Cameroun Yaoundé finalise le rachat des parts de Globeleq dans les centrales électriques

L’État camerounais accélère les négociations pour racheter les 56 % détenus par le groupe britannique Globeleq dans deux centrales électriques stratégiques. Kribi Power Development Company (KPDC) et Dibamba Power Development Company (DPDC) pourraient ainsi passer sous contrôle public, avec une valorisation estimée à 80 milliards de FCFA, soit environ 138 millions de dollars. Les discussions, bien qu’encore sans offre formelle déposée, progressent rapidement et pourraient aboutir d’ici la fin 2026.

Des infrastructures énergétiques majeures pour le Cameroun

Les installations concernées sont essentielles pour l’approvisionnement électrique national. La centrale de Kribi, située dans le Sud et opérationnelle depuis 2013, affiche une puissance de 216 mégawatts et alimente le réseau interconnecté Sud, principal centre de consommation du pays. Quant à Dibamba, centrale thermique à fioul lourd près de Douala, elle développe 88 mégawatts et intervient en appoint lors des pics de demande ou en cas de défaillance des barrages hydroélectriques. Ces deux sites représentent une part importante de la capacité thermique camerounaise, dans un mix énergétique où l’hydraulique domine mais reste vulnérable aux variations climatiques.

Avec l’arrivée prochaine du barrage de Nachtigal, dont la mise en service complète est imminente, le Cameroun cherche à réorganiser son mix énergétique. L’État souhaite ainsi confier à la centrale à gaz de Kribi un rôle central, tandis que Dibamba servirait de solution de secours. En reprenant le contrôle de ces actifs, Yaoundé pourrait mieux maîtriser les décisions d’exploitation, de maintenance et de tarification, renforçant ainsi sa souveraineté énergétique.

Une décision aux enjeux économiques et politiques majeurs

Globeleq, détenu par le fonds britannique CDC Group et le norvégien Norfund, s’est installé au Cameroun en 2014 après avoir racheté les parts d’AES. Le retrait envisagé s’inscrit dans une tendance plus large de réajustement des portefeuilles des producteurs indépendants d’électricité en Afrique. Les États du continent cherchent en effet à reprendre le contrôle de leurs actifs stratégiques, face à des cadres réglementaires en mutation et à des difficultés structurelles persistantes dans le secteur électrique camerounais, notamment la situation financière fragile de la Sonatrel et les retards de paiement envers les producteurs indépendants.

La valorisation indicative de 80 milliards de FCFA pose cependant des défis budgétaires importants. Avec des marges de manœuvre limitées par le service de la dette et les engagements pris auprès du Fonds monétaire international, l’État camerounais devra trouver un montage financier adapté. Plusieurs options sont envisagées : un recours à des bailleurs multilatéraux, une émission obligataire sur le marché régional de la Beac, ou encore l’intégration d’un partenaire technique. Le modèle juridique retenu aura également un impact direct sur les tarifs, dans un contexte où le prix de l’électricité reste fixé par l’État et où toute hausse pourrait déclencher des tensions sociales.

Un test pour l’attractivité énergétique de l’Afrique centrale

Cette opération ne concerne pas seulement le Cameroun : elle sera observée de près par les autres pays d’Afrique centrale et leurs partenaires privés. Une conclusion réussie, avec une valorisation équitable et une transition fluide, enverrait un signal fort aux investisseurs impliqués dans des projets similaires au Gabon, au Congo ou en Côte d’Ivoire. À l’inverse, un processus mal maîtrisé ou un désengagement précipité pourrait dissuader les futurs financements privés dans le secteur, alors que les besoins en investissement pour la production, le transport et la distribution restent colossaux.

Le calendrier serré annoncé par les acteurs du dossier implique que les questions clés, notamment la valorisation définitive et le devenir des contrats d’achat d’électricité existants, soient résolues dans les prochains mois. Les négociations se poursuivent activement en vue d’une finalisation avant la fin 2026.