Lire l’étude comparative  d’Eric Christian Nkodo Mekongo entre ce projet et d’autres  projets hydroélectriques similaires (Afrique, Asie).

1. Contexte et objet de la note

Le projet de barrage hydroélectrique de Kikot-Mbebe, sur la Sanaga, est présenté comme l’une des plus grandes infrastructures énergétiques du Cameroun, avec une puissance installée de 500 MW. Il fait désormais l’objet d’un audit financier après une envolée de son coût, porté d’environ 650 milliards de FCFA à l’origine à au moins 1 620 milliards de FCFA[1]. L’alerte n’émane pas seulement de la presse : le président du conseil d’administration de la société de projet (KHPC), dans une correspondance au ministre de l’Eau et de l’Énergie après la session de septembre 2025, recommande lui-même un audit des dépenses et l’étude de scénarios de repli[2].

La présente note répond à une demande précise : situer Kikot-Mbebe dans une classe de référence de projets hydroélectriques comparables, en Afrique et en Asie, afin de faire ressortir les incohérences sur les plans technique, économique et financier, puis d’en déduire les risques budgétaires pour l’État. Elle mobilise la méthode du « regard extérieur » (outside view) et de la prévision par classe de référence, qui consiste à évaluer un projet non par ses promesses internes mais par le résultat effectif d’un grand échantillon de projets semblables[3].

Piste analytique — le cas s’inscrit directement dans la grille théorique de la thèse : il illustre la distinction plan-driven / deal-driven de Victor & Heller, le « déclin du modèle standard » de Gratwick & Eberhard, et le biais d’optimisme / la représentation stratégique des coûts mis en évidence par Flyvbjerg[4]. Il prolonge l’analyse Noun-Wouri déjà conduite (sous-estimation des coûts, coordination de bassin).

2. Le cas Kikot-Mbebe : données de référence

Confirmé — Kikot-Mbebe est un barrage-réservoir d’environ 35 m de hauteur et 1 400 m de longueur, équipé de six turbines Kaplan de 83,3 MW (soit 500 MW), avec une ligne d’évacuation 400 kV de 40 km vers Boumnyébel (réseau interconnecté Sud). Le portage

est un PPP entre l’État du Cameroun et EDF, actionnaires à parité de la KHPC[1].

Alerte critique — la trajectoire de coût est la donnée centrale : 650 Md FCFA annoncés à l’origine (» plus d’un milliard d’euros »), puis ≈ 1 050 Md FCFA au stade du bouclage financier (estimation CAA), puis ≥ 1 620 Md FCFA à ce jour, soit un quasi-doublement par rapport à l’estimation initiale (+149 % au moins). Le budget de développement de la KHPC, porté de 21,6 à 46,2 Md FCFA (+113 %), a été refusé par les administrateurs ; sa seule répercussion renchérirait le tarif d’électricité d’environ 4 %[2].

Non vérifié / à surveiller — le chiffre de 1 620 Md FCFA est une estimation sous audit, non un coût réalisé, et antérieure à tout début de travaux. Le calendrier a déjà glissé d’un démarrage 2025 / livraison 2030 à un démarrage 2027 / achèvement 2033. La gravité de l’incohérence tient précisément à ce que le projet se situe déjà à un niveau de coût « post-dépassement » avant même la première bétonnière.

3. Cadre analytique et méthode

La référence empirique la plus robuste est l’étude d’Ansar, Flyvbjerg, Budzier et Lunn (2014) portant sur 245 grands barrages dans 65 pays (1934-2007, ≈ 353 Md USD de 2010). Ses résultats sont sans appel : le coût réel dépasse en moyenne de +96 % (médiane +27 %) le budget d’approbation, en termes réels ; un barrage sur dix coûte au moins le triple de son estimation ; les projets les plus longs et les plus grands dérivent davantage. Les auteurs en tirent une recommandation directe pour les pays en développement : préférer des alternatives énergétiques agiles, mobilisables sur des horizons courts, aux méga-projets[3].

Trois implications méthodologiques pour Kikot. Premièrement, un dépassement n’est pas un accident mais la norme statistique : il doit être provisionné ex ante. Deuxièmement, l’estimation pertinente n’est pas le chiffre du promoteur, mais ce chiffre majoré d’un uplift tiré de la classe de référence (de +27 % à +96 %). Troisièmement, le coût unitaire (€/kW) constitue le meilleur indicateur de comparaison, car il neutralise l’effet de taille.

4. Étude comparative

4.1. Référence interne : Nachtigal, le « jumeau » de la Sanaga

Le comparateur le plus probant est camerounais. Nachtigal (420 MW), sur le même fleuve, porté par le même partenaire industriel (EDF) et achevé en 2025, a coûté environ 786 Md FCFA (≈ 1,2 Md€)[1]. Le coût unitaire ressort à ≈ 1,87 Md FCFA/MW (≈ 2 850 €/kW). Pour Kikot, le coût annoncé implique ≈ 3,24 Md FCFA/MW (≈ 4 940 €/kW)[2].

Alerte critique — Kikot afficherait un coût unitaire supérieur de +73 % à celui de Nachtigal, pour seulement +19 % de puissance installée ; en valeur absolue, le projet coûte 2,06 fois Nachtigal. Une partie de l’écart est explicable — Kikot est un barrage-réservoir (digue plus massive, retenue, réinstallations, valeur de stockage) tandis que Nachtigal est au fil de l’eau, et l’inflation 2021-2026 joue. Mais ces facteurs n’épuisent pas un doublement : c’est l’écart résiduel, non expliqué, que l’audit doit isoler.

4.2. Comparateurs africains : Bujagali (Ouganda) et autres

Bujagali (250 MW, Ouganda) est le contre-exemple africain de référence d’un PPP hydroélectrique. Son coût a doublé entre la conception et l’approbation, passant d’environ 580 M USD à 902 M USD (EPC inclus), et jusqu’à 1,3 Md USD ligne comprise selon les estimations parlementaires — soit 3,6 à 5,2 M USD/MW. Résultat : l’électricité hydraulique la plus chère d’Afrique, un tarif de l’ordre de 8,5 c USD/kWh (contre une cible de 5 c), et une sous-utilisation chronique (facteur de charge ≈ 68 %) générant des paiements pour énergie non consommée[3].

Piste analytique — Bujagali préfigure précisément le risque camerounais : un contrat d’achat d’électricité à paiement de capacité (take-or-pay) transfère le risque hydrologique et le risque de marché au consommateur et, in fine, à l’État. Le mécanisme est déjà à l’œuvre à Nachtigal, où ≈ 10 Md FCFA/mois sont dus à NHPC indépendamment du volume évacué, alors même qu’ENEO accuse des arriérés supérieurs à 100 Md FCFA À titre de bornes : le GERD (Éthiopie) illustre des délais et révisions répétés sous tension géopolitique, tandis qu’Inga III (RDC) incarne la non-réalisation chronique d’un méga-projet sans cadre de planification stabilisé — deux variantes de la pathologie deal-driven.

4.3. Comparateurs asiatiques : Neelum-Jhelum (Pakistan) et autres

Neelum-Jhelum (969 MW, Pakistan) est l’archetype du dépassement non maîtrisé. Approuvé en 1989 à 15 Md PKR (≈ 167 M USD), réévalué à 84,5 Md PKR en 2002, il a finalement coûté ≈ 507 Md PKR en 2018 (≈ 2,89 Md USD), soit un dépassement de +400 % par rapport au PC-I révisé, un retard d’environ seize ans et des effondrements de tunnels ayant mis la centrale à l’arrêt. L’Auditor General du Pakistan a qualifié le projet d’« échec » sur la quasi-totalité de ses objectifs, y compris la perte des droits d’eau sur la Neelum[1].

Alerte critique — le coût unitaire réalisé de Neelum-Jhelum, après un dépassement de 400 %, ressort à ≈ 2 980 USD/kW — c’est-à-dire inférieur au coût unitaire déjà annoncé pour Kikot (≈ 5 300 USD/kW), avant tout début de travaux. Diamer-Bhasha (Pakistan) est cité par Ansar-Flyvbjerg comme cas-type de dérive de calendrier prévisible (≈ +60 %). À l’autre extrémité, le barrage des Trois-Gorges (Chine, 22 500 MW) montre qu’un coût unitaire bas (≈ 1,2 M USD/MW) ne s’obtient qu’à des échelles hors normes, non transposables.

5. Incohérences relevées

5.1. Plan technique

(i) Coût unitaire aberrant : ≈ 4 940 €/kW, sans justification technique proportionnée (la hauteur de chute de 35 m et six groupes Kaplan ne sont pas atypiques). (ii) Coordination de cascade : Kikot s’ajoute à une Sanaga déjà équipée (Nachtigal 420 MW, Song Loulou 384 MW, Edéa 276 MW) et régulée par Lom Pangar ; l’énergie ferme réellement apportée dépend de la gestion coordonnée des lâchers et non de la seule puissance installée. (iii) Évacuation : la ligne 400 kV vers Boumnyébel doit être synchronisée avec la mise en service — or Nachtigal a précisément souffert d’un décalage usine/lignes (poste de Nyom), source d’énergie produite mais non évacuée.

5.2. Plan économique

(i) Absorption de la demande : la SND30 vise 5 000 MW et 100 % d’accès en 2030 (contre ≈ 2 000 MW et 71 % en 2023), mais l’enjeu réel est la demande solvable et la capacité du RIS à absorber 500 MW supplémentaires. (ii) Effet tarifaire : le seul dépassement du budget de développement renchérit le tarif de ≈ 4 % ; le doublement du coût total exercerait une pression bien plus forte. (iii) Rendement risqué négatif : capex élevé + longue gestation actualisée = VAN risquée potentiellement négative, exactement le scénario contre lequel Ansar-Flyvbjerg met en garde.

5.3. Plan financier

(i) Gouvernance budgétaire : la demande de +113 % du budget de développement, refusée par le conseil, signale un pilotage des coûts défaillant en amont. (ii) Bouclage et conditionnalité : le closing, annoncé pour avril 2026, est subordonné à une réforme du secteur exigée par la Banque mondiale ; tout retard renchérit le portage. (iii) Allocation des risques du PPA : un schéma take-or-pay non plafonné reporte sur l’État les aléas hydrologiques et de marché. (iv) Risque de change : la part en devises de la dette de projet (tranches USD notamment) expose l’équilibre financier, la couverture par la parité fixe ne valant que pour la composante euro.

6. Risques budgétaires pour l’État du Cameroun

Les incohérences précédentes se transmettent au budget de l’État par six canaux, du plus direct au plus diffus.

1. Appel de capital (equity) — actionnaire à 50 % de la KHPC et tenu à sa quotité « barrage » (≈ 150 Md FCFA au stade 1 050 Md), l’État voit mécaniquement sa contribution augmenter si le coût passe à 1 620 Md, sans parler du budget de développement réévalué.
2. Garanties souveraines et passifs éventuels — la dette de projet et les clauses take-or-pay du PPA constituent des engagements hors bilan susceptibles d’être appelés (cf. Nachtigal, ≈ 10 Md FCFA/mois ; Bujagali, paiements pour énergie non livrée).
3. Compensation tarifaire / subvention — si les paiements de capacité dépassent la capacité contributive du distributeur (ENEO/SOCADEL), l’État comble l’écart — dans un secteur déjà structurellement déficitaire (arriérés ENEO > 100 Md FCFA).
4. Sous-utilisation et coûts échoués — si le RIS n’absorbe pas 500 MW (contraintes d’évacuation, demande), l’État paie une énergie non consommée, sur le modèle du facteur de charge à 68 % de Bujagali.
5. Soutenabilité de la dette publique — l’opération alourdit la dette publique et garantie et pèse sur les critères de convergence CEMAC — à articuler avec le dossier dette-souveraineté.
6. Effet d’éviction — un capital immobilisé à un coût unitaire élevé réduit les ressources disponibles pour l’électrification rurale et les autres priorités de la SND30 (symétrie avec Bujagali).

7. Recommandations

1. Cadrer le périmètre de l’audit — isoler l’écart de coût non expliqué par l’inflation et la nature réservoir ; auditer le budget de développement (46,2 Md), la structure EPC, les hypothèses de prix et de productible, et l’allocation des risques du PPA.
2. Dé-biaiser par classe de référence — tester la robustesse en appliquant aux estimations un uplift de +27 % à +96 % (Flyvbjerg) et exiger un provisionnement explicite du dépassement attendu.
3. Renégocier l’allocation des risques — proscrire un take-or-pay non plafonné ; plafonner les paiements de capacité ; introduire un partage du risque hydrologique et une indexation prudente.
4. Séquencer et coordonner la cascade — synchroniser strictement usine et ligne 400 kV ; intégrer la gestion coordonnée de la Sanaga (Lom Pangar, Nachtigal, Song Loulou, Edéa) pour sécuriser l’énergie ferme.
5. Évaluer des alternatives agiles — comparer la VAN risquée de Kikot à un bouquet solaire + stockage, réhabilitations et renforcement réseau, conformément à la recommandation d’Ansar-Flyvbjerg pour les pays en développement.
6. Sécuriser la soutenabilité budgétaire — plafonner la garantie souveraine, provisionner les passifs éventuels et articuler l’opération avec la trajectoire de dette CEMAC.

8. Conclusion

Replacé dans sa classe de référence, Kikot-Mbebe présente une anomalie de coût qui n’est pas un simple dépassement à venir mais un niveau déjà atteint avant travaux : son coût unitaire annoncé dépasse celui de Nachtigal (+73 %), de Neelum-Jhelum après un dérapage de 400 %, et se situe dans la fourchette de Bujagali, « hydro la plus chère d’Afrique ». L’audit demandé par le conseil d’administration lui-même est donc fondé. La question n’est pas de renoncer à l’hydroélectricité, dont le potentiel de la Sanaga reste stratégique, mais d’éviter qu’un méga-projet mal calibré ne transfère durablement son coût au budget de l’État et au tarif du consommateur — scénario que la littérature et les comparateurs internationaux permettent désormais d’anticiper, donc de prévenir.

Par   Nkodo Mekongo Eric Christian , EMBA, Cadre à l’ex-CTPL