Le Cameroun prépare à Kribi une nouvelle génération de dépôts d’hydrocarbures. Leur financement concentre l’attention, leur exploitation beaucoup moins. C’est pourtant là que se jouera leur rentabilité.

Un dépôt d’hydrocarbures accumule les risques : réservoirs atmosphériques, tuyauteries, pompes, quai de chargement, réseaux d’incendie. Une fuite non détectée ou une corrosion mal suivie ne coûte pas seulement un arrêt d’exploitation. Elle met en jeu la sécurité des personnes, l’environnement et, en dernier ressort, le droit d’exploiter.

Au Cameroun, l’enjeu change d’échelle. Depuis l’arrêt de la raffinerie de la Sonara en 2019, le pays dépend entièrement des importations de produits raffinés. La Société camerounaise des dépôts pétroliers (SCDP) exploite aujourd’hui treize dépôts, qui totalisent 242 000 m³ de capacité pour les produits liquides. À Kribi, le Terminal à hydrocarbures porté par la SCDP et le Port autonome de Kribi prévoit dans sa première phase 140 000 m³ de produits pétroliers et 12 000 tonnes de GPL, puis, à terme, 230 000 m³ et 40 000 tonnes. Pour financer la partie terrestre, c’est-à-dire le dépôt et le pipeline, la société de projet Dépôt pétrolier de Kribi cherche jusqu’à 150 milliards de FCFA. Le quai en eau profonde et la zone manifold relèvent du groupement français Parlym/Negri, signataire le 18 décembre 2025 d’un protocole tripartite avec la SCDP et le port. Selon Raphaël Abouem, directeur commercial de Negri pour l’Afrique, ce protocole doit permettre de finaliser les études, le financement et les aspects juridiques du projet. Les deux entreprises connaissent le terrain : en 2021, elles ont remis en service l’appontement pétrolier du port de Douala, inactif depuis vingt ans. Kribi accueille aussi le dépôt de réserves stratégiques de CSTAR, coentreprise de la SNH, de Tradex et de l’émirati Ariana Energy. Le nigérian Dangote, enfin, a créé en octobre 2026 une filiale camerounaise habilitée à construire et à exploiter des dépôts et des terminaux.

Reste la question de l’après-chantier. CSTAR y a répondu en créant une société d’exploitation de droit camerounais, sa filiale, chargée de l’exploitation et de la maintenance. Pour le terminal de la SCDP, les annonces publiques portent jusqu’ici sur la conception, la construction et le financement.

Le cadre technique, lui, existe. Les normes de l’American Petroleum Institute encadrent l’inspection, la réparation et la reconstruction des réservoirs aériens (API 653) et l’inspection des tuyauteries en service (API 570). L’API 580 et l’API 581 définissent l’inspection fondée sur le risque. Pour un réservoir, l’API 653 prévoit une inspection externe formelle en général tous les cinq ans et une première inspection interne, hors service, sur une base de dix ans. L’inspection fondée sur le risque permet d’ajuster ces intervalles. La protection cathodique et la détection de fuite complètent le dispositif, tandis que la norme ISO 55000 inscrit l’ensemble dans une stratégie de gestion d’actifs. Sur un littoral chaud, humide et salin comme celui de Kribi, la corrosion progresse plus vite, et les fréquences d’inspection doivent en tenir compte. Le risque n’a rien de théorique : les services du ministère des Mines ont relevé plusieurs défaillances techniques sur des installations d’hydrocarbures de la plateforme portuaire, dont des fuites et une maintenance qui ignore les protocoles environnementaux.

Trois conditions de fiabilité se décident dès la conception. La première tient aux compétences : inspecteurs certifiés, instrumentistes, planificateurs. Si plusieurs terminaux entrent en service presque en même temps à Kribi, ils se disputeront un vivier étroit. La deuxième concerne les pièces et les prestataires. Un stock de pièces critiques (garnitures de pompes, vannes, capteurs) et des contrats-cadres assortis de délais d’intervention se négocient en amont, car le temps moyen de réparation se gagne avant la panne. La troisième relève des données. Un logiciel de gestion de la maintenance assistée par ordinateur (GMAO) alimenté dès la mise en service suit la disponibilité des équipements, le taux de maintenance préventive réalisée et l’historique des défaillances, et évite ainsi à l’exploitant de vivre dans la réaction permanente. Il faut enfin gérer les arrêts programmés. L’inspection interne d’un réservoir impose de le vider, de le nettoyer et de le ventiler, ce qui immobilise une partie de la capacité. Coordonner ces arrêts avec les cycles d’approvisionnement et prévoir une capacité tampon relève autant de la planification que de la technique.

L’enjeu économique est immédiat. Selon Véronique Moampea Mbio, directrice générale de la SCDP, chaque journée de retard non réglementée d’un navire coûte en moyenne 25 000 dollars à l’État. En matière de carburant, quelques jours d’indisponibilité suffisent à provoquer des pénuries et des surcoûts sur toute la chaîne.

Les cuves se financent, la fiabilité se construit. Les décideurs qui inscriront la maintenance au budget d’investissement initial, plutôt que d’en faire une variable d’ajustement, protégeront la valeur de leurs actifs.

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