L’État camerounais accélère les discussions pour reprendre les 56% détenus par le groupe britannique Globeleq dans deux sociétés clés du secteur électrique national. Kribi Power Development Company (KPDC) et Dibamba Power Development Company (DPDC) sont au cœur de cette transaction, évaluée 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 sont suffisamment aboutis pour envisager une finalisation d’ici la fin de l’année 2026.
Deux infrastructures stratégiques pour l’équilibre énergétique camerounais
Ces actifs ne sont pas négligeables : la centrale à gaz de Kribi, opérationnelle depuis 2013 dans la région du Sud, affiche une puissance 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 génère 88 mégawatts et intervient en appoint lors des pics de demande ou en cas de défaillance des barrages hydroélectriques. Ensemble, ces installations contribuent significativement à la capacité thermique du Cameroun, dans un contexte où l’hydraulique domine mais reste vulnérable aux aléas climatiques.
L’arrivée prochaine du barrage de Nachtigal, dont la mise en service complète est imminente, redistribue les cartes du mix énergétique. Les autorités camerounaises souhaitent réorganiser les capacités thermiques pour un fonctionnement optimal. Le gaz de Kribi conserverait son rôle de pilier, tandis que Dibamba deviendrait une solution de secours. Le rachat permettrait à l’État de mieux contrôler les décisions opérationnelles, la maintenance et la tarification, renforçant ainsi sa souveraineté sur un secteur clé.
Une manœuvre aux multiples implications stratégiques
Globeleq, détenu par le fonds britannique CDC Group et le norvégien Norfund, s’est implanté au Cameroun en 2014 en acquérant les parts précédemment détenues par AES. Ce désengagement 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 sur leurs actifs stratégiques, face à des cadres réglementaires en mutation et des défis structurels persistants. Le Cameroun, où le secteur électrique souffre de fragilités majeures — notamment la santé financière précaire de la Sonatrel et les dettes accumulées envers les producteurs indépendants — n’échappe pas à cette dynamique.
La valorisation indicative de 80 milliards de FCFA soulève des interrogations sur le montage financier. Les contraintes budgétaires de l’État camerounais, liées au service de la dette et aux engagements pris avec le Fonds monétaire international, rendent ce projet complexe. Plusieurs scénarios sont envisagés : un financement impliquant des bailleurs multilatéraux, une émission obligataire sur le marché régional de la Beac, ou l’intégration d’un partenaire technique. La structure juridique retenue influencera également la politique tarifaire, dans un pays où le prix de l’électricité est administré et où toute augmentation peut déclencher des tensions sociales.
Un test pour l’attractivité des investissements privés en Afrique centrale
Cette opération dépasse le cadre camerounais et sera observée de près par tous les acteurs privés impliqués dans les IPP (Independent Power Producers) en Afrique subsaharienne. La capacité de Yaoundé à mener à bien cette transaction de manière ordonnée, à fixer une valorisation équitable et à maintenir 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, un accord mal négocié ou un retrait précipité pourrait compromettre l’attractivité du Cameroun pour les futurs investissements privés dans le secteur, alors que les besoins en financement pour la production, le transport et la distribution restent colossaux.
Le calendrier serré imposé par cette affaire suggère que les points sensibles — notamment la valorisation définitive et le devenir des contrats d’achat d’électricité en cours — devront être résolus dans les mois à venir. Les discussions se poursuivent activement en vue d’une conclusion avant la fin de l’année 2026.
