vendredi 4 septembre 2026

Le contrôle du marquage des produits pétroliers entrera dans une nouvelle phase au Togo à partir du 1er octobre 2026, rapporte Togo First. Le dispositif s'appuie sur le système automatisé de marquage (SAM), lancé le 31 juillet, qui repose sur l'injection d'un traceur chimique dans les produits pétroliers avant leur mise en circulation.

Ce traceur chimique sécurisé est directement incorporé aux hydrocarbures lors de leur chargement dans les camions-citernes à la Société togolaise d'entreposage (STE). Le marquage intervient donc en amont de la distribution, au point de sortie du stockage, ce qui permet ensuite de vérifier sur le terrain si un carburant contrôlé correspond bien au produit initialement chargé.

Les manquements constatés sont assortis d'un barème financier. La dilution ou le frelatage des produits, la détention d'un marqueur non autorisé ou la violation des scellés peuvent entraîner des amendes comprises entre 1 et 10 millions FCFA. En cas de récidive, les sanctions peuvent être doublées et aller jusqu'à la fermeture temporaire de l'établissement concerné.

Le suivi du dispositif est confié à une commission dédiée, présidée par Esso-Wavana Ahmed Adoyi.

Au Togo, les installations d'autoproduction électrique dont la puissance est inférieure ou égale à 32 kWc relèvent du régime de la liberté et ne nécessitent aucune formalité, selon l'ARSE, l'Autorité de Réglementation du Secteur de l'Electricité.

Les installations dont la puissance est supérieure à 32 kWc et inférieure à 100 kWc relèvent d'un régime de déclaration. Elles doivent faire l'objet d'une déclaration préalable un mois avant leur mise en service, avec délivrance d'un récépissé.

Ces conditions d'autorisation de l'autoproduction ont été présentées par le régulateur lors de la deuxième édition du salon de l'immobilier et de l'énergie, à laquelle il a pris part du 29 au 31 mai 2026.

Le délai moyen de réalisation des branchements observé dans les 26 agences de la Compagnie Énergie Électrique du Togo (CEET) s'établissait à 66 jours, pour une cible de 10 jours, selon l'ARSE, l'Autorité de Réglementation du Secteur de l'Électricité du Togo.

Le même contrôle a relevé un délai moyen de dépannage chez les clients de 11,68 heures en 2024, alors que le contrat de performance alors en vigueur fixait une cible de 4,60 heures.

Ces constats proviennent d'une tournée de contrôle de la qualité de service engagée le 12 janvier 2026 dans les agences de la CEET. Dans chacune des 24 agences visitées, les équipes du régulateur ont examiné les registres physiques et les bases de données numériques de l'opérateur.

Le Comité Régional des Régulateurs du secteur de l'Énergie (CRRE) de l'UEMOA a été rendu opérationnel le 12 juin 2026 à Cotonou, au Bénin, rapporte l'Autorité de Réglementation du Secteur de l'Electricité (ARSE) du Togo, le régulateur togolais de l'électricité.

L'Autorité de Régulation de l'Electricité (ARE) du Bénin assurera la présidence du comité pour l'année en cours, à travers Gabriel Nounagnon DEGBEGNI. La présidence changera ensuite de titulaire à tour de rôle, pour un mandat d'un an et dans l'ordre alphabétique, entre les présidents ou directeurs généraux des organes de régulation des pays de l'Union.

Le CRRE s'appuie sur trois organes : la Présidence, le secrétariat permanent et les groupes de travail thématiques, le secrétariat permanent revenant à la Commission de l'UEMOA. Le comité est prévu par la décision n°02/2009/CM/UEMOA du Conseil des ministres de l'UEMOA.

Le ministre chargé de l'Énergie du Bénin, DAHOME Édouard, a déclaré que l'opérationnalisation du CRRE renforcera la collaboration entre les organes de régulation du secteur de l'électricité des États membres de l'Union sur les plans technique, économique, juridique et environnemental.

Une délégation de l'ARSE, conduite par son directeur général Théophile K. NYAKU, a participé aux travaux de Cotonou.

Les contrôles menés en 2024 sur les ouvrages de distribution exploités par la CEET ont mis en évidence plusieurs défaillances, selon l'ARSE, le régulateur togolais de l'électricité : câbles présentant des brûlures, fuites d'huile sur les transformateurs et absence d'équipements de protection et de sécurité sur certains sites.

Ces vérifications s'articulent autour de trois axes : les mesures de sécurité appliquées dans les postes sources et les postes de distribution, la qualité des installations électriques et l'état du génie civil des ouvrages.

Les postes sources assurent la transformation de la tension avant l'acheminement de l'électricité vers les réseaux de distribution qui desservent les consommateurs finals. L'état du génie civil et la présence d'équipements de protection y conditionnent la sécurité des intervenants comme la continuité de la desserte.

Plus de 100 GWh de batteries de stockage sont désormais opérationnels en Europe, contre 1 GWh il y a dix ans et une dizaine en 2021, rapporte Renouvelle.

La dernière année pèse lourd dans ce total : 36 GWh supplémentaires ont été installés en 2025, un nouveau record pour la 12ème année consécutive selon SolarPower Europe.

Le marché reste tiré par les parcs de batteries à grande échelle, qui représentent 53 % des installations annuelles et devraient atteindre 67 % du marché d'ici la fin de la décennie. Ces installations de taille industrielle, raccordées au réseau, se distinguent des batteries domestiques ou commerciales installées derrière le compteur.

Le rythme d'installation pourrait quintupler d'ici 2030 et atteindre 140 GWh supplémentaires par an, pour une capacité totale d'environ 580 GWh dans le scénario moyen de SolarPower Europe. Cette projection reste conditionnée aux hypothèses du scénario retenu.

Le parc nucléaire belge tourne au ralenti : cinq des sept réacteurs ont été arrêtés, et les deux unités encore opérationnelles, Doel 4 et Tihange 3, sont elles-mêmes immobilisées pour maintenance jusqu'en novembre 2026, rapporte Renouvelle (Energie Commune).

Ces deux réacteurs sont les seuls dont l'exploitation a été prolongée. Leur mise aux normes post-Fukushima a coûté entre 1,6 et 2 milliards d'euros, précise la même source.

Les charges de fin de cycle font l'objet de deux chiffrages distincts. Engie estime le coût total du démantèlement et de la gestion des déchets à 19,8 milliards d'euros ; l'Ondraf le chiffre plutôt à 24 milliards.