Le contrat énergétique liant le Gabon à Karpowership, une entité du conglomérat turc Karadeniz Holding spécialisée dans les centrales électriques flottantes, est au cœur d’une vive polémique budgétaire et industrielle. Les informations diffusées par la presse spécialisée révèlent que Libreville débourse mensuellement 1,8 milliard de francs CFA pour une capacité théorique de 150 mégawatts. Cependant, la production effectivement injectée sur le réseau national ne dépasserait pas aujourd’hui les 80 à 90 mégawatts. Cet écart significatif soulève des questions pressantes, notamment alors que les autorités de la transition s’efforcent de rationaliser les dépenses publiques, souvent critiquées par le passé pour leur manque de transparence.
L’accord initial d’urgence s’est pérennisé
L’accord avec l’opérateur turc avait été conclu dans une optique de court terme. Confronté à un déficit persistant en matière de production électrique, exacerbé par la vétusté de ses infrastructures thermiques et la variabilité de l’hydroélectricité durant la saison sèche, l’exécutif gabonais avait opté pour la rapidité des powerships. Ces navires-centrales, ancrés au large d’Owendo, permettent de fournir des dizaines de mégawatts au réseau en quelques semaines. Cette méthode, déjà éprouvée au Ghana, en Sierra Leone ou au Sénégal, offre une solution immédiate aux crises, mais à un coût par kilowattheure généralement plus élevé que celui des centrales terrestres conventionnelles.
Ce qui était initialement perçu comme un palliatif temporaire est finalement devenu une solution de longue durée. La montée en puissance des projets de production locale, notamment autour des barrages et des futures centrales à gaz, n’a pas suffi à rendre le contrat turc superflu. En conséquence, la Société d’énergie et d’eau du Gabon (SEEG) demeure dépendante de ce fournisseur externe pour équilibrer son bilan électrique, particulièrement 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.
La contestation de l’équation économique
Le principal point de friction réside dans la différence entre la capacité facturée et la puissance réellement fournie. Payer un forfait basé sur 150 mégawatts tout en n’en recevant qu’une fraction augmente, de facto, le prix réel du mégawatt. De nombreuses voix, tant au sein de l’administration que dans les cercles techniques, estiment que la formule contractuelle protège excessivement l’opérateur turc contre les aléas de la demande et les éventuels problèmes techniques. Les autorités de la transition, qui ont pris le pouvoir en août 2023, ont d’ailleurs lancé un audit systématique des principaux contrats publics hérités du précédent régime.
Karpowership n’est pas un acteur isolé sur le continent africain. Le groupe déploie plusieurs dizaines de navires-centrales dans une quinzaine de nations, avec une présence particulièrement marquée en Afrique subsaharienne. Sa force réside dans sa capacité à installer rapidement des unités allant de 30 à 470 mégawatts. Sa faiblesse, du point de vue des États clients, tient à la dépendance qu’elle engendre : une fois le powership connecté, s’en séparer requiert de disposer d’alternatives fiables, sous peine de replonger dans les délestages.
Options pour une stratégie de sortie ou de renégociation
L’enjeu n’est donc pas uniquement financier, il est également opérationnel. Rompre le contrat sans mettre en service, en parallèle, des capacités équivalentes exposerait la SEEG à un choc d’offre majeur. Or, les grands projets attendus, comme le barrage de Kinguélé Aval développé en partenariat avec Meridiam ou les futures centrales à gaz alimentées par la production nationale, ne seront pleinement opérationnels que dans un horizon de deux à trois ans. La marge de manœuvre immédiate du Gabon reste par conséquent limitée.
Plusieurs pistes sont actuellement étudiées. La première consiste à renégocier les conditions financières, en indexant de manière plus stricte la facturation sur la puissance effectivement injectée. La seconde privilégie une sortie progressive, synchronisée avec la mise en service des nouvelles infrastructures. Une troisième option, plus radicale, envisagerait une rupture contractuelle assortie du recours à d’autres fournisseurs, quitte à s’exposer à d’éventuels contentieux internationaux. Le choix final engagera durablement la crédibilité de la politique énergétique gabonaise et, plus largement, la doctrine de souveraineté industrielle prônée par les autorités de transition.
Ces arbitrages devraient être finalisés dans les semaines à venir, à mesure que la feuille de route énergétique du pays se précise.
