Le Gabon face au défi énergétique : l’avenir du contrat Karpowership en question

Le lien contractuel unissant le Gabon à Karpowership, la filiale du conglomérat turc Karadeniz Holding spécialisée dans les centrales électriques flottantes, est actuellement au cœur d’une vive polémique touchant à la fois les finances publiques et le secteur industriel. Les informations diffusées par la presse spécialisée révèlent que Libreville débourse mensuellement 1,8 milliard de francs CFA pour une capacité théorique de 150 mégawatts. Or, la puissance effectivement injectée sur le réseau ne dépasserait pas, à ce jour, les 80 à 90 mégawatts. Cet écart significatif soulève de sérieuses interrogations, d’autant que les autorités de la transition s’efforcent de rationaliser des dépenses publiques souvent critiquées pour leur manque de transparence.

Un accord d’urgence transformé en engagement durable

Initialement, la signature de cet accord avec l’opérateur turc visait à répondre à une situation d’urgence. 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, ont la capacité d’injecter plusieurs dizaines de mégawatts dans le réseau national en quelques semaines seulement. Cette méthode, déjà éprouvée au Ghana, en Sierra Leone ou au Sénégal, offre une solution immédiate aux crises énergétiques, mais à un coût unitaire du kilowattheure généralement supérieur à celui des centrales terrestres traditionnelles.

Cependant, ce qui devait être un palliatif temporaire s’est mué en une solution pérenne. Le développement des projets de production locale, notamment les barrages et les 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 dépendante de ce fournisseur externe pour équilibrer son bilan électrique, en particulier durant les périodes de forte demande. Sur une année, la facture cumulée dépasse les 21 milliards de francs CFA, une somme considérable pour un pays dont la gestion budgétaire reste sous étroite surveillance.

Une équation économique de plus en plus controversée

Le principal point de friction réside dans la disparité entre la capacité facturée et la puissance réellement fournie. Payer un forfait basé sur 150 mégawatts pour n’en recevoir qu’une fraction augmente mécaniquement le coût réel du mégawatt consommé. De nombreuses voix, tant au sein de l’administration que dans les milieux techniques, estiment que les clauses contractuelles protègent excessivement l’opérateur turc face aux fluctuations de la demande et aux problèmes techniques. Les autorités de la transition, qui ont pris les rênes du pays en août 2023, ont d’ailleurs lancé un audit rigoureux de tous les grands contrats publics hérités du régime précédent.

Karpowership n’est pas un acteur isolé sur le continent africain. Le groupe exploite plusieurs dizaines de navires-centrales dans une quinzaine de nations, avec une présence particulièrement marquée en Afrique subsaharienne. Sa force réside dans sa capacité à déployer rapidement des unités de 30 à 470 mégawatts. Sa vulnérabilité, du point de vue des États clients, tient à la dépendance qu’elle engendre : une fois le powership connecté, s’en séparer exige de disposer d’alternatives fiables, sous peine de replonger dans les coupures de courant.

Envisager une renégociation ou un désengagement maîtrisé

La problématique n’est donc pas uniquement financière, elle est aussi opérationnelle. Mettre fin au contrat sans avoir, en parallèle, activé des capacités équivalentes exposerait la SEEG à une pénurie d’approvisionnement. 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 délai de deux à trois ans. La marge de manœuvre immédiate du Gabon reste donc limitée.

Plusieurs pistes sont à l’étude. La première consisterait à renégocier les conditions financières, en indexant plus précisément la facturation sur la puissance effectivement injectée. La seconde option privilégierait un désengagement progressif, synchronisé avec la mise en service des nouvelles infrastructures. Une troisième voie, plus radicale, envisagerait une rupture du contrat et le recours à d’autres fournisseurs, avec le risque de contentieux internationaux. Le choix qui sera fait engagera durablement la crédibilité de la politique énergétique gabonaise et, au-delà, la doctrine de souveraineté industrielle prônée par les autorités de transition.

Ces décisions stratégiques devraient être prises dans les semaines à venir, à mesure que la feuille de route énergétique du pays se précisera.