Le Cameroun prépare une reprise stratégique de ses centrales électriques

L’État camerounais s’apprête à consolider son emprise sur des infrastructures énergétiques vitales. Des négociations actives sont en cours pour le rachat des 56% que le géant britannique Globeleq détient dans deux entités clés de production d’électricité : Kribi Power Development Company (KPDC) et Dibamba Power Development Company (DPDC). Les discussions avec l’investisseur basé à Londres portent sur une valorisation indicative d’environ 80 milliards de FCFA, équivalant à quelque 138 millions de dollars. Bien qu’aucune proposition officielle n’ait encore été formulée, les échanges avancent à un rythme soutenu, laissant entrevoir une possible finalisation de l’accord avant la fin de l’année 2026.

Des actifs énergétiques au cœur du système camerounais

Les installations concernées par cette transaction revêtent une importance capitale pour l’approvisionnement électrique national. La centrale à gaz de Kribi, opérationnelle depuis 2013 dans la région du Sud, dispose d’une capacité de 216 mégawatts et représente une source majeure d’alimentation pour le réseau interconnecté Sud, la zone de consommation la plus dense du pays. Quant à la centrale thermique de Dibamba, située près de Douala, elle produit 88 mégawatts à partir de fioul lourd. Elle joue un rôle crucial en tant que support lors des pics de demande ou en cas de défaillance des barrages hydroélectriques. Ensemble, ces unités constituent une part significative de la production thermique du Cameroun, un pays où l’hydroélectricité domine, mais reste vulnérable aux variations climatiques.

L’intégration progressive du barrage de Nachtigal, dont la pleine exploitation est imminente, redéfinit le paysage énergétique camerounais. Les autorités visent à optimiser l’utilisation des capacités thermiques existantes. La centrale de Kribi conserverait un rôle de production de base, tandis que Dibamba serait davantage mobilisée comme capacité de réserve. Une reprise du contrôle capitalistique de ces infrastructures permettrait à l’État d’exercer une influence directe sur les décisions opérationnelles, la maintenance et la structure tarifaire.

Une opération aux implications stratégiques majeures

Globeleq, sous le contrôle des fonds britannique CDC Group et norvégien Norfund, a fait son entrée sur le marché camerounais en 2014, en acquérant les parts précédemment détenues par AES. Ce désengagement potentiel s’inscrit dans une tendance plus large observée sur le continent africain, où les producteurs indépendants d’électricité (IPP) réévaluent leurs portefeuilles face à l’évolution des cadres réglementaires et à la volonté grandissante des États de reprendre la main sur leurs actifs stratégiques. Le Cameroun, confronté à des défis structurels persistants dans son secteur électrique, notamment la fragilité financière de la Sonatrel et les arriérés de paiement envers les IPP, s’inscrit pleinement dans cette dynamique de renforcement de la souveraineté énergétique.

Le montant indicatif de 80 milliards de FCFA soulève des questions quant à son financement. Les marges budgétaires de l’État camerounais sont déjà contraintes par le service de la dette et les engagements pris dans le cadre de son programme avec le Fonds monétaire international. Plusieurs pistes sont envisagées pour boucler le financement : l’implication de bailleurs multilatéraux, une émission obligataire sur le marché régional de la BEAC, ou l’intégration d’un nouveau partenaire technique. La structure juridique de l’opération aura également un impact direct sur l’évolution des tarifs de l’électricité, un sujet sensible au Cameroun où toute augmentation peut générer des tensions sociales.

Un signal pour l’investissement privé en Afrique centrale

Au-delà des frontières camerounaises, cette opération sera attentivement suivie par l’ensemble des investisseurs privés opérant dans le secteur des IPP en Afrique subsaharienne. La capacité de Yaoundé à mener à bien une transaction structurée, à évaluer équitablement les actifs et à garantir la continuité opérationnelle enverra un message fort aux fonds d’investissement et aux développeurs de projets similaires au Gabon, au Congo ou en Côte d’Ivoire. À l’inverse, un accord mal négocié ou un retrait désordonné pourrait nuire à l’attractivité du pays pour de futurs financements privés, à un moment où les besoins en investissements pour la production, le transport et la distribution d’électricité restent colossaux.

Le calendrier serré mentionné par les sources proches du dossier suggère que les points cruciaux, notamment la valorisation finale des actifs et le futur des contrats d’achat d’électricité actuels, devront être résolus dans les mois à venir pour une conclusion effective avant fin 2026.