Le gouvernement camerounais engage activement les négociations pour l’acquisition des 56 % détenus par le groupe britannique Globeleq dans deux centrales électriques stratégiques. Kribi Power Development Company (KPDC) et Dibamba Power Development Company (DPDC) font l’objet de discussions en vue d’un rachat estimé à 80 milliards de FCFA, soit environ 138 millions de dollars. Bien qu’aucune proposition officielle n’ait encore été formalisée, les pourparlers semblent suffisamment aboutis pour permettre une finalisation d’ici la fin de l’année 2026.
Deux infrastructures clés pour l’approvisionnement énergétique national
Ces actifs ne sont pas négligeables dans l’équilibre du mix électrique camerounais. La centrale thermique à gaz de Kribi, opérationnelle depuis 2013 dans la région du Sud, affiche une puissance de 216 mégawatts et alimente le réseau interconnecté Sud, principal pôle de consommation du pays. Quant à celle de Dibamba, une installation thermique à fioul lourd située près de Douala, elle dispose de 88 mégawatts et intervient comme solution de secours lors des pics de demande ou en cas de défaillance des barrages hydroélectriques. Ensemble, ces deux centrales représentent une part majeure de la capacité thermique nationale, dans un système où l’hydraulique domine mais reste vulnérable aux variations climatiques.
L’arrivée prochaine du barrage de Nachtigal, dont la mise en service complète est imminente, redistribue les cartes du secteur énergétique. Les autorités camerounaises ambitionnent de réorganiser les capacités thermiques existantes pour un fonctionnement plus optimal : le gaz de Kribi servirait de base tandis que Dibamba interviendrait en appoint. La reprise en main de ces actifs par l’État permettrait une gestion plus directe des décisions stratégiques, incluant l’exploitation, la maintenance et la tarification de l’électricité.
Une manœuvre aux enjeux économiques et politiques majeurs
Globeleq, détenu par le fonds britannique CDC Group et le norvégien Norfund, s’est installé au Cameroun en 2014 après le rachat des parts d’AES. Son retrait s’inscrit dans une tendance plus large de restructuration des portefeuilles des producteurs indépendants d’électricité en Afrique, face à des cadres réglementaires en mutation et à la volonté grandissante des États de reprendre le contrôle de leurs actifs stratégiques. Le Cameroun n’est pas épargné par cette dynamique, d’autant que le secteur électrique fait face à des défis structurels persistants, comme la situation financière précaire de la Sonatrel ou les retards de paiement envers les producteurs indépendants.
Le montant indicatif de 80 milliards de FCFA soulève des interrogations sur le financement de l’opération. Les contraintes budgétaires de l’État camerounais, aggravées par le service de la dette et les engagements pris auprès du Fonds monétaire international, rendent nécessaire l’exploration de solutions alternatives. Un financement mixte associant des bailleurs multilatéraux, une émission obligataire sur le marché régional de la Beac ou l’intégration d’un partenaire technique pourraient être envisagés. Le choix de la structure juridique retenue influencera également la politique tarifaire, dans un pays où les tarifs de l’électricité sont régulés et où toute augmentation risque de provoquer des tensions sociales.
Un test pour l’attractivité des investissements privés en Afrique centrale
Au-delà du Cameroun, cette transaction sera observée de près par les investisseurs privés impliqués dans des projets similaires en Afrique subsaharienne. La capacité des autorités camerounaises à mener à bien cette opération de manière ordonnée, à valoriser correctement les actifs et à garantir la continuité des services enverra un signal fort aux fonds et développeurs présents au Gabon, au Congo ou en Côte d’Ivoire. À l’inverse, un accord mal négocié ou un désengagement mal géré pourrait affecter la confiance des acteurs privés dans le secteur énergétique, à un moment où les besoins en investissements pour la production, le transport et la distribution restent colossaux.
Le calendrier serré évoqué par les observateurs du dossier implique que les points clés, notamment la valorisation définitive et le devenir des contrats d’achat d’électricité en vigueur, soient résolus dans les mois à venir. Les discussions en cours laissent entrevoir une conclusion avant la fin de l’année 2026.
