Cameroun : l’état engage des discussions pour le rachat stratégique des centrales de kribi et dibamba

L’État camerounais s’apprête à franchir une étape décisive dans le contrôle de ses infrastructures énergétiques. Des pourparlers intensifs sont en cours avec le groupe britannique Globeleq pour l’acquisition de ses 56% de participation dans deux entités majeures de production électrique : Kribi Power Development Company (KPDC) et Dibamba Power Development Company (DPDC). Les discussions, qui valorisent ces actifs à environ 80 milliards de FCFA (soit près de 138 millions de dollars), sont suffisamment avancées pour envisager une conclusion avant la fin de l’année 2026, bien qu’aucune offre formelle n’ait encore été soumise.

Deux infrastructures vitales pour l’énergie camerounaise

Les installations concernées par ce potentiel rachat sont d’une importance capitale pour le réseau électrique national. La centrale à gaz de Kribi, opérationnelle depuis 2013 dans la région du Sud, dispose d’une capacité de 216 mégawatts et représente un pilier pour le réseau interconnecté Sud, la zone de consommation la plus dense du Cameroun. La centrale thermique de Dibamba, alimentée au fioul lourd et située près de Douala, contribue avec 88 mégawatts. Elle joue un rôle crucial en tant que support lors des pics de demande ou en cas de défaillance des barrages hydroélectriques. Ces deux centrales constituent une part significative de la production thermique du pays, complétant un système majoritairement hydroélectrique mais vulnérable aux variations climatiques.

L’arrivée imminente du barrage de Nachtigal, dont la pleine capacité sera bientôt atteinte, redéfinit le paysage énergétique camerounais. Les autorités cherchent à réorganiser l’utilisation des capacités thermiques existantes. La centrale de Kribi, au gaz, est destinée à maintenir un rôle de production de base, tandis que Dibamba se concentrerait sur la sécurité d’approvisionnement. En reprenant le contrôle de ces outils de production, l’État ambitionne une gestion plus directe des opérations, de la maintenance et de la politique tarifaire.

Une acquisition aux enjeux stratégiques majeurs

Globeleq, sous le contrôle des fonds britannique CDC Group et norvégien Norfund, a acquis ses parts au Cameroun en 2014, succédant à AES. Cette transaction s’inscrit dans une tendance continentale où les États africains manifestent une volonté croissante de reprendre la main sur leurs actifs stratégiques, face à des cadres réglementaires en mutation et aux défis des producteurs indépendants d’électricité. Le Cameroun ne fait pas exception, d’autant que son secteur électrique est confronté à des problèmes structurels persistants, notamment la fragilité financière de la Sonatrel et les dettes envers les producteurs indépendants.

Le montant indicatif de 80 milliards de FCFA pose des questions de financement. Les marges budgétaires du Cameroun sont déjà contraintes par le service de la dette et les engagements pris avec le Fonds monétaire international. Plusieurs options de financement sont envisagées, incluant le soutien de bailleurs multilatéraux, une émission obligataire sur le marché régional de la BEAC, ou l’intégration d’un nouveau partenaire technique. La structure juridique de l’opération aura également des répercussions sur les tarifs de l’électricité, un sujet sensible dans un pays où les prix sont administrés et toute augmentation peut provoquer des tensions sociales.

Un signal fort pour les investisseurs énergétiques en Afrique centrale

Au-delà des frontières camerounaises, cette opération sera attentivement observée par l’ensemble des investisseurs privés opérant dans le secteur des producteurs indépendants d’électricité (IPP) en Afrique subsaharienne. La capacité de Yaoundé à mener à bien cette transaction de manière ordonnée, à évaluer justement les actifs et à assurer la continuité opérationnelle, enverra un message clé aux fonds d’investissement et développeurs engagés dans des projets similaires, notamment au Gabon, au Congo ou en Côte d’Ivoire. À l’inverse, un accord mal négocié ou un retrait désordonné pourrait nuire à l’attractivité du pays pour les futurs investissements privés, alors même que les besoins en capitaux pour la production, le transport et la distribution d’électricité demeurent colossaux.

Le calendrier serré évoqué par les parties prenantes suggère que les points cruciaux, comme la valorisation finale et l’avenir des contrats d’achat d’électricité actuels, devront être résolus dans les mois à venir pour une finalisation avant la fin de l’année 2026.