Le Gabon examine son partenariat énergétique avec Karpowership

Le contrat unissant le Gabon à Karpowership, une entité du conglomérat turc Karadeniz Holding spécialisée dans les centrales électriques flottantes, est actuellement au cœur d’une vive polémique budgétaire et opérationnelle. Les informations recueillies dans la presse spécialisée révèlent que Libreville débourse mensuellement 1,8 milliard de francs CFA pour une capacité théorique de 150 mégawatts. Cependant, la production effectivement injectée dans le réseau électrique national oscillerait aujourd’hui entre 80 et 90 mégawatts. Cet écart significatif soulève de sérieuses questions, 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 structurel

L’accord initial avec l’opérateur turc avait été conclu dans une optique de court terme. Confronté à un déficit persistant de production électrique, exacerbé par la vétusté des infrastructures thermiques existantes et l’irrégularité de l’hydroélectricité durant la saison sèche, le gouvernement gabonais avait opté pour la solution rapide des powerships. Ces navires-centrales, ancrés au large d’Owendo, ont la capacité d’injecter plusieurs dizaines de mégawatts sur le réseau national en quelques semaines. Cette méthode, déjà éprouvée au Ghana, en Sierra Leone ou au Sénégal, offre une réponse immédiate aux crises énergétiques, mais à un coût par kilowattheure généralement plus élevé que celui des centrales terrestres conventionnelles.

Ce qui devait être une solution temporaire s’est finalement pérennisé. La mise en œuvre de nouveaux projets de production locale, notamment autour des barrages et des centrales à gaz, n’a pas suffi à rendre le contrat turc superflu. En conséquence, la Société d’énergie et d’eau du Gabon (SEEG) demeure tributaire de ce fournisseur externe pour équilibrer son bilan électrique, particulièrement durant les périodes de forte demande. Sur une année, la facture cumulée dépasse les 21 milliards de francs CFA, un montant considérable pour un pays dont la gestion budgétaire reste sous étroite surveillance.

Une équation économique de plus en plus contestée

Le principal point de friction réside dans la disparité entre la capacité facturée et la puissance effectivement livrée. Payer un forfait basé sur 150 mégawatts tout en n’en recevant qu’une fraction augmente mécaniquement le coût réel du mégawatt fourni. Plusieurs voix, tant au sein de l’administration que dans les milieux techniques, estiment que les termes contractuels protègent excessivement l’opérateur turc contre les aléas de la demande et les problèmes techniques. Les autorités de transition, arrivées au pouvoir en août 2023, ont d’ailleurs 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 africain. Le groupe exploite 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, du point de vue des États clients, sa faiblesse réside dans la dépendance qu’il engendre : une fois le powership connecté, s’en séparer requiert des alternatives fiables, sous peine de replonger dans les délestages électriques.

Vers une renégociation ou une sortie progressive

La problématique n’est donc pas uniquement financière, elle est aussi éminemment opérationnelle. Rompre le contrat sans avoir mis en service, en parallèle, des capacités équivalentes exposerait la SEEG à un choc d’offre majeur. 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 donc limitée.

Plusieurs options sont actuellement à l’étude. La première consiste à renégocier les conditions financières de l’accord, en indexant plus strictement la facturation sur la puissance réellement injectée. La seconde privilégie une sortie progressive, synchronisée avec la montée en puissance des nouvelles infrastructures énergétiques. Une troisième voie, plus radicale, envisagerait une rupture pure et simple, quitte à recourir à d’autres fournisseurs et potentiellement à des contentieux internationaux. Le choix final engagera durablement la crédibilité de la politique énergétique gabonaise et, au-delà, la doctrine de souveraineté industrielle prônée par les autorités de transition.