Le gouvernement camerounais accélère les discussions pour racheter les 56 % détenus par le groupe britannique Globeleq dans deux centrales électriques clés du pays. Les pourparlers, qui concernent la Kribi Power Development Company (KPDC) et la Dibamba Power Development Company (DPDC), pourraient aboutir à une acquisition valorisée à près de 80 milliards de FCFA, soit 138 millions de dollars. Bien qu’aucune proposition officielle n’ait encore été soumise, les négociations semblent suffisamment avancées pour envisager une finalisation d’ici la fin de l’année 2026.
Des infrastructures énergétiques vitales pour le réseau camerounais
Les deux centrales en jeu ne sont pas de simples actifs industriels. La centrale thermique à gaz de Kribi, opérationnelle depuis 2013 dans la région du Sud, affiche une puissance de 216 mégawatts et alimente principalement le réseau interconnecté Sud, cœur de la consommation nationale. Quant à celle de Dibamba, une installation à fioul lourd située près de Douala, elle développe 88 mégawatts et intervient en appoint lors des pics de demande ou en cas de baisse de production hydroélectrique. Ensemble, ces sites forment une part majeure de la capacité thermique du Cameroun, dans un système énergétique encore très dépendant de l’hydraulique malgré ses vulnérabilités climatiques.
Avec la future mise en service du barrage de Nachtigal, dont la pleine capacité est imminente, l’équilibre du mix énergétique camerounais évolue. Les autorités ambitionnent de rationaliser l’exploitation de ces centrales thermiques : Kribi devrait conserver son rôle de pilier, tandis que Dibamba deviendrait un recours en cas de crise. Ce rachat permettrait à l’État de mieux maîtriser les orientations stratégiques, notamment en matière de tarification, de maintenance et de gestion des ressources.
Une décision aux enjeux économiques et politiques majeurs
Globeleq, détenu conjointement par le fonds britannique CDC Group et le norvégien Norfund, s’est installé au Cameroun en 2014 en reprenant les parts d’AES. Son retrait s’inscrit dans une tendance continentale où les États africains cherchent à reprendre le contrôle de leurs actifs stratégiques, confrontés à des cadres réglementaires changeants. Cette dynamique intervient dans un contexte où le secteur électrique camerounais fait face à des défis persistants : santé financière précaire de la Sonatrel, arriérés de paiement envers les producteurs indépendants, et besoins colossaux en investissements.
Le montant envisagé pour cette transaction, 80 milliards de FCFA, soulève des interrogations sur sa faisabilité. Les marges budgétaires de l’État sont contraintes par le service de la dette et les engagements pris avec le Fonds monétaire international. Plusieurs options pourraient être étudiées : un financement via des bailleurs multilatéraux, une émission obligataire sur le marché régional de la BEAC, ou l’intégration d’un partenaire technique alternatif. Le choix de la structure juridique retenue aura également un impact direct sur la politique tarifaire, dans un pays où l’électricité reste soumise à un prix administré, sensible aux tensions sociales.
Un précédent qui pèsera sur les investisseurs en Afrique centrale
Au-delà du Cameroun, cette opération pourrait servir de référence pour les autres pays de la région. Les producteurs indépendants d’électricité (IPP) en Afrique subsaharienne, présents notamment au Gabon, au Congo ou en Côte d’Ivoire, suivront de près la manière dont Yaoundé gérera cette transition. Une sortie bien négociée, avec une valorisation équitable et une continuité opérationnelle préservée, renforcerait la crédibilité du Cameroun auprès des investisseurs privés. À l’inverse, une transaction bâclée ou un retrait mal maîtrisé pourrait dissuader les futurs financements dans le secteur, alors que les besoins en infrastructures de production, de transport et de distribution restent énormes.
Le calendrier serré évoqué par les observateurs du dossier impose de régler rapidement les questions clés : fixation du prix définitif et clarification du statut des contrats d’achat d’électricité en vigueur. Si les discussions se poursuivent comme prévu, l’accord pourrait être conclu avant la fin de l’année 2026.