L’État camerounais est entré dans une phase décisive concernant le **rachat Globeleq Cameroun** de ses participations. Les discussions s’intensifient avec l’investisseur britannique Globeleq pour acquérir ses 56% dans les sociétés de production d’électricité Kribi Power Development Company (KPDC) et Dibamba Power Development Company (DPDC). Cette transaction stratégique est évaluée à environ 80 milliards de FCFA, soit près de 138 millions de dollars. Bien qu’aucune offre officielle n’ait été soumise, les pourparlers sont suffisamment avancés pour envisager une conclusion avant la fin de l’année 2026.
Les centrales de Kribi et Dibamba, piliers de l’énergie nationale
Les infrastructures énergétiques concernées par ce rachat sont d’une importance capitale pour le mix électrique camerounais. La centrale à gaz de Kribi, opérationnelle depuis 2013 dans la région du Sud, dispose d’une puissance installée de 216 mégawatts. Elle constitue un maillon essentiel du réseau interconnecté Sud, la principale zone de consommation du pays. Quant à la centrale thermique à fioul lourd de Dibamba, située aux abords de Douala, elle fournit 88 mégawatts et joue un rôle crucial d’appoint, notamment lors des pics de demande ou en cas de défaillance des installations hydroélectriques. Ensemble, ces deux centrales représentent une part significative de la capacité thermique nationale, complétant un système énergétique dominé par l’hydraulique mais sensible aux variations climatiques.
L’arrivée progressive du barrage de Nachtigal, dont la pleine capacité est imminente, redéfinit le paysage énergétique du Cameroun. Les autorités nationales cherchent à réorganiser l’utilisation des capacités thermiques existantes pour optimiser l’ensemble du système. La centrale de Kribi conserverait un rôle de production de base, tandis que celle de Dibamba serait davantage orientée vers un rôle de secours. Reprendre le contrôle capitalistique de ces outils stratégiques permettrait à l’État d’exercer une influence directe sur les décisions d’exploitation, de maintenance et de tarification de l’électricité.
Une manœuvre à forte portée stratégique pour le développement électrique
Globeleq, sous le contrôle des fonds britanniques CDC Group et norvégien Norfund, a pris pied au Cameroun en 2014 en acquérant les parts d’AES. Le désengagement envisagé s’inscrit dans une tendance plus large de reconfiguration des portefeuilles des producteurs indépendants d’électricité en Afrique. Ces derniers sont confrontés à des cadres réglementaires en mutation et à une volonté accrue des États africains de reprendre la main sur leurs actifs stratégiques. Le Cameroun ne fait pas exception à cette dynamique, d’autant que le secteur électrique national est confronté à des défis structurels persistants, notamment la fragilité financière de la Sonatrel et les arriérés de paiement envers les producteurs indépendants.
Le montant indicatif de 80 milliards de FCFA soulève des questions importantes quant à son financement. Les marges budgétaires de l’État camerounais sont déjà contraintes par le service de la dette et les engagements pris auprès du Fonds monétaire international. Plusieurs hypothèses sont envisagées pour boucler le financement : un montage avec des bailleurs multilatéraux, une émission obligataire sur le marché régional de la Beac, ou l’intégration d’un partenaire technique. La structure juridique de l’opération influencera également la trajectoire tarifaire de l’électricité, un sujet sensible au Cameroun où toute augmentation peut générer des tensions sociales.
Un signal crucial pour l’investissement énergétique en Afrique subsaharienne
Au-delà du seul contexte camerounais, cette opération sera attentivement observée par l’ensemble des investisseurs privés opérant dans les projets de producteurs indépendants d’électricité (IPP) en Afrique subsaharienne. La capacité de Yaoundé à finaliser une transaction transparente et ordonnée, à valoriser équitablement les actifs et à garantir la continuité opérationnelle, enverra un message rassurant aux fonds et développeurs impliqués dans des projets similaires au Gabon, au Congo ou à Côte d’Ivoire. À l’inverse, un accord mal négocié ou un retrait désordonné pourrait nuire à l’attractivité du pays pour les futurs financements privés du secteur, à un moment où les besoins en investissement pour la production, le transport et la distribution d’électricité restent considérables.
Le calendrier serré évoqué pour cette transaction implique que les points les plus délicats, notamment la valorisation définitive des actifs et le devenir des contrats d’achat d’électricité en cours, devront être résolus dans les mois à venir afin d’atteindre l’objectif de finalisation avant la fin de l’année 2026.
