Le secteur de l'électricité au Nigéria

Le secteur électrique nigérian est marqué par un déséquilibre structurel majeur, malgré d’importantes ressources gazières. 40 % de la population restent sans accès à l’électricité. Cette situation découle d’une crise de financement généralisée : arriérés de paiement estimés à 7 000 Md NGN, tarifs inférieurs aux coûts, et pertes des distributeurs (38 %). Faute de réseau fiable, le système se dualise avec un recours massif à l’autoproduction (capacité des groupes électrogènes huit fois supérieure au réseau) et aux solutions captives (>6 500 MW), réduisant la base de clients des opérateurs publics. L’Electricity Act de 2023, visant la décentralisation et l’investissement privé, reste inégalement mis en œuvre, 23 États sur 37 ayant adopté une législation dédiée. Dans ce contexte, les bailleurs ont mobilisé 6,6 Md USD depuis 2020, notamment sur les solutions off-grid (+141 % de solaire en 2025). Ces financements, y compris portés par l’AFD et la DG Trésor, ouvrent des opportunités pour les entreprises françaises, sur l’ensemble de la chaîne électrique.

1. Une dualisation croissante, reflet des difficultés financières des opérateurs publics

Malgré les plus importantes réserves gazières d’Afrique, le Nigeria serait le pays qui compte le plus grand nombre de personnes sans accès à l’électricité au monde. 90 millions de Nigérians (40 % de la population) n'ont pas accès au réseau électrique national et 80 % des abonnés reçoivent moins de 6h d'électricité par jour. Malgré une puissance totale installée de 14 000 MW, le Nigeria n’a produit que 4 223 MWh/h d’électricité en 2024. Les centrales à gaz, opérées par des sociétés de production (GenCos), qui représentent 80 % du mix électrique national, sont en déficit de maintenance et vieillissantes (22 ans en moyenne), et souffrent de difficultés d’approvisionnement en gaz. L'approvisionnement en gaz des GenCos est limité par des difficultés de paiement (7 Tn NGN d’arriérés) et par des prix administrés peu incitatifs.

Le sous-financement structurel du secteur, résultant de l’écart entre les tarifs facturés et les coûts réels, constitue l’un des principaux facteurs explicatifs de ces contre-performances. Les distributeurs (DisCos) subissent environ 38 % de pertes financières sous l’effet combiné des compteurs défaillants, des vols et d’une facturation inefficace. Les tarifs appliqués aux consommateurs représentent moins de la moitié des coûts reconnus par le régulateur (NERC). L’écart, théoriquement compensé par l’État fédéral, et représentant environ 7 000 Md NGN de dettes, demeure largement impayé, fragilisant l’ensemble de la chaîne de valeur et limitant les investissements. Les pertes sur le réseau atteignent 8,7 % en 2024. Selon le ministre de l’Énergie, 100 Md USD d’investissements seraient nécessaires pour parvenir à un approvisionnement électrique fiable.

Ces déficiences freinent le développement du pays et favorisent le recours à des solutions autonomes de production d’électricité, accentuant la dualisation du secteur. Les coupures fréquentes et les risques d’endommager les équipements industriels, ont conduit les Nigérians à recourir massivement à des groupes électrogènes coûteux et polluants, dont la capacité cumulée serait huit fois supérieure à celle du réseau national. Selon la Banque mondiale, en 2021, le recours à cette autoproduction représentait un coût annuel de 25 Md USD. Les choix de certaines grandes entreprises, comme Dangote (>1 500 MW installés), et l’essor des solutions captives (>6 500 MW), fragilisent les opérateurs publics en les privant des clients les plus solvables : la part des entreprises raccordées au réseau est passée de 20 % à 13 % entre 2023 et 2024.  

 2. L’Electricity Act de 2023 peine à soutenir la décentralisation et l’investissement privé

L’Electricity Act de 2023, en permettant aux États fédérés de développer leurs propres marchés électriques, a pour but d’attirer les investissements privés et de développer les énergies renouvelables. Aboutissement de réformes engagées depuis 2005, les États peuvent désormais délivrer des licences aux producteurs indépendants, aux opérateurs de mini-réseaux interconnectés et aux distributeurs opérant exclusivement sur leur territoire. Il permet également aux États de fixer les prix de l’électricité, en accord avec ces opérateurs privés. La NERC demeure responsable de la réglementation pour le réseau national, les échanges électriques interétatiques, et l’attribution des licences pour les acteurs raccordés au réseau.

Ce processus de décentralisation est inégal, peu coordonné et à un rythme variable selon les États. Seuls 23 États ont adopté des lois en ce sens et 14 ont transféré la régulation du secteur à leur commission locale (SERC). Les États qui ont mis en place leur propre marché se concentrent sur l’octroi de licences aux producteurs et aux réseaux off-grid, largement financés par les bailleurs de fonds. La mise en place de marchés électriques infranationaux nécessite des investissements importants, qui supposent de recouvrer les coûts facturés et/ou une capacité à subventionner la consommation. Or, les États disposent de ressources financières et de capacité technique et réglementaire très hétérogènes, sans qu’un mécanisme de compensation financière n’ait été prevu. L’absence de tissu industriel et la dispersion des habitations dans certains États pourraient également décourager les investissements. Enfin, la différenciation tarifaire qui résulterait de la décentralisation du marché n’est pas encore observable et reste politiquement sensible.

3. Les projets financés par les bailleurs offrent des opportunités aux entreprises françaises

Depuis 2020, le secteur électrique nigérian a bénéficié de 6,6 Md USD de financements de bailleurs, orientés en priorité vers les projets off-grid. Ces investissements ont permis en 2025 une hausse de la capacité installée de panneaux solaires au Nigeria de 141 %, en grande majorité en off-grid (96 %), deux tiers étaient importés de Chine au S1 2025. L’entreprise WeLight, dont Sagemcom est actionnaire, investit en fonds propres dans des projets pilotes électriques interconnectés en off-grid, puis recevra, après mise en œuvre, des subventions du programme DARES de la Banque mondiale. Dans un secteur caractérisé par des investissements élevés, une demande incertaine et des horizons de rentabilité longs, les subventions conditionnées à la réalisation des réseaux permettent de réduire le risque initial supporté par les investisseurs et semblent constituer un levier efficace de mobilisation des capitaux privés.

La France est présente sur l’ensemble de la chaîne de valeur électrique grâce à ses instruments financiers (AFD, DG Trésor) et son secteur privé. L’AFD soutient le réseau de transmission national via un financement de 170 M USD avec le projet Abuja Feeding Scheme, finalisé en 2024, ayant permis de construire des lignes de transport d'électricité et des sous-stations pour la zone métropolitaine d'Abuja. Par ailleurs, le Trésor soutient la production électrique grâce à un FASEP de 500 000 EUR sur un projet d’1 M EUR, signé en 2025, pour un prototype de mini-centrale hydroélectrique de l’entreprise Océan Solution Energy dans l'État de Katsina. Outre les banques de développement, Echosys Invest a structuré le fonds de dette Afrigreen, qui devrait avoir déployé au Nigeria 30 M EUR d’ici fin 2026 dans des îlots d’énergie renouvelable captive, et prévoit d’engager jusqu’à 60 M EUR sur la période 2027-2032 avec son nouveau fonds Afrigreen 2.

Le gouvernement nigérian s’efforce de remédier aux difficultés du secteur en apurant ses arriérés, et en partenariat avec le secteur privé. Il s’est engagé à régler 3,5 Tn NGN d’arriérés envers les GenCos, ces dernières estimant la créance à 6,5 Tn NGN. La Presidential Metering Initiative vise à améliorer le recouvrement des recettes en finançant et déployant des compteurs électriques. Le gouvernement poursuit la mise en œuvre de la Presidential Power Initiative (PPI), lancée en 2019 avec le gouvernement allemand et Siemens. La PPI prévoit, en trois phases, la stabilisation et l’expansion des capacités de production et de transport électriques, Siemens agissant comme partenaire technique (2,3 Md USD d’investissement pour la phase I). Longtemps ralenti faute de financements nigérians, le projet est désormais relancé et ouvert aux entreprises étrangères. Bpifrance garantit les prêts accordés dans ce cadre.