L’État camerounais a engagé une phase active de négociations en vue de l’acquisition des 56% que détient le groupe britannique Globeleq au sein de deux entités de production d’énergie électrique. Les discussions, menées par Yaoundé avec l’investisseur basé à Londres, portent sur la reprise des participations dans Kribi Power Development Company (KPDC) et Dibamba Power Development Company (DPDC). La valorisation indicative de cette transaction est estimée à environ 80 milliards de FCFA, soit près de 138 millions de dollars. Bien qu’aucune proposition formelle n’ait été soumise à ce jour, les échanges sont suffisamment avancés pour anticiper une finalisation de l’opération avant la fin de l’année 2026.
Des centrales clés au cœur de la stratégie électrique camerounaise
Les infrastructures énergétiques concernées revêtent une importance capitale. La centrale à gaz de Kribi, opérationnelle depuis 2013 dans la région du Sud, dispose d’une capacité de 216 mégawatts et approvisionne le réseau interconnecté Sud, principale zone de consommation du Cameroun. Quant à celle de Dibamba, une centrale thermique fonctionnant au fioul lourd et située près de Douala, elle génère 88 mégawatts et assure un rôle d’appoint essentiel durant les pics de demande ou en cas de défaillance du système hydroélectrique. Collectivement, ces installations représentent une portion significative de la capacité thermique nationale, au sein d’un écosystème où l’hydroélectricité domine, mais reste vulnérable aux variations climatiques.
L’achèvement progressif du barrage de Nachtigal, dont la mise en service totale est imminente, redessine le paysage énergétique camerounais. Les autorités ambitionnent de réarticuler les capacités thermiques existantes pour former un ensemble optimisé. Dans ce nouveau schéma, la centrale de Kribi, alimentée au gaz, conserverait un rôle de production de base, tandis que Dibamba serait davantage sollicitée pour des besoins de secours. Reprendre le contrôle capitalistique de ces outils stratégiques offrirait à l’État une capacité d’arbitrage directe sur les décisions relatives à l’exploitation, à la maintenance et à la tarification.
Une opération à l’enjeu stratégique majeur
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 font face à des cadres réglementaires en mutation et à une volonté croissante des États africains de reprendre la main sur leurs actifs stratégiques. Le Cameroun n’échappe pas à cette dynamique, alors même 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 à lui seul des interrogations quant à son financement. Les marges budgétaires de l’État camerounais sont déjà sous pression en raison du service de la dette et des engagements contractés auprès du Fonds monétaire international dans le cadre du programme actuel. Plusieurs pistes sont envisagées pour le bouclage financier, incluant 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 politique tarifaire, dans un pays où le prix de l’électricité est administré et où toute augmentation est susceptible de générer des tensions sociales.
Un signal fort pour les investisseurs énergétiques en Afrique centrale
Au-delà de la seule situation camerounaise, cette opération sera attentivement observée par l’ensemble des investisseurs privés opérant sur les projets d’énergies indépendantes (IPP) en Afrique subsaharienne. La capacité de Yaoundé à mener à bien une transaction ordonnée, à valoriser équitablement les actifs et à garantir la continuité opérationnelle enverra un message crucial aux fonds d’investissement et aux développeurs impliqués dans des projets similaires au Gabon, au Congo ou en Côte d’Ivoire. À l’inverse, un accord mal négocié ou un retrait mal géré pourrait entamer l’attractivité du pays pour de futurs investissements privés dans le secteur, à un moment où les besoins en capitaux pour la production, le transport et la distribution d’électricité demeurent considérables.
Le calendrier serré évoqué par les sources proches du dossier implique que les points critiques, notamment la valorisation finale des actifs et le devenir des contrats d’achat d’électricité en vigueur, devront être résolus dans les prochains mois. Les discussions se poursuivent activement en vue d’une concrétisation avant la fin de l’année 2026.
