Le Cameroun s’apprête à reprendre le contrôle de ses centrales électriques stratégiques

L’État camerounais engage des pourparlers décisifs en vue d’acquérir les 56% de participation que détient le groupe britannique Globeleq au sein de deux entités clés de production d’électricité. Les discussions entre Yaoundé et l’investisseur basé à Londres portent sur la reprise des parts dans Kribi Power Development Company (KPDC) et Dibamba Power Development Company (DPDC), avec une estimation de valeur approchant les 80 milliards de FCFA, soit environ 138 millions de dollars. Bien qu’aucune proposition officielle n’ait été soumise, les négociations sont suffisamment avancées pour anticiper une finalisation d’ici fin 2026.

Des infrastructures vitales pour l’équilibre énergétique camerounais

Ces actifs représentent un enjeu crucial. La centrale à gaz de Kribi, opérationnelle depuis 2013 dans la région du Sud, fournit 216 mégawatts au réseau interconnecté Sud, le principal bassin de consommation du Cameroun. Quant à la centrale thermique de Dibamba, près de Douala, elle produit 88 mégawatts à partir de fioul lourd, servant de support essentiel lors des pics de demande ou des aléas affectant l’hydroélectricité. Collectivement, ces installations constituent une part notable de la capacité thermique du pays, un complément indispensable à l’énergie hydraulique, sujette aux variations climatiques.

L’achèvement imminent du barrage de Nachtigal redéfinit le paysage énergétique camerounais. Les décideurs visent à réorganiser les capacités thermiques existantes, conférant à Kribi un rôle de base stable et à Dibamba une fonction de réserve stratégique. La reprise du contrôle de ces infrastructures permettra à l’État de piloter plus directement leur exploitation, leur entretien et leur politique tarifaire.

Une manœuvre stratégique aux implications majeures

Globeleq, sous l’égide du fonds britannique CDC Group et du norvégien Norfund, a consolidé sa présence au Cameroun en 2014 en acquérant les parts d’AES. Ce désengagement pressenti s’inscrit dans une tendance continentale où les États africains manifestent une volonté accrue de récupérer le contrôle de leurs infrastructures stratégiques, face à l’évolution des régulations pour les producteurs indépendants d’électricité. Le Cameroun, confronté à ses propres défis structurels dans le secteur électrique, notamment la situation financière précaire de la Sonatrel et les dettes envers les IPP, s’inscrit pleinement dans cette démarche.

Le montant indicatif de 80 milliards de FCFA pose des questions sur le financement. Le budget de l’État camerounais est déjà sous pression en raison du service de la dette et des engagements envers le Fonds monétaire international. Plusieurs pistes sont envisagées pour le montage financier : l’implication de bailleurs de fonds multilatéraux, une émission spécifique sur le marché régional de la Beac, ou l’arrivée d’un nouveau partenaire technique. La structure juridique de l’opération influencera également la politique tarifaire, un sujet sensible dans un pays où le coût de l’électricité est réglementé et toute augmentation peut provoquer des troubles sociaux.

Un précédent observé par les investisseurs énergétiques africains

Cette transaction, au-delà de ses implications purement camerounaises, sera attentivement suivie par tous les investisseurs privés actifs dans les projets de producteurs indépendants d’électricité (IPP) en Afrique subsaharienne. La manière dont Yaoundé mènera cette opération – en assurant une conclusion structurée, une valorisation équitable des actifs et la pérennité opérationnelle – enverra un message clair aux fonds et développeurs engagés dans des initiatives comparables au Gabon, au Congo ou en Côte d’Ivoire. Un accord mal négocié ou un retrait désordonné pourrait, à l’inverse, nuire à l’attractivité du Cameroun pour de futurs investissements privés dans un secteur où les besoins en production, transport et distribution demeurent immenses.

Le calendrier serré mentionné par les sources proches du dossier indique que les aspects délicats, notamment la valorisation finale et l’avenir des contrats d’achat d’électricité, devront être résolus dans les mois à venir. Les pourparlers avancent, avec pour objectif une finalisation avant la fin de l’année 2026.