L’État camerounais s’engage activement dans le processus d’acquisition des 56% de parts détenues par le groupe britannique Globeleq au sein de deux entités majeures de production électrique. Des discussions sont en cours entre Yaoundé et l’investisseur basé à Londres pour la reprise de ses participations dans Kribi Power Development Company (KPDC) et Dibamba Power Development Company (DPDC). La valorisation indicative de cette transaction s’élèverait à environ 80 milliards de FCFA, soit près de 138 millions de dollars. Bien qu’aucune proposition formelle n’ait encore été déposée, les échanges sont suffisamment avancés pour envisager une finalisation avant la fin de l’année 2026.
Des infrastructures vitales pour le réseau électrique national
Les actifs concernés par cette opération sont d’une importance capitale pour le mix énergétique du Cameroun. La centrale à gaz de Kribi, opérationnelle depuis 2013 dans la région du Sud, dispose d’une capacité installée de 216 mégawatts et représente un pilier essentiel pour l’approvisionnement 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 génère 88 mégawatts et joue un rôle crucial en tant que support lors des pics de demande ou en cas de défaillance des installations hydroélectriques. Ensemble, ces centrales constituent une part significative de la capacité thermique nationale, complétant un système où l’hydroélectricité prédomine mais reste sujette aux variations climatiques.
L’arrivée progressive du barrage de Nachtigal, dont la pleine exploitation est imminente, redéfinit le paysage énergétique camerounais. Les autorités cherchent à réorganiser l’usage des capacités thermiques existantes pour optimiser l’ensemble : la centrale à gaz de Kribi conserverait son rôle de production de base, tandis que Dibamba serait davantage sollicitée en appoint. Reprendre le contrôle capitalistique de ces infrastructures permettrait à l’État de piloter plus directement les décisions relatives à l’exploitation, à la maintenance et à la fixation des tarifs.
Dimension stratégique et défis financiers du rachat
Globeleq, sous le contrôle du fonds britannique CDC Group et du norvégien Norfund, a fait son entrée sur le marché camerounais en 2014 en acquérant les parts précédemment détenues par AES. Ce désengagement s’inscrit dans une tendance plus large de reconfiguration des portefeuilles des producteurs indépendants d’électricité en Afrique, qui doivent s’adapter à des cadres réglementaires en mutation et à la volonté croissante des États africains de reprendre la main sur leurs actifs stratégiques. Le Cameroun ne fait pas exception à cette dynamique, 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 quant à son financement. Les marges budgétaires de l’État camerounais sont déjà contraintes par le service de la dette et les engagements pris auprès du Fonds monétaire international dans le cadre du programme actuel. Plusieurs options de montage financier sont envisagées : l’implication de 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 adoptée influencera également la trajectoire tarifaire, dans un pays où le prix de l’électricité est administré et où toute augmentation peut engendrer des tensions sociales.
Impact régional et attractivité des investissements
Au-delà du seul cas camerounais, cette opération sera attentivement observée par l’ensemble des investisseurs privés positionnés sur les projets de producteurs indépendants d’électricité (IPP) en Afrique subsaharienne. La capacité de Yaoundé à mener à bien une transaction ordonnée, à évaluer correctement les actifs et à assurer la continuité opérationnelle enverra un signal fort aux fonds et développeurs impliqués dans des initiatives similaires au Gabon, au Congo ou en Côte d’Ivoire. À l’inverse, un accord mal négocié ou un désengagement mal géré pourrait entamer l’attractivité du pays pour de futurs financements privés dans le secteur, à un moment où les besoins d’investissement dans la production, le transport et la distribution demeurent considérables.
Le calendrier serré évoqué par les sources proches du dossier implique que les points cruciaux, notamment la valorisation finale et le devenir des contrats d’achat d’électricité en vigueur, devront être résolus dans les prochains mois en vue d’une finalisation avant la fin de l’année 2026.