Tribune d’expertise et d’analyse sur les enjeux de la desserte électrique, de la coopération énergétique et de la redevabilité publique en Guinée

Depuis plusieurs jours, l’examen du projet de loi de finances rectificative (PLFR) pour 2026 a fait surgir une vive polémique autour des exportations d’électricité de la Guinée vers certains pays voisins. Une interpellation parlementaire légitime sur les recettes du secteur s’est progressivement transformée en confrontation publique.

Dans cette contribution, je m’exprime d’abord comme ingénieur électrotechnicien de formation, diplômé de l’Institut polytechnique de Conakry, avec une expérience de réflexion et d’action sur la synchronisation des unités de production et des réseaux électriques.

Au-delà des travaux de recherche menés pendant et après mon cursus universitaire dans les unités de production, de transport et de distribution de l’électricité, j’ai consacré, notamment en 2018 puis en 2024, des analyses publiques aux difficultés de la desserte en électricité et aux solutions envisageables en Guinée. Le défenseur des droits et des libertés, ainsi que de la gouvernance, que l’opinion connaît ne disparaît pas pour autant : il rappelle simplement qu’en matière d’énergie comme de gouvernance, la compétence technique n’exonère jamais de la responsabilité publique.

Dans cette nouvelle contribution intellectuelle, j’apporte aux débats le regard d’un spécialiste indépendant, en démontrant que le paradoxe n’est pas, en soi, qu’un pays participe aux échanges transfrontaliers d’électricité alors que sa desserte demeure imparfaite. Le véritable paradoxe serait de disposer d’importants moyens de production, de réseaux régionaux et de recettes commerciales, tout en laissant sans explication suffisamment documentée la précarité du service, l’évolution des subventions et les choix opérés au nom des citoyens.

Je précise d’emblée que cette contribution ne constitue ni un plaidoyer en faveur de l’exportation de l’électricité ni une tentative de justification systématique des accords énergétiques régionaux. Elle procède d’une démarche d’analyse et d’information fondée sur les réalités techniques, économiques et institutionnelles du secteur. Dans un contexte où les citoyens sont exposés à des polémiques opposant gouvernants et responsables politiques, alors que les solutions concrètes aux difficultés du service demeurent insuffisamment expliquées, il me paraît utile de recentrer le débat sur les faits, les données vérifiables et l’intérêt général.

Comprendre l’électricité : produire, transporter, distribuer et échanger

La Guinée dispose d’un potentiel hydroélectrique couramment estimé à plus de 6 000 MW selon les sources, sans compter ses perspectives solaires et ses autres ressources renouvelables. Mais un potentiel n’est pas une production ; une puissance installée en mégawatts (MW) n’est pas l’énergie réellement produite en gigawattheures (GWh) ; et la présence d’une centrale ne garantit pas que le courant soit livré, à chaque heure, au compteur de chaque ménage. [2]

Un service électrique fiable exige la cohérence de toute la chaîne : production, transport haute tension, transformation, distribution, pilotage du réseau, maintenance, comptage et commercialisation. La production hydraulique dépend des apports en eau et des niveaux de retenue ; la disponibilité des centrales et la capacité des lignes fluctuent ; la consommation connaît des pointes, notamment en soirée. Une centrale peut ainsi disposer d’une puissance nominale élevée sans pouvoir la fournir en permanence.

Il faut également éviter une simplification fréquente : l’électricité ne se conserve pas spontanément sur un réseau comme du carburant dans un réservoir. En fonctionnement, la production, les soutirages, les importations, les exportations et les pertes doivent être équilibrés à chaque instant. Dans certains créneaux, exporter une énergie disponible peut être économiquement rationnel ; à d’autres moments, des tensions internes peuvent imposer des arbitrages difficiles. La réponse dépend des données horaires, des contraintes physiques et des contrats, non d’un slogan.

La distinction est essentielle : un réseau national peut souffrir de lignes saturées, de transformateurs insuffisants ou de défaillances locales alors même qu’une quantité d’énergie reste techniquement échangeable sur une interconnexion régionale. L’inverse peut également se produire : des exportations mal arbitrées en période de tension intérieure pourraient réduire les marges de manœuvre nationales. Il faut donc apprécier les situations réelles et non confondre, par principe, exportation et abandon des consommateurs guinéens.

Quand le débat politique fait perdre de vue l’intérêt général

Les observations qui suivent ne visent ni les personnes en tant que telles ni leurs appartenances politiques. Elles portent sur des prises de position publiques, des responsabilités institutionnelles et des comportements qui influencent la qualité du débat national. Dans une démocratie, l’exigence de redevabilité s’applique à tous les acteurs investis d’une mission publique, qu’ils soient au gouvernement, au Parlement ou dans l’opposition. Lorsqu’une déclaration, une décision ou une attitude contribue à entretenir la confusion sur une question d’intérêt national, elle doit pouvoir être examinée et critiquée avec toute la rigueur qu’exige le débat public.

Le 31 octobre 2026, à l’occasion de l’examen du volet « recettes » du PLFR, le député Dr Ousmane Kaba a posé une question de fond : où sont retracées les recettes provenant des exportations d’électricité et à quoi servent-elles ? Cette demande de clarification est non seulement recevable, mais nécessaire dans une démocratie attachée au contrôle des ressources publiques.

Mais je dois, sans détour, critiquer la manière dont l’intervenant parlementaire a présenté ce prétendu « grand paradoxe ». Le 31 octobre, il a opposé les exportations à l’insuffisance de la desserte de Conakry ; il a également évoqué la possibilité de rompre des accords hérités des gouvernements précédents. Or, proposer de « casser » de tels engagements sans exposer leur contenu, leurs clauses, leurs coûts de sortie et leurs bénéfices éventuels pour les populations ne constitue pas un contrôle parlementaire abouti. [19]

Je ne confonds pas ce désaccord avec une négation de ses diplômes ni de ses compétences dans d’autres domaines. C’est précisément à un responsable politique instruit et expérimenté que l’on doit demander davantage de méthode. À mes yeux, dramatiser une question technique pourtant explicable, au risque d’alimenter la confusion populaire, relève d’une mise en scène politique indigne du niveau attendu d’un débat budgétaire. L’exigence de pédagogie ne doit pas céder à la recherche de visibilité. Il ne s’agit pas ici de présumer de ses intentions, mais d’apprécier publiquement une prise de position, ses arguments et ses effets.

La réaction du ministre des Affaires étrangères, Dr Morissanda Kouyaté, devant des diplomates accrédités en Guinée, n’a pas davantage servi la clarté. Les invectives rapportées dans la presse et la présentation d’un pays qui aurait été « sans électricité » en septembre 2021 ne peuvent se substituer à un bilan sectoriel vérifiable. Un ministre est fondé à défendre l’action de son gouvernement ; il est aussi tenu à l’exactitude historique, à la mesure du langage et à l’autorité des faits. Notre crédibilité diplomatique se consolide par des démonstrations, non par des qualifications dépréciatives.

Le ministre des Affaires étrangères doit être interpellé avec la même franchise : qualifier publiquement d’« analphabètes » des contradicteurs supposés, devant des diplomates, revient à déplacer une discussion de fond vers une disqualification personnelle. Affirmer que les autorités de septembre 2021 auraient trouvé un pays « sans électricité » efface de la parole officielle des réalisations antérieures objectivement identifiables. Même lorsqu’un gouvernement défend légitimement son bilan, une telle présentation historique est inacceptable. [11]

Le cas de l’Assemblée nationale mérite une critique institutionnelle tout aussi nette. Elle dispose d’un pouvoir de contrôle, mais, à mes yeux, son fonctionnement donne trop souvent l’image d’une chambre d’enregistrement des décisions de l’exécutif plutôt que celle d’un contre-pouvoir exigeant. La continuité politique et institutionnelle de ces dernières années, ainsi que les limites de la compétition électorale que j’observe, rendent plus impérieuse encore la démonstration de son indépendance effective.

Je demande donc la mise à disposition, pour la période 2022-2026, des rapports de commissions, procès-verbaux d’auditions et d’enquêtes, questions adressées au gouvernement, réponses reçues, recommandations formulées et preuves de leur mise en œuvre. Les deux rapports du CNT consacrés aux recettes et aux dépenses du PLFR 2025 méritent un examen attentif : ils formulent des alertes et des recommandations, mais les données qu’ils rendent publiques ne permettent pas, à elles seules, d’expliquer le déséquilibre financier complet d’EDG. Il ne suffit pas de constater des impayés : il faut établir d’où vient le déficit et qui doit en répondre.

Il faut ici distinguer rigoureusement deux recouvrements. Le premier concerne les créances de la Société de gestion de Kaléta (SOGEKA) et de la Société de gestion de Souapiti (SOGES) sur EDG : autrement dit, les sommes que ces sociétés parviennent à encaisser sur les factures dues par EDG. Pour 2025, les tableaux du CNT, arrêtés au début du mois de novembre, indiquent respectivement 0,37 % et 0,49 % de recouvrement. Ce ne sont nullement les taux de paiement des ménages et autres abonnés à EDG.

Des chiffres particulièrement préoccupants : les règlements de SOGEKA et SOGES par EDG

Exercice	SOGEKA (Kaléta)	SOGES (Souapiti)
2021	85,71 %	52,73 %
2022	77,81 %	66,37 %
2023	24,00 %	21,17 %
2024	9,20 %	1,22 %
2025*	0,37 %	0,49 %

2025 : données arrêtées respectivement les 3 et 2 novembre ; elles ne représentent pas l’exercice annuel complet. Source : CNT, rapport sur les recettes du PLFR 2025, p. 7. Les taux concernent les créances de SOGEKA et SOGES sur EDG, et non les factures des abonnés. [17]

Ces chiffres sont suffisamment graves pour exiger un contrôle approfondi : comment expliquer une dégradation aussi rapide des paiements d’EDG aux gestionnaires des barrages ? Et, dans le même temps, comment évoluent les sommes que les abonnés, les entreprises et les administrations versent effectivement à EDG ? Il serait irresponsable d’amalgamer ces deux circuits ; il le serait tout autant de les examiner sans jamais les rapprocher.

Le second circuit va des consommateurs — ménages, entreprises, administrations — vers EDG, qui facture et encaisse leur consommation. Le CNT n’a pas passé cette question sous silence : son rapport sur les recettes recommande d’améliorer le recouvrement des factures, et celui sur les dépenses réclame une accélération du déploiement des compteurs prépayés, dans une perspective de réduction des subventions. Mais ces passages ne présentent ni une série annuelle comparable des factures émises et effectivement payées par les clients, ni un rapprochement chiffré avec les règlements d’EDG à SOGEKA et SOGES et avec les concours du budget national. [20]

Je pose donc cette question au CNT et aux responsables sectoriels : pourquoi les rapports soumis à l’opinion publique peuvent-ils chiffrer, année par année, les factures impayées aux barrages et les subventions supportées par l’État, mais s’en tiennent-ils à une recommandation générale lorsqu’il s’agit du recouvrement auprès des consommateurs ? Cette asymétrie dans la démonstration n’est pas anodine. Elle rend visible le poids des charges, sans rendre également lisibles les recettes commerciales, les montants facturés mais non encaissés, l’évolution des performances et les responsabilités de gestion. Ce n’est pas en répétant qu’il faut améliorer le recouvrement que l’on exerce pleinement le contrôle ; il faut en établir le bilan chiffré, en contrôler les investissements et en suivre les résultats.

La responsabilité du contrôle parlementaire est donc directement engagée dans l’exigence de clarification, sans qu’il soit nécessaire de lui prêter une intention de dissimulation. Quelle évolution des encaissements auprès des consommateurs depuis 2021 ? Quels montants ont réellement été affectés aux achats d’énergie, au service de la dette, à la maintenance et aux autres charges ? Pourquoi les paiements d’EDG aux sociétés des barrages se sont-ils si fortement dégradés pendant la période considérée ? Quelles auditions, enquêtes, injonctions ou évaluations de suivi ont été réalisées et rendues publiques ? Une représentation nationale ne peut se satisfaire de recommander : elle doit aussi démontrer qu’elle vérifie les réponses et les résultats.

Le véritable paradoxe : recettes, subventions et qualité du service

Je rejoins donc l’esprit de la première interrogation parlementaire : quelle est la réalité financière du secteur électrique guinéen ? Les populations contribuent davantage à son financement à travers la facturation, l’extension des abonnements et les compteurs prépayés. En parallèle, l’État supporte toujours des subventions importantes, pendant que de nombreux ménages, services publics et petites entreprises continuent de subir des délestages ou une alimentation de faible qualité.

À titre d’illustration, le rapport officiel d’exécution budgétaire au premier trimestre 2025 inscrivait une prévision annuelle de 2 770,82 milliards de francs guinéens (GNF) au titre de la subvention à la consommation d’électricité ; 262,48 milliards avaient été exécutés à fin mars 2025. Ces chiffres se rapportent à 2025 et ne permettent pas, à eux seuls, de conclure au niveau de subvention effectivement payé en 2026. Mais ils montrent l’ampleur du sujet et justifient une véritable audition sur l’évolution du coût du service. [1]

Mon principe est clair : l’augmentation du taux de recouvrement, la diminution de la fraude et une meilleure maîtrise des charges doivent conduire à une autonomie financière croissante d’EDG, donc à une baisse progressive des subventions du budget national de développement, avec pour horizon leur extinction lorsqu’un équilibre économique soutenable aura été atteint. À terme, une entreprise publique assainie devrait même pouvoir contribuer aux ressources publiques. Si, à périmètre comparable, les recettes commerciales progressent sans que le besoin de subvention diminue, il appartient aux gestionnaires d’expliquer pourquoi : coût des achats d’énergie, investissements, pertes, dette, tarifs sociaux ou autres charges vérifiables.

Une autre question essentielle mérite une attention particulière dans le débat public : celle des pertes techniques et commerciales du secteur électrique. Dans toute entreprise de distribution d’électricité, il ne suffit pas d’augmenter la production ou le recouvrement ; encore faut-il savoir quelle part de l’énergie injectée dans le réseau parvient effectivement aux consommateurs, fait l’objet d’une facturation et donne lieu à un encaissement.

Il convient ici de distinguer les pertes techniques liées au transport, à la transformation et à la distribution, les pertes non techniques résultant notamment des branchements irréguliers, de la fraude et des insuffisances du comptage, ainsi que les factures émises mais non recouvrées.

Si certains indicateurs figurent déjà dans les rapports d’EDG, les citoyens sont en droit d’exiger un bilan annuel consolidé de ces différentes pertes, des investissements engagés pour les réduire et des résultats effectivement obtenus. Sans ce rapprochement, aucune appréciation complète ne peut être portée sur l’efficacité réelle des réformes, des subventions publiques et de la politique d’exportation d’électricité.

Ce raisonnement n’est pas un simple vœu : l’arrêté conjoint du 27 septembre 2024 prévoit que les recettes de vente à l’export entrent dans la détermination des revenus autorisés d’EDG et que la subvention couvre la part non financée par les recettes propres. Il impose également un suivi des performances et des volumes de subvention. La question centrale devient donc celle du rapprochement public entre recouvrement, coût complet du service et soutien budgétaire, année après année. [16]

Cette distinction commande toute lecture du paradoxe financier : d’un côté, les factures payées par les clients et les autres revenus propres d’EDG ; de l’autre, les achats d’électricité, les créances des producteurs, les charges d’exploitation, la dette et les subventions. Une hausse du recouvrement auprès des consommateurs ne garantit pas, à elle seule, le règlement des créances des barrages ; inversement, les impayés envers ces sociétés ne prouvent pas que les abonnés refusent de payer. Pour établir les responsabilités, un tableau de flux et de trésorerie rapprochant ces postes doit être publié, année par année et, si possible, trimestre par trimestre.

L’argument de l’amélioration du recouvrement mérite d’être étayé : l’AFD a constaté, dans la zone étudiée du projet PRERTDC, une hausse de 83 % des montants mensuellement collectés après le déploiement du prépaiement, passant de 710 millions à environ 1,3 milliard GNF entre les périodes observées en 2022-2024. Ce résultat local ne doit pas être présenté comme un taux national ; il démontre néanmoins la portée possible d’une réforme commerciale sérieuse. [15]

Et l’on ne peut soutenir que de telles données seraient hors de portée des institutions : le rapport annuel 2024 d’EDG publie déjà plusieurs séries nationales d’encaissement pour 2023 et 2024. Il montre notamment une hausse globale de 8 %, mais une baisse de 33 % des encaissements auprès des administrations.

Quelques chiffres nationaux déjà publiés par EDG — encaissements (milliards GNF)

Rubrique d’encaissement	2023	2024	Évolution
Total, toutes rubriques	1 437,79	1 554,36	+8 %
Agences	999,37	1 116,79	+12 %
Administrations	168,75	113,23	−33 %

Source : EDG, Rapport annuel 2024, p. 33. Montants arrondis. Attention : les « encaissements totaux » comprennent plusieurs rubriques de trésorerie ; il ne s’agit ni de la seule collecte des factures des ménages ni d’un taux de recouvrement. [21]

L’évaluation de l’AFD permet d’aller au-delà du seul montant des encaissements : dans la zone étudiée, le taux de recouvrement est estimé à 22 % pour les abonnés au forfait et à 48 % pour ceux en postpaiement, tandis que le prépaiement sécurise les recharges avant consommation. L’étude relève toutefois une intégration effective de seulement 11,7 % des compteurs concernés dans les systèmes commerciaux d’EDG à fin 2024. Ces résultats localisés ne sont pas des statistiques nationales ; ils démontrent surtout qu’une évaluation quantifiée est réalisable et que le succès d’un programme ne saurait se mesurer au seul nombre de compteurs achetés ou posés. [15]

Autre distinction fondamentale : une recette commerciale perçue par Électricité de Guinée (EDG) ne constitue pas nécessairement une recette du budget général de l’État inscrite sous une ligne d’« exportation d’électricité ». L’absence d’une telle ligne, prise isolément, ne prouve ni la disparition des fonds ni la régularité de leur emploi. Il appartient au gouvernement et à EDG d’expliquer le circuit de facturation, les encaissements, la comptabilisation, les éventuels transferts budgétaires, les arriérés ainsi que les contrôles exercés sur ces opérations.

Je réclame donc un bilan annuel de tous les investissements réalisés depuis 2021 pour moderniser le comptage et le recouvrement : nombre et coût des compteurs achetés, posés, effectivement raccordés et intégrés aux systèmes de gestion ; financements publics et extérieurs ; outils numériques et moyens de contrôle ; actions contre la fraude et les pertes non techniques. À chaque dépense doivent correspondre des résultats vérifiables : hausse nette des encaissements, réduction des factures impayées, coût du recouvrement, difficultés rencontrées, corrections apportées et perspectives de généralisation.

La continuité de l’État : reconnaître les acquis, assumer les responsabilités

Le développement du système électrique guinéen n’a pas commencé le 5 septembre 2021, et il ne s’est pas arrêté à cette date. Les gouvernements successifs ont hérité d’infrastructures, de projets, de dettes, de compétences, de faiblesses et d’obligations. Le principe de continuité de l’État impose d’en dresser l’inventaire, d’en valoriser les acquis et d’en corriger les insuffisances, sans effacer l’histoire ni s’en attribuer artificiellement les mérites.

La mise en service de Kaléta, d’une puissance installée de 240 MW, en 2015, puis celle de Souapiti, de 450 MW, avec une montée en exploitation autour de 2020-2021, figurent parmi les réalisations majeures engagées sous la présidence d’Alpha Condé. Ces ouvrages ont renforcé la capacité nationale de production, sans pour autant supprimer les difficultés de transport, de distribution, de financement ni les disparités territoriales. Il serait peu rigoureux de nier ces réalisations. Il serait tout aussi peu rigoureux d’en occulter les coûts et les insuffisances. [2]

L’interconnexion entre la Guinée et la Côte d’Ivoire dans le cadre du CLSG est un autre exemple instructif. Ce projet régional était engagé avant le 5 septembre 2021. Un contrat d’achat d’électricité entre la Côte d’Ivoire et la Guinée a été signé le 30 novembre 2021. L’alimentation de N’Zérékoré par l’interconnexion a été officiellement lancée le 2 avril 2022, sous les nouvelles autorités. Il serait injuste de nier la concrétisation de cette étape par le CNRD, comme il serait historiquement faux de lui attribuer la conception et l’ensemble des travaux préalables. [13][14]

Les autorités qui ont pris la relève ont, à leur tour, poursuivi des travaux de raccordement, d’interconnexion, de commercialisation et d’équipement. La mise en service des ouvrages de l’OMVG autour de Boké en septembre 2022, par exemple, constitue un bénéfice concret pour des localités guinéennes. Mais l’existence de nouvelles réalisations ne dispense pas d’expliquer pourquoi des zones entières demeurent sous-alimentées et comment les dépenses engagées se traduisent en heures d’électricité effectivement disponibles.

Il faut aussi reconnaître au CNRD un acquis dans le renforcement de la discipline de paiement : la progression des compteurs prépayés et la pression accrue en faveur du règlement effectif des factures ont bousculé une culture ancienne consistant à réclamer davantage d’électricité tout en négligeant parfois l’obligation de la payer. Les méthodes de contrainte et le climat de peur que certains peuvent y associer appellent toutefois un jugement distinct : l’efficacité du recouvrement ne saurait justifier des pratiques arbitraires. La généralisation n’était d’ailleurs pas achevée à fin 2024, lorsque le rapport annuel d’EDG comptabilisait 145 942 abonnés en prépaiement, soit 23 % du parc. [18]

Mais cet acquis rend la redevabilité d’autant plus impérative. Si les ménages contribuent davantage par le prépaiement et si l’État continue de subventionner fortement le secteur, il faut expliquer pourquoi les améliorations ne se traduisent pas, plus rapidement et plus largement, en continuité de service et en moindre dépendance budgétaire. Reconnaître les progrès des gouvernants n’interdit pas de leur demander des résultats proportionnés aux efforts imposés aux citoyens.

Le bon critère pour juger une gouvernance énergétique n’est ni le nombre de cérémonies d’inauguration ni l’intensité de sa communication. Ce sont les résultats mesurables : puissance réellement disponible, continuité de service, pertes réduites, coûts maîtrisés, solvabilité du secteur, couverture des territoires et satisfaction des consommateurs.

Ce que disent les échanges réels : des flux dans les deux sens

Les données publiées pour l’exercice 2025 par EDG, telles que reprises dans une synthèse de ses statistiques, indiquent environ 903 GWh d’électricité exportée : 370,5 GWh vers la Gambie, 186,8 GWh vers la Guinée-Bissau, 176,2 GWh vers le Sénégal et 169,5 GWh vers la Sierra Leone. Pour la même année, elles mentionnent 48,4 GWh importés, provenant de la Côte d’Ivoire et du Sénégal. Il existe donc des flux transfrontaliers dans les deux sens, selon les besoins et les configurations du réseau. [4]

Ces volumes ne disent toutefois pas combien les pays partenaires ont été facturés, combien ils ont effectivement payé, à quels prix, avec quels arriérés et pour quelles charges de production et de transport. Ils ne permettent pas davantage d’attribuer automatiquement les délestages nationaux aux exportations. Pour comprendre, imaginons deux situations distinctes. Lorsque la production disponible ne peut pas atteindre certains quartiers ou districts faute de lignes, de postes ou d’autres infrastructures suffisantes, une interconnexion régionale peut valoriser une énergie que le réseau local n’est pas en mesure d’acheminer. En revanche, lors d’une pointe de consommation, si l’énergie exportée pouvait effectivement être dirigée vers des usagers guinéens sans autre contrainte technique ni contractuelle, le choix d’exporter mérite une explication précise. Les relevés horaires du centre de conduite du réseau, l’état des ouvrages et les obligations des contrats permettront de trancher. Sans ces informations, ni l’accusation systématique ni l’exonération automatique ne sont sérieuses.

Par ailleurs, l’année 2024 présente déjà un exemple de traçabilité à examiner : le rapport annuel d’EDG fait apparaître 19,415 milliards GNF d’encaissements sous la rubrique « export énergie ». Il s’agit d’un montant encaissé et identifié pour 2024, non du produit total théorique de tous les échanges, encore moins d’une recette de 2026. La question pertinente est donc : quels sont, année par année, les volumes, les factures, les encaissements, les arriérés et les charges correspondantes ? [5]

OMVG et CLSG : une coopération ancienne, stratégique et utile aux Guinéens

L’Organisation pour la mise en valeur du fleuve Gambie (OMVG) associe la Guinée, le Sénégal, la Gambie et la Guinée-Bissau. Son projet énergétique comprend notamment une boucle d’interconnexion d’environ 1 677 km à 225 kV, avec des postes de transformation, appuyée par des financements régionaux et internationaux. Cette infrastructure permet de mutualiser des ressources et d’acheminer l’énergie au-delà des frontières, mais aussi d’améliorer la desserte à l’intérieur des pays traversés. La Banque mondiale souligne notamment les retombées économiques locales du raccordement de Boké. [6]

Le projet de barrage de Sambangalou, prévu au Sénégal pour une puissance de 128 MW, appartient à cette vision commune. Il doit être présenté comme un projet dont l’état d’avancement mérite d’être mis à jour, et non comme une capacité guinéenne déjà en service. De même, Amaria, annoncé à 300 MW en Guinée, doit être distingué des centrales effectivement disponibles. La coopération énergétique demande une vision de plusieurs décennies et ne se réduit pas à des décisions gouvernementales prises en une seule période. [6][2]

Le projet CLSG entre la Côte d’Ivoire, le Liberia, la Sierra Leone et la Guinée repose, pour sa part, sur environ 1 303 km de lignes à 225 kV. Ses installations ont été annoncées entièrement achevées à la fin de 2024. L’interconnexion favorise les échanges, permet notamment l’approvisionnement de zones du sud-est guinéen et participe à l’intégration du marché ouest-africain de l’électricité. La synchronisation des réseaux CLSG et OMVG, achevée en septembre 2024, renforce la portée de cette architecture régionale. [7]

Ce système ne signifie pas que chaque pays doive toujours exporter, ni qu’une obligation contractuelle soit intouchable. Il signifie que les États ont intérêt à organiser des échanges techniquement sûrs, économiquement équilibrés et socialement justifiables, avec des clauses transparentes, des règles de paiement crédibles et des mécanismes de gestion des situations de pénurie.

La diplomatie énergétique est pratiquée ailleurs : pourquoi pas en Guinée ?

L’exemple du Québec et de ses échanges avec les provinces canadiennes et les États-Unis illustre le principe : Hydro-Québec vend de l’électricité en gros à des marchés voisins, selon les contrats, les besoins et les conditions d’exploitation de son réseau. La Norvège participe, elle aussi, à un ensemble d’interconnexions permettant les importations et les exportations selon les périodes. Ces expériences ne sont pas directement transposables à la Guinée, mais elles confirment qu’exporter et importer de l’électricité ne sont ni des anomalies techniques ni des renoncements à la souveraineté.

La véritable souveraineté énergétique réside dans la capacité de servir prioritairement les besoins essentiels du pays, de maîtriser les risques de dépendance, de défendre équitablement ses intérêts contractuels et de transformer les échanges régionaux en valeur économique et sociale mesurable.

L’opportunité de développement intégré pour les peuples de la sous-région

Réduire l’OMVG et le CLSG à une « vente de courant » reviendrait à ignorer leur ambition. Un réseau interconnecté peut sécuriser l’alimentation des hôpitaux et des écoles, soutenir les petites industries, les services numériques, les ateliers, la conservation frigorifique des produits agricoles et halieutiques, l’irrigation et la transformation agroalimentaire. Il peut aussi réduire la dépendance à des groupes électrogènes coûteux, renforcer la complémentarité entre sources de production et créer des activités autour des postes électriques.

Mais ces dividendes ne sont pas automatiques. Pour les obtenir, il faut raccorder effectivement les territoires traversés, planifier les réseaux de moyenne et basse tension, prévoir des tarifs soutenables, former les techniciens, protéger les populations riveraines et mesurer les effets sur l’emploi local. Une ligne de 225 kV qui traverse une communauté sans contribuer à son électrification ne saurait être célébrée comme une réussite sociale pleinement accomplie.

La Guinée devrait donc construire sa diplomatie énergétique autour d’un double objectif : valoriser ses ressources dans un marché régional crédible et garantir que cette valorisation accélère l’électrification de ses propres ménages, centres de santé, écoles, exploitations agricoles et entreprises. Les accords doivent également intégrer les risques climatiques, les impacts environnementaux et sociaux, la viabilité financière des exploitants et des mécanismes de règlement des différends.

Les informations que les institutions ont le devoir de publier : matrice de responsabilités et de redevabilité

Au-delà des déclarations politiques, des justifications circonstancielles et des polémiques qui détournent l’opinion publique des véritables enjeux, les institutions responsables de la politique énergétique et de la gestion des ressources publiques doivent fournir des informations fiables, vérifiables et accessibles.

Dans cet esprit, la matrice ci-dessous identifie de façon synthétique les principales informations attendues, les acteurs institutionnels concernés et les interrogations qui justifient leur publication. Elle constitue une base d’interpellation citoyenne, de contrôle parlementaire et de redevabilité administrative.

Domaine	Informations et justificatifs exigés	Institutions et acteurs responsables	Observations et hypothèses à vérifier
1. Production, réseaux et desserte	Bilans 2021–2026 de production, transport, distribution, pertes et coupures par région ; investissements, coûts, réalisations et raccordements nationaux.	Ministère chargé de l’Énergie ; EDG ; maîtres d’ouvrage et régulateur compétent.	Quels écarts entre énergie disponible, capacités du réseau et desserte réelle ? Quels investissements ont effectivement réduit les coupures ?
2. Coopération régionale et recettes d’exportation	Accords communicables OMVG/CLSG ; volumes, tarifs, facturations, encaissements et arriérés par pays et par exercice ; destination comptable des recettes.	EDG ; ministère chargé de l’Énergie ; Finances et Budget ; structures régionales et cocontractants concernés.	Quels bénéfices nets pour la Guinée ? Comment les engagements extérieurs tiennent-ils compte des contraintes et besoins nationaux ?
3. Recouvrement auprès des consommateurs	De 2021 à 2026, par catégorie et période (mois, trimestre, année) : factures émises, montants exigibles, encaissements, impayés et taux de recouvrement.	EDG (producteur des données) ; ministère chargé de l’Énergie ; administrations clientes concernées.	Quelle progression réelle des paiements des ménages, entreprises, industries et administrations, notamment après le déploiement du prépaiement ?
4. Paiements aux producteurs et gestionnaires de barrages	Montants facturés, réglés et impayés à SOGEKA, SOGES et autres producteurs, par exercice ; échéanciers et évolution des arriérés.	EDG ; SOGEKA ; SOGES ; ministères et organismes de tutelle concernés.	Quel lien financier est établi entre les sommes encaissées auprès des consommateurs et les règlements dus aux producteurs ?
5. Investissements dans le recouvrement	Depuis 2021 : financements et coûts ; compteurs installés et opérationnels ; couverture, résultats financiers, incidents et difficultés par zone.	EDG ; ministère chargé de l’Énergie ; Finances et Budget ; partenaires techniques et financiers.	Quel rendement vérifiable des investissements ? Pourquoi les acquis des zones appuyées par l’AFD ne sont-ils pas comparés à l’échelle nationale ?
6. Équilibre d’EDG, subventions et autonomie	Comptes et charges ; recettes propres et pertes ; subventions budgétées et versées ; dettes ; trajectoire chiffrée d’autonomie avec protection des usagers vulnérables.	EDG ; ministères chargés du Budget, des Finances et de l’Énergie ; organes de contrôle.	Les progrès du recouvrement réduisent-ils les besoins de subventions structurelles et améliorent-ils la qualité du service ?
7. Contrôle parlementaire et suivi	Depuis 2022 : rapports, procès-verbaux, auditions, recommandations, réponses et suites vérifiables ; rapprochement des recettes clients, dettes fournisseurs et subventions.	CNT pour sa période de compétence ; Assemblée nationale et commissions compétentes ; Gouvernement et organismes de contrôle.	Pourquoi détailler les charges sans publier une analyse comparable du recouvrement des abonnés ? Quels effets concrets des contrôles ?

Une exigence de résultats et non de simples déclarations

Cette matrice appelle une réponse institutionnelle concertée, documentée et rendue publique. Les données annuelles définitives, les situations provisoires de 2026 et les projections futures devront être clairement distinguées. Chaque institution doit répondre des informations dont elle est légalement détentrice, sans confondre la production des données, la responsabilité de gestion et le contrôle.

La publication de l’arrêté tarifaire de 2024 ne suffit pas : je demande que son application soit démontrée par des tableaux annuels comparables entre 2021 et 2026, notamment sur les exportations, les recettes encaissées, la subvention prévue et réellement versée, ainsi que les progrès du service. Une séance d’audition n’a de sens que si elle débouche sur des engagements datés, des responsables identifiés et un suivi public des résultats.

L’Assemblée nationale serait pleinement dans son rôle en organisant, sur cette base, une audition technique et financière contradictoire, suivie de recommandations rendues publiques. Les départements sectoriels devraient répondre conjointement : aucune administration ne peut, à elle seule, expliquer les réalités physiques du réseau, les contraintes contractuelles et l’affectation des flux financiers.

L’exigence de transparence ne saurait s’arrêter à l’identification des difficultés : elle doit permettre d’établir les responsabilités, de mesurer les résultats et de garantir que les ressources mobilisées servent durablement l’intérêt général.

Conclusion : Le devoir de vérité avant le réflexe de confrontation

Oui, la Guinée peut avoir intérêt à exporter de l’électricité tout en ayant encore des besoins non satisfaits. Non, cet intérêt ne peut être présumé sans preuve de son avantage réel pour le pays. Et non, la détresse des ménages privés de courant ne doit jamais être relativisée au nom d’une coopération régionale présentée comme une fin en soi.

Je refuse donc le faux choix entre l’intégration énergétique africaine et le droit des Guinéens à une électricité fiable. Les deux doivent avancer ensemble. La question n’est pas seulement de savoir combien nous vendons à nos voisins, mais ce que notre politique énergétique rapporte effectivement à la Nation et ce qu’elle change concrètement dans la vie des citoyens.

Le faux paradoxe guinéen n’est donc pas d’exporter de l’électricité tout en affrontant des difficultés de desserte. Le véritable paradoxe serait de multiplier les investissements, les subventions, les réformes, les accords régionaux et les échanges énergétiques sans permettre aux citoyens de mesurer clairement leurs résultats, leurs coûts et leurs bénéfices. C’est précisément cette exigence de transparence, de responsabilité et d’évaluation qui devrait désormais occuper le centre du débat national.

À ceux qui interrogent les comptes publics, il faut répondre par des comptes. À ceux qui défendent le bilan des gouvernements, il faut répondre par des données. Et aux populations qui attendent l’électricité, il faut répondre par le courant, la qualité du service et des résultats durables. Voilà le véritable débat d’intérêt national.

Abdoul Sacko
Ingénieur électrotechnicien de formation • Acteur de la société civile et consultant en gouvernance & conflits
+224622943432

Repères documentaires et sources de vérification

Sources vérifiées au 7 novembre 2026. Les données de 2024 et 2025 ne doivent pas être assimilées à des résultats d’exécution définitifs pour 2026 ; les contrats d’exportation, les relevés de conduite du réseau et les séries mensuelles des recettes restent à documenter.

[1] Direction générale du Budget, Rapport d’exécution du budget de l’État, 1er trimestre 2025, p. 37. Source

[2] BAD, financement additionnel de l’interconnexion Guinée–Mali (déc. 2025) ; données Kaléta et Souapiti. Source

[3] EDG, lancement de l’interconnexion OMVG à Boké, 3 septembre 2022. Source

[4] EDG, Rapport annuel 2025 (diffusion 2026) ; statistiques de production et d’échanges. Source

[5] EDG, Rapport annuel 2024, rubrique encaissements / export d’énergie. Source

[6] BAD, Projet énergie OMVG : interconnexion et projet Sambangalou. Source

[7] TRANSCO CLSG, réseau CLSG achevé et opérationnel. Source

[8] Hydro-Québec, marchés d’exportation d’électricité. Source

[9] Agence internationale de l’énergie, Norway Electricity Security Policy. Source

[10] Assemblée nationale de Guinée, adoption du volet recettes du PLFR 2026, 2 novembre 2026. Source

[11] Guinee360, déclarations du Dr Ousmane Kaba (1er nov.) et du Dr Morissanda Kouyaté (6 nov. 2026). Source

[12] Abdoul Sacko, « Dégradation de la desserte en électricité », Guineelive, 24 avril 2024. Source

[13] Gouvernement de Côte d’Ivoire, contrat d’achat d’énergie avec la Guinée, 30 novembre 2021. Source

[14] Guinéenews, lancement de l’interconnexion à N’Zérékoré prévu le 2 avril 2022. Source

[15] AFD, évaluation PRERTDC (2025) : résultats du prépaiement sur la collecte. Source

[16] Arrêté conjoint du 27 septembre 2024, méthode de calcul des revenus autorisés et subventions EDG, art. 2, 3, 6, 9 et 10. Source

[17] CNT, rapport sur le volet recettes du PLFR 2025, pp. 7-8 : créances SOGEKA et SOGES sur EDG, tableaux et recommandations. Source

[18] EDG, Rapport annuel 2024 : 145 942 abonnés au prépaiement, soit 23 % du parc total. Source

[19] AfricaGuinée, propos du Dr Ousmane Kaba sur les accords d’exportation, 1er novembre 2026. Source

[20] CNT, rapport sur le volet dépenses du PLFR 2025, p. 7 : subventions à EDG, recouvrement des factures et compteurs prépayés. Source

[21] EDG, Rapport annuel 2024, p. 33 : encaissements 2023 et 2024 par rubriques, total et administrations. Source officielle EDG