L’État camerounais engage une phase active dans le processus de rachat des 56 % de parts détenues par le groupe britannique Globeleq au sein de deux sociétés clés de production d’électricité. Des discussions sont en cours avec l’investisseur londonien concernant la reprise de ses participations dans Kribi Power Development Company (KPDC) et Dibamba Power Development Company (DPDC). La valorisation indicative de cette opération s’approche des 80 milliards de FCFA, soit environ 138 millions de dollars. Bien qu’aucune offre formelle n’ait encore été soumise, les échanges semblent suffisamment avancés pour envisager une finalisation avant la fin de l’année 2026.

Des actifs stratégiques au cœur du système électrique national

Les infrastructures concernées revêtent une importance capitale pour le mix énergétique du Cameroun. La centrale à gaz de Kribi, opérationnelle depuis 2013 dans la région du Sud, dispose d’une capacité installée de 216 mégawatts et représente une source d’approvisionnement majeure pour le réseau interconnecté Sud, le principal bassin de consommation du pays. Quant à la centrale thermique de Dibamba, alimentée au fioul lourd et située près de Douala, elle produit 88 mégawatts et assure un rôle crucial de soutien lors des pics de demande ou en cas de défaillance des installations hydroélectriques. Ensemble, ces unités constituent une part significative de la capacité thermique nationale, complétant un système où l’énergie hydraulique domine, mais reste sujette aux variations climatiques.

L’arrivée progressive du barrage de Nachtigal, dont la mise en service complète est imminente, redéfinit le paysage énergétique camerounais. Les autorités cherchent à optimiser l’intégration des capacités thermiques existantes : Kribi devrait conserver son rôle de base, tandis que Dibamba serait davantage mobilisée en tant que source de secours. Une prise de contrôle capitalistique de ces outils permettrait à l’État d’exercer une influence directe sur les décisions d’exploitation, de maintenance et de fixation des tarifs, un enjeu majeur pour la politique africaine énergétique du pays.

Une démarche stratégique aux multiples enjeux

Globeleq, dont le contrôle est assuré par le fonds britannique CDC Group et le norvégien Norfund, s’est établi au Cameroun en 2014 en acquérant les parts précédemment détenues par AES. Ce retrait envisagé s’inscrit dans une tendance plus large de reconfiguration des portefeuilles des producteurs indépendants d’électricité sur le continent africain. Ces acteurs sont confrontés à des cadres réglementaires en mutation et à la volonté grandissante des États de reprendre la main sur leurs infrastructures stratégiques. Le Cameroun, à l’instar d’autres nations, s’inscrit dans cette dynamique, alors même que son secteur électrique 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 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 de montage financier sont envisagées : l’implication de bailleurs multilatéraux, une émission obligataire sur le marché régional de la Beac, ou l’intégration d’un partenaire technique de substitution. La structure juridique de cette acquisition aura également un impact direct sur la trajectoire tarifaire de l’électricité, un sujet sensible dans la société africaine où toute augmentation peut générer des tensions sociales.

Un signal fort pour les investisseurs énergétiques en Afrique centrale

Au-delà du cas spécifique du Cameroun, cette transaction sera attentivement observée par l’ensemble des investisseurs privés opérant dans le domaine des producteurs indépendants d’électricité (IPP) en Afrique subsaharienne. La capacité de Yaoundé à mener à bien une opération structurée, à évaluer 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 en Côte d’Ivoire. À l’inverse, un accord mal négocié ou un désengagement désordonné pourrait nuire à l’attractivité du pays pour de futurs investissements privés dans le secteur, à un moment où les besoins en capitaux pour la production, le transport et la distribution restent colossaux.

Le calendrier serré évoqué par les acteurs proches du dossier implique que les points cruciaux, notamment la valorisation finale des actifs et le devenir des contrats d’achat d’électricité en vigueur, devront être résolus dans les prochains mois. Les discussions se poursuivent activement en vue d’une finalisation avant la fin de l’année 2026.