Nigeria : pourquoi le régulateur impose désormais le « Free Governor Control » aux centrales électriques

Le régulateur nigérian de l’électricité, la Nigerian Electricity Regulatory Commission (NERC), a adopté en août 2025 un texte important pour la stabilité du système électrique : l’Order on the Mandatory Implementation of Free Governor Control (NERC/2025/094). Cette décision est entrée en vigueur le 1er septembre 2025 et vise un objectif très concret : obliger les producteurs raccordés au réseau à activer un mécanisme de réglage primaire de fréquence, appelé Free Governor Control (FGC).

Cette décision du régulateur est une réponse aux incidents répétés qui se sont déroulés ces dernières années sur le réseau nigérian. Ainsi, le texte indique que le réseau national a connu huit incidents de perturbation en 2024, dont cinq effondrements complets du système et trois effondrements partiels.

Selon le document, les rapports d’incident transmis par la Transmission Company of Nigeria (TCN) ont mis en évidence des cas de non-respect du code de réseau national (The Grid Code for the Nigeria Electricity Transmission System) par certaines sociétés de production, et l’examen des performances des centrales raccordées en 2024 aurait révélé des défaillances significatives dans l’activation du FGC. Le texte relie donc explicitement la faiblesse de cette fonction technique à la fragilité du réseau.

Le texte impose à toutes les sociétés de production raccordées au réseau d’installer un FGC rapide sur l’ensemble de leurs unités de production, et d’en assurer le fonctionnement permanent au plus tard le 30 novembre 2025. Le régulateur précise également que le FGC doit être activé et opéré en temps réel, sans délai. Cette précision est essentielle, car un mécanisme de réglage primaire n’a d’utilité que s’il intervient immédiatement au moment où la fréquence dévie.

Afin d’assurer la traçabilité technique, le texte oblige chaque unité de production d’être équipée d’un système de comptage de niveau 5 et les producteurs devront notifier leur état de préparation à l’installation à NISO avant le 31 octobre 2025. Les équipements de mesure devront au minimum relever la puissance active, la puissance réactive, le facteur de puissance, la tension terminale du générateur et la fréquence.

La décision confie à l’opérateur du système (Nigerian Independent System Operator – NISO) une mission importante. Cet opérateur devra installer et intégrer les systèmes de mesure dans un délai de 20 jours après notification de la disponibilité des équipements par chaque producteur. Il devra ensuite surveiller en temps réel l’activation effective du FGC, établir des rapports horaires de conformité, puis transmettre au régulateur des rapports mensuels sur le respect des exigences du code de réseau relatives au FGC.

Mais l’audace et la force de cette décision de la NERC réside surtout dans le dispositif de sanction qu’il déploie pour punir le non-respect des obligations d’activation du FGC :

• Toute société de production qui ne respecte pas, au 30 novembre 2025, les obligations d’intégration et d’activation du FGC prévues par le Grid Code s’expose à une pénalité correspondant à 10 % proratisés de la facture associée à l’unité défaillante, pour la période pendant laquelle elle a fonctionné sans FGC activé.
• Lorsqu’une unité de production enregistre 90 jours consécutifs de non-conformité au FGC, elle doit être déconnectée du réseau. Sa reconnexion n’est possible qu’après certification par NISO de sa pleine conformité aux exigences du code de réseau.

NISO est chargé de constater les cas de non-conformité, d’appliquer les pénalités dans la facturation et le règlement des producteurs concernés, de gérer la facturation, le paiement et les éventuels différends conformément aux règles du marché, puis d’affecter le produit des pénalités au Ancillary Service Account.

En rendant l’activation du FGC à la fois obligatoire, contrôlable et assortie de sanctions, le régulateur nigérian entend corriger une vulnérabilité structurelle du système électrique par l’outil juridique et régulatoire, dans un contexte où la fiabilité du réseau dépasse désormais le cadre national pour toucher également les équilibres du West African Power Pool (Système d’Échange d’Énergie Électrique Ouest Africain).

Au-delà du cas nigérian, cette décision rappelle aussi une réalité souvent sous-estimée : les codes de réseau ne sont pas de simples référentiels techniques, mais de véritables normes contraignantes, dont le respect conditionne le bon fonctionnement du système électrique. Ce rappel revêt une importance particulière dans le contexte de la mise en œuvre du Code du Marché Régional de l’Électricité Ouest Africain (CMRE-OA), entré en vigueur en septembre 2025.