Cameroun Yaoundé finalise le rachat des centrales électriques stratégiques
L’État du Cameroun accélère la négociation pour reprendre le contrôle de deux infrastructures énergétiques majeures détenues par le groupe Globeleq. Les discussions en cours visent le rachat des 56 % de parts détenues par l’investisseur britannique dans la Kribi Power Development Company (KPDC) et la Dibamba Power Development Company (DPDC), pour un montant estimé à 80 milliards de francs CFA, soit environ 138 millions de dollars. Bien qu’aucune offre ferme n’ait encore été formalisée, les pourparlers semblent suffisamment avancés pour envisager une conclusion d’ici fin 2026.
Des centrales au rôle clé dans l’équilibre énergétique national
Ces deux centrales 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, principal pôle de consommation du pays. Quant à la centrale thermique de Dibamba, située près de Douala et fonctionnant au fioul lourd, elle développe 88 mégawatts et intervient comme solution d’appoint lors des pics de demande ou en cas de baisse de production hydroélectrique. Ensemble, ces installations forment une part essentielle de la capacité thermique camerounaise, dans un paysage où l’hydraulique domine malgré les aléas climatiques.
L’arrivée prochaine du barrage de Nachtigal, dont la mise en service complète est imminente, redessine la stratégie énergétique du Cameroun. Les autorités ambitionnent de réorganiser les capacités thermiques existantes : Kribi devra conserver son rôle de base, tandis que Dibamba servira de solution de secours. Le rachat de ces actifs permettrait à l’État de mieux maîtriser les décisions opérationnelles, les programmes de maintenance et les politiques tarifaires.
Un enjeu économique et politique de taille
Globeleq, détenu majoritairement par le fonds britannique CDC Group et le norvégien Norfund, s’est implanté au Cameroun en 2014 en prenant le relais d’AES. Son retrait s’inscrit dans une tendance plus large observée en Afrique, où les États cherchent à reprendre le contrôle de leurs actifs stratégiques face à des cadres réglementaires en mutation. Le Cameroun, confronté à des défis structurels dans son secteur électrique — notamment la situation financière précaire de la Sonatrel et les retards de paiement envers les producteurs indépendants — illustre cette dynamique.
Le montant indicatif de 80 milliards de francs CFA pose la question du financement. Les marges de manœuvre budgétaires de l’État sont limitées, notamment en raison du service de la dette et des engagements pris auprès du Fonds monétaire international. Plusieurs options sont envisagées : un recours à des bailleurs multilatéraux, une émission obligataire sur le marché régional de la Beac, ou encore l’intégration d’un partenaire technique. Le choix de la structure juridique retenue influencera directement la politique tarifaire, dans un contexte où le prix de l’électricité est administré et où toute hausse pourrait déclencher des tensions sociales.
Un test pour l’attractivité des investissements privés en Afrique centrale
Cette opération dépasse le cadre camerounais. Les producteurs indépendants d’électricité opérant en Afrique subsaharienne, notamment au Gabon, au Congo ou en Côte d’Ivoire, suivront de près l’issue des négociations. Une conclusion réussie, avec une valorisation équitable et une transition opérationnelle fluide, renforcerait la crédibilité du Cameroun auprès des investisseurs. À l’inverse, un accord bâclé ou un désengagement mal anticipé pourrait dissuader les futurs acteurs privés d’investir dans des projets similaires, alors que les besoins en infrastructures de production, de transport et de distribution restent colossaux.
Le calendrier serré évoqué laisse peu de marge de manœuvre. Les parties doivent trancher rapidement les points sensibles, en particulier la valorisation définitive et le devenir des contrats d’achat d’électricité en vigueur. Les discussions se poursuivent activement en vue d’une finalisation avant fin 2026.