Les autorités gabonaises sont aujourd’hui confrontées à un dilemme énergétique et budgétaire autour du contrat liant l’État à Karpowership, filiale du géant turc Karadeniz Holding spécialisée dans les centrales électriques flottantes. Les données officielles révèlent une situation préoccupante : Libreville débourse chaque mois 1,8 milliard de francs CFA pour une puissance théorique de 150 mégawatts, mais la production réellement disponible sur le réseau national oscille entre 80 et 90 mégawatts seulement. Cet écart, devenu un sujet de débat public, intervient dans un contexte où les nouvelles autorités politiques s’attellent à réduire les dépenses publiques jugées excessives et opaques.

Un accord d’urgence devenu un fardeau structurel

Initialement conçu comme une solution temporaire, ce contrat a pris une dimension bien plus durable que prévu. Le Gabon, confronté à une crise persistante de production électrique — aggravée par le vieillissement des infrastructures thermiques et l’irrégularité des barrages en saison sèche — avait opté pour les navires-centrales powerships comme remède immédiat. Ces unités flottantes, comme celles déjà déployées au Ghana, en Sierra Leone ou au Sénégal, offrent une réponse rapide en injectant plusieurs dizaines de mégawatts en quelques semaines. Cependant, leur coût au kilowattheure reste bien plus élevé que celui des centrales terrestres classiques, malgré leur efficacité opérationnelle.

Ce qui devait être une mesure d’appoint s’est transformé en dépendance. Malgré le développement de projets locaux, notamment les barrages et les centrales à gaz, le Gabon peine à se passer de ce partenaire extérieur. La Société d’énergie et d’eau du Gabon (SEEG) continue ainsi de s’appuyer sur ces navires pour combler les besoins, surtout aux heures de forte consommation. Sur une année, la facture s’élève à plus de 21 milliards de francs CFA, un montant conséquent pour un pays dont la santé financière est sous étroite surveillance.

Un modèle économique sous le feu des critiques

Le principal point de friction réside dans l’inadéquation entre la puissance facturée et la puissance réellement livrée. Payer pour 150 mégawatts alors que seulement 80 à 90 mégawatts sont effectivement injectés dans le réseau revient à payer un surcoût significatif. Cette situation alimente les critiques au sein des cercles administratifs et techniques, où l’on estime que les clauses contractuelles favorisent excessivement l’opérateur turc, le protégeant des aléas de la demande et des aléas techniques. Depuis leur prise de fonction en août 2023, les nouvelles autorités ont lancé un audit complet des principaux contrats publics hérités de l’administration précédente.

Karpowership n’est pas le seul acteur de ce type en Afrique. Le groupe turc gère plusieurs dizaines de navires-centrales répartis dans une quinzaine de pays, avec une présence marquée en Afrique subsaharienne. Son atout majeur réside dans sa capacité à déployer rapidement des unités de 30 à 470 mégawatts. En revanche, cette solution crée une dépendance difficile à rompre : une fois le navire connecté, le retrait de ce système expose le pays à un risque immédiat de coupures si aucune alternative n’est prête.

Vers une sortie ou une renégociation du contrat

Cette problématique dépasse le cadre financier pour s’étendre à la gestion opérationnelle du réseau. Une résiliation brutale du contrat sans mise en place simultanée de solutions de remplacement plongerait la SEEG dans une crise d’approvisionnement. Pourtant, les projets en cours, comme le barrage de Kinguélé Aval développé avec Meridiam ou les futures centrales à gaz alimentées par les ressources nationales, ne seront pleinement opérationnels que dans deux à trois ans. La marge de manœuvre reste donc limitée.

Plusieurs pistes sont envisagées. La première consiste à renégocier les termes financiers, en liant directement le paiement à la puissance effectivement fournie. Une autre option privilégie une sortie progressive, synchronisée avec la montée en puissance des nouveaux projets énergétiques. Enfin, une rupture immédiate, bien que plus risquée, pourrait être envisagée, au prix d’éventuels contentieux internationaux. Quel que soit le choix retenu, il engagera durablement la crédibilité de la transition énergétique gabonaise et reflétera la volonté d’autonomie industrielle des autorités actuelles.

Les arbitrages définitifs devraient être annoncés dans les prochaines semaines, au moment où la stratégie énergétique du pays prend forme.