WB Synergy SAS
Co-promoteur. Structuration du projet, modélisation financière, préparation de la bancabilité, coordination des études et dialogue avec les institutions de financement du développement.
Fiche projet
Centrale solaire photovoltaïque de Ntui
250 MWdc installés, 200 MWac injectés, avec stockage par batteries - région du Centre, Cameroun
Développement amont - pré-faisabilité achevée Statut au 28 septembre 2026 - paramètres du modèle financier V4.4
Un projet solaire de grande échelle développé en partenariat public-privé avec le Conseil Régional du Centre, en consortium avec TES Technologies SARL, partenaire stratégique et technique au Cameroun.
Notre rôle et celui de nos partenaires
TES Technologies SARL
Partenaire stratégique et technique au Cameroun. Société camerounaise active dans les infrastructures électriques de haut niveau et l’intégration technologique. Ancrage local, interface technique et opérationnelle.
Conseil Régional du Centre
Autorité publique contractante, dans le cadre de la décentralisation camerounaise. Partie publique au partenariat.
Caractéristiques du projet
| Localisation | Commune de Ntui, département du Mbam-et-Kim, région du Centre, Cameroun |
|---|---|
| Puissance injectée | 200 MWac au point de raccordement - lecture à confirmer dans la convention de raccordement |
| Puissance installée | 250 MWdc de modules, soit un ratio courant continu / courant alternatif de 1,25 |
| Stockage | 60 MW / 120 MWh, deux heures de décharge - soutien de la pointe du soir et de la stabilité du réseau |
| Technologie | Structures fixes sur fondations battues. Les trackers à axe unique retenus jusqu’en août 2026 ont été abandonnés : à cet ensoleillement, ils ne justifiaient ni leur surcoût d’investissement ni leur maintenance sur trente ans. |
| Production de référence | 328 400 MWh en année 1 (P50, ratio de performance 80 %), soit 1 314 kWh/kWc - estimation du promoteur, à confirmer par l’étude de productible indépendante |
| Raccordement envisagé | Poste 225 kV et ligne d’évacuation vers le Réseau interconnecté Sud ; environ 30 km retenus au modèle, tracé et limite d’injection à confirmer avec SONATREL |
| Emprise foncière | Environ 600 à 664 hectares, à confirmer par les levés fonciers et cadastraux et par l’étude d’impact |
| Calendrier indicatif | Bouclage financier 2027, construction sur 24 mois, mise en service 2029, exploitation sur 30 ans |
| Acheteur | À finaliser. Contrepartie anticipée : SOCADEL, sous réserve de confirmation. Aucun contrat d’achat d’électricité n’est signé à ce jour. |
| Structure | Partenariat public-privé avec le Conseil Régional du Centre |
| Stade | Développement amont - pré-faisabilité achevée |
Ce que le scénario retenu suppose
Le modèle financier V4.4 est explicitement conditionnel. Trois éléments, aujourd’hui non acquis, portent le scénario retenu : s’ils ne sont pas obtenus, le projet ne se finance pas dans sa forme actuelle. Nous les publions parce qu’un projet dont on ne connaît pas les conditions n’est pas un projet évalué.
| Condition | Nature et statut |
|---|---|
| Exonération d’impôt sur les sociétés de dix ans |
Au titre de la loi n° 2013/004 sur les incitations à l’investissement privé, dans le cadre d’une convention d’investissement. La demande reste à déposer ; aucune décision n’est acquise.
Décision administrative - non accordée |
| Contrat d’exploitation-maintenance à escalade plafonnée |
Une escalade contractuelle limitée à 3 % par an sur la principale ligne de charges d’exploitation. Il s’agit à ce stade d’une hypothèse : aucun contrat n’est signé.
Contrat commercial - à négocier |
| Lecture de la puissance injectée à 200 MWac |
La limite d’injection au point de raccordement, pour 250 MWdc installés en amont. Question soumise à l’ARSEL et à SONATREL ; elle devra être arrêtée dans la convention de raccordement.
Confirmation réglementaire et technique - à confirmer |
Ces trois points ne sont pas d’égale nature. Le troisième relève de la régulation et du gestionnaire de réseau, et a été soumis à l’ARSEL lors de la séance de travail du 8 septembre 2026 ; le premier relève d’une décision administrative distincte et le second d’une négociation commerciale. Aucune administration consultée ne s’est prononcée sur leur issue, et nous ne présentons ici aucune appréciation qui leur serait prêtée.
Dialogue institutionnel engagé
Par correspondance du 27 août 2026, l’Agence de Régulation du Secteur de l’Électricité a convié le consortium à une séance de travail, tenue le 8 septembre 2026 et présidée par son Directeur Général. Le projet y a été présenté dans ses volets technique, économique, financier, réglementaire et environnemental, y compris les éléments non encore établis. Les questions soumises portaient sur le régime de titre applicable, la composition du dossier, la lecture de la puissance injectée, les conditions de raccordement, la justification du prix d’achat, l’indexation et la valorisation du service de stockage. Les orientations recueillies sont en cours d’intégration. Dans les jours suivants, des courriers de premier contact ont été adressés au ministère de l’Eau et de l’Énergie, au ministère de l’Économie, de la Planification et de l’Aménagement du Territoire et à la SONATREL, et une lettre d’amendement à la SOCADEL.
Ces démarches sont des prises de contact et des consultations. Elles n’emportent ni autorisation, ni agrément, ni engagement d’aucune des entités citées.
Jalons franchis et prochaines étapes
Jalons franchis
- Protocole d’entente signé entre le Conseil Régional du Centre et le consortium TES Technologies - WB Synergy
- Note conceptuelle initiale du projet
- Document conceptuel remis au Conseil Régional du Centre
- Document conceptuel V3.0 - refonte complète des volets technique, financier et marché
- Modèle financier V2.2 et mémorandum de bancabilité
- Séance de travail à l’ARSEL, sur invitation de l’Agence
- Modèle financier V4.4 - reconfiguration à 250 MWdc / 200 MWac et stockage doublé
- Courriers de premier contact au MINEE, au MINEPAT et à la SONATREL ; lettre d’amendement à la SOCADEL
Prochaines étapes
- Étude de productible indépendante P50/P90 et campagne de mesure sur site
- Sécurisation du foncier : levés, titres et servitudes
- Étude d’impact environnemental et social complète, aux normes de performance de la SFI
- Études de raccordement et convention avec SONATREL
- Terme sheet de contrat d’achat d’électricité avec l’acheteur
- Appel d’offres EPC concurrentiel et validation des coûts
Pourquoi ce site
Le site est immédiatement voisin du poste 225/30 kV de Ntui, prévu dans le cadre du projet d’interconnexion RIS-RIN - une ligne double terne 225 kV d’environ 530 km reliant les réseaux interconnectés Sud et Nord, dont la mise en service est programmée sur la période 2023-2027. La ligne est financée par la Banque mondiale (IDA) ; les quatre postes 225/30 kV, dont celui de Ntui, sont financés par la Banque islamique de développement. Cette proximité constitue le principal argument d’intégration au réseau du projet. Le point de raccordement, le niveau de tension et la capacité d’injection autorisée devront être confirmés par les études de raccordement et une convention avec SONATREL.
Contexte du secteur électrique camerounais
Le parc installé national s’élevait à 2 011 MW en 2025, dont environ 70 % d’hydroélectricité - une production exposée aux étiages de saison sèche. Le solaire ne représente qu’environ 3 % de la capacité installée. La mise en service de la centrale hydroélectrique de Nachtigal (420 MW) en 2024-2025 a accru la capacité nationale d’environ 30 %, sans supprimer la saisonnalité de la ressource ni les contraintes de transport. Un projet solaire avec stockage apporte une énergie diurne complémentaire, réduit le recours aux centrales thermiques et contribue à la stabilité du réseau.
Sources : données présentées par le ministère de l’Eau et de l’Énergie, novembre 2025 ; Banque mondiale, janvier 2025.
Impact environnemental - méthode et limites
Sur la base d’une production nette de 328 400 MWh en année 1 et d’un facteur d’émission moyen du réseau camerounais de 0,2259 tCO₂e/MWh (intensité carbone en analyse de cycle de vie ; Ember / Our World in Data, 2024), les émissions évitées sont estimées à environ 74 200 tCO₂e pour la première année d’exploitation.
Méthode. Méthode : émissions évitées = électricité nette injectée × facteur d’émission du réseau. Facteur retenu : moyenne de l’intensité carbone du réseau camerounais, données 2024 (Ember, via Our World in Data, édition 2025).
Limite. Limite méthodologique : ce facteur moyen, tiré vers le bas par la prédominance de l’hydroélectricité, est conservateur. Un facteur de marge combinée établi selon la méthodologie Tool07 de la CCNUCC donnerait vraisemblablement un résultat supérieur. Cette estimation est indicative et sera actualisée lors de l’étude d’impact environnemental et social.
Note d’intégrité. Des versions antérieures de la documentation de ce projet ont fait état d’un chiffre d’émissions évitées de 131 400 tCO₂/an, ainsi que d’indicateurs de rentabilité cumulée et de point mort. Ces éléments ne sont pas repris : ils sont expressément annulés par le Document Conceptuel V3.0 du 8 juillet 2026, qui constitue la seule référence en vigueur.
Les informations présentées sur cette page sont fournies à titre d’information générale et ne constituent ni une offre, ni une sollicitation, ni un engagement contractuel. Les données financières du projet sont confidentielles et ne sont pas publiées. Le projet est en phase de développement : sa réalisation demeure subordonnée à l’obtention des autorisations, à la sécurisation du foncier, à la conclusion des contrats et au bouclage du financement.