Les déficits énergétiques du Nigeria persistent malgré des subventions de 358,32 milliards de nairas au premier trimestre 2026 —ZKJ Energy – Nigéria

Les subventions à l’électricité du Nigeria restent un fardeau financier et de liquidité de marché important, le gouvernement fédéral couvrant 358,32 milliards de nairas de coûts de production au premier trimestre 2026, selon les données de la Commission nigériane de réglementation de l’électricité (NERC). Ce chiffre représente 51,95 pour cent de la facture de 689,72 milliards de naira émise par les sociétés de production.

Une nouvelle analyse de ZKJ Energy indique que l’incidence de la subvention n’est pas déterminée par le simple écart entre les tarifs réglementés et les coûts de production. À l’aide des données de capacité du NERC, des chiffres de répartition du Nigerian Independent System Operator (NISO), des tarifs actuels des contrats d’achat d’électricité et de l’ordonnance tarifaire pluriannuelle, l’entreprise a modélisé la manière dont les heures de service, la répartition des installations, les tranches tarifaires et les pertes de distribution influencent qui en profite et où les coûts s’accumulent.

Sur la base d’une expédition réelle, ZKJ Energy a estimé les coûts de production moyens allant de 52 N par kilowattheure pour les clients de la bande E, qui reçoivent environ quatre heures d’approvisionnement par jour, à 100 N/kWh pour les clients de la bande A recevant au moins 20 heures. Des tranches intermédiaires ont été placées à N86/kWh (bande B), N76/kWh (bande C) et N63/kWh (bande D). Les tarifs de détail de 63 N/kWh pour la bande B, 50 N/kWh pour la bande C, 43 N/kWh pour la bande D et 40 N/kWh pour la bande E ont laissé ces catégories en dessous du coût de production estimé avant les pertes de transport, de distribution et globales techniques, commerciales et de collecte (ATC&C). En revanche, le tarif de 225 N/kWh de la tranche A a apporté une contribution positive au coût de production.

Une allocation modélisée distincte d’une subvention à l’électricité estimée à 1,93 billion de nairas pour 2025 attribuait environ 70 pour cent aux bandes B et C. La bande B représentait environ 741 milliards de naira (38 pour cent) et la bande C 609 milliards de naira (32 pour cent). La tranche D s’est vu attribuer 452 milliards de nairas et la tranche E 227 milliards de nairas, tandis que la tranche A a apporté une contribution nette modélisée d’environ 101 milliards de nairas. La répartition reflète une consommation d’énergie supposée plus élevée dans les tranches médianes plutôt que les écarts tarifaires par kilowattheure les plus profonds.

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ZKJ Energy a également comparé une répartition idéalisée des commandes au mérite économique avec l’utilisation réelle de l’usine. Il a estimé un coût de production mixte de 74,60 N/kWh dans le cadre d’un ordre de mérite de capacité disponible contre 85 N/kWh dans le cadre d’une répartition réelle, soit une différence d’environ 14 pour cent. L’entreprise a attribué cette augmentation à l’envoi prioritaire de centrales électriques rapides et indispensables avant ou à la place d’une capacité disponible moins chère et a estimé l’effet annuel à environ 410 milliards de nairas. Le chiffre est décrit comme une estimation analytique plutôt que comme un poste réglementaire.

Les performances de distribution ont encore creusé l’écart global des coûts. Pour les 11 sociétés de distribution, l’analyse a placé le coût total du service pondéré en fonction de l’énergie à 182 N/kWh par rapport à un tarif de détail autorisé de 124 N/kWh, ce qui implique un déficit moyen de 58 N/kWh, soit 32 pour cent. Les tarifs estimés reflétant les coûts variaient de 174 N/kWh pour Ikeja Electric à 216 N/kWh pour Yola Electricity Distribution Company, la variation étant principalement liée aux dépenses de distribution et aux pertes ATC&C.

Le rapport prévient que l’attribution des bandes est directionnelle. Seule la part énergétique estimée à 40 pour cent de la bande A provient de sources publiques ; les parts présumées pour les tranches B, C, D et E sont respectivement de 24 pour cent, 18 pour cent, 12 pour cent et 6 pour cent. L’analyse combine les données du NERC, du NISO et des contrats d’achat d’électricité et applique un taux de change de 1 424 nairas par dollar pour les coûts de production libellés en dollars.

ZKJ Energy a conclu que la réforme tarifaire à elle seule ne rétablira pas la bancabilité du secteur. Des pertes de réseau réduites, un comptage et une collecte améliorés, une capacité de transport plus forte, un approvisionnement en gaz ferme et une répartition économiquement efficace sont nécessaires pour réduire la dépendance à l’égard des subventions et améliorer le recouvrement des liquidités tout au long de la chaîne de valeur. Les principales priorités de réforme identifiées comprennent la capacité de transport et de distribution, un approvisionnement fiable en gaz, la réduction des pertes ATC&C, une réglementation liée aux performances et une transition progressive vers une répartition économique.

L’analyse est présentée comme un cadre permettant de tester les priorités de réforme plutôt que comme un substitut aux données de règlement mesurées ou aux comptes réglementaires audités.