Ce que le marché ouest-africain de l’électricité exige de la Senelec, et ce que le Sénégal y gagne
Le 1er octobre, devant la presse, le ministre de l’Energie a répété que «la filialisation est différente de la privatisation». C’était l’objet de la première partie de cette tribune. Il a ajouté deux précisions : «les textes sont prêts», la réforme aurait pu aboutir dès décembre 2026, mais le gouvernement s’est donné «un temps de prudence» jusqu’au 31 décembre 2027. Quinze mois de plus, pour une réforme due depuis 2007. Il y a pourtant une raison de ne pas attendre, et les coupures de septembre et d’octobre l’ont rendue visible : ce qui manque au Sénégal, c’est une réserve, et la moins chère se trouve chez ses voisins. Pour y accéder, il faut passer par un marché qui a ses propres exigences sur l’organisation de la Senelec.
Un marché du jour pour le lendemain
Le 10 novembre 2025, pour la première fois, les réseaux de toute l’Afrique de l’Ouest, de la Mauritanie au Nigeria, ont fonctionné pendant quatre heures comme un seul réseau synchrone, pilotés depuis Calavi, au Bénin ; la synchronisation permanente des quinze pays était visée pour la mi-2026. Sur cette base, le marché régional de l’électricité de la Cedeao prépare le lancement de son marché du jour pour le lendemain. Il n’a pas encore démarré : du 29 septembre au 1er octobre, à Dakar même, les régulateurs et les opérateurs de la région mettaient encore au point ses textes de gouvernance dont la création d’un opérateur régional du marché. Chaque jour, chaque acteur agréé pourra alors déposer des ordres d’achat ou de vente pour chacune des vingt-quatre heures du lendemain, en dollars par mégawattheure ; un algorithme confronte les offres de toute la région et fixe, pour chaque heure et chaque pays, un prix public.
Un marché qui ne traite pas avec des entreprises intégrées
Ce marché a un règlement, le Code du marché régional de l’électricité. L’Arrec, le régulateur de l’électricité de la Cedeao, l’a adopté en septembre 2025. Ce code fixe qui peut acheter et vendre, et à quelles conditions. Sur les entreprises comme la Senelec, il est explicite : une entreprise verticalement intégrée doit créer une unité distincte, avec sa propre gestion et sa propre comptabilité, pour agir comme participant au marché. Seuls des négociants certifiés déposent des ordres. Chaque participant doit disposer d’une limite de crédit garantie auprès d’une chambre de compensation, l’organisme qui garantit les paiements, et les écarts entre ce qu’il a programmé et ce qu’il a réellement consommé lui sont facturés au prix du marché. Rien de tout cela n’est nouveau : une directive de la Cedeao de juin 2013 imposait déjà aux Etats membres, le libre accès au réseau de transport régional et la séparation comptable de la production, du transport et de la distribution. La Crse la citait en 2019 pour justifier les prérequis de la fin du monopole de la Senelec. Sept ans plus tard, les prérequis sont là, sauf un : la filialisation. Le régulateur, lui, a fait sa part. Le 20 janvier 2026, il a fixé pour la première fois le prix d’utilisation du réseau de transport : 8, 72 francs par kilowattheure, plus une prime de 830 francs par kilowatt et par mois, le même prix partout dans le pays. Le texte prévoit déjà que les factures du marché régional entreront chaque année dans le revenu du «gestionnaire du réseau de transport». Mais ce gestionnaire n’existe pas : c’est un bureau à l’intérieur de la Senelec, créé «en attendant la filialisation». Tout est câblé pour une filiale que la loi n’a pas encore créée.
Ce que chaque filiale y gagne
La Senelec n’est déjà plus, pour l’essentiel, productrice : en 2024, elle a produit 23% de l’électricité injectée et acheté les 77% restants, aux producteurs indépendants et à l’Omvs. La question n’est donc pas de savoir si elle achètera au marché régional, mais avec quelle organisation.
Une filiale de transport est la contrepartie naturelle des lignes de l’Omvs et de l’Omvg et du transit régional, quand l’énergie guinéenne ou malienne traversera le Sénégal. Le régulateur chiffre le revenu de cette activité à 96 milliards de francs pour 2026. Aujourd’hui, ces recettes se perdent dans les comptes d’une entreprise intégrée. Demain, l’écart de prix entre deux pays, calculé chaque jour par le marché, dira exactement ce que rapporterait une ligne supplémentaire. C’est un argument de financement que nous n’avons jamais eu.
Une filiale de production saura ce que coûte chaque heure. Chaque mégawattheure importé aux heures où nos centrales de pointe brûlent du gasoil, à plus de 150 francs le kilowattheure en combustible seul, sera une économie mesurable. Et quand le gaz national alimentera nos centrales, les heures d’excédent se vendront à un prix public, en dollars.
Reste la troisième filiale, distribution et vente, et c’est la plus mal dessinée. Le ministre, le 1er octobre, n’a cité que trois métiers, «le transport, la distribution et la production» : la vente n’a même pas été nommée. C’est pourtant elle qui achètera au marché et revendra au tarif régulé, donc elle qui portera le déficit et la subvention. Elle mérite un texte à elle seule.
La question des câbles
Il reste la question soulevée par l’ancien ministre Birame Soulèye Diop : les actifs exploités sous concession appartiennent à l’Etat. Une filiale de transport sans réseau en propre ne peut ni amortir, ni emprunter, ni se présenter devant une chambre de compensation régionale avec un bilan. La France a tranché en 2004 : le réseau de transport a été transféré en pleine propriété à la filiale Rte, tandis que les réseaux de distribution sont restés propriété des communes, exploités par Enedis sous concession. Les deux formules existent. Ce qui n’existe pas, c’est une filiale sans règle sur ses actifs. La loi doit trancher, et le Parlement peut l’exiger.
Le coût de l’inaction
Septembre a montré, et octobre confirme, qu’un parc ne vaut que par sa réserve, et le marché régional, quand il ouvrira, sera la seule réserve qui ne se paie que lorsqu’on s’en sert. Deux textes manquent pour y accéder. Les règles du marché national, en instruction depuis 2024, que le régulateur désignait en mars 2025 comme l’un des derniers prérequis, doivent être cohérentes avec ce code régional. Et la loi de réorganisation de la Senelec n’a toujours pas été déposée à l’Assemblée. Le périmètre lui-même bouge encore : la Déclaration de politique générale annonçait quatre filiales dont une pour le gaz ; le ministre n’en cite plus que trois, et réfléchit à faire une quatrième de l’agence d’électrification rurale, qui n’a jamais appartenu à la Senelec et qu’il dit lui-même appelée à dépérir. La Senelec participe déjà à la préparation du marché régional, et ses équipes s’y forment. Mais si ce marché ouvre avant fin 2027, elle s’y présentera sans l’organisation qu’il exige. Une filiale, des comptes séparés, des négociants certifiés et des garanties financières ne s’improvisent pas en quelques semaines : attendre l’ouverture pour s’y mettre, c’est ce que le ministre appelle lui-même «le coût de l’inaction». Le franc, le litre de gasoil et le mégawattheure vont se rencontrer sur un écran, chaque jour. Autant que l’entreprise qui s’y présentera ait des comptes que ses partenaires acceptent, et une loi qui dise à qui elle appartient.
Djiby SECK
Analyste quantitatif, marchés de l’énergie · Créateur de Sakkanal admin@jabra-il.com · jabra-il.com
