Cameroun : Yaoundé négocie le rachat des parts de Globeleq à Kribi

Le rachat par l’État camerounais des 56% détenus par le groupe britannique Globeleq dans deux sociétés de production d’électricité entre dans une phase active. Selon les informations rapportées par la presse économique, Yaoundé discute avec l’investisseur londonien la reprise de ses parts dans Kribi Power Development Company (KPDC) et Dibamba Power Development Company (DPDC), pour une valorisation indicative avoisinant 80 milliards de FCFA, soit environ 138 millions de dollars. Aucune offre formelle n’aurait encore été déposée, mais les échanges seraient suffisamment avancés pour envisager une conclusion avant la fin de l’année 2026.

Deux centrales au cœur du mix électrique camerounais

Les actifs concernés ne sont pas anodins. La centrale à gaz de Kribi, mise en service en 2013 dans la région du Sud, affiche une puissance installée de 216 mégawatts et alimente le réseau interconnecté Sud, principal pôle de consommation du pays. Celle de Dibamba, une centrale thermique à fioul lourd située à proximité de Douala, développe pour sa part 88 mégawatts et joue un rôle d’appoint lors des pointes de demande ou en cas de défaillance hydroélectrique. Ensemble, ces installations représentent une part significative de la capacité thermique nationale, dans un système où l’hydraulique demeure prépondérant mais soumis aux aléas de la pluviométrie.

La montée en puissance progressive du barrage de Nachtigal, dont la mise en service complète est attendue à horizon proche, modifie l’équation énergétique camerounaise. Les autorités cherchent à repositionner les capacités thermiques existantes dans un ensemble optimisé, où le gaz de Kribi conserve un rôle de socle tandis que Dibamba jouerait davantage un rôle de secours. Reprendre le contrôle capitalistique de ces outils permettrait à l’État d’arbitrer plus directement les décisions d’exploitation, de maintenance et de tarification.

Une opération à forte dimension stratégique

Globeleq, contrôlé par le fonds britannique CDC Group et le norvégien Norfund, s’est implanté au Cameroun en 2014 en rachetant les parts précédemment détenues par AES. La sortie envisagée s’inscrit dans un mouvement plus large de recomposition du portefeuille africain des producteurs indépendants d’électricité, confrontés à des cadres réglementaires en évolution et à la volonté croissante des États du continent de reprendre la main sur leurs actifs stratégiques. Le Cameroun n’échappe pas à cette dynamique, alors même que le secteur électrique reste plombé par des difficultés structurelles, notamment la santé financière fragile de la Sonatrel et les arriérés accumulés vis-à-vis des producteurs indépendants.

Le prix indicatif de 80 milliards de FCFA soulève à lui seul des questions de bouclage financier. Les marges budgétaires de l’État camerounais sont contraintes par le service de la dette et par les engagements pris auprès du Fonds monétaire international dans le cadre du programme en cours. Un montage impliquant des bailleurs multilatéraux, une émission dédiée sur le marché régional de la Beac, ou l’entrée d’un partenaire technique de substitution, figurent parmi les hypothèses plausibles. La forme juridique retenue conditionnera aussi la trajectoire tarifaire, dans un pays où le prix de l’électricité demeure administré et où toute hausse expose à des tensions sociales.

Un signal pour les producteurs indépendants en Afrique centrale

Au-delà du seul cas camerounais, l’opération sera scrutée par l’ensemble des investisseurs privés positionnés sur les IPP en Afrique subsaharienne. La capacité de Yaoundé à conclure une transaction ordonnée, à valoriser correctement les actifs et à préserver la continuité opérationnelle enverra un signal aux fonds et développeurs impliqués dans des projets similaires au Gabon, au Congo ou en Côte d’Ivoire. À l’inverse, un accord mal calibré ou un désengagement mal accompagné pourrait fragiliser l’attractivité du pays pour les futurs financements privés du secteur, à un moment où les besoins en investissement dans la production, le transport et la distribution restent considérables.

Reste que le calendrier serré évoqué par les sources proches du dossier suppose que les points sensibles, en particulier la valorisation définitive et le sort des contrats d’achat d’électricité en vigueur, soient tranchés dans les prochains mois. Selon Financial Afrik, les discussions se poursuivent en vue d’une finalisation avant la fin de l’année 2026.

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