Le partenariat énergétique entre le Gabon et Karpowership, la filiale du conglomérat turc Karadeniz Holding spécialisée dans les centrales électriques flottantes, est actuellement au cœur d’intenses débats. Des chiffres récemment divulgués révèlent que Libreville débourse mensuellement 1,8 milliard de francs CFA pour une puissance nominale de 150 mégawatts. Cependant, la production effectivement injectée sur le réseau national oscillerait entre 80 et 90 mégawatts. Cette divergence soulève de sérieuses interrogations, particulièrement alors que les autorités de la transition s’efforcent de rationaliser des dépenses publiques souvent critiquées pour leur manque de transparence.
Un accord d’urgence transformé en solution pérenne
L’accord initial avec l’opérateur turc était conçu comme une réponse provisoire. Confronté à un déficit persistant de production électrique, exacerbé par des infrastructures thermiques vieillissantes et une hydroélectricité capricieuse en saison sèche, le gouvernement gabonais avait opté pour la rapidité des powerships. Ces navires-centrales, ancrés au large d’Owendo, ont la capacité d’injecter rapidement des dizaines de mégawatts dans le réseau. Cette méthode, déjà éprouvée dans des pays comme le Ghana, la Sierra Leone ou le Sénégal, offre une solution immédiate aux crises énergétiques, bien qu’à un coût par kilowattheure généralement plus élevé que celui des centrales terrestres conventionnelles.
Ce qui devait être une mesure transitoire s’est finalement ancré dans le paysage énergétique gabonais. L’essor des projets de production locale, incluant des barrages et des centrales à gaz, n’a pas suffi à rendre le service turc superflu. En conséquence, la Société d’énergie et d’eau du Gabon (SEEG) demeure dépendante de ce fournisseur externe pour équilibrer son approvisionnement électrique, notamment durant les pics de consommation. Sur une période de douze mois, la facture cumulée excède les 21 milliards de francs CFA, un montant significatif pour une nation dont la gestion budgétaire est attentivement suivie.
Une viabilité économique de plus en plus contestée
Le principal point de friction réside dans l’écart entre la capacité facturée et la puissance réellement fournie. Payer un forfait basé sur 150 mégawatts tout en ne recevant qu’une fraction de cette puissance a pour effet d’augmenter mécaniquement le coût réel du mégawatt acheminé. Diverses voix, tant au sein de l’administration que parmi les experts techniques, estiment que les clauses contractuelles protègent excessivement l’opérateur turc face aux fluctuations de la demande et aux éventuels problèmes techniques. Les autorités de la transition, installées depuis août 2023, ont d’ailleurs lancé un audit rigoureux de tous les grands contrats publics hérités du précédent régime.
Karpowership n’est pas un acteur marginal en Afrique. Le groupe exploite plusieurs dizaines de navires-centrales dans une quinzaine de pays, avec une présence notable en Afrique subsaharienne. Sa force réside dans sa capacité à déployer rapidement des unités de 30 à 470 mégawatts. En revanche, sa principale faiblesse, du point de vue des États clients, est la dépendance qu’elle engendre : une fois un powership connecté, s’en séparer requiert des alternatives fiables pour éviter un retour aux délestages.
Vers une renégociation ou une sortie stratégique
L’enjeu n’est donc pas uniquement financier, il est aussi opérationnel. Une rupture unilatérale du contrat, sans la mise en service concomitante de capacités équivalentes, exposerait la SEEG à une crise d’approvisionnement majeure. Or, les grands projets attendus, tels que le barrage de Kinguélé Aval, développé en partenariat avec Meridiam, ou les futures centrales à gaz utilisant la production nationale, ne seront pleinement opérationnels que dans un délai de deux à trois ans. La marge de manœuvre à court terme est par conséquent limitée.
Plusieurs options sont à l’étude. La première consiste à renégocier les conditions financières, en liant plus étroitement la facturation à la puissance effectivement injectée. La seconde privilégie un retrait progressif, synchronisé avec la montée en puissance des nouvelles infrastructures. Une troisième voie, plus audacieuse, envisagerait une rupture du contrat et le recours à d’autres fournisseurs, quitte à faire face à d’éventuels litiges internationaux. Le choix final aura des répercussions durables sur la crédibilité de la politique énergétique gabonaise et, plus largement, sur la doctrine de souveraineté industrielle prônée par les autorités de transition.