L’État camerounais engage des négociations avancées pour racheter les 56% détenus par Globeleq, groupe énergétique britannique, dans deux centrales électriques clés du pays. Kribi Power Development Company (KPDC) et Dibamba Power Development Company (DPDC), valorisées à environ 80 milliards de FCFA (138 millions de dollars), pourraient ainsi repasser sous contrôle public. Bien qu’aucune proposition officielle n’ait encore été formalisée, les discussions semblent suffisamment abouties pour envisager une finalisation d’ici fin 2026.

Des infrastructures électriques vitales pour le Cameroun

Ces deux centrales ne sont pas de simples actifs industriels : elles constituent le socle de la production thermique nationale. La centrale à gaz de Kribi, opérationnelle depuis 2013 dans la région du Sud, affiche une puissance de 216 MW et alimente principalement le réseau interconnecté Sud, épicentre de la consommation camerounaise. Quant à celle de Dibamba, une unité thermique à fioul lourd située près de Douala, elle développe 88 MW et intervient en appoint lors des pics de demande ou en cas de défaillance des barrages hydroélectriques. Ensemble, ces installations représentent une part majeure de la capacité thermique du pays, dans un mix énergétique encore dominé par l’hydraulique, mais vulnérable aux aléas climatiques.

Avec la montée en puissance progressive du barrage de Nachtigal, dont la pleine capacité est imminente, les autorités camerounaises réorganisent leur stratégie énergétique. L’objectif ? Confier un rôle stable à la centrale à gaz de Kribi, tout en cantonnant celle de Dibamba à une fonction de dépannage. Le rachat des parts par l’État permettrait de mieux maîtriser les décisions opérationnelles, les plans de maintenance et les stratégies tarifaires, renforçant ainsi la souveraineté énergétique du pays.

Une transaction aux enjeux économiques et politiques majeurs

Globeleq, détenu conjointement par le fonds britannique CDC Group et le norvégien Norfund, s’est implanté au Cameroun en 2014 en reprenant les actifs d’AES. Son retrait s’inscrit dans une tendance plus large de réajustement des portefeuilles d’investisseurs indépendants en Afrique, confrontés à des cadres réglementaires en mutation et à la volonté croissante des gouvernements de reprendre le contrôle de leurs infrastructures stratégiques. Le Cameroun, où le secteur électrique souffre de déséquilibres structurels — notamment la santé financière précaire de la Sonatrel et des arriérés de paiement envers les producteurs indépendants — n’échappe pas à cette dynamique.

La valorisation indicative de 80 milliards de FCFA pose cependant des défis de financement. Les marges budgétaires de l’État sont contraintes par le service de la dette et les engagements pris auprès du Fonds monétaire international. Plusieurs scénarios pourraient être envisagés : un recours à des bailleurs multilatéraux, une émission d’obligations sur le marché régional de la Beac, ou encore l’intégration d’un partenaire technique. Le choix de la structure juridique retenue influencera directement la politique tarifaire, dans un pays où le prix de l’électricité, fixé par l’État, reste un sujet sensible.

Un test pour l’attractivité des investissements privés en Afrique centrale

L’issue de cette opération sera suivie de près par l’ensemble des acteurs privés actifs dans le domaine des IPP (Independent Power Producers) en Afrique subsaharienne. La capacité de Yaoundé à mener à bien cette transaction, à fixer une valorisation équitable et à garantir la continuité des opérations enverra un message clair aux fonds et développeurs impliqués dans des projets similaires au Gabon, au Congo ou en Côte d’Ivoire. À l’inverse, un accord bâclé ou un désengagement mal géré pourrait compromettre l’attractivité du Cameroun pour les futurs investissements privés dans le secteur, alors que les besoins en infrastructures — production, transport et distribution — restent colossaux.

Le calendrier serré évoqué par les observateurs du dossier laisse peu de marge pour les négociations. Les points critiques, comme la finalisation de la valorisation et la gestion des contrats d’achat d’électricité en vigueur, devront être résolus dans les mois à venir. Une finalisation avant fin 2026 semble désormais plausible.