Le contrat unissant le Gabon à Karpowership, la filiale spécialisée dans les centrales électriques flottantes du conglomérat turc Karadeniz Holding, se trouve au cœur d’une vive controverse budgétaire et industrielle. Les chiffres révélés par la presse spécialisée indiquent que Libreville débourse mensuellement 1,8 milliard de francs CFA pour une capacité théorique de 150 mégawatts. Or, la production effectivement injectée sur le réseau national oscillerait actuellement entre 80 et 90 mégawatts. Cette divergence soulève de sérieuses interrogations, d’autant plus que les autorités de transition s’efforcent de rationaliser des dépenses publiques souvent critiquées pour leur manque de transparence.

Un accord d’urgence devenu permanent

L’engagement avec l’opérateur turc était initialement envisagé comme une solution à court terme. Confronté à un déficit chronique de production électrique, exacerbé par la vétusté de ses infrastructures thermiques et la variabilité de l’hydroélectricité durant la saison sèche, l’exécutif gabonais avait opté pour la rapidité des powerships. Ces navires-centrales, ancrés au large d’Owendo, permettent de fournir des dizaines de mégawatts au réseau en quelques semaines seulement. Une approche déjà éprouvée au Ghana, en Sierra Leone ou au Sénégal, offrant une réponse immédiate aux crises énergétiques, mais généralement à un coût unitaire du kilowattheure supérieur à celui des centrales terrestres traditionnelles.

Ce qui devait être un palliatif temporaire s’est pourtant ancré dans le paysage énergétique gabonais. Malgré la progression des projets de production locale, notamment autour des barrages et des centrales à gaz, le contrat avec la compagnie turque n’a pas pu être écarté. En conséquence, la Société d’énergie et d’eau du Gabon (SEEG) demeure dépendante d’un fournisseur externe pour équilibrer son bilan électrique, en particulier lors des pics de consommation. Sur une année, la facture cumulée dépasse les 21 milliards de francs CFA, une somme considérable pour un pays dont la trajectoire budgétaire fait l’objet d’une surveillance attentive, impactant l’actualité africaine citoyenne.

Une logique économique de plus en plus contestée

Le principal point de discorde réside dans l’écart persistant entre la capacité facturée et la puissance effectivement livrée. Payer pour 150 mégawatts tout en n’en recevant qu’une fraction conduit mécaniquement à une augmentation du coût réel du mégawatt fourni. De nombreuses voix, tant au sein de l’administration que des milieux techniques, estiment que les termes contractuels protègent excessivement l’opérateur turc face aux fluctuations de la demande et aux éventuels problèmes techniques. Les autorités de transition, qui ont pris les rênes du pays en août 2023, ont initié un audit rigoureux de tous les grands contrats publics hérités de l’ancien régime.

Karpowership n’est pas un acteur isolé sur le continent. Le groupe déploie plusieurs dizaines de navires-centrales dans une quinzaine de pays, avec une présence particulièrement marquée en Afrique subsaharienne. Sa force réside dans sa capacité à déployer rapidement des unités de 30 à 470 mégawatts. Cependant, sa faiblesse, du point de vue des nations clientes, est la dépendance qu’elle crée : une fois le powership connecté, s’en défaire nécessite de disposer d’alternatives fiables, sous peine de replonger dans les délestages. Une question centrale pour la politique africaine énergétique.

Vers une renégociation ou une sortie stratégique

La problématique n’est donc pas uniquement financière, elle est également opérationnelle. Rompre le contrat sans avoir simultanément mis en service des capacités équivalentes exposerait la SEEG à une pénurie d’offre majeure. Or, les grands projets attendus, tels que le barrage de Kinguélé Aval développé avec Meridiam ou les futures centrales à gaz alimentées par la production nationale, ne seront pleinement opérationnels que dans un horizon de deux à trois ans. La marge de manœuvre immédiate du Gabon reste par conséquent limitée.

Plusieurs options sont actuellement à l’étude. La première consiste à renégocier les conditions financières, en indexant de manière plus stricte la facturation sur la puissance réellement injectée. La seconde privilégie une sortie progressive, synchronisée avec la montée en puissance des nouvelles infrastructures. Une troisième voie, plus radicale, envisagerait une rupture du contrat et le recours à d’autres fournisseurs, au risque de s’exposer à des contentieux internationaux. Le choix final engagera durablement la crédibilité de la politique énergétique gabonaise et, plus largement, la doctrine de souveraineté industrielle prônée par les autorités de transition.

Ces arbitrages décisifs devraient être finalisés dans les semaines à venir, à mesure que la feuille de route énergétique du pays se précisera.