L’État camerounais avance dans le processus de reprise des 56 % détenus par le groupe britannique Globeleq au sein de deux entités majeures du secteur électrique national. Les négociations en cours visent la cession des participations dans la Kribi Power Development Company (KPDC) et la Dibamba Power Development Company (DPDC), avec une valorisation estimée à près de 80 milliards de FCFA, soit environ 138 millions de dollars. Bien qu’aucune proposition officielle n’ait encore été soumise, les échanges entre les parties seraient suffisamment aboutis pour envisager une finalisation avant la fin de l’année 2026.

Des infrastructures électriques stratégiques pour le Cameroun

Ces actifs ne sont pas négligeables dans l’équilibre du réseau camerounais. 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, principal pôle de consommation du pays. Quant à la centrale thermique de Dibamba, située près de Douala, elle développe une puissance de 88 mégawatts et intervient en appoint lors des pics de demande ou en cas de défaillance des installations hydroélectriques. Ensemble, ces infrastructures représentent une part essentielle de la capacité thermique nationale, dans un contexte où l’hydraulique domine mais reste vulnérable aux variations climatiques.

L’arrivée prochaine du barrage de Nachtigal, dont la mise en service complète est imminente, redistribue les cartes du mix énergétique camerounais. Les autorités ambitionnent de rationaliser l’exploitation des capacités thermiques existantes : le gaz de Kribi constituerait le socle stable du système, tandis que Dibamba jouerait un rôle de soutien en période de tension. En reprenant le contrôle de ces centrales, l’État camerounais gagnerait en autonomie décisionnelle pour piloter les choix d’exploitation, la maintenance et la tarification de l’électricité.

Une manœuvre aux enjeux économiques et politiques majeurs

Globeleq, détenu conjointement par le fonds britannique CDC Group et le norvégien Norfund, s’est installé au Cameroun en 2014 après avoir acquis les parts préalablement détenues par AES. Ce désengagement s’inscrit dans une tendance plus large de restructuration des portefeuilles des producteurs indépendants d’électricité en Afrique, confrontés à des cadres réglementaires changeants et à une volonté accrue des gouvernements africains de maîtriser leurs actifs stratégiques. Le Cameroun n’échappe pas à cette dynamique, d’autant que son secteur électrique fait face à des défis persistants, tels que la santé financière fragile de la Sonatrel ou les arriérés de paiement envers les producteurs indépendants.

Le montant indicatif de 80 milliards de FCFA pose la question du financement de l’opération. Les marges de manœuvre budgétaires de l’État camerounais sont contraintes par le remboursement de la dette et les engagements pris dans le cadre de son programme avec le Fonds monétaire international. Plusieurs scénarios sont envisageables : un recours aux bailleurs multilatéraux, une émission spécifique sur le marché régional de la Beac, ou l’intégration d’un partenaire technique de substitution. Le choix de la structure juridique retenue influencera également l’évolution des tarifs, dans un pays où le prix de l’électricité est encadré et où toute augmentation peut entraîner des tensions sociales.

Un précédent qui pèsera sur les investisseurs en Afrique centrale

Cette opération ne manquera pas d’attirer l’attention des acteurs privés engagés dans les IPP (Independent Power Producers) en Afrique subsaharienne. La capacité de Yaoundé à mener à bien cette transaction de manière transparente, à évaluer avec justesse les actifs et à assurer la continuité des opérations enverra un message fort aux fonds et développeurs présents au Gabon, au Congo ou en Côte d’Ivoire. À l’inverse, un accord mal structuré ou un retrait mal géré pourrait compromettre l’attractivité du Cameroun et, plus largement, celle de la sous-région pour les futurs investissements privés dans le secteur énergétique, alors que les besoins en infrastructures de production, de transport et de distribution restent colossaux.

Le calendrier serré évoqué par les parties prenantes suggère que les points clés, notamment la valorisation définitive et le devenir des contrats d’achat d’électricité en vigueur, devront être tranchés dans les mois à venir. L’objectif affiché reste une finalisation avant la fin de l’année 2026.