L’État camerounais s’apprête à finaliser le rachat des 56 % détenus par le groupe britannique Globeleq au sein de deux entités clés du secteur énergétique local. Les négociations en cours visent à transférer les participations dans Kribi Power Development Company (KPDC) et Dibamba Power Development Company (DPDC), pour un montant estimé à près de 80 milliards de FCFA, soit environ 138 millions de dollars. Bien qu’aucune proposition officielle n’ait encore été soumise, les discussions progressent rapidement et pourraient aboutir d’ici la fin de l’année 2026.
Des infrastructures électriques vitales pour le Cameroun
Les centrales concernées ne sont pas de simples actifs énergétiques. La centrale thermique à gaz de Kribi, opérationnelle depuis 2013 dans la région du Sud, affiche une capacité 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 développe 88 mégawatts et sert de solution de secours lors des pics de demande ou en cas de baisse de production hydraulique. Ces deux installations forment un pilier du mix énergétique camerounais, où l’hydraulique domine malgré les aléas climatiques.
Avec l’arrivée prochaine du barrage de Nachtigal, dont la mise en service complète est imminente, le paysage énergétique du Cameroun évolue. Les autorités ambitionnent de réorganiser les capacités thermiques existantes pour optimiser l’ensemble du système. Dans cette nouvelle configuration, la centrale de Kribi conserverait son rôle central, tandis que celle de Dibamba interviendrait en appoint. Le rachat de ces parts permettrait à l’État de mieux maîtriser les décisions stratégiques, notamment en matière d’exploitation, de maintenance et de tarification.
Une manœuvre aux enjeux politiques et économiques majeurs
Globeleq, détenu conjointement par le fonds britannique CDC Group et le norvégien Norfund, a fait son entrée au Cameroun en 2014 en acquérant les parts initialement détenues par AES. Le retrait envisagé s’inscrit dans une tendance plus large de réajustement du portefeuille des producteurs indépendants d’électricité en Afrique. Plusieurs États du continent renforcent leur emprise sur leurs actifs stratégiques, face à des cadres réglementaires en mutation et à des défis structurels persistants dans le secteur électrique.
Le Cameroun, confronté à des difficultés économiques persistantes, doit désormais résoudre l’équation financière liée à cette transaction. Les marges de manœuvre budgétaires de l’État sont limitées par le poids de la dette et les engagements pris auprès du Fonds monétaire international. Plusieurs scénarios pourraient être envisagés pour boucler le financement : un recours aux bailleurs multilatéraux, une émission obligataire sur le marché régional de la Beac, ou encore l’intégration d’un partenaire technique de substitution. Le choix de la structure juridique retenue aura un impact direct sur la tarification de l’électricité, un sujet sensible dans un pays où les prix sont administrés et où toute hausse peut déclencher des réactions sociales.
Un test pour l’attractivité des investissements privés en Afrique centrale
Cette opération ne se limite pas au seul Cameroun. Elle sera observée de près par l’ensemble des acteurs privés engagés dans des projets similaires en Afrique subsaharienne. La capacité de Yaoundé à mener à bien cette transaction de manière transparente, à évaluer avec justesse la valeur des actifs et à garantir la continuité des opérations enverra un message fort aux fonds d’investissement et aux développeurs présents au Gabon, au Congo ou en Côte d’Ivoire. À l’inverse, un accord mal négocié ou un retrait précipité pourrait nuire à la crédibilité du Cameroun auprès des futurs investisseurs privés, alors que les besoins en financement pour la production, le transport et la distribution d’électricité restent colossaux.
Le calendrier serré évoqué par les observateurs du dossier indique que les points critiques, notamment la valorisation définitive et la gestion des contrats d’achat d’électricité en vigueur, devront être résolus dans les prochains mois. Les discussions en cours laissent entrevoir une finalisation de l’opération avant la fin de l’année 2026.