répercutées. Le sac de farine, la nuit d’hôtel, la minute de télécommunication et le médicament incorporent une part d’autoproduction. La « taxe » n’apparaît pas sur une ligne fiscale, mais elle réduit le pouvoir d’achat et la compétitivité. Un exportateur doit la payer alors que son concurrent asiatique dispose d’un réseau plus fiable.

Elle pèse davantage sur les petites entreprises. Une grande usine peut acheter un moteur efficace, négocier le diesel en volume et employer un technicien. Un petit commerce acquiert un appareil bon marché, le fait fonctionner à faible charge — donc avec un mauvais rendement — et paie le carburant au détail. Le coût par kilowattheure est supérieur précisément pour celui qui dispose du moins de capital.

La dépense en devises aggrave l’effet macroéconomique. De nombreux pays importent le carburant, les moteurs et les pièces. Une dépréciation rend l’électricité de secours plus chère, augmente les prix et pousse l’entreprise à chercher davantage de devises. Le groupe protège la production contre la panne locale mais transmet le choc monétaire mondial.

Suivre le litre : une économie de l’opacité

Le carburant de secours traverse plusieurs points vulnérables. Il est importé ou raffiné, transporté vers un dépôt, vendu à une station, puis stocké dans l’entreprise. À chaque étape, les écarts de mesure et les différences de prix créent des occasions de fraude. Les subventions amplifient l’arbitrage : un litre acheté à prix administré peut être revendu à un utilisateur professionnel ou passé à la frontière.

Dans l’entreprise, le contrôle est difficile. Combien de litres le générateur a-t-il réellement consommés ? Combien ont été siphonnés ? Un compteur horaire peut être manipulé ; une cuve mal étalonnée rend la perte invisible. Des sociétés installent désormais des capteurs et suivent à distance le niveau de carburant, la charge et les heures de marche. Le numérique se développe ainsi pour gérer le coût d’une infrastructure analogique défaillante.

Le marché des groupes lui-même est fragmenté. Aux marques internationales s’ajoutent les appareils d’occasion, les assemblages et les contrefaçons. Les normes d’émissions et de bruit sont inégalement appliquées. Un moteur bon marché consomme davantage et pollue plus, mais son prix d’achat décide souvent.

Les données douanières pourraient mieux éclairer le système : nombre de groupes importés, puissance, valeur, pays d’origine. Croisées avec les ventes de diesel et les enquêtes d’entreprises, elles permettraient d’estimer la capacité parallèle. Peu de gouvernements publient un tableau complet. L’invisibilité arrange plusieurs acteurs : elle réduit la pression sur l’opérateur électrique et maintient un marché lucratif de carburant et de machines.

Le cercle vicieux du réseau et des meilleurs clients

Lorsqu’une entreprise produit sa propre électricité, elle achète moins au réseau. Or les clients commerciaux et industriels paient souvent un tarif supérieur aux ménages et contribuent fortement aux recettes de l’opérateur. S’ils se déconnectent partiellement, la compagnie perd ses clients les plus solvables. Elle entretient moins, la qualité baisse et davantage d’entreprises quittent le réseau.

Le solaire en toiture et les batteries peuvent créer le même défi financier, mais avec une différence environnementale majeure. Un client réduit sa facture et ses émissions ; le réseau conserve le coût des lignes et de la capacité nécessaire lorsque le soleil baisse. Sans réforme tarifaire, ceux qui ne peuvent investir supportent une part croissante des coûts fixes.

La solution n’est pas d’empêcher l’autoproduction. Elle consiste à définir ce que chacun paie : énergie consommée, puissance réservée, service du réseau et injection éventuelle. Un tarif bien conçu donne un signal pour déplacer la demande et investir dans l’efficacité. Un tarif arbitraire encourage la sortie.

Les entreprises peuvent aussi devenir des partenaires. Une centrale solaire industrielle, une batterie ou une unité de cogénération peut fournir un excédent si les règles d’interconnexion sont claires. Des zones industrielles peuvent mutualiser une production plus efficace que des centaines de moteurs. Le réseau parallèle peut être progressivement agrégé.

Pourquoi les compagnies électriques restent fragiles

Les coupures ne viennent pas seulement d’un manque de centrales. Elles résultent d’une chaîne : combustible indisponible, ligne saturée, transformateur en panne, branchements illégaux, factures impayées, pertes techniques et tarifs insuffisants. Construire une nouvelle capacité sans réparer le transport et la distribution peut laisser la fiabilité inchangée.

Dans plusieurs pays, les tarifs sont politiquement maintenus sous le coût. La mesure protège le consommateur à court terme, mais la subvention n’est pas toujours compensée à l’opérateur. Celui-ci accumule des dettes envers le producteur, qui ne paie plus son combustible. Le gouvernement finit par renflouer le système, souvent de manière opaque.

À l’inverse, une hausse brutale des tarifs sans amélioration de service détruit la confiance. Le client refuse de payer davantage pour une électricité absente. La réforme doit donc lier prix et performance : calendrier de disponibilité, compensation pour coupures, compteurs, audit des pertes et protection ciblée des ménages pauvres.

Les compteurs prépayés réduisent parfois les impayés et donnent au consommateur le contrôle. Ils ne résolvent pas la pénurie et peuvent déconnecter silencieusement un ménage qui ne peut recharger. Leur déploiement doit s’accompagner d’un tarif social et d’une information sur la qualité.

La gouvernance est aussi physique que financière. Un transformateur surchargé parce que les connexions réelles ne figurent pas dans la base de données tombera. Un opérateur qui ne cartographie pas ses actifs entretient à l’aveugle. La numérisation du réseau, souvent moins visible qu’une centrale, peut fournir un meilleur rendement par dollar investi.

Remplacer le diesel sans reproduire ses défauts

Le solaire et les batteries ont profondément changé l’économie de la solution de secours. Dans les zones ensoleillées, un système hybride peut réduire les heures de fonctionnement du moteur et la consommation de carburant. Les opérateurs télécoms l’utilisent pour leurs antennes ; des commerces et usines suivent.

Le coût initial reste un obstacle. L’entreprise peut louer l’équipement auprès d’un fournisseur qui vend un service énergétique plutôt qu’un panneau. Ce modèle transfère l’investissement et la maintenance à un spécialiste. Il exige des contrats fiables et une capacité à payer sur plusieurs années.

La qualité est un autre enjeu. Des batteries ou panneaux de mauvaise qualité créent des déchets et déçoivent les utilisateurs. Les normes, la certification des installateurs, les garanties et le recyclage doivent grandir avec le marché. Remplacer un moteur polluant par un équipement sans filière de fin de vie déplace une partie du problème.

Pour les zones rurales et les petites villes, les mini-réseaux permettent de mutualiser la production. Ils peuvent offrir une meilleure qualité qu’une somme de systèmes individuels. Leur risque principal est réglementaire : que se passe-t-il lorsque le réseau national arrive ? L’investisseur doit savoir s’il sera indemnisé, intégré ou autorisé à continuer. Une règle incertaine renchérit le capital.

Le gaz peut remplacer le diesel pour certains grands utilisateurs et réduire les émissions locales, mais il exige un approvisionnement et une infrastructure. Il demeure fossile. Chaque solution doit être évaluée sur sa durée, son coût complet et la trajectoire climatique, pas seulement sur le prix du jour.

Le coût sanitaire que l’entreprise ne paie pas seule

Les petits moteurs émettent des particules fines, des oxydes d’azote et du monoxyde de carbone à proximité immédiate des habitants. Leur bruit affecte le sommeil et la concentration. Installés dans une cour, sur un trottoir ou près d’une fenêtre, ils exposent des personnes qui ne bénéficient pas nécessairement de l’électricité produite.

Ces coûts ne figurent pas dans le litre de diesel. Ils sont supportés par le système de santé, les travailleurs et les voisins. Une comparaison honnête entre le groupe et le réseau doit les intégrer. Une centrale centralisée fossile peut elle aussi polluer, mais elle est généralement plus efficace et plus facile à contrôler qu’une multitude de moteurs.

Les municipalités peuvent imposer des normes de distance, de bruit et de ventilation. Sans alternative électrique, une interdiction pure est irréaliste et favorise la corruption. La régulation doit accompagner la transition : contrôles ciblés sur les équipements les plus polluants, financement de systèmes hybrides et zones de production mutualisées.

La mesure de la qualité de l’air autour des pôles commerciaux donnerait une visibilité au problème. Elle permettrait aussi d’évaluer le bénéfice sanitaire d’une amélioration du réseau.

Ce que révèle la facture électrique réelle

Une politique énergétique devrait demander aux entreprises non seulement combien elles paient à l’opérateur, mais leur coût total d’énergie : facture, carburant, amortissement, maintenance, pertes de production. Cette donnée change les décisions. Un tarif du réseau qui paraît élevé peut être beaucoup moins cher qu’un service intermittent complété par le diesel.

Les enquêtes d’entreprises devraient publier ce coût par taille, secteur et ville. Les opérateurs pourraient suivre les heures de coupure au niveau des départs, et un régulateur indépendant vérifier les chiffres. Les exonérations fiscales sur les groupes et les carburants devraient être comptabilisées : elles subventionnent indirectement l’échec du réseau.

Un plan de sortie du diesel pourrait fixer des objectifs de réduction des heures d’autoproduction, non interdire l’équipement. Il combinerait fiabilisation des zones productives, tarification transparente, financement solaire-batterie, normes d’efficacité et intégration des producteurs distribués. Les plus grands utilisateurs pourraient publier leur mix énergétique.

Le progrès se mesurerait au silence. Moins de moteurs qui démarrent, moins de litres stockés, moins de capital immobilisé. Ce silence signifierait que les entreprises peuvent investir dans leur métier plutôt que dans une petite compagnie électrique privée.

La centrale que personne n’a planifiée

Le groupe électrogène a été une réponse rationnelle à un système défaillant. Il a sauvé des vaccins, maintenu des antennes et évité des faillites. Le condamner moralement serait absurde. Mais additionnées, ces décisions rationnelles ont créé une infrastructure irrationnelle : chère, sale, inégalitaire et presque invisible.

L’argent nécessaire à une meilleure solution est déjà en partie dépensé. Il sort seulement sous forme de litres, de pièces et de machines plutôt que de contrats de long terme, de réseaux et de production partagée. Le défi financier est de capter cette volonté de payer sans enfermer l’entreprise dans un monopole inefficace.

Chaque démarrage de moteur est un vote contre la fiabilité du système formel. Chaque entreprise qui passe au solaire sans coordination est aussi un avertissement sur le modèle économique du réseau. Les gouvernements peuvent continuer à compter les mégawatts inaugurés. Les entrepreneurs, eux, compteront les minutes de coupure.

La véritable réforme commencera lorsque les deux mesures raconteront enfin la même histoire.