Cameroun : Yaoundé envisage le rachat des parts de Globeleq dans les centrales électriques

L’État camerounais accélère les négociations pour reprendre à Globeleq, groupe énergétique britannique, ses participations dans deux centrales électriques clés du pays. Les discussions portent sur le rachat des 56% détenus par l’investisseur londonien dans la Kribi Power Development Company (KPDC) et la Dibamba Power Development Company (DPDC), avec une estimation de valorisation avoisinant 80 milliards de FCFA, soit environ 138 millions de dollars. Bien qu’aucune proposition formelle n’ait encore été soumise, les pourparlers progressent suffisamment pour envisager une finalisation avant fin 2026.

Deux infrastructures énergétiques stratégiques pour le Cameroun

Ces centrales ne sont pas de simples actifs : la centrale à gaz de Kribi, entrée en service en 2013 dans le Sud du pays, affiche une puissance de 216 mégawatts et alimente le réseau interconnecté Sud, principal épicentre de la demande énergétique camerounaise. La centrale thermique de Dibamba, située près de Douala, complète ce dispositif avec 88 mégawatts, servant de solution de secours lors des pics de consommation ou en cas de défaillance des centrales hydroélectriques. Ensemble, ces installations forment une part majeure de la capacité thermique nationale, dans un contexte où l’hydraulique, bien que dominant, reste vulnérable aux variations climatiques.

L’arrivée prochaine du barrage de Nachtigal, dont la mise en service totale est imminente, redistribue les cartes du mix énergétique. Les autorités camerounaises ambitionnent de réorganiser les capacités thermiques existantes : Kribi conserverait son rôle de pilier, tandis que Dibamba interviendrait comme solution de dépannage. En reprenant le contrôle de ces actifs, l’État camerounais souhaite renforcer son influence sur les décisions opérationnelles, la maintenance et les mécanismes de tarification.

Une manoeuvre aux enjeux économiques et politiques majeurs

Globeleq, détenu conjointement par le fonds britannique CDC Group et le norvégien Norfund, s’est implanté au Cameroun en 2014 en rachetant les parts du groupe AES. Son retrait s’inscrit dans une tendance plus large de réajustement des portefeuilles des producteurs indépendants d’électricité en Afrique, confrontés à des cadres réglementaires changeants et à la volonté croissante des gouvernements de maîtriser leurs ressources stratégiques. Le Cameroun, malgré des défis persistants comme la santé financière fragile de la Sonatrel et les retards de paiement envers les producteurs indépendants, s’inscrit dans cette dynamique.

Le montant estimé de 80 milliards de FCFA soulève des interrogations quant au financement de l’opération. Les marges de manœuvre budgétaires de l’État camerounais sont contraintes par le service de la dette et les engagements pris auprès du Fonds monétaire international. Plusieurs scénarios pourraient être envisagés : un appui des bailleurs multilatéraux, une émission obligataire sur le marché régional de la Beac, ou l’intégration d’un partenaire technique de substitution. La structure juridique retenue influencera également la politique tarifaire, dans un pays où le prix de l’électricité est régulé et où toute augmentation risque de provoquer des tensions sociales.

Un exemple à suivre pour les investisseurs en Afrique centrale

Cette transaction dépasse le cadre camerounais et sera observée de près par les acteurs privés engagés dans les IPP (Independent Power Producers) en Afrique subsaharienne. La capacité de Yaoundé à mener à bien cette opération, en valorisant correctement les actifs et en assurant la continuité de l’exploitation, enverra un message fort aux fonds et développeurs actifs au Gabon, au Congo ou en Côte d’Ivoire. À l’inverse, un accord mal négocié ou un retrait précipité pourrait nuire à l’attractivité du Cameroun pour les futurs investissements privés dans le secteur, alors que les besoins en infrastructures énergétiques restent colossaux.

Le calendrier serré évoqué par les observateurs du dossier implique que les questions cruciales, notamment la valorisation définitive et le devenir des contrats d’achat d’électricité en vigueur, soient résolues dans les mois à venir. Les discussions se poursuivent activement en vue d’une finalisation avant la fin de l’année 2026.