L’État camerounais est engagé dans une phase active de négociations pour le rachat des 56% détenus par le groupe britannique Globeleq au sein de deux entités majeures de production d’électricité. Yaoundé dialogue avec l’investisseur londonien concernant la reprise de ses participations dans Kribi Power Development Company (KPDC) et Dibamba Power Development Company (DPDC). La valorisation indicative de cette opération avoisine les 80 milliards de FCFA, soit environ 138 millions de dollars. Bien qu’aucune offre formelle n’ait encore été soumise, les discussions sont suffisamment avancées pour envisager une conclusion avant la fin de l’année 2026.
Des centrales essentielles au mix énergétique camerounais
Les infrastructures concernées 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 installée de 216 mégawatts. Elle constitue un pilier du réseau interconnecté Sud, la principale zone de consommation du pays. Quant à la centrale thermique de Dibamba, alimentée au fioul lourd et située près de Douala, elle produit 88 mégawatts et assure un rôle d’appoint crucial lors des pics de demande ou en cas de défaillance des installations hydroélectriques. Collectivement, ces centrales thermiques représentent une part significative de la puissance électrique du Cameroun, un système où l’énergie hydraulique domine mais reste sensible aux variations climatiques.
L’achèvement imminent du barrage de Nachtigal, dont la pleine capacité est attendue sous peu, redéfinit le paysage énergétique camerounais. Les autorités cherchent à réorganiser l’utilisation des capacités thermiques existantes pour optimiser l’ensemble du système. Dans cette nouvelle configuration, la centrale à gaz de Kribi conserverait un rôle de production de base, tandis que Dibamba serait davantage sollicitée comme solution de secours. Un contrôle capitalistique direct de ces outils permettrait à l’État d’exercer une influence plus directe sur les décisions d’exploitation, de maintenance et de tarification.
Une opération à forte portée stratégique
Globeleq, sous le contrôle des fonds britannique CDC Group et norvégien Norfund, a fait son entrée au Cameroun en 2014 en acquérant les parts précédemment détenues par AES. Cette cession s’inscrit dans un mouvement plus large de réorganisation des portefeuilles des producteurs indépendants d’électricité en Afrique, qui doivent s’adapter à des cadres réglementaires changeants et à la volonté croissante des États africains de reprendre la main sur leurs actifs stratégiques. Le Cameroun ne déroge pas à cette tendance, d’autant plus que son secteur électrique est confronté à des défis structurels persistants, notamment la fragilité financière de la Sonatrel et les arriérés de paiement envers les producteurs indépendants.
Le montant indicatif de 80 milliards de FCFA soulève des questions importantes quant au bouclage financier de l’opération. Les marges budgétaires de l’État camerounais sont restreintes par le service de la dette et les engagements pris auprès du Fonds monétaire international dans le cadre du programme en cours. Plusieurs options de financement sont envisagées, telles qu’un montage impliquant des bailleurs multilatéraux, une émission obligataire dédiée sur le marché régional de la Beac, ou l’intégration d’un partenaire technique de substitution. La structure juridique choisie influencera également la trajectoire tarifaire, dans un pays où le prix de l’électricité est administré et où toute augmentation peut générer des tensions sociales.
Un message aux producteurs indépendants en Afrique centrale
Au-delà du seul Cameroun, cette opération sera attentivement suivie par l’ensemble des investisseurs privés opérant sur les projets d’énergies indépendantes (IPP) en Afrique subsaharienne. La capacité de Yaoundé à mener à bien une transaction ordonnée, à valoriser équitablement les actifs et à assurer la continuité opérationnelle, enverra un signal clair aux fonds et développeurs impliqués dans des projets similaires au Gabon, au Congo ou en Côte d’Ivoire. À l’inverse, un accord mal négocié ou un désengagement mal géré pourrait nuire à l’attractivité du pays pour de futurs financements privés dans le secteur, à un moment où les besoins en investissements pour la production, le transport et la distribution restent considérables.
Le calendrier serré des discussions, tel qu’il est évoqué par des sources proches du dossier, implique que les points cruciaux, notamment la valorisation définitive des actifs et le devenir des contrats d’achat d’électricité en vigueur, devront être résolus dans les prochains mois. Les pourparlers se poursuivent activement en vue d’une finalisation avant la fin de l’année 2026.
