L’État du Cameroun accélère le processus de reprise des 56 % détenus par le groupe britannique Globeleq au sein des sociétés spécialisées dans la production d’électricité à Kribi et Dibamba. Les discussions en cours avec l’investisseur londonien visent à finaliser l’acquisition de ses participations dans Kribi Power Development Company (KPDC) et Dibamba Power Development Company (DPDC), avec une valorisation estimée à 80 milliards de FCFA, soit l’équivalent de 138 millions de dollars. Bien qu’aucune proposition officielle n’ait encore été soumise, les négociations avancent suffisamment pour envisager une conclusion d’ici la fin de l’année 2026.
Les centrales de Kribi et Dibamba, piliers du réseau électrique camerounais
Ces deux infrastructures électriques jouent un rôle clé dans l’alimentation du Cameroun. La centrale à gaz de Kribi, opérationnelle depuis 2013 dans la région du Sud, affiche une capacité de 216 mégawatts et alimente principalement le réseau interconnecté Sud, cœur de la consommation nationale. Quant à la centrale thermique de Dibamba, située près de Douala, elle produit 88 mégawatts et intervient en complément lors des pics de demande ou en cas de défaillance des centrales hydroélectriques. Ensemble, ces deux sites représentent une part essentielle de la production thermique du pays, dans un contexte où l’hydraulique reste dominant mais vulnérable aux variations climatiques.
L’achèvement prochain du barrage de Nachtigal, dont la mise en service complète est imminente, modifie la donne énergétique. Les autorités camerounaises souhaitent réorganiser le mix énergétique en recentrant les capacités thermiques. Kribi conserverait un rôle central comme base stable, tandis que Dibamba interviendrait en appoint. Le rachat de ces actifs par l’État permettrait une gestion plus directe des décisions opérationnelles, de la maintenance et des tarifs.
Une manœuvre aux enjeux stratégiques majeurs
Globeleq, détenu par le fonds britannique CDC Group et le norvégien Norfund, s’est installé au Cameroun en 2014 en reprenant les parts détenues auparavant par AES. Son retrait s’inscrit dans une tendance plus large de redéfinition des portefeuilles des producteurs indépendants d’électricité en Afrique, face à des cadres réglementaires changeants et à la volonté croissante des États de reprendre le contrôle de leurs actifs stratégiques. Le Cameroun, confronté à des défis structurels persistants, notamment la situation financière fragile de la Sonatrel et les retards de paiement envers les producteurs indépendants, s’inscrit dans cette dynamique.
Le montant estimé de 80 milliards de FCFA soulève des interrogations sur le financement. Les contraintes budgétaires de l’État camerounais, aggravées par le service de la dette et les engagements pris auprès du Fonds monétaire international, rendent nécessaire l’exploration de solutions alternatives. Un financement mixte impliquant des partenaires multilatéraux, une émission obligataire sur le marché de la Beac ou l’intégration d’un acteur technique pourrait être envisagé. La structure juridique choisie aura un impact direct sur les tarifs, dans un pays où le prix de l’électricité est régulé et où toute augmentation pourrait générer des tensions sociales.
Un précédent à l’échelle de l’Afrique centrale
Cette opération dépasse le cadre camerounais et sera observée de près par les investisseurs privés impliqués dans les projets IPP (Independent Power Producers) en Afrique subsaharienne. La capacité de Yaoundé à mener à bien cette transaction de manière transparente, à évaluer correctement les actifs et à assurer la continuité des opérations enverra un signal fort aux fonds et développeurs actifs au Gabon, au Congo ou en Côte d’Ivoire. À l’inverse, un accord mal négocié ou un désengagement mal géré pourrait affecter l’attractivité du Cameroun pour les futurs investissements privés dans le secteur, alors que les besoins en infrastructures de production, transport et distribution restent colossaux.
Le calendrier serré évoqué par les parties prenantes indique que les points sensibles, notamment la valorisation définitive et la gestion des contrats d’achat d’électricité en vigueur, devront être résolus dans les prochains mois pour respecter l’échéance de fin 2026.