Indicateurs de performance Transport et GRT – SONATREL 2021-2025
Suivi des indicateurs de performance du Transport et de la Gestion du Réseau de Transport (SONATREL)
Tableaux récapitulatifs des réalisations 2021-2025
Sources : rapports annuels ARSEL/DRT (SDRTGRT) « Suivi des indicateurs de performance de la SONATREL / Transport et GRT » 2021, 2022, 2023, 2024 et 2025 ; PV des bilans énergétiques mensuels transport (CART). n.d. = non disponible dans le rapport de l’année. Les rendements 2023-2025 sont recalculés à partir des énergies injectées et soutirées publiées.
Tableau 1 – Tableau de bord synthétique des indicateurs de performance Transport et GRT
Indicateur
Norme / cible
2021
2022
2023
2024
2025
Appréciation 2025
EFFICACITÉ DU TRANSPORT
Rendement global du transport (%) (a)
≥ 93 %(pertes ≤ 7 %)
93,30
94,94
95,52
94,50
94,59
Conforme
Rendement RIS (%)
–
n.d.
94,96
95,46
94,44
94,52
Conforme
Rendement RIN (%)
–
n.d.
96,33
96,37
95,48
95,81
Conforme
Taux de pertes transport (%)
≤ 7 %(Contrat de concession, ann. 3)
6,70
5,06
4,48
5,50
5,41
Conforme
Pertes en énergie (GWh)
–
n.d.
299,7
292,6
380,2
395,4
+4,0 % / 2024
DISPONIBILITÉ ET SÉCURITÉ D’ALIMENTATION
Disponibilité des points de connexion – moyenne annuelle (%)
–
n.d.
71,2 (b)min. 23 % (oct.)
99,03min. 97,13 % (déc.)
99,91min. 99,85 % (sept.)
n.d.
Non suivi 2025
Incidents majeurs signalés (nombre)
–
1
2
1
3
0 signalé
À documenter
Facteur de puissance – valeur la plus basse d’un poste source
≥ 0,9
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
0,56(Guider, mai)
Hors norme
SATURATION DES OUVRAGES
Transformateurs dont le taux de charge > 80 %
≤ 80 %
8 (c)
≥ 18(dont 7/20 LSO, 9/17 CSE)
16
19 (d)
10 > 85 %dont 8 critiques (e)
Critique
Lignes RIS dont le taux de charge moyen > 80 %
≤ 80 %
n.d.
9 / 39
9 / 39
8 / 39
n.d.
Non suivi 2025
Lignes à pertes supérieures au seuil admissible
Seuil ligne(5 % en 2025)
RIN : ≈ 15 %(pertes totales lignes)
10 lignes(1 O/NO/SO, 3 Centre, 6/20 Littoral)
n.d.
2 lignes > 5 %(moyenne 1,12 %)
≥ 3 lignes critiques(jusqu’à 44,7 %)
Critique
MAINTENANCE ET INVESTISSEMENTS
Taux d’exécution des plannings de maintenance
100 %
Aucune maint. préventivedepuis ≈ 2 ans
30 %(janv.-mai)
100 %(897/894 au 30/09)
n.d.
n.d.
Non suivi 2024-25
Taux d’exécution du programme d’investissement (fonds propres)
100 %
n.d.
n.d.
n.d.
11 %
n.d.
Très faible (2024)
Linéaire HTB (km)
–
2 529,3
3 075,5
3 233,9
n.d.
n.d.
Non actualisé
(a) Rendements 2021 et 2022 tels que publiés (rapport 2022) ; 2023-2025 recalculés = énergies soutirées / énergies injectées. (b) 2022 : « disponibilité des ouvrages transport », indicateur différent de la disponibilité des points de connexion des années suivantes – non comparable. (c) 2021 : périmètre partiel (6 transformateurs Centre/Sud/Est et 2 du RIN). (d) 2024 : moyenne janvier-septembre. (e) 2025 : seuil de suivi porté à 85 % et indicateur « maximum annuel ». Les séries de saturation ne sont donc pas strictement comparables d’une année à l’autre. Incidents majeurs : voir tableau 6.
Tableau 2 – Bilan énergétique du réseau de transport (GWh)
Poste du bilan
2022
2023
2024
2025
Variation 2025/2024
ÉNERGIES INJECTÉES
RIS
5 771,0
6 130,9
6 519,3
6 894,9
+5,8 %
dont centrales SOCADEL (ex-ENEO)
n.d.
n.d.
4 026,7
3 654,4
-9,2 %
dont producteurs indépendants (IPP)
n.d.
n.d.
2 492,6
3 240,5
+30,0 %
part des IPP dans l’injection RIS (%)
n.d.
n.d.
38,2
47,0
+8,8 pts
RIN
245,5
395,1
395,7
417,0
+5,4 %
Total injecté (RIS + RIN)
6 016,6
6 526,0
6 915,0
7 311,9
+5,7 %
ÉNERGIES SOUTIRÉES
RIS
n.d.
5 852,6
6 156,9
6 517,0
+5,8 %
dont SOCADEL (ex-ENEO, distribution)
n.d.
n.d.
5 687,6
5 946,2
+4,5 %
dont clients HT
n.d.
n.d.
462,5
561,3
+21,4 %
dont auxiliaires IPP
n.d.
n.d.
6,9
9,5
+38,1 %
RIN
n.d.
380,7
377,8
399,5
+5,7 %
Total soutiré (RIS + RIN)
n.d.
6 233,4
6 534,8
6 916,5
+5,8 %
PERTES ET RENDEMENT
Pertes de transport (GWh)
n.d.
292,6
380,2
395,4
+4,0 %
Rendement RIS (%)
n.d.
95,46
94,44
94,52
+0,08 pt
Rendement RIN (%)
n.d.
96,37
95,48
95,81
+0,33 pt
Rendement global (%)
94,94
95,52
94,50
94,59
+0,09 pt
2021 : bilan non publié (rendement 93,30 %). 2022 : seules les énergies injectées sont publiées ; rendement publié 94,94 %. La hausse de l’injection RIN entre 2022 (245,5 GWh) et 2023 (395,1 GWh) suggère un changement de périmètre de comptage, à confirmer. Source : PV des bilans énergétiques transport validés mensuellement (SONATREL – utilisateurs du réseau – ARSEL en observateur).
Tableau 3 – Transformateurs de puissance en surcharge (taux de charge > 80 %)
Poste
Transformateur
2023(taux moyen)
2024(moyenne janv.-sept.)
2025(maximum annuel)
Statut 2025
RÉGION CENTRE / SUD / EST
BRGM
AT2 90/15 kV – 50 MVA
101 %
82,13 %
–
Non cité
Ngousso
AT3 90/15 kV – 50 MVA
82 %
80,09 %
99 % (10 mois > 85 %)
Critique
Kondengui
90/15 kV – 50 MVA
87 % (AT1)
88,48 % (T2)
94 % (9 mois > 85 %)
Alerte
Ahala II
90/15 kV – 50 MVA
–
85,24 %
90 % (8 mois > 85 %)
Alerte
Nsimalen
ATA1 90/15 kV
88 % (10 MVA)
Nouveau 50 MVA
< 30 % (sous-utilisé)
Résorbé
Oyomabang
N°2
–
–
100,5 %
Critique
RÉGION LITTORAL / SUD-OUEST
Logbaba
N°1 225/90 kV – 180 MVA
93 %
88,99 %
124 % (8 mois > 85 %)
Critique
Logbaba
N°2 225/90 kV – 105 MVA
98 %
104,96 %
112 % (7 mois > 85 %)
Critique
Logbaba
90/15 kV – 50 MVA
87 %
88,26 %
–
Non cité
Bekoko
AT1 225/90 kV – 180 MVA
83 %
≈ 90 % (texte)
–
Non cité
Bekoko
AT2 90/30 kV – 36 MVA
84 %
89,77 %
101,7 % (10 mois > 85 %)
Critique
Bassa
ATA1 90/15 kV – 50 MVA
89 %
89,20 %
–
Non cité
Bassa
ATA3 90/15 kV – 36 MVA
89 %
94,14 %
–
Non cité
Koumassi
90/15 kV – 50 MVA
88 % (ATA2)
88,90 % (N1) / 88,38 % (N2)
–
Non cité
Makepe
N°1 90/15 kV – 36 MVA
–
84,88 %
101,3 % (9 mois > 85 %)
Critique
Makepe
N°2 90/15 kV – 36 MVA
–
82,50 %
–
Non cité
Bonabéri
N°2 90/15 kV – 36 MVA
–
81,14 %
–
Non cité
Deido
ATA1 90/15 kV – 50 MVA
90 %
Remplacé (avarie)
–
Non cité
Ngodi Bakoko
ATA1 90/15 kV – 50 MVA
90 %
89,26 %
–
Non cité
Limbé
90/30 kV – 50 MVA
85 %
93,38 %
–
Non cité
Nkongsamba
90/30 kV
–
–
106,8 % (6 mois > 85 %)
Critique
RÉGION OUEST / NORD-OUEST ET RIN
Bafoussam
T2 90/30 kV – 50 MVA
86 %
84 %
–
Non cité
Guider
90/30 kV – 20 MVA
–
86,40 %
135,9 % (7 mois > 85 %)
Critique
Nombre de transformateurs signalés
16
19
10 (8 critiques, 2 alertes)
Seuil de bonne exploitation : 80 % de la puissance nominale (CEI 60076). En 2025, l’ARSEL suit les transformateurs dépassant 85 % (« Alerte ») et 95 % (« Critique »). « Non cité » : le transformateur ne figure pas dans la liste 2025, ce qui n’établit pas qu’il est revenu sous 80 %. 2021-2022 : données disponibles uniquement sous forme de graphiques régionaux (2021 : Ngousso, Garoua, Maroua, Logbaba cités ; 2022 : Bafoussam T2 > 100 %). Sous-utilisation relevée : Ebolowa et Abong-Mbang 225/90 kV ≈ 8 % (2024), Ebolowa (Djop) < 15 % (2025).
Tableau 4 – Lignes de transport : surcharges et pertes critiques
Année
Lignes surchargées (> 80 %)
Lignes à pertes critiques (valeur atteinte)
Observations / suites
2021
n.d.
RIN : pertes totales des lignes ≈ 15 % (L1 Lagdo-Garoua : 15,10 %)
Maintenance urgente des lignes du RIN recommandée
2022
9 lignes sur 39 (RIS)
Bekoko-Limbé 90 kV : 9,01 % (admis 4,82 %) ; Centre : 3 lignes (Ngousso-Kondengui, Oyomabang-Nomayos, Ahala 2-Nsimalen-Mbalmayo) ; Littoral : 6 lignes sur 20 (dont Mangombé-Dibamba 23,69 %) ; RIN : aucune
Élagage des couloirs de lignes HT ; rendement en hausse
Retrait de la ligne 90 kV Mangombè-Logbaba programmé (contrainte réseau 2025)
2025
n.d.
Logbaba-Bassa 1 90 kV : 14,7 % (mai) et 44,7 % (nov.) ; Garoua-Guider 90 kV : 8,2 % à 18,9 % sur 6 mois ; Bekoko-Nkongsamba 1 : critique (seuil 5 %)
Recommandation : audit des chaînes de mesure, révision des compteurs, étude des lignes à pertes élevées
Tableau 5 – Détail des lignes surchargées du RIS en 2024 (moyenne janvier-septembre)
Ligne
Tension (kV)
Longueur (km)
Puissance moyenne (MW)
Pertes ligne
Taux de charge
Songloulou – Logbaba
225
93
180,42
3,06 %
91 %
Mangombè – Logbaba
225
65
194,41
2,11 %
95 %
Mangombè – Logbaba N°1
90
66
37,24
5,73 %
83 %
Dibamba – Ngodi Bakoko
90
5
70,00
0,38 %
93 %
Ngodi Bakoko – Logbaba N°2
90
5
70,00
0,38 %
93 %
Edéa III – Yaoundé (Oyomabang)
90
166
23,28
5,49 %
116 %
Deido – Bonabéri
90
1
93,50
0,10 %
124 %
Oyomabang – Ngousso
90
24
95,77
2,46 %
125 %
Source : bilan énergétique transport 2024 (SONATREL), repris dans le rapport ARSEL 2024. Le libellé de la ligne Edéa III – Yaoundé diffère entre le texte et le tableau du rapport.
Tableau 6 – Maintenance, investissements, mises en service et incidents majeurs
Année
Exécution des plannings de maintenance
Investissements et mises en service
Incidents majeurs / disponibilité
2021
Aucune maintenance préventive (hors contrôle des protections) depuis ≈ 2 ans ; maintenances curatives récurrentes ; plannings non affichés
3 transformateurs 50 MVA (Kondengui, Ahala, Limbé) en remplacement des 36 MVA ; banc 180 MVA à Logbaba (nov. 2020)
Transformateur 36 MVA de Bamenda hors service depuis février 2020
Acquisition de 12 transformateurs et 11 disjoncteurs HTB ; 4 transformateurs 36 → 50 MVA (Ngousso, Bamenda, Bafoussam, BRGM). Mises en service : poste de Tchouwong et ligne 225 kV Bekoko-Bafoussam (05/07) ; poste de Mampang et ligne 225 kV Ahala-Abong-Mbang (19/11) ; ligne 225 kV Ebolowa-Ahala (Memve’ele de 90 à 200 MW)
Incendie du transformateur 90/15 kV 50 MVA de Logbaba (20/09) : 982 MWh d’énergie non fournie ; explosion de la salle de commande de Bonabéri (31/10)
PRRTERS : ligne 225 kV Nyom 2-Oyomabang 100 % ; poste de Nyom 100 % ; ligne 400 kV Nyom 2-Nkolkoumou-Edéa 32 % ; ligne 90 kV Nyom 2-Ngousso 5 %. Bancs 105 → 180 MVA à Oyomabang et Bekoko. Mise en service de la ligne 90 kV Lom Pangar-Bertoua et du poste 90/30 kV de Bertoua
Chute d’un pylône sur la ligne bi-terne 225 kV Kribi-Mangombè (22-23/04) : arrêt de l’injection de KPDC
2024
n.d.
Programme sur fonds propres exécuté à 11 % (déséquilibre financier du secteur). 5 transformateurs 50 MVA (Nsimalen, Bafoussam, Deido, Ngaoundéré, Maroua). Évacuation de Nachtigal : ligne 400 kV 65 % ; poste de Béon 97 % ; ligne 90 kV Nyom II-Oyomabang 98 % ; ligne 225 kV Piti Dibamba-Missolè 72 % ; poste de Missolè 67 % ; ligne Edéa-Béon-Missolè 5 %
Avarie du transformateur 90/30 kV 36 MVA de SONARA (depuis le 14/10/2023) ; explosion du transformateur 90/30 kV 50 MVA de Bafoussam (13/09) ; déclenchement de Songloulou (19/10) et effondrement en cascade du RIS
2025
n.d.
Ligne 400 kV Nkolkoumou-Edéa (Béon) ≈ 65-66 % ; ligne 90 kV Ngousso-Nyom II mise en service (nov.) ; transformateur dédié 50 MVA à Logbaba (CART PROMETAL) ; ligne 2×225 kV Nachtigal-Nyom II rétrocédée à la SONATREL. Inventaire physique : RIS 107 transformateurs (76 en service, 18 en réserve, 6 en panne, 7 à déclasser) ; RIN 15 (7 / 6 / 1 / 1)
Aucun incident majeur signalé dans le rapport ; facteur de puissance de 0,56 à Guider (mai)
Tableau 7 – Linéaire du réseau de transport HTB (km)
Réseau / tension
2021
2022
2023
RIS 225 kV
1 140,0
1 581,2
1 595,2
RIS 110 kV
33,0
33,0
177,0
RIS 90 kV
818,2
923,2
923,2
RIN 110 kV
337,6
337,6
338,0
RIN 90 kV
200,5
200,5
200,5
Total HTB
2 529,3
3 075,5
3 233,9
Linéaire 2024-2025 non publié dans les rapports de suivi. Le RIS 110 kV passe de 33 km (rapport 2022) à 177 km (rapport 2023, y compris pour 2022) : la hausse de 2023 reflète une correction de périmètre, pas des constructions nouvelles.
Tableau 8 – Suivi des principales recommandations de l’ARSEL au GRT
Recommandation
Année
État constaté dans les rapports suivants
Statut
Remplacer le transformateur 90/30 kV de Bamenda
2021
Transformateur 50 MVA installé en 2022
Réalisé
Améliorer le plan de tension Ouest / Nord-Ouest (ligne 225 kV Nkongsamba-Bafoussam, poste 225/90 kV)
2021
Poste de Tchouwong et ligne mis en service le 05/07/2022 ; arrêt de la centrale thermique de Bafoussam
Réalisé
Afficher les plannings de maintenance et systématiser la maintenance préventive
2021
30 % en 2022, puis 100 % au 30/09/2023 ; pas de suivi en 2024-2025
Partiel
Doter les postes d’équipements de réserve
2021
Inventaire 2025 : 18 transformateurs en réserve au RIS et 6 au RIN
En cours
Doter le RIN d’un système SCADA
2021
Aucun suivi dans les rapports 2022-2025
Non suivi
Décharger Logbaba 225/90 kV 105 MVA (permutation avec le 180 MVA d’Abong-Mbang, ou remplacement 105 → 180 MVA)
2024
Logbaba N°2 toujours à 112 % de maximum en 2025
Non réalisé
Renforcer la compensation de l’énergie réactive (Guider, Koumassi, Bassa, Deido, Ngousso, Makepe, Bekoko)
2024
Facteur de puissance de 0,56 à Guider en 2025 ; installation de condensateurs à nouveau recommandée
Non réalisé
Auditer les chaînes de mesure et réviser les compteurs des lignes à pertes anormales
