L’État camerounais engage activement les discussions pour acquérir les 56 % détenus par le groupe britannique Globeleq au sein de deux entités clés du secteur électrique : Kribi Power Development Company (KPDC) et Dibamba Power Development Company (DPDC). La valorisation estimée de cette transaction s’élève à près de 80 milliards de FCFA, soit environ 138 millions de dollars. Bien qu’aucune proposition formelle n’ait encore été formalisée, les pourparlers ont suffisamment progressé pour envisager une finalisation d’ici la fin de l’année 2026.
Des infrastructures énergétiques majeures pour le Cameroun
Les actifs visés par cette opération ne sont pas négligeables. La centrale thermique à gaz de Kribi, opérationnelle depuis 2013 dans la région du Sud, affiche une capacité de 216 mégawatts et alimente le réseau interconnecté Sud, cœur de la consommation nationale. Quant à celle de Dibamba, située près de Douala, elle repose sur une technologie thermique au fioul lourd et génère 88 mégawatts. Son rôle est crucial en période de pointe ou en cas de défaillance des infrastructures hydroélectriques. Ensemble, ces deux centrales composent une part majeure de la production thermique du pays, dans un système où l’hydroélectricité domine mais reste vulnérable aux aléas climatiques.
L’arrivée prochaine du barrage de Nachtigal, dont la pleine mise en service est imminente, redistribue les cartes du paysage énergétique camerounais. Les autorités ambitionnent de réorganiser l’exploitation des capacités thermiques existantes, en faisant de Kribi un pilier stable et de Dibamba un recours d’urgence. En reprenant le contrôle de ces actifs, l’État camerounais gagnerait en maîtrise sur les choix d’exploitation, de maintenance et de tarification.
Une décision aux enjeux économiques et politiques majeurs
Globeleq, détenu conjointement par le fonds britannique CDC Group et le norvégien Norfund, s’est installé au Cameroun en 2014 après l’acquisition des parts initialement détenues par AES. Son retrait s’inscrit dans une tendance plus large de réévaluation des portefeuilles des producteurs indépendants d’électricité en Afrique, confrontés à des cadres réglementaires en mutation et à une volonté croissante des gouvernements locaux de reprendre le contrôle de leurs ressources stratégiques. Le Cameroun, où le secteur électrique souffre de fragilités structurelles — comme la santé financière précaire de la Sonatrel ou les retards de paiement envers les producteurs privés — n’échappe pas à cette tendance.
Le montant proposé, soit 80 milliards de FCFA, soulève des questions quant au financement de l’opération. Les marges de manœuvre budgétaires de l’État sont limitées par le poids de la dette et les engagements pris dans le cadre des programmes avec le Fonds monétaire international. Plusieurs scénarios pourraient être envisagés : un soutien des bailleurs multilatéraux, un emprunt sur le marché régional de la Beac, ou encore l’intégration d’un partenaire technique alternatif. La structure juridique retenue influencera directement la politique tarifaire, dans un pays où les prix de l’électricité restent sous contrôle et où toute augmentation risque de déclencher des tensions sociales.
Un test pour l’attractivité des investissements privés en Afrique centrale
Cette transaction dépasse le cadre camerounais et sera observée de près par les autres acteurs privés du secteur de l’électricité en Afrique subsaharienne. La capacité de Yaoundé à mener à bien cette opération, en valorisant équitablement les actifs et en assurant la continuité des activités, enverra un signal fort aux fonds d’investissement et aux développeurs engagés dans des projets similaires au Gabon, au Congo ou en Côte d’Ivoire. À l’inverse, un accord mal négocié ou un désengagement mal géré pourrait compromettre l’attractivité du Cameroun pour les futurs investissements 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 implique que les aspects les plus sensibles — notamment la valorisation définitive et la gestion des contrats d’achat d’électricité en place — soient résolus dans les mois à venir. Les discussions se poursuivent en vue d’une conclusion avant la fin de l’année 2026.