Le partenariat entre le Gabon et Karpowership, une entité du conglomérat turc Karadeniz Holding spécialisée dans les centrales électriques flottantes, est actuellement au cœur d’intenses débats budgétaires et industriels. Des données chiffrées circulant dans la presse spécialisée révèlent que Libreville débourse mensuellement 1,8 milliard de francs CFA pour une capacité théorique de 150 mégawatts. Or, la production réelle injectée dans le réseau national oscillerait aujourd’hui entre 80 et 90 mégawatts. Cet écart significatif soulève des questions, particulièrement alors que les autorités de la transition s’efforcent de rationaliser des dépenses publiques souvent critiquées pour leur manque de transparence.
Un accord d’urgence devenu permanent
L’accord initial avec l’opérateur turc avait été conçu comme une réponse à court terme. Confronté à un déficit persistant de production électrique, exacerbé par des infrastructures thermiques vieillissantes et une hydroélectricité instable en saison sèche, le gouvernement gabonais avait opté pour la rapidité des powerships. Ces navires-centrales, ancrés au large d’Owendo, ont la capacité d’injecter rapidement plusieurs dizaines de mégawatts dans le réseau. Cette solution, déjà mise en œuvre avec succès au Ghana, en Sierra Leone ou au Sénégal, offre une réaction immédiate aux crises énergétiques, bien qu’à un coût par kilowattheure généralement plus élevé que celui des centrales terrestres traditionnelles.
Ce qui était initialement prévu comme un palliatif temporaire s’est finalement inscrit dans la durée. Le développement de projets de production locale, notamment via les barrages et les centrales à gaz, n’a pas suffi à rendre le contrat avec la firme turque superflu. En conséquence, la Société d’énergie et d’eau du Gabon (SEEG) demeure dépendante de ce fournisseur externe pour équilibrer son approvisionnement électrique, en particulier lors des pics de consommation. Sur une année, la facture cumulée excède 21 milliards de francs CFA, un montant considérable pour un pays dont la gestion budgétaire reste sous étroite surveillance.
Une logique économique de plus en plus contestée
La principale source de tension réside dans le décalage entre la capacité facturée et la puissance effectivement fournie. Payer un forfait basé sur 150 mégawatts pour n’en recevoir qu’une fraction augmente mécaniquement le coût réel du mégawatt livré. Plusieurs voix, au sein de l’administration et des milieux techniques, estiment que les clauses contractuelles protègent excessivement l’opérateur turc des fluctuations de la demande et des problèmes techniques. Les autorités de la transition, qui ont pris les rênes du pouvoir en août 2023, ont d’ailleurs lancé un audit rigoureux de tous les grands contrats publics hérités de l’ancienne administration.
Karpowership n’est pas un acteur isolé sur le continent africain. Le groupe exploite plusieurs dizaines de navires-centrales dans une quinzaine de nations, avec une présence notable en Afrique subsaharienne. Sa force réside dans sa capacité à déployer rapidement des unités de 30 à 470 mégawatts. Cependant, du point de vue des pays clients, sa faiblesse réside dans la dépendance qu’il engendre : une fois un powership connecté, s’en défaire exige de disposer d’alternatives fiables, sous peine de se retrouver face à des coupures de courant.
Options : renégociation ou désengagement progressif
La problématique n’est donc pas uniquement d’ordre financier, elle est aussi opérationnelle. Mettre fin au contrat sans avoir mis en service, en parallèle, des capacités équivalentes exposerait la SEEG à un choc d’offre majeur. Or, les projets d’envergure attendus, tels que le barrage de Kinguélé Aval développé en collaboration avec Meridiam ou de futures centrales à gaz alimentées par la production nationale, ne seront pleinement opérationnels que dans un délai de deux à trois ans. La marge de manœuvre immédiate est par conséquent limitée.
Plusieurs pistes sont actuellement à l’étude. La première consiste à renégocier les conditions financières, en liant plus strictement la facturation à la puissance effectivement injectée. La seconde privilégie un désengagement progressif, coordonné avec la montée en puissance des nouvelles infrastructures. Une troisième voie, plus radicale, envisagerait une rupture du contrat et le recours à d’autres fournisseurs, avec le risque potentiel de litiges internationaux. Le choix qui sera fait aura un impact durable sur la crédibilité de la politique énergétique gabonaise et, plus largement, sur la doctrine de souveraineté industrielle prônée par les autorités de transition.
Ces décisions stratégiques devraient être finalisées dans les semaines à venir, à mesure que la feuille de route énergétique du pays se précisera.