Cameroun : Yaoundé en négociation pour racheter les actifs énergétiques de Globeleq
L’État camerounais accélère les discussions en vue du rachat des 56 % détenus par le consortium britannique Globeleq dans deux centrales électriques clés du pays. Kribi Power Development Company (KPDC) et Dibamba Power Development Company (DPDC) pourraient changer de main pour une somme estimée à 80 milliards de FCFA, soit environ 138 millions de dollars. Bien qu’aucune proposition officielle n’ait encore été soumise, les négociations semblent suffisamment abouties pour envisager une finalisation d’ici la fin 2026.
Des infrastructures stratégiques pour l’approvisionnement énergétique
Ces deux centrales ne sont pas de simples actifs : elles constituent le socle de la production thermique au Cameroun. La centrale à gaz de Kribi, opérationnelle depuis 2013 dans la région du Sud, affiche une puissance de 216 mégawatts et alimente le réseau interconnecté Sud, épicentre de la consommation nationale. Quant à celle de Dibamba, une unité thermique à fioul lourd située près de Douala, elle développe 88 mégawatts et intervient comme solution d’appoint lors des pics de demande ou en cas de baisse de production hydraulique. Ensemble, elles représentent une part majeure de la capacité thermique du pays, dans un contexte où l’hydroélectricité, bien que dominante, reste vulnérable aux variations climatiques.
L’arrivée prochaine du barrage de Nachtigal, dont la mise en service totale est imminente, redistribue les cartes du mix énergétique camerounais. Les autorités ambitionnent de rationaliser l’exploitation des centrales thermiques : Kribi conserverait un rôle central, tandis que Dibamba servirait de solution de secours. En reprenant le contrôle de ces infrastructures, l’État camerounais gagnerait en maîtrise sur les décisions d’exploitation, de maintenance et de tarification, renforçant ainsi sa souveraineté énergétique.
Un enjeu économique et politique de taille
Globeleq, filiale du fonds britannique CDC Group et du norvégien Norfund, s’est implanté au Cameroun en 2014 après avoir acquis les parts d’AES. Son retrait s’inscrit dans une tendance plus large de réajustement des portefeuilles des producteurs indépendants d’électricité en Afrique, confrontés à des cadres réglementaires changeants et à une volonté croissante des États de reprendre le contrôle de leurs actifs stratégiques. Le Cameroun, où le secteur électrique souffre de déséquilibres structurels — notamment la santé financière précaire de la Sonatrel et les retards de paiement envers les producteurs privés — n’échappe pas à cette dynamique.
Le montant proposé, 80 milliards de FCFA, pose la question des modalités de financement. Les marges budgétaires de l’État camerounais sont contraintes par le service de la dette et les engagements pris auprès du Fonds monétaire international dans le cadre de son programme actuel. Plusieurs scénarios sont envisagés : recours à des bailleurs multilatéraux, émission d’obligations sur le marché régional de la Beac, ou intégration d’un partenaire technique alternatif. Le choix de la structure juridique retenue influencera directement la trajectoire tarifaire, dans un pays où le prix de l’électricité est encadré et où toute augmentation pourrait déclencher des tensions sociales.
Un test pour l’attractivité des investissements énergétiques en Afrique centrale
Cette opération dépasse le cadre camerounais. Elle servira de référence pour les investisseurs privés impliqués dans les 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 garantir la continuité des opérations enverra un signal fort aux fonds et développeurs présents au Gabon, au Congo ou en Côte d’Ivoire. À l’inverse, une issue mal négociée ou un désengagement précipité pourrait compromettre l’attractivité du pays pour les futurs investissements privés dans le secteur, alors que les besoins en financement de la production, du transport et de la distribution restent colossaux.
Le calendrier resserré évoqué par les observateurs du dossier implique que les points critiques — notamment la valorisation définitive et le devenir des contrats d’achat d’électricité en vigueur — soient tranchés dans les prochains mois. Les discussions en cours laissent entrevoir une finalisation avant la fin d’année 2026.
