Document de la Banque mondiale Rapport N° 15086-MAG ......JIRAMA; MM. Edward Gaither, Geoffrey Smith et Marc Méthé, consultants, ont apporté leur contribution au programme d'électrification

Document dela Banque mondiale

Rapport N° 15086-MAG

RAPPORT D'ÉVALUATION

RÉPUBLIQUE DE MADAGASCAR

PROJET DE DÉVELOPPEMENT DU SECTEUR DE L'ÉNERGIE

14 mars 1996

Division opérations, industrie et énergieDépartement de l'Afrique centrale et de l'océan IndienBureau régional Afrique

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ÉQUIVALENCES MONÉTAIRES

Unité monétaire = franc malgache (FMG)1 dollar EU = 4.602 FMG (août 1995)

POIDS ET MESURES

GWh = gigawatt/heure (1 million de kWh)kep = kilogramme équivalent pétrolekV = kilovolt (1.000 volts)kVA = kilovoltampère (1.000 voltampères)km = kilomètrekW = kilowatt (1.000 watts)kWh = kilowatt/heure (1.000 Wh)MVA = megawattTEP = tonne équivalent pétrole

ABRÉVIATIONS ET ACRONYMES

BADEA = Banque arabe pour le développement économique enAfrique

BEI = Banque européenne d'investissementCFD = Caisse française de développementDE = Direction de l'énergieFANALAMANGA = Grande plantation semi-publique de pins près de

TananariveGPL = Gaz de pétrole liquideJIRAMA = Compagnie nationale d'eau et d'électricitéMEM = Ministère de l'énergie et des minesPIB = Produit intérieur brutPPF = Mécanisme de préparation des projets (Project

Preparation Facility)SOLIMA = Compagnie nationale pétrolièreUPED = Unité de planification de l'énergie domestique (au sein

de la Direction de l'énergie)

EXERCICE

1er janvier au 3 1 décembre

MADAGASCAR


TABLE DES MATIÈRES

Résumé du crédit et du proiet ..................................................

I. CADRE ET JUSTIFICATION DU PROJET ............................Contribution du Projet à la réduction de la pauvreté et

à la croissance économique . ...............................Le bilan énergétique .................................. ................ 3Enseignements et principes incorporés à la conception du Projet......4.....4

II. PROBLÈMES INSTITUTIONNELS ................................................ . .... 5V ue d 'ensem ble ................................................................ ....................... . . ... 5L e sous-secteur de l'électricité ................................. ........... ................................. 6Structure actuelle et opérations de la JIRAMA ...................................................... 8Le sous-secteur des combustibles ligneux .............................. 10E fficacité de l'énergie ......................................................................................... i.... 1

III. LA DEMANDE ET L'OFFRE, LES PRIX ET L'EFFICACITÉ DE L'ÉNERGIE .... 11V ue d'ensem ble ....................................................................................................... 11Le sous-secteur de l'électricité .............................................................................. 12Installations de production et de distribution de la JIRAMA :

situation actuelle et besoins ....................................................................... 14Programme d'investissement de la JIRAMA ...................................................... 16Le besoin d'électrification ..................................................................................... 17Le sous-secteur des combustibles ligneux ........................................................... 18Rendem ent de l'énergie ....................................................................................... 21

IV . LE PRO JET ........................................................................................................... 21O bjectifs .................................................................................................................... 2 1D escription ............................................................................................................. 22Préparation .......................................................................................................... 23C oûts du projet ..................................................................................................... 24Plan de financem ent .............................................................................................. 25Exécution du Projet .............................................................................................. 25D écaissem ents ...................................................................................................... 26Passation des m archés ......................................................................................... 28Comptabilité, rapports fmanciers et audits......................................................... 30Considérations environnementales ...................................................................... 31Suivi et supervision du Projet .............................................................................. 31

1

V . A N A LY SE FIN A N C IÈ R E ........................................................................................ 32In tr o d u ctio n .................. ........................................................................................ 3 2V ue d'ensem ble sur les opérations ..................... ................................................... 32B ran ch e électricité .............................................................................................. . .33Recommandations concernant la restructuration ...... ......................................... 36P lan de fin an cem en t ............................................................................................. . 37F in an ces fu tu res .................................................................................................. . . 3 9

VI. AVANTAGES, RISQUES, ASPECTS ENVIRONNEMENTAUX ETAN ALY SE ÉCON O M IQUE ................................................................................... 40A . A V A N T A G E S ........................ ..................................................................... 4 0B. RECOUVREM ENT DES COÛTS ...............................................-........... 40C. AVANTAGES - COÛTS ET ANALYSE DE SENSIBILITÉ .................. 41D . R IS Q U E S ................................... . . . ........ 45....................... 4 5E. ANALYSE DE LA CAPACITÉ INSTITUTIONNELLE ................ 46F. ANALYSE DE LA PAUVRETÉ ................................................................ 46G. IMPACT SUR L'ENVIRONNEMENT .................................................. 47H. INDICATEURS DE PERFORMANCE .................................................. 47I. ÉVALUATION D'ENSEMBLE ............................................................. 48

VII. ACCORDS ET RECOMMANDATION ............................................................... 48Accords réalisés pendant les négociations ............................................................. 48Conditions d'entrée en vigueur ............................................................................ 49Conditions de décaissement pour le programme d'électrification ........................ 50R ecom m andation................................................................................................. 50

Le présent Rapport est basé sur les conclusions d'une mission d'évaluation qui s'est rendue àMadagascar en juin-juillet 1993 et qui comprenait: MM. Angel Baide (Chef de projet),ingénieur en électricité; Noureddine Bouzaher, économiste; Richard Senou, analyste financier;Robert Van der Plas, spécialiste de l'énergie domestique; Mme Rangaswamy Vedavalli,économiste principale; et M. Stephen Gaull, analyste financier; M. Mario Zanteno, consultant,a contribué à la composante de réforme institutionnelle; M. Georges Maestrini, consultant, aapporté une contribution en matière de gestion et de formation des ressources humaines à laJIRAMA; MM. Edward Gaither, Geoffrey Smith et Marc Méthé, consultants, ont apporté leurcontribution au programme d'électrification.L'analyse financière de la JIRAMA a été mise à jour par M. John G. Davis, analyste financier(consultant) durant une mission de pré-négociation en juin 1994 et à nouveau par la JIRAMAen août 1995. Mme Lily Wong a assuré le secrétariat pour la préparation du Rapport.M. Iain T. Christie et M. Andrew Rogerson ont été, respectivement, chef de la Division etDirecteur du département pour cette opération.

ANNEXESTABLE DES MATIÈRES

ANNEXE I

Annexe 1.1 Bilan énergétique du pays, 1993

Annexe 1.2 Expérience de lIDA en matière de projets dans le secteur de l'énergie à

Madagascar et enseignements tirés

ANNEXE II

Annexe 2.1 Déclaration de politique sectorielle

ANNEXE III

Annexe 3.1 Vente et nombre d'abonnés de la JIRAMA

Annexe 3.2 Projections de la demande de 1995 à 2000

Annexe 3.3 Tarif et coût marginal à long terme de l'électricité

Annexe 3.4 Capacité de production installée de la JIRAMA, 1994

Annexe 3.5 Programme d'investissement de la JIRAMA (1996-200 1)

ANNEXE IV

Annexe 4.1 Description du projet

Annexe 4.2 Résumé des coûts du projetAnnexe 4.3 Calendrier d'exécution du projet

Annexe 4.4 Comparaison des profils de décaissementAnnexe 4.5 Analyse environnementale des composantes de transport

Annexe 4.6 Indicateurs de réalisation des objectifs du projet

ANNEXE V

Annexe 5.1 JIRAMA : comptes de résultatsAnnexe 5.2 Hypothèses concernant les projections des états financiersAnnexe 5.3 Indicateurs financiers de la JIRAMA

ANNEXE VI

Annexe 6.1 Analyse économique du programme d'investissement

Annexe 6.2 Analyse économique des programmes concernant les combustibles ligneux

RÉPUBLIOUE DE MADAGASCAR


Résumé du Crédit et du Projet

Emprunteur: République de Madagascar

Organismes L'entreprise publique « Jyro sy Rano Malagasy »d'exécution: (JIRAMA) ou Compagnie malgache d'eau et d'électricité et

le Ministère de l'énergie et des mines (MEM).

Montant 31,8 millions de DTS (équivalent à 46 millions de dollars).

Termes Habituels de 'IDA, avec une durée de 40 ans et un différéd'amortissement de 10 ans.

Conditions de rétrocession : Le Gouvernement de Madagascar rétrocédera un maximumde 22 millions de DTS (soit l'équivalent de 31,8 millions de dollars) des montants du Crédità la JIRAMA, à un taux d'intérêt révisable égal au Taux interbancaire de Londres (LIBOR),plus 0,9 point en pourcentage par an pendant une période de 25 ans (y compris un différéd'amortissement de cinq ans). La JIRAMA assumera le risque de change pour ces fonds.

Objectifs du Projet : Le projet a pour but : a) d'améliorer les perspectives de croissancedurable de Madagascar, en assurant une fourniture adéquate d'électricité pour les activitéscommerciales, industrielles et professionnelles et pour les ménages, et notamment enétendant l'accès à ces services des populations suburbaines et rurales; b) de créer une baseinstitutionnelle permettant d'accroître l'efficacité économique et administrative dans le sous-secteur de l'électricité et d'attirer l'investissement privé; et c) de promouvoir une plus grandeefficacité dans la production et l'utilisation de l'énergie, et de contribuer ainsi à atténuerl'impact néfaste de l'utilisation des combustibles ligneux sur l'environnement.

Description du Projet : Le projet comporte quatre composantes principales. La premièrecomprend la majeure partie du programme d'investissement de la JIRAMA, y compris en cequi concerne l'infrastructure (réhabilitation et agrandissement de centrales et d'équipementde transport et de distribution); les outils et l'équipement pour l'entretien; un programme deréduction des pertes; d'amélioration des systèmes de gestion et de la formation du personnel;et des études de faisabilité portant sur deux petits projets hydroélectriques. La deuxièmeconsiste en un programme sélectif d'électrification en appliquant des normes de conceptionpeu coûteuses et en mettant l'accent sur une plus grande utilisation de l'infrastructureexistante et sur l'agrandissement des réseaux ayant une capacité de production excédentaire.La troisième comprend des études et un renforcement de la capacité pour appuyer unprogramme de réformes du sous-secteur de l'électricité, et notamment l'établissement d'un

- ii -

nouveau cadre juridique et réglementaire qui permette la participation du secteur privé et la

restructuration de la JIRAMA suivant les principes d'une exploitation commerciale. La

quatrième consiste en un programme national de promotion de l'efficacité de l'énergie,mettant l'accent sur les combustibles ligneux qui sera combiné avec un programme plote

intégré dont le but sera d'assurer un approvisionnement régulier et durable de la régionMahajanga en combustibles ligneux, tout en améliorant la uestion des forêts naturelles.

Avantages du Projet L'appui donné au programme d'investissement de la JIRAMA

contribuera à assurer un service d'électricité fiable et à éviter ou réduire les coûts résultant de

pannes, les coûts de combustible et les pertes d'énergie. Sans le projet, les coûts résultant

d'a.r-rêts de la production augmenteraient par suite d'insuffisances de la capacité de

production et d-un plus grand nombre de pannes des systèmes existants. Le projetcontribuera à réduire -les coûts de combustible, grâce .: a) la réhabilitation des centrales

hydroélectriques qui réduira le besoin de production thermique; et b) l'expansion du réseau

de transport qui permettra de substituer de l'électricité hydraulique à de l'électricité diesel.

Grâce à la réduction des pertes, il permettra de réaliser des économies au niveau des

investissements en capacités de production, aussi bien qu'au niveau de la production elle-

même. Le programme d'électrification des zones suburbaines et des zones rurales

dynamiques se traduira par des économies en raison du remplacement du pétrole lampant,des chandelles et des piles, par de l'électricité; en outre, il rendra possible une augmentation

de l'activité économique. Les avantages des réformes visant à supprimer le monopole de

l'État comprennent : des gains d'efficacité qui seront partagés avec les consommateurs, grâce

à la réglementation adéquate des tarifs, qui engendreront des économies de ressourcespubliques; et une plus grande fiabilité et durabilité de l'alimentation en électricité grâce à la

mobilisation de capitaux privés pour de nouveaux investissements dans le secteur. Lacomposante des combustibles ligneux permettra de réduire l'impact néfaste de la production,de la consommation et du gaspillage des combustibles ligneux; et de faire en sorte que l'offrede combustibles ligneux s'établisse sur une base durable et, dans les régions gravementdéficitaires en bois, d'éviter une augmentation de la consommation de pétrole qui est uncombustible plus coûteux.

Risques : Etant donné que les composantes d'infrastructure consistent surtout en travaux deréhabilitation et en travaux simples de distribution, elles ne comportent pas de risqueinhabituel. La mise en oeuvre de réformes dans le sous-secteur d'électricité pourrait en faitachopper si la nouvelle loi sur l'électricité était modifiée par l'Assemblée nationale durant lesdébats précédant son approbation et si le Gouvernement continuait à vouloir dominer lesecteur ou était tenté de revenir sur ses intentions en matière de fixation des prix. Cesrisques sont compensés toutefois par la conscience qu'il a du fait qu'à l'avenir, le volume desfonds disponibles pour des investissements publics dans l'électricité sera très sensiblementréduit et qu'il faudra, par conséquent, établir un nouvel environnement juridique etréglementaire crédible pour attirer les capitaux privés. Un autre risque tient à la possibilitéde retards dans l'exécution du programme d'investissement et dans la mobilisation des fondslocaux requis. Or, l'accord concernant les examens annuels de ce programme et les plans definancement connexes a pour but de minimiser ce risque. Les taux de rentabilité économiquede l'ensemble du programme d'investissement, aussi bien que de ses composantes prisesséparément, sont relativement élevés en raison de la nature des travaux qui consistent surtout

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en réhabilitations. Cependant, les taux de rentabilités des composantes concernant lescentrales thermiques et les réseaux de distribution sont sensibles, même à une réductionmodérée de la demande prévue d'électricité. Ce risque a été minimisé en estimantprudemment la demande. La complexité technique du projet ne pose aucun problèmeimportant, car les organismes d'exécution - la JIRAIA et le Ministère de l'énergie et desmines -ont déjà acquis une expérience considérable grâce à l'exécution du Projet énergie I(Cr. 1787-MAG).

Coûts estimatifs

(Milliards de FMG) (Millions de S)Monnaie Devises Total Monnaie Devises Totallocale locale

A. Programme d'investissementde la JIRAMA1. Production 33.2 106.8 140.0 9.5 30.5 40,02. Transport 5.3 12,5 17.9 1,5 3,6 5,J3. Distribution 39,9 118,5 158.3 11.4 33,8 45,24. Outils et équipement d'entretien 2,5 8,9 l113 0,7 2.5 3,25. Autres programmes

a. Réduction des pertes d'énergie 0,5 1,3 1,9 0.2 0,4 0.5b. Gestion R. H. et formation 0,4 9,8 10,2 0,1 2,8 2,9c. Techniques d'information 2,1 7,1 9,2 0,6 2,0 2,6d. Études de faisabilité hydro.. O 35 40 02 110 12

Total partiel Autres programmes 36 217 25 10 6,2 72Total partiel du Programme

d'invest. de la JIRAMA 84,4 268,4 352,8 24,1 76,7 100,8B. Programme d'électrification 3,8 19,9 23,7 1,1 5,7 6,8C. Réforme institutionnelle s/secteur

électricité1. Cadre réglementaire 0,0 5,4 5,4 0,0 1,5 1,52. Transform. JIRAMA en société

par actions 43 43 1 1Total partiel Réforme institutionnelle

du s/secteur de l'électricité 0,2 9,7 9,9 0,1 2,8 2,8D. Programme d'efficacité de l'énergie

1. Programme de conservationde l'énergie 2,6 2,8 5,4 0,7 0,8 1,5

2. Programme de combustibles ligneuxde Mahajanga 21 6.0 Ii 1,

Total partiel Activités du Ministèreénergie et mines 4l M 1 l A _ 3

TOTAL DES COÛTS DE BASE 93,2 304,6 397,8 26,6 87,0 113,7Provisions pour aléas techniques 10,0 31,8 41,8 2,9 9,1 11,9Provisions pour hausse des prix 54,1 225,1 279,2 -0,7 7,6 6,9

TOTAL DES COUTS DU PROJET 157,3 561,5 718,8 28,8 103,7 132,5

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Plan de financement

Millions de dollars "o du total

IDA 4).0 -4.BEI 24.7 IS7CFD 28.3 21.3BADEA 6.6 5.0JIRAMA 26.7 20.1ÉTAT 0.2 o.2

TOTAL 132.5 100.0

Décaissements estimatifs de 'IDA (millions de dollars)

Ex. IDA Ex. 97 Ex. 98 Ex. 99 Ex. 00. Ex. 01 Ex. 02

Annuels 1,7 8,5 16,7 12.7 4.4 2,0

Accumulés 1,7 10,2 26,9 39,6 44,0 46,0

Taux de rentabilité économique : Il est de 22 % pour l'ensemble du programme

d'investissement de la JIRAMA; de 57 % pour la réhabilitation des centraleshydroélectriques; de 28,7 % pour l'interconnexion Namorona-Manakara-Mananjary; de 23 %pour la réhabilitation et l'agrandissement des centrales thermiques; et de 12 % pour laréhabilitation et l'agrandissement des réseaux de distribution. Ces taux ont été calculés enutilisant les tarifs existants comme mesure indirecte des avantages. Les avantageséconomiques du projet sont beaucoup plus élevés quand les calculs sont basés sur ladisposition des consommateurs à payer l'électricité. Pour le programme des foyerséconomiques et le programme pilote de combustibles ligneux de Mahajanga, les tauxéconomiques de rentabilité sont de 22 et 42 % respectivement.

Classement sur le plan de l'environnement : Le projet est classé dans la catégorie « B ».Les nouveaux corridors des lignes et sites des sous-stations ne traversent pas des zonesvulnérables sur le plan écologique, mais traversent des zones peuplées et des zones agricoles.Pour atténuer l'impact éventuel du projet sur l'environnement, on veillera à adopter de sainespratiques en matière de tracé des itinéraires et de construction. Plusieurs composantescontribueront à améliorer la qualité de l'environnement. La réhabilitation des centraleshydroélectriques et l'incorporation de plusieurs centres qui sont actuellement desservis pardes centrales diesel à des réseaux ayant une capacité hydroélectrique excédentaire réduirontles émissions de C02 et la pollution de l'environnement. En améliorant le rendement del'énergie, on réduira également la pollution. Les composantes concernant les combustiblesligneux réduiront le déboisement.

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Classement du point de vue de la pauvreté Sans objet.

Carte: BIRD N° 25661.

_N" du SIG: 1533

l

RÉPUBLIQUE DE MADAGASCAR


I. CADRE ET JUSTIFICATION DU PROJET

Contribution du Projet à la réduction de la pauvreté et à la croissance économique

1.1 Le projet proposé de développement du secteur de l'énergie contribuera à la mise en

oeuvre de la stratégie de réduction de la pauvreté de Madagascar en mettant en place dans le

domaine de l'électricité une infrastructure de nature à appuyer une croissance économiquerapide; à ouvrir le sous-secteur de l'électricité à l'investissement privé, tandis que le

Gouvernement adoptera un rôle de réglementation; à améliorer le rendement de l'énergie; età préserver l'environnement au moyen d'une meilleure gestion des ressources naturelles. Leprojet - qui porte essentiellement sur les sous-secteurs de l'électricité et des combustiblesligneux -repose sur le Projet énergie I, achevé dernièrement (Cr. 1787 MAG) et qui est uncomplément au Projet en cours de réforme du secteur pétrolier (Cr. 2538 MAG).

1.2 Suite à l'échec de la stratégie économique qui réservait un rôle prépondérant à l'État,le revenu par habitant de Madagascar a chuté de 45 % entre 1971 et 1994, et les trois quartsde la population vivent désormais au-dessous du seuil de pauvreté. Après une période detroubles politiques et de transition vers la démocratie en 1991-1993, la stratégie économiquedu Gouvernement vise essentiellement à réduire le niveau de pauvreté. La pauvreté estdevenue un problème d'une telle ampleur que seule une croissance économique accéléréepourrait constituer l'amorce d'une solution permanente. Le but du Gouvernement, défini aucours d'un dialogue avec l'IDA, est de parvenir à une croissance de 6 % par an à la fin de ladécennie. Par secteur, le taux de croissance ainsi prévu suppose une croissance de 4 % dansl'agriculture, de 10 % dans le secteur industriel et de 6 % dans les services, y compris letourisme. L'absence d'infrastructure adéquate, notamment en matière d'électricité, detransports et de télécommunications, est un des principaux obstacles à la réalisation de cesobjectifs. Sans une alimentation en électricité convenable, le développement escompté d'uneindustrie à intensité de main d'oeuvre et des services en particulier, est irréalisable.

1.3 La réorientation des dépenses publiques, à l'effet d'allouer plus efficacement lesressources aux secteurs prioritaires, est un autre aspect important de la stratégie duGouvernement. Dans le secteur de l'énergie, le Gouvernement a commencé à mettre enoeuvre une stratégie visant à modifier la structure actuelle, qui dépend des investissementspublics et qui est entièrement dominée par des entreprises publiques (la SOLIMA pour lepétrole et la JIRAMA pour l'électricité), de manière à créer un nouvel environnement, propreà stimuler l'investissement du secteur privé, dans lequel le Gouvernement ferait fonction derégulateur et d'arbitre. Cette stratégie suppose également que l'on passe d'une situation de

Madagascar: Projet de développement du secteur de Fénergie 2

distorsion des prix à une politique de prix efficace et qu'un souci d'efficacité préside a la

production et à l'utilisation de Vénergie. Ces changements, qui exigent une réforme

techniquement complexe et l'édification d'une capacité réglementaire. bénéficient de l'appuidu Projet en cours de réforme du secteur pétrolier et seront étayés par le projel proposé cans

le sous-secteur de l'électricité.

1 4 Pour opérer la réforme du sous-secteur de l'électricité, l'accent sera mis, en un

premier temps, sur la création d'un cadre juridique et réglementaire transparent, de nature à

promouvoir l'efficacité et susceptible d'attirer l'investissement privé ainsi que sur les mesures

propres à préparer la JIRAMA à opérer dans un nouvel environnement en la transformant en

une société par actions, opérant sur des bases commerciales, plutôt qu'en la privatisant

immédiatement. Il faut compter une période de transition de trois à cinq ans pour établir un

nouvel environnement juridique et réglementaire crédible avant qu'on ne puisse

objectivement escompter un volume substantiel d'investissements privés. Ceci étant, leprojet proposé appuiera des investissements publics dans l'infrastructure de l'électricité

jusqu'en l'an 2001 pour éviter que ne se produisent des goulets d'étranglement susceptibles

d'entraver la croissance économique.

1.5 Accroître l'efficacité de tous les processus énergétiques a été de longue date un desobjectifs du Ministère de l'énergie et des mines (MEM). Dans le cadre du Projet énergie 1, leMinistère a exécuté, avec succès, un programme visant à accroître l'efficacité de laproduction de charbon de bois et à propager l'utilisation des foyers améliorés à charbon debois. Avec le concours de consultants, le Ministère a également effectué une série d'étudessur l'utilisation de l'énergie dans l'industrie. Ces initiatives se poursuivront et seront étenduesà tout le pays dans le cadre du projet proposé, l'accent étant mis sur des procédés à base decombustibles ligneux, et notamment sur la production et l'utilisation du charbon de bois, quientraînent actuellement des pertes élevées d'énergie.

1.6 Préserver l'environnement naturel, fragile et précieux de Madagascar est absolumentindispensable pour réaliser une croissance durable et lutter contre la pauvreté. Un desfacteurs qui a contribué à la destruction de l'environnement riche, marqué par la biodiversité,du pays a été l'ampleur de la consommation de combustibles ligneux. Dans certainesrégions, la cause principale de l'actuelle dégradation des forêts est la production et laconsommation de bois de feu et de charbon de bois. La disparition progressive de lacouverture sylvestre est grave, non seulement parce qu'elle porte atteinte aux ressources enbois ligneux utilisé pour la cuisson des aliments, mais aussi parce qu'elle comprometl'existence même d'un patrimoine naturel unique et met en danger les possibilitésd'écotourisme du pays, alors que ce potentiel pourrait fournir les devises nécessaires audéveloppement. Le projet proposé appuiera un programme pilote destiné à assurer desapprovisionnements durables en combustibles ligneux pour la région de Mahajanga, etnotamment une meilleure gestion des forêts naturelles dont l'exploitation pour en tirer ducombustible est à l'origine d'une sérieuse dégradation. Dans le cadre du projet, une trentainede villages commenceront à gérer leurs ressources forestières et retireront des avantagesfinanciers de leur exploitation durable.

Madagascar.: Projet de développement du secteur de l'énergie ~3

1.7 Le Gouvernement et 'IDA sont convenus que le projet proposé répond aux besoins

prioritaires du secteur de l'énergie à l'appui d'un grand programme national de croissance

économique et de réduction de la pauvreté. Il s'inscrit dans le droit fil des priorités de la

stratégie d'aide de lIDA en faveur de Madagascar, qui est centrée sur la modernisation de

l'infrastructure par le biais de la réhabilitation plutôt que sur de nouveaux investissements,

sur l'élimination des monopoles de droit, sur les encouragements à la participation du secteur

privé et sur l'amélioration de la gestion des ressources naturelles. Le projet satisfaitégalement aux critères généraux des prêts de lIDA au secteur de l'électricité et tient comptedes-préoccupations du Gouvernement et du Groupe de la Banque en matière d'efficacité de

l'énergie.

Le bilan énergétique

1.8 Le bilan de Madagascar en matière d'énergie (Annexe 1.1) reflète le stade peu avancéde développement économique du pays. Le secteur moderne de l'économie n'utilise qu'unpetit pourcentage de l'approvisionnement total en énergie, tandis que les ménages enconsomment 73 %, en majeure partie sous forme de combustibles ligneux servant à lacuisson des aliments. La consommation totale du pays est d'environ 2,6 millions de tonneséquivalant pétrole (tep) 1. Le bois de feu représente 74 % du total et le charbon de bois 9 %du total. En dehors des combustibles ligneux, la consommation d'énergie se compose enmajeure partie de produits pétroliers (les importations de pétrole représentent 12 % de l'offrenette) et représentent seulement environ 30 kilogrammes équivalent pétrole (kep) parhabitant, soit un chiffre sensiblement inférieur à la moyenne d'environ 100 kep pourl'Afrique subsaharienne. Le bilan énergétique fait également apparaître l'énorme quantitéd'énergie gaspillée lors de la carbonisation du bois, qui s'élève à environ 1,2 million de teppar an.

1.9 Le secteur des transports est le plus gros consommateur de produits pétroliers (71 %).L'industrie, le commerce et l'agriculture comptent pour 17 % dans la consommation deproduits pétroliers, surtout sous forme de fioule et de diesel. Les ménages consomment les12 % restants, surtout sous forme de pétrole campant et, pour une très petite part, de gaz depétrole liquide (GPL). Malgré la petite place qu'ils tiennent dans le bilan énergétiquegénéral, les produits pétroliers absorbent une part considérable (26 % environ en 1993) desgains en devises du pays. La part de l'électricité dans l'approvisionnement net en énergien'est que de 2 % du total, mais elle est une source cruciale d'énergie pour le fonctionnementd'un secteur productif moderne. L'industrie, le commerce et les autres services sont les plusgros consommateurs d'électricité, avec 76 % du total. Les ménages consomment les 24 %restants.

Ces chiffres correspondent aux domées pour 1993, qui sont les denières disponibles.

Madagascar : Projet de développement du secteur de lénergie 4

1. 10 Une croissance économique vigoureuse entraînera non seulement une augmentation

de la demande globale d'énergie, mais aussi des changements majeurs dans les schemas

d'offre et de consommation. L'évolution qui se produira tendra à une plus grande

consommation de combustibles modernes et, au début du moins, à une plus grande

consommation de charbon de bois, ce dernier assurant la transition entre l'utilisation de

combustibles traditionnels et modernes par les ménages. Le Gouvernement souhaite voir

cette transition s'accompagner d'un accroissement d'efficacite au moyen d'une réforme desinstitutions et d'une fixation adéquate des prix de l'énergie et s'accomplir en accordant

J'attention voulue à la protection de l'environnement.

Enseignements eTprincipes incorporés à la conception du Projet

1. 11 Un d;alozue établi de lonuue date sur le secteur de l'énergie. Le projet proposéreprésente une nouvelle étape importante dans le dialogue entre le Gouvernement et lIDAsur le secteur de l'énergie et il bénéficie de l'expérience acquise et des enseignements tirés àcette occasion. Depuis 1978, lIDA a soutenu le développement du secteur de l'énergie àMadagascar, avec un projet hydroélectrique (1978); trois projets pétroliers (1980, 1982 et1993); une évaluation du secteur de l'énergie conduite dans le cadre du Programme ESMAP(1984); et le Projet énergie 1 (1987), qui a été clos en décembre 1994. L'Annexe 1.2 contientune brève description de ces projets et un résumé des leçons qui s'en dégagent. Le projetproposé tient également compte des enseignements tirés d'autres projets exécutés dans larégion Afrique et dans d'autres régions. Parmi les principaux enseignements dont il a ététenu compte dans la conception du projet, figure le fait que : a) une plus grande efficacité etla viabilité financière des opérations du sous-secteur de l'électricité supposent une réformestructurelle : ouvrir le sous-secteur à la participation privée, maintenir un système de fixationde prix efficace sur le plan économique et asseoir les services publics sur une basecommerciale; et b) l'électrification des nouvelles zones doit se faire de façon sélective, enprivilégiant les zones qui peuvent utiliser l'électricité de façon productive en tentant d'utiliserl'infrastructure existante de manière plus intensive et en appliquant des normes deconstruction peu coûteuses. Dans un domaine plus précis et en se fondant sur l'expérienceacquise à l'occasion du Projet énergie 1, on note que la JIRAMA a tenté de structurer les lotsde passation de marchés de manière à alléger des tâches de supervision et de coordination.

1.12 Principes du Groupe de la Banque pour la restructuration du secteur de l'électricité.Le projet proposé respecte les principes du Groupe de la Banque en matière d'appui auxprogrammes de restructuration du secteur de l'électricité. Le Gouvernement s'est engagé àréformer le cadre juridique et réglementaire du secteur. Le nouveau cadre comprendra unedéfinition claire de la politique tarifaire; l'établissement d'un organisme de régulationindépendant; et des conditions claires d'entrée et de sortie des producteurs et distributeursprivés d'électricité. La réglementation des tarifs sera conçue de manière à stimulerl'efficacité. Une étude portant sur la restructuration de la JIRAMA étudiera les possibilitésde détacher de la maison mère certaines activités d'appui (techniques d'information, études deconstruction et d'ingénierie) pour former des filiales à 100 % que le Gouvernement pourraitultérieurement privatiser. Finalement, la JIRAMA sera convertie en une société en

Madagascar: Projet de développement du secteur de 'énergie 5

commandite par actions, ce qui permettra d'ouvrir éventuellement le capital à des partenaires

privés,

1.13 Politi_que du groupe de la Banque en matière d'efficacité et de conservation de

Jénergie. Le projet proposé tient compte de la politique actuelle de VIDA en matière

d'efficacité et de conservation de l'énergie dans les pays en développement. A cet effet, il

comprend les éléments suivants : une composante de réduction des pertes d'électricité; unecomposante d'amélioration de l'efficacité de la production et de l'utilisation du charbon de

bois; des études sur le potentiel des programmes généraux de maîtrise de l'énergie; et des

clau.es sur la politique des prix de l'énergie.

II. PROBLÈMES INSTITUTIONNELS

Vue d'ensemble

2.1 Le Ministère de l'énergie et des mines (MEM) compte cinq directions distinctes

énergie, mines, eau, géologie et coordination des projets. Il est également un organisme de

tutelle de la compagnie d'eau et d'électricité contrôlée par l'Etat, la JIRAMA, et de la

compagnie pétrolière nationale également contrôlée par l'État, la SOLIMA. A l'intérieur duMinistère, la Direction de l'énergie (DE) est directement responsable de la politique générale

en matière d'énergie, de la planification; et elle supervise les organismes du secteur. Pour le

secteur des combustibles ligneux, les responsabilités sur le plan institutionnel sont répartiesentre le Ministère de l'énergie et des mines, le Ministère de l'agriculture, l'Office national del'environnement ainsi qu'entre les autorités régionales et locales. Les sections qui suiventdécrivent les aspects institutionnels des sous-secteurs électricité et combustibles ligneux, enmettant l'accent sur les problèmes centraux qui touchent à la conception du projet.

2.2 Madagascar a entrepris un programme de restructuration du secteur de l'énergie,destiné à l'ouvrir à la participation du secteur privé et à des activités qui par le passé ont étédu domaine exclusif de l'État. Cette restructuration a commencé avec le sous-secteur dupétrole, où le Gouvernement a déjà pris des mesures en vue de l'abolition du monopole d'État

sur l'importation, le raffinage, le stockage et la distribution des produits pétroliers; en vue del'établissement de règles visant à ouvrir à tous l'accès aux installations communes destockage; en vue de libéraliser le système de fixation des prix du pétrole et de mettre sur piedun système rationnel d'impôts. Le Projet de réforme du secteur pétrolier vise cetterestructuration.

2.3 Le projet proposé traitera des problèmes institutionnels qui se posent dans les sous-secteurs de l'électricité et des combustibles ligneux et étudiera diverses solutions en vue decréer un cadre institutionnel propre à assurer le rendement de l'énergie à l'échelle du pays.Pour le sous-secteur de l'électricité, le projet appuiera la restructuration qui s'inscrira dans ledroit fil de la politique de libéralisation économique du pays. Dans le sous-secteur descombustibles ligneux, il mettra à l'essai des arrangements pilotes visant à donner plus de

Madagascar: Projet de développement du secteur de l'énergie 6

responsabilités aux collectivités locales, à encourager la propriété communautaire des zones

boisées et à favoriser une exploitation des ressources ligneuses fondée sur des techniques quine portent pas atteinte à la base de ressources.

Le sous-secteur de l'électricité

2.4 Le projet proposé appuiera les mesures du Gouvernement visant à changer le cadre

juridique du sous-secteur de l'électricité pour l'ouvrir à la participation du secteur privé,encourager un système de prix efficace de l'électricité en établissant une réglementationclaire et indépendante en la matière et instaurer des rapports d'égal à égal entre leGouvernement et le service public. Le projet financera également la restructurationfinancière et la réorganisation de la JIRAMA et sa transformation en une société encommandite par actions, soumise à la législation sur les sociétés. Dans le cadre de ce nouvelenvironnement juridique, ce service sera géré sur une base commerciale. En fait, après avoiraccompli des progrès dans le cadre de Énergie I dans les domaines de la planification aumoindre coût de l'expansion et de la politique tarifaire, le Gouvernement est maintenant prêtà procéder à de plus amples réformes, en harmonie avec la nouvelle orientation imprimée àla politique économique. Dans une déclaration de politique sectorielle (déclarationreproduite en Annexe 2.1), il a défini comme suit les objectifs du secteur de l'énergie :a) ouverture du secteur capital privé, et adoption par l'État d'un rôle de réglementation etd'arbitrage; b) application d'une politique efficace et adéquate de fixation des prix; etc) promotion de l'efficacité en matière de production et d'utilisation de l'énergie.

2.5 A l'heure actuelle, le sous-secteur de l'électricité de Madagascar est caractérisé, auplan institutionnel, par la domination de l'État. L'ordonnance de 1974 définissant le cadrejuridique actuel du secteur, déclare que l'électricité est une activité économique réservée àl'État et défmit la politique du Gouvernement à l'égard du sous-secteur. La JIRAMA a étécréée pour mettre en oeuvre cette politique. Au cours des premières années d'activité de laJIRAMA, le Gouvernement a poursuivi une stratégie qui visait essentiellement à créer unebase assurant l'alimentation en électricité des industries naissantes, à promouvoirl'électrification des campagnes et à maintenir à un bas niveau les prix de l'électricité. Cettestratégie l'a amenée à surinvestir, à créer nombre de petits réseaux isolés qui génèrent despertes financières et à affaiblir la situation fmancière du service.

2.6 Le cadre juridique actuel. Une ordonnance de 1974 des pouvoirs publics(Ordonnance 74-002) a établi le cadre juridique actuellement en vigueur dans le sous-secteurde l'électricité. Elle déclare que toutes les activités économiques concernant l'eau etl'électricité font partie du domaine réservé de l'État. L'État a le droit exclusif de conduiretoutes les opérations touchant à la production, au transport et à la distribution d'électricitédans le pays. Toutes les installations nécessaires à ces opérations font partie du domainepublic de l'État. Les opérations concernant l'électricité destinée strictement à l'usage privépeuvent être autorisées à titre exceptionnel. Pour exécuter sa politique dans les domaines del'eau et de l'électricité, l'État peut déléguer une partie de ses droits exclusifs à une compagnieoeuvrant dans l'intérêt national.

Madagascar: Projet de développement du secteur de f énergie 7

2.7 Les objectifs nationaux du sous-secteur. L'Ordonnance définit aussi les éléments

d'une politique nationale de l'eau et de l'électricité : a) étendre progressivement

l'infrastructure de l'eau et de l'électricité à tout le pays, conformément à la politique nationale

de développement économique et social; b) chercher par tous les moyens à mettre l'eau et

l'électricité à la disposition de la communauté nationale' dans les meilleurs conditions

possibles; et c) uniformiser progressivement les conditions de fonctionnement et de service,

notamment en ce qui concerne les tarifs. L'Ordonnance stipule également que les tarifs d'eau

et d'électricité doivent couvrir toutes les dépenses, y compris l'amortissement et les charges

finaUcieres, et produire un excédent raisonnable pour contribuer aux investissements. Elle

donne aux muntripalités la faculté d'imposer des taxes spécifiques pour payer la

consommation publique- d'eau et d'électricité.

2.8 La JIRAMA. Le Gouvernement a créé la JIRAMA en 1975, par l'Ordonnance N°75-

024, pour réaliser les objectifs nationaux définis pour les ~sous-secteurs de l'eau et de

l'électricité dans l'Ordonnance 74-002. En vertu de ladite Ordonnance N° 75-024, la

JIRAMA est « une entreprise d'État régie par la loi sur les sociétés, sauf dans la mesure où

elle est limitée par des dispositions particulières des présents statuts ». La JIRAMA n'est

devenue opérationnelle qu'en 1977, après la dissolution des organismes contrôlés par l'Etat

suivants qui étaient responsables de l'alimentation en eau et en électricité : Société malgache

de l'eau et de l'électricité (SEE), Société d'énergie de Madagascar (SEM) et Gérance

nationale de l'eau (GNE). Le Gouvernement a transféré l'actif et le passif de ces organismesà la JIRAMA.

2.9 Après la création de la JIRAMA, le Gouvernement a commencé à utiliser la nouvellecompagnie pour poursuivre ses objectifs socio-économiques. Ainsi, il a ordonné à la

JIRAMA de créer une infrastructure électrique pour soutenir un programmed'industrialisation basé sur de grandes industries contrôlées par l'État. Ce programme aéchoué, ce qui a laissé la JIRAMA avec un excédent de capacité de production et unendettement substantiel. En outre, le Gouvernement a ordonné à la JIRAMA d'électrifier denombreux endroits écartés, peu actifs au plan économique, en supposant que l'électrificationinduirait un développement régional. En fait, dans nombre de ces centres, la demande a àpeine augmenté par rapport à son niveau initial et les coûts élevés de combustibles ontentraîné des pertes financières pour la JIRAMA. De plus, le Gouvernement a laissé les tarifstomber au-dessous du prix de revient. En outre, le Gouvernement a forcé la JIRAMA àinvestir dans des filiales industrielles fabriquant des ampoules électriques et des appareilsménagers qui devaient être vendus à des prix contrôlés, inférieurs aux coûts. Tout celamontre que les objectifs sociaux passaient avant les contraintes commerciales stipulées parl'Ordonnance 74-002. Cet État de choses, s'ajoutant au fait que le Gouvernement a négligéde demander à la direction de gérer le service sur une base commerciale - et de l'autoriser àle faire - a été à l'origine des faiblesses sur le plan financier décrites au Chapitre V.


2.10 En 1991, dans le cadre du Projet énergie 1, la JIRAMA et le Gouvernement ont

corclu un accord se présentant sous forme d'un plan de contrat définissant leurs obligations

re )ectives. Ce plan a déjà abouti à quelques réalisations notables, notamment dans le

domaine de la politique tarifaire. Il a établi le principe de la politique de l'expansion au

moindre coût, de la tarification au coût marginal et de l'indexation des tarifs de l'électricité en

fonction du taux de change, du prix des combustibles et de l'indice des prix a la

consommation (par. 3.6 et 3.7). Le Projet énergie I a financé l'acquisition par la JIRAMA

d'un modèle de planification de l'expansion, la formation du personnel à son utilisation et

l'exécution d'un exercice initial de planification. Il a également financé l'étude d'une

tarifLcation en fonction du Coût marginal à long terme. Toutefois, le plan de contrat n'a pasétabli clairement~le principe de l'exploitation de la JIRANIA sur une base commerciale, nicelui des bénéfices d'exploitation à réaliser pour rémunérer les actionnaires et, en même

temps, honorer ses obligations financières. Il a manqué aussi à résoudre le problème des

arriérés du secteur public.

2.11 Dans le secteur de l'eau, une étude de stratégie sectorielle et de plan d'action terminée

dernièrement recommande que le Gouvernement sépare les branches électricité et eau de la

JIRAMA et privatise les opérations eau. Un projet eau, que l'IDA financera, est actuellement

en préparation et tiendra compte de ces recommandations. Des équipes préparant les projetsénergie et infrastructure de la Banque coordonnent leurs travaux et assureront ensemble le

suivi de la restructuration de la JIRAMA. En ce qui concerne la séparation des branches eauet électricité, il convient de prêter en particulier attention au fait que, dans les petits centres,le personnel de la JIRAMA s'occupe à la fois des opérations concernant l'eau et l'électricité.C'est dire que toute tentative de restructuration du service visant à séparer les activités eau etélectricité devra tenir compte de l'impact potentiel d'une séparation sur les besoins enpersonnel et sur les coûts.

2.12 La CFD et la BEI ont également participé aux discussions portant sur le programmede réforme du sous-secteur électricité. Le Gouvernement, la JIRAMA et les équipes de laBanque chargées des projets énergie et eau veillent à coordonner constamment leurs travauxavec ceux de ces organismes dans ce domaine.

Structure actuelle et opérations de la JIRAMA

2.13 Organisation et gestion. La JIRAMA est dirigée par un Conseil d'administration dehuit membres. Quatre d'entre eux représentent le Gouvernement, deux sont les représentantsélus du personnel et deux sont choisis en raison de leurs compétences dans des domainesparticuliers. Le Gouvernement doit désigner officiellement tous les membres. Le Conseilest censé se réunir au moins deux fois par an. Cela n'a pas toujours été le cas et, en pratique,le Conseil n'a pas joué un rôle actif dans la gestion de la compagnie. Le Gouvernementdésigne le directeur général de la compagnie qui est responsable devant le Conseild'administration. Le directeur général est largement responsable de la conduite desopérations courantes de la compagnie.


2.14 Personnel, gestion des ressources humaines et formation. À la mi-1993, la JIRAMAcomptait 6.140 employés, dont 5.050 employés permanents et 1.090 employés temporaires.

Ce personnel était réparti de la façon suivante : 1.290 dans la branche eau; 3.580 dans la

branche électricité et 1.270 dans les services généraux . Les ratios de productivité, mesurés

au nombre des abonnés et à la quantité d'électricité et d'eau qui leur est fournie par rapport au

nombre de personnes employées exclusivement aux opérations (production, transport

d'énergie, distribution et fonctions commerciales), sont les suivants : 47,7 abonnés à

l'électricité par employé et 110 MWh vendus par employé; et 58,9 abonnés par employé de labranche eau et 41 mètres cube d'eau vendus par employés. Les ratios concernant l'électricité

se situent dans la moyenne pour les compagnies d'électricité africaines avant un nombre

d'abonnés et un volume de ventes comparables, mais ils sont faibles par rapport aux normes

internationales 3.

2.15 Les ingénieurs de la JIRAMA sont de haute qualité et la compagnie~ fait la preuvede ses capacités techniques en matière de conception et de construction des usines etinstallations électriques. Le fait que des installations très anciennes fonctionnent encoremalgré les contraintes budgétaires et la pénurie de devises qui gênent l'entretien préventifindique bien que le personnel technique de la JIRAMA est hautement qualifié. Cependant,sa répartition géographique déséquilibrée constitue un problème majeur. Le personnel plusqualifié est fortement concentré dans la région d'Antananarivo, faute d'incitations suffisantespour l'amener à s'installer dans les régions excentrées. Le projet proposé modernisera lesdispositifs de gestion des ressources humaines et comprendra une révision de la grille dessalaires et des règles régissant les promotions. Lors de cette révision, on améliorera larémunération et les avantages du personnel affecté à des régions lointaines, ce qui aidera à yattirer et à y conserver du personnel qualifié.

2.16 Formation du personnel. La JIRAMA a à Antananarivo un grand centre de formationqui est actuellement sous-utilisé. Le projet proposé prévoit de faire systématiquementl'inventaire des besoins en programmes de formation orientés vers des activitésopérationnelles afin d'appuyer des efforts en cours dans les différents centres pour améliorerl'organisation et les méthodes ayant trait aux opérations et à l'entretien.

2.17 Informatique. La JIRAMA est en train de créer un système informatique intégré,couvrant l'ensemble de la compagnie et englobant la comptabilité, la gestion des stocks, lagestion financière, les opérations commerciales, la gestion du personnel et des applicationstechniques. Ce projet suit le plan directeur mis au point en 1990 par la JIRAMA, avec l'aidede consultants financés par la CFD. L'IDA et la CFD ont également financé les équipementsde traitement des données dans le cadre du Projet énergie I pour assurer la mise en oeuvre de

2 Cette répartition, établie d'après les renseignements reçus de la JIRAMA, est basée sur les chiffres réels parbranche d'activité, auxquels on a ajouté les employés qui n'appartenaient à aucune branche en particulier etqui ont été répartis aujugé.

A titre de comparaison, en 1988, les moyennes pour les pays d'Amérique latine étaient de 114 abonnés paremployé et de 558 MWh par employé.


la première phase du plan qui avait pour objet de mettre à l'essai le sè Le projetproposé comportera le financement nécessaire pour mener à bien le programme.

2.18 Facturation et recouvrements. Le relevé des compteurs et la facturation ont lieu une

fois par mois dans tous les centres de la JIPAMA. Pour les clients privés, le recouvrement se

fait dans les 60 jours prévus dans le Plan de contrat, mais les clients du secteur public onttendu par le passé à accumuler de gros arriérés (voir par. 5.10). La compagnie est en train de

décentraliser ses opérations de facturation et de recouvrement et une opération pilote dedécentralisation est en cours au nord-ouest du pays, dans le port de Mahajanga qui est leceitiLe de demande le plus important en dehors d'Antananarivo. Dans le nouveau système, le

traitement des relevés des compteurs et de la facturation se fera localement, mais les bureauxrégionaux continueront à recevoir les paiements et à envoyer les fonds correspondants àAntananarivo.

2.19 Comptabilité et audits. Les pratiques comptables de la-JIRAMA suivent les règles duPlan comptable africain et malgache utilisé par tous les pays francophones d'Afrique. Lacompagnie dispose d'un logiciel qui convient bien à la comptabilité et aux finances et qui aété installé en 1982, avec l'aide d'un bureau d'études. Le système intègre la comptabilitégénérale et analytique, ainsi que le contrôle budgétaire, et il est capable d'échanger desinformations avec les systèmes de traitement des états de paie, des opérations commercialeset de gestion des stocks. Le système demande toutefois à être mis à jour pour tenir comptedes derniers changements intervenus dans l'environnement dans lequel opère la JIRAMA,qu'il s'agisse des réorganisations internes, de la réforme du système des rémunérations ou del'importance croissante des opérations de gestion des projets.

2.20 Le commissaire aux comptes local qui vérifiait les états financiers de la JIRAMA arégulièrement émis des avis ne comportant aucune réserve à leur sujet, mais il a fait uncertain nombre d'observations sur les comptes, notamment sur la nécessité de mener à bienl'organisation d'un système de gestion des actifs fixes, ainsi que sur l'absence de basesjuridiques claires en ce qui concerne l'exploitation par la JIRAMA d'installations électriquesappartenant à l'État. Il est de fait que les concessions en vertu desquelles les prédécesseursde la JIRAMA opéraient sont venues à expiration il y a déjà longtemps. La composanterelative à la restructuration financière et à la réforme institutionnelle du projet proposés'attaquera à ces problèmes.

Le sous-secteur des combustibles ligneux

2.21 Dans le cadre d'Énergie I, la Direction de l'énergie a créé une Unité des énergiesdomestiques pour mettre en oeuvre la composante ayant trait aux combustibles ligneux.Cette unité fait maintenant partie de la structure permanente de la Direction de l'énergie etcontinuera à participer aux activités ayant trait aux combustibles ligneux prévues dans leprojet proposé. L'étude sur les combustibles ligneux (citée au par. 3.22) formule troisrecommandations essentielles en ce qui concerne les activités dans ce secteur : a) exécutiondes activités sur une base régionale; b) expérimentation à petite échelle avant d'étendre les

Madagascar: Projet de développement du secteur de l'énergie Il

activités à tout le pays; et c) la participation de la population locale aux activités intéressant

les combustibles ligneux, en confiant des responsabilités aux autorités locales et en les

laissant libre d'agir sans intervention de l'Administration centrale. La composante du projetconcernant un programme pilote de gestion dans la région de Mahajanga tient compte de ces

directives. Ce plan aidera également à établir une étroite coopération au niveau local avec

les fonctionnaires des services forestiers et les collectivités locales.

Efficacité de V'énergie

2 22 Le Ministère de l'énergie et des mines s'est depuis longtemps montré intéressé à

encourager une plus grande efficacité en matière d'énergie. Le Projet énergie I a financé une

série d'activités dans ce domaine. Le Ministère voudrait maintenant étudier la possibilité de

créer une institution qui se consacrerait à la promotion de l'efficacité en matière d'énergie en

diffusant des informations, en réalisant des projets à valeur démonstrative, en mettant au

point des normes, en encourageant les compagnies privées de services dans le domaine de

l'énergie et en ayant des activités d'intermédiation pour obtenir des financements. Le projet

proposé financera des activités dans ce domaine, et notamment une évaluation de la

possibilité et de l'opportunité de créer une telle institution à Madagascar.

III. LA DEMANDE ET L'OFFRE, LES PRIX ET L'EFFICACITÉ DE L'ÉNERGIE

Vue d'ensemble

3.1 Le présent chapitre décrit brièvement les principales caractéristiques des sous-secteurs de l'électricité et des combustibles ligneux ', ainsi que l'état des efforts déployéspour améliorer l'efficacité de l'énergie dans ces sous-secteurs, puisqu'ils sont au centre duprojet proposé. Il met en lumière les mesures actuelles et les mesures à prendre pour lessatisfaire.

3.2 Le sous-secteur de l'électricité a besoin de fonds pour réhabiliter et étendre le réseauexistant d'approvisionnement ainsi que pour permettre à de nouvelles régions et groupes depopulation d'accéder à ce service. Dans le sous-secteur des combustibles ligneux, il y a lieud'améliorer la production et l'utilisation de ces combustibles et la gestion des ressourcesforestières pour assurer la permanence des approvisionnements et préserver l'environnementnaturel de Madagascar. Par ailleurs, le Gouvernement cherche à réaliser des gainsd'efficacité parmi les usagers finaux autres que les ménages utilisant des combustiblesligneux. Un des principaux éléments de cet effort a été celui fait pour fixer les prix del'énergie sur une base économique. Le Gouvernement souhaite également étudier les moyensde promouvoir l'efficacité de l'énergie dans l'industrie et les transports.

4 Le sous-secteur du pétrole fait l'objet d'un projet distinct, à savoir le Projet de réforme du secteur pétrolier(Cr. 2538-MAG), qui est entré en vigueur le 20 septembre 1994.


Le sous-secteur de l'électricité

3.3 La structure fragmentée du système d'approvisionnement. Le système d'alimentationen électricité de Madagascar est caractérisé par une extrême fragmentation. Le faible niveaude la demande et les grandes distances qui séparent les centres de consommation les uns desautres font que les réseaux locaux d'électricité constituent toujours la solution la moinscoûteuse en matière d'approvisionnement dans la plupart des cas. Il s'ensuit que le systèmed'approvisionnement se compose de 63 réseaux publics distincts, plus un certain nombre deréseaux privés, indépendants. La capacité de production totale installée est d'environ250 MW, dont 34 MW environ appartiennent aux autoproducteurs. Sur 216 MW de capacitéinstallée de la JIRAMA, 105 consistent en centrales hydroélectriques. En 1994, laproduction d'énergie de toutes les installations a été d'environ 610 GWh, dont 64 GWhfournis par les autoproducteurs. Il existe des différences considérables entre les diversréseaux de la JIRAMA. Sept comptent à eux seuls pour 94 /o de la production de lacompagnie. Le plus grand, le réseau interconnecté desservant la région d'Antananarivo,représente 64 % de la production totale et des ventes de la JIRAMA. Le reste est constituépar 56 petits réseaux isolés, dont la moitié ne fonctionne qu'à temps partiel, c'est-à-dire de 4à 19 heures par jour.

3.4 Evolution de la demande. En 1994, les ventes d'électricité de la JIRAMA se sontélevées à 437 GWh, pour une production brute de 546 GWh dont 71 % fournis par lescentrales hydroélectriques. La demande a été irrégulière au fil des années, reflétant lesvicissitudes de la croissance du PIB. Elle a augmenté à un taux annuel moyen de 4,8 % entre1986 et 1990, baissé de 2 % en 1991, année où des troubles civils ont balayé le pays, passé ànouveau à 5,6 % de 1991 à 1993 et stagné en 1994. Le nombre des consommateurs est passéde 140.000 en 1986 à 190.000 environ en 1994, soit un taux de croissance annuelle moyende 3,7 %. Environ 8 % seulement de la population du pays a accès à l'électricité 5. Desdétails plus complets sur les ventes et le nombre des abonnés sont donnés à l'Annexe 3.1.

3.5 Croissance future de la demande et expansion du système. L'Annexe 3.2 présente endétail les projections de la demande établies par la JIRAMA pour chacun des grands réseauxet pour l'ensemble des petits réseaux, jusqu'à l'an 2000. Ces projections sont une mise à jourdes prévisions en matière de consommation faites en 1989 par des consultants (HydroQuébec/Monenco) que l'IDA a fmancés dans le cadre du Projet énergie I dans le but dedéfinir un plan de développement au moindre coût. Ce plan repose sur des projectionseffectuées par centre et catégorie de consommateurs. D'après les prévisions, le taux généralde croissance des ventes pour la période 1995-2000 serait de 4,8 %. En raison de l'effetprobable du programme de réduction des pertes d'énergie figurant dans le projet proposé(par. 3.17), le taux estimatif de croissance de la production brute pour cette même périoden'est que de 4,1 %. La JIRAMA a également mis à jour le plan de développement aumoindre coût, qui sert de base à son programme d'investissement (par. 3.18).

Ce taux est basé sur le nombre des usagers domestiques en 1994 qui était de 188.000 pour une populationestimée à 13,5 millions d'habitants et une moyenne de 5,9 personmes par ménage (chiffres fournis par lePNUD).


3.6 Tarifs de l'électricité. Après avoir défini le plan de développement au moindre coût

pour le réseau électrique, la JIRAMA et ses consultants ont conçu en 1990 un nouveau

svstème de tarification fondé sur le coût marginal à long terme de la production. Pour tenir

compte des différences de coûts, et notamment des coûts de combustible. et de facteurs tels

que la densité de charge et le coefficient de charge 6 qui déterminent le revenu par dollar

investi, la JIRAMA a établi trois zones de tarification, où les prix sont les plus bas dans la

zone 1 et les plus élevés dans la Zone 3. La Zone I comprend trois des grands réseaux, dans

lesquels la production est principalement d'origine hydraulique. La Zone 2, qui comprend

Mahajanga et Toliary, correspond aux grands réseaux thermiques pour lesquels l'électricité

est produite surtout avec du fioule lourd. La Zone 3 comprend tous les autres réseaux, qui

produisent leur éltctricité avec du gazole (diesel). En ce qui concerne les abonnés haute et

moyenne tension, les tarifs sont différenciés suivant l'heure du jour (pointe, jour et nuit).

3.7 À l'époque de l'étude, le niveau général des tarifs était trop bas et la JIRAMA avait

438 catégories tarifaires différentes, héritées des multiples- organismes qui avaient été

précédemment responsables de la fourniture d'électricité. La JIRAMA a adopté la structure

de tarification définie par l'étude et fixé comme objectif le niveau qu'elle devait atteindre au

moyen d'ajustements successifs pour assurer son équilibre financier. Pour gérer la transition,le Gouvernement a autorisé des augmentations notables. Pendant la période 1989-92,l'augmentation a atteint 30 % par an, ce qui fait une augmentation totale de 100 %. En juillet

1993, on ne comptait plus que les 30 catégories tarifaires actuelles et en juillet 1994, le tarif

moyen avait atteint le niveau fixé, soit l'équivalent de 0,10 dollars/kWh. L'Annexe 3.3donne des détails sur le système tarifaire en vigueur. A la fin de 1992, le Gouvernement apromulgué un arrêté important (Ordonnance N° 7800-92) qui instaurait le principe desajustements automatiques de tarif, sous forme d'une formule d'indexation par rapport au tauxde change, au prix des pétroles et à l'indice des prix à la consommation. Ces mesures,conjuguées à celles de même ordre prises par le Gouvernement en ce qui concerne les tarifs

de l'eau, assureront l'équilibre financier de la JIRAMA au début de 1995.

3.8 La politique de tarification décrite ci-dessus restera en vigueur jusqu'à la mise enplace de la réforme institutionnelle du secteur de l'électricité et jusqu'à ce que l'organisme derégulation soit en fonction. Le coût marginal à long terme continuera à servir de base à lastructure des tarifs dont le niveau sera soumis aux ajustements automatiques fondés sur lesformules d'indexation, mais le nouveau système de régulation des prix y ajoutera uneincitation intrinsèque à augmenter l'efficacité. En effet, chaque ajustement des tarifs se feraen fonction de l'évolution des indices économiques figurant dans la formule, mais lecoefficient d'application sera inférieur à 1, de manière à encourager les compagnies deproduction et de distribution à améliorer leur efficacité si elles veulent rester bénéficiaires.En établissant le niveau initial des tarifs, l'autorité responsable de la réglementation devratenir compte de la nécessité d'assurer une rentabilité raisonnable à la JIRAMA, compte tenu

6 La densité de charge est le produit du nombre de consommateurs branchés par km de ligne et par laconsommation moyenne par consommateur. Le coefficient de charge est le rapport entre la demandemoyenne d'électricité et la demande de pointe. La demande de pointe détermine les investissements requisen capacité, tandis que la demande moyenne détermine les recettes.

Madagascar : Projet de développement du secteur de l'énergie 14

de sa situation et de ses capacités actuelles. La capacité financière de la JIRAMA sera

améliorée à court terme grâce aux mesures que le Gouvernement a accepté de prendre (voir

par. 5.11). En outre, la restructuration de la compagnie, elle aussi prévue dans le projet, en

consolidera encore la situation financière (voir par. 5.12).

Installations de production et de distribution de la JIRAMA : situation actuelle et

besoins

3.9 Capacité de production. La capacité installée totale de la JIRAMA est de 216 MW,

dont 105 MW pour les usines hydroélectriques. On trouvera des détails à ce sujet à

l'Annexe 3.4. A titre de comparaison, la demande globale en pointe est actuellement estimée

à environ 110 MW. Bien que ces chiffres donnent à penser qu'il existe une capacité

excédentaire, la majeure partie des installations électriques de Madagascar sont vétustes.

Ainsi, une bonne partie des centrales thermiques existantes devront être mises hors service

avant l'an 2000 (par. 3. 10), tandis que la plupart des centrales hydroélectriques ont un besoin

urgent de réhabilitation pour prolonger leur durée de vie utile. Par exemple, quatre des septcentrales hydroélectriques, ayant une capacité installée de plus de 1 MW, ont plus de 60 ans

et l'une des trois récentes est vieille de 39 ans. Ces centrales demandent à être réhabilitées.

Les travaux les plus importants sont à faire sur le réseau d'Antananarivo et concernent les

centrales d'Antelomita I et H (4,1 MW chacune), de Mandraka (24 MW) et de Manandona

(1,6 MW). Dans le cadre du Projet énergie I, des consultants ont préparé un cataloguedétaillé des besoins ainsi que les dossiers d'avant-projet concernant les travaux deréhabilitation des installations hydroélectriques. Ces travaux font partie du plan dedéveloppement au moindre coût.

3.10 Une inspection des centrales thermiques, terminée par la JIRAMA et Hydro Québec-MONENCO en 1990, a révélé que sur les 182 centrales existantes à cette époque, 44, soitune capacité installée totale de 11,5 MW, devraient être mises à la réforme immédiatement,et 90 autres, représentant une capacité installée totale de 17,9 MW, atteindront la fin de leur

durée utile en service au cours des années 90. Cependant, la JIRAMA compte encorenombre de centrales n'ayant plus aucune vie utile comme faisant partie de la capacitéinstallée et surestime, de ce fait, les chiffres ayant trait à cette capacité. Le Projet énergie I apermis de financer l'achat de 32 nouveaux groupes électrogènes diesel ayant une capacité de30 à 300 kW chacun, ainsi qu'un groupe de 1,6 MW, ce qui, au total, représente uneaugmentation de capacité d'environ 6 MW. En outre, sur ces propres fonds, la JIRAMA aacheté 38 petites centrales d'une capacité totale de 2,8 MW et le Projet énergie I a financél'achat de pièces détachées, ainsi qu'une assistance technique, pour réparer 61 autres groupes.

3.11 Malgré ces améliorations, la croissance future de la demande et la mise à la réformeprévue des unités vétustes exigent, à nouveau, des investissements pour une réhabilitation decentrales et pour l'achat de nouveaux groupes électrogènes diesel. La JIRAMA, avec l'aidede consultants fmancés au titre du Projet énergie I, a défmi les besoins sur la base desprojections de la demande, des mises à la réforme prévues et des capacités de réservedéfinies en fonction des critères adoptés pour la planification. Les travaux qui seront


financés par le projet proposé font partie du plan de développement au moindre coût et

comprennent la réhabilitation de centrales thermiques, ainsi que l'achat de nouveaux groupes

électrogènes diesel pour remplacer ceux mis à la réforme et pour accroître la capacité de

production.

3.12 Transport. L'infrastructure de transport d'électricité de Madagascar est insignifiante.

En dehors des lignes constituant les réseaux d'Antananarivo et de Fianarantsoa, il n'existe

qu'une seule ligne 35-kV de 40 km de long qui relie la centrale hydroélectrique de Volobé à

la ville de Toamasina. En raison de l'augmentation de la demande, certaines lignes anciennes

à moyenne tension sont devenues surchargées et doivent être refaites. En outre, la JIRAMA

doit remplacer les structures en bois vétustes de plusieurs lignes.

3 13 La Direction de la planification de la JIRAMA a étudié la possibilité de relier certains

des principaux systèmes d'électricité du pays, et a constaté que cette possibilité n'était pas

économiquement justifiée à l'heure actuelle, étant donné les grandes distances en cause et le

faible volume des transferts d'électricité à prévoir. A une toute petite échelle toutefois,certaines interconnexions sont viables et le projet proposé appuiera leur construction. La

principale consistera à rattacher les villes portuaires de Manakara et Mananjary de la côte estau réseau interconnecté de Fianarantsoa, dont la capacité de production hydroélectrique estexcédentaire. Actuellement, Manakara et Mananjary sont fournies en électricité par descentrales diesel. En outre, trois petits réseaux thermiques à l'ouest d'Antananarivo serontreliés au réseau de la capitale, grâce à un prolongement des lignes moyenne tension.

3.14 Réseaux de distribution. La plupart des réseaux de distribution sont vieux et, danscertains cas, au voisinage de leur saturation. La JIRAMA a catalogué les besoins des sous-stations de distribution dont l'équipement a atteint la fin de sa vie utile et doit être remplacé.Ces besoins comprennent principalement des commutateurs moyenne tension, del'équipement de protection et des tableaux de commande. En outre, il faut augmenter lacapacité des transformateurs dans certaines sous-stations où la charge croissante approche dela capacité existante. En ce qui concerne les réseaux eux-mêmes, un grand nombre de petitesopérations de réhabilitation et de renforcement sont nécessaires pour améliorer la qualité duservice et réduire les pertes. Actuellement, l'exécution de ces opérations est gênée par lemanque de matériel. Les difficultés d'obtention des devises se traduisent également par unmanque de matériel pour les nouveaux branchements et pour l'expansion des réseaux dedistribution qui ne peuvent donc pas suivre le rythme de l'urbanisation.

3.15 Le réseau de distribution moyenne tension d'Antananarivo est équipé en 5 kV, ce quiest insuffisant pour une ville de cette importance. Le plan directeur du réseau de distributiond'Antananarivo a été préparé dans le cadre du Projet énergie I, avec un financement français,et il propose le passage à une moyenne tension de 20 kV, ainsi qu'une nouvelle structurepour le réseau. En outre, la même étude a déterminé les besoins de réhabilitation urgents desinstallations existantes et les travaux correspondants ont été exécutés dans le cadred'Energie I. Le projet proposé exécutera la seconde phase des travaux qui consiste à mettreen oeuvre le plan directeur proprement dit.


3.16 Exploitation et entretien. Les grands réseaux fonctionnent raisonnablement bien.

mais les petits manquent de personnel qualifié et d'équipement de travail pour pouvoir

conduire efficacement leurs opérations. Le projet proposé financera des outils et de

l'équipement pour l'entretien, y compris des véhicules spéciaux pour travailler sur les liunes

de transport et de distribution, ainsi que des stages de formation du personnel opérationnel

3.17 Pertes d'énergie. Le Tableau 3.1 montre les pertes totales d'énergie, c'est-à-dire la

différence entre la production nette et les ventes, pour la période 1989-94. Les donnéessemblent refléter une augmentation des pertes commerciales. En fait, l'augmentation des

pertes au cours des dernières années est trop forte pour s'expliquer uniquement parlaugmentation des pertes techniques due à l'augmentation de la demande. La composante de

la réduction des pertes du projet proposé comportera deux séries de mesures parallèles : l'une

s'attaquera aux pertes commerciales et l'autre cherchera les moyens de réduire les pertes

techniques. Le programme cherchera à déterminer l'ampleur et l'emplacement des pertes des

réseaux, de manière à concentrer les efforts de redressement. Le renforcement des réseauxde transport et de distribution qui sera à exécuter dans le cadre du projet proposé aura unimpact majeur sur la réduction des pertes, en particulier dans le cas d'Antananarivo.

Tableau 3.1 Évolution des pertes d'énergie

1989 1990 1991 1992 1993 1994Production nette, en GWh 429,9 460,1 454,4 488,9 518,1 531,2Ventes, en Gwh 377,8 401,0 393,0 410,0 438,2 436,9Pertes, en Gwh 52,1 59,1 61,4 78,9 79,9 94,3Pertes, % de prod. nette 12,1 12,8 13,5 16,1 15.4 17,8

Source: JIRAMA.

Programme d'investissement de la JIRAMA

3.18 Sur la base du plan de développement au moindre coût, la JIRAMA a préparé unprogramme d'investissement couvrant la période 1996-20001, qui est résumé au Tableau 3.2et décrit en détail à l'Annexe 3.5. La JIRAMA met ce programme périodiquement à jour,pour tenir compte de l'évolution des données sur la croissance de la demande, ainsi que de ladisponibilité et des prix des combustibles. Le programme représente un investissement totalde 130 millions de dollars sur la période 1996-2001. Il est structuré de la manière suivante :49 % pour la production et le transport, 40 % pour la distribution; 5 % pour l'équipement engénéral, y compris le matériel de traitement des données et 6 % pour le renforcement desinstitutions et des études, y compris l'amélioration de la gestion des ressources humaines, laformation du personnel et l'achat de matériel d'instruction et pour des études de faisabilitéconcernant deux petits projets hydroélectriques.


Tableau 3.2 Programme d'investissement 1996-2001 de la JIRAMA

(millions de dollars 1/)

Catégorie Monnaie locale Devises Total Pourcenta2e

Prod. et transport 15,92 47.88 63.8U 49

Réhab. des instal hydroélectriques 7.52 2934 36Rélab. et remplacement desinstall!tions thermiques 4.83 8.80 13 .63

Lignes de transport 2,83 4.58 7.41

Sous-stations 0.74 5.]6 5.90

Distribution 14.94 37.12 52.06 40

Éqlpement genéral 1.29 4.75 6.04

Renforcement des insututions 1.80 6.22 8.01 6

Total 33,95 95,97 129.92

Pourcenta2e des coûts totaux 26 74 100 100

1/ En dollars constants de 1993. Comprend les droits et provisions pour-aléas techniques.Source : JIRAMA.

Le besoin d'électrification

3.19 Etant donné que l'électrification de Madagascar est peu avancée, le Gouvernementdésire vivement encourager l'électrification de nouvelles régions et faciliter l'installation del'électricité chez des groupes sociaux qui, jusqu'à présent, n'ont pas eu accès à ce service,faute de pouvoir payer les coûts d'installation initiaux : frais de branchement ou contributionà l'investissement initial dans le cas où les réseaux existants doivent être prolongés.L'objectif consiste également à appuyer la diversification et la croissance économique, ainsiqu'à améliorer la qualité de la vie, d'une manière économique et rationnelle. LeGouvernement a tiré des enseignements importants de l'expérience acquise dans le passé àl'occasion des opérations d'électrification à Madagascar. Un bon nombre des petits réseauxisolés existants ont été créés au cours des années 70 et 80, à l'époque où l'un des objectifs duGouvernement consistait à étendre progressivement l'infrastructure électrique, de manière àcouvrir la totalité du territoire et à obtenir un développement économique et socialrégionalement équilibré. Etant donné que l'accent était mis sur des objectifs sociaux etpolitiques, le niveau d'activité économique qui aurait été nécessaire pour utiliser l'électricitéd'une manière productive était insuffisant en beaucoup d'endroits.

3.20 Le programme proposé par le Gouvernement choisira d'abord les régions à électrifieren se basant sur des données montrant que ces régions peuvent faire usage du service d'unemanière productive. En partant de ce principe fondamental, le programme mettra l'accentsur les zones suburbaines et les zones rurales dynamiques. Un projet pilote d'électrification,exécuté par la JIRAMA dans le cadre d'Energie 1, permet de mettre à l'essai les normes deconstruction, correspondant au type utilisé pour des réseaux de distribution en Amérique duNord, et qui permet de réduire les coûts de construction de 30 % environ. Des méthodes deconstruction peu coûteuses et des lignes de crédit permettent d'utiliser plus intensivement leslignes moyenne tension existantes qui, souvent, traversent des villages et autres zones


habitées sans qu'il y ait un seul branchement parce que les techniques traditionnellement

utilisées pour la distribution en zone urbaine exigeraient des investissements trop éleves et

que le nombre de nouveaux branchements escomptés initialement est trop bas. Cette

utilisation plus intensive de l'infrastructure existante concernerait surtout des réseaux avant

un excédent de capacité hydroélectrique.

Le sous-secteur des combustibles ligneux

3.21 Le problème de l'environnement et la nécessité d'agir. Les régIons boisées de

Madagascar s'amenuisent rapidement. Dans plusieurs d'entre elles, l'abattage des arbres pourproduire des combustibles est la principale cause du déboisement; or, le commerce du bois

de feu et du charbon de bois ne tient aucun compte des coûts environnementaux de

l'exploitation des forêts naturelles à cette fin. En conséquence, pour protéger

l'environnement, le Gouvernement devra encourager une amélioration du rendement des

procédés à tous les stades de la production et de l'utilisation des combustibles ligneux, ainsi

qu'une meilleure gestion des ressources sylvestres. En outre, si le Gouvernement délègue la

responsabilité de la gestion des ressources forestières aux collectivités locales et établit des

mécanismes pour leur permettre d'avoir part aux avantages d'une telle gestion, cela reviendraà créer la base d'incitations nécessaire à une exploitation durable de ces ressources.

3.22 Ampleur et impact de la dégradation des forêts. L'IDA, avec l'appui de l'Unité de

planification de l'énergie domestique (UPED) du Ministère de l'énergie et des mines, a étudié

l'impact environnemental des combustibles ligneux à Madagascar 7 . D'après cette étude, la

couverture sylvestre totale s'est réduite de 75 % de 1927 à 1989. Les estimations de

l'abattage annuel de bois pour tous les usages vont de 30,1 millions de mètres cubes à55,3 millions de mètres cubes alors que la production annuelle de bois, de son côté, est de36,9 millions de mètres cubes pour tous les types de forêts et de plantations. Le chiffre leplus bas indique que, pour l'ensemble du pays, l'approvisionnement pourrait se poursuivresur la même base. Les données globales masquent toutefois les différences considérablesque comporte l'équilibre entre l'offre et la demande d'une région à l'autre. Le chiffre le plushaut indique qu'il y a un problème grave à l'échelle nationale.

3.23 Les deux estimations montrent que le bois récolté pour être utilisé commecombustible et le bois détruit par les cultures sur coupe et brûlis, pratique connue localementsous le nom de « tavy », représentent 80 % de la consommation de ressources en bois.D'après l'estimation la plus basse, la consommation annuelle de la ressource causée parl'utilisation du bois comme combustible est très proche de celle causée par la pratique dutavy : 11,4 millions de mètres cubes et 12,0 millions de mètres cubes, respectivement.D'après l'estimation la plus élevée cependant, la pratique du tavy entraîne une consommationde la ressource supérieure à deux fois celle causée par l'utilisation du bois commecombustible. Dans une large mesure, ces chiffres n'ont qu'une valeur indicative, car il n'y apas eu d'inventaire forestier complet depuis 1960. En tout cas, le déclin apparent rapide de la

Irmpact environnemental des combustibles ligneux à Madagascar mai 1994.


couverture forestière de Madagascar est alarmant et mérite que le Gouvernement y prête

attention en priorité.

3.24 L'étude mentionnée ci-dessus a évalué les problèmes environnementaux dans septrégions et a trouvé que pour deux d'entre elles, Iahajanga et Toliarv, l'exploitation des

ressources forestières pour utiliser le bois comme combustible constituait la principale cause

de la dégradation de l'environnement et menaçait gravement l'existence même des ressources

et des écosystemes qui en dépendent. Dans ces régions, la consommation annuelle de la

ressource dépasse le renouvellement annuel des forêts naturelles. Dans la région de

Mahlajangza, plus de la moitié des combustibles ligneux vient de la forêt naturelle, laquelle

disparaît à raisoiR de 10 % par an. Le projet proposé comprendra un programme intégré

portant sur les combustibles ligneux dans la région de Mahajanga qui aura pour but de

rechercher expérimentalement la combinaison de mesures que le Gouvernement pourrait

étendre ultérieurement à l'échelle nationale.

3.25 Fonctionnement du marché des combustibles ligneux. Le principal usage du bois defeu et du charbon de bois concerne la cuisson, mais l'industrie utilise également ces deuxcombustibles, quoique à une échelle plus petite, pour alimenter le foyer des chaudières oudes fours, ainsi que pour produire la chaleur nécessaire aux opérations de séchage. Dans leszones rurales, les ménages utilisent surtout le bois pour la cuisson, mais la plupart desménages urbains préfèrent le charbon de bois. Une grande partie du bois utilisé par lesménages ruraux consiste en bois mort ramassé librement, et non pas acheté. Par contre, laproduction et la distribution du charbon de bois est une opération commerciale importante.Le charbon de bois consommé par chaque centre urbain vient des zones avoisinantes, où lebois est récolté dans les forêts ou plantations existantes, puis converti en charbon de bois,transporté et distribué à une multitude de petits détaillants. En valeur estimée, ce commercereprésente environ 60 % du commerce de l'électricité et 20 % du coût des importationspétrolières. En outre, cette activité crée un grand nombre d'emplois. Ainsi, pour la régiond'Antananarivo seulement, il y a de 6.000 à 10.000 charbonniers.

3.26 Possibilités d'amélioration du rendement. Bien que le rendement des foyers à boissoit généralement faible, et qu'il soit techniquement possible de l'augmenter, il est difficile,en pratique, de les modifier. L'une des difficultés rencontrées tient à l'absence d'incitationfinancière, puisque la majorité des ménages ne payent pas le bois récolté. Une autredifficulté vient des usages multiples du bois de feu dans les ménages ruraux. Dans unehabitation rurale traditionnelle, le fourneau à bois sert non seulement à la cuisine, mais aussiau chauffage et même à l'éclairage, pendant la soirée. Ces avantages seraient perdus si lesmodifications ne visaient qu'à améliorer le rendement du combustible pour la cuisson.Cependant, dans le secteur industriel, les bilans énergétiques conduits dans le cadred'Énergie I ont révélé qu'il était possible de réaliser des gains d'efficacité dans les procédésindustriels basés sur l'utilisation du bois comme combustible, par exemple, en enseignant auxchauffeurs des chaudières comment mieux contrôler la combustion. Le projet proposéexploitera cette possibilité dans le cadre d'un programme de conservation de l'énergie dansl'industrie et les transports.


3.27 En ce qui concerne les combustibles ligneux, les meilleures possibilités

d'amélioration de l'efficacité se trouvent peut-être dans la filière du charbon de bois, ce quiexplique pourquoi la composante de rendement énergétique du projet est axée su- ce

domaine. En fait, les méthodes traditionnelles de production et de consommation du charbon

de bois sont inefficaces et il y a là place pour des améliorations. Dans le cadre du Projeténerg,ie I, le Ministère de l'énergie et des mines a effectué des recherches et entrepris un

certain nombre d'actions dans ce domaine. C'est dans ce but que la Direction de l'énergie acréé l'Unité de planification de l'énergie domestique (LPED). Pour expérimenter des

améliorations de la carbonisation du bois, l'UPED disposait d'un approvisionnement assuré,sous la forme d'une quantité considérable de petit bois que la FANALAMANGA, plantationde résineux contrôlée par l'État et située à proximité d'Antananarivo, envisageait de vendre.

L'association de ]'UPED et de la FANALAMANGA a conduit à l'introduction d'une meule

de carbonisation perfectionnée qui permet d'augmenter le rendement de la production ducharbon de bois de 40 à 50 %. La FANALAMANGA a appris à environ 500 charbonniers àutiliser ce processus.

3.28 En outre, pendant Énergie I, l'UPED a étudié les économies potentiellementréalisables du côté de la demande, en essayant les divers types de foyers à charbon de boisperfectionnés utilisés dans diverses parties du pays, de façon à déterminer quels étaient lesplus efficaces, ce qui a permis un gain de rendement d'environ 30 %. Ensuite, 'UPED aformé les fabricants de ces foyers et a monté une campagne de promotion de ces foyers dansla région métropolitaine. Les modèles améliorés se vendent actuellement à meilleur prixgrâce à la demande créée par la campagne de promotion. Dans l'ensemble, ce programme aété une réussite. Le programme intégré de combustibles ligneux pour Mahajanga du projetproposé comprendra des sous-composantes ayant trait à l'amélioration du rendement de lacarbonisation et au perfectionnement des foyers. En outre, le programme de promotion de laproduction et de l'utilisation des foyers à charbon de bois sera étendu à 16 autres villes.

3.29 Possibilités d'amélioration au niveau de la gestion des ressources. En général, lescharbonniers abattent les arbres avant qu'ils aient atteint leur taille optimum et tendent àexploiter une zone donnée jusqu'à ce qu'elle soit épuisée, avant de changer de place. Pours'attaquer à ces problèmes, il faut établir un plan intégré à long terme pour l'utilisation desressources ligneuses. Ce plan devrait comprendre: a) un système de permis, de droitsd'abattage et de prix qui reflète le coût de la reconstitution de la ressource; b) une législationlimitant la surexploitation des forêts naturelles; et c) des programmes permettant auxagriculteurs de posséder, à titre privé, les terrains qu'ils cultivent, car l'expérience montre quela propriété privée de la terre les encourage à planter des arbres et à prendre soin, d'unemanière durable, de la terre aussi bien que de ses ressources en bois. En raison de ladiversité des problèmes environnementaux d'une région à l'autre, il importe d'établir cesplans sur une base régionale.

3.30 En s'appuyant sur le programme pilote de Mahajanga, le projet de développement dusecteur de l'énergie proposé élaborera un plan de gestion de toutes les ressources ligneuses dela région. La Direction de l'énergie prendra ce programme en charge, mais elle travaillera en


coopération étroite avec les responsables locaux de la Direction des eaux et forêts (Ministère

de l'agriculture). Le programme lui-même comprendra l'encouragement des collectivités

locales à prendre en charge la gestion de leurs propres ressources et il étudiera la faisabilité

de l'utilisation d'énergies de remplacement, étant donné que les plantations forestières ne

constituent pas une solution d'un bon rapport coût/efficacité pour l'approvisionnement en

énergie de Mahajanga.

Rendement de l'énergie

3.31 Dans le cadre du dialogue de politique générale à long terme avec l'IDA, le Ministère

de J'énergie et des mines a constamment manifesté un intérêt pour les problèmes touchant au

rendement de l'énergie. La conception du Projet énergie I a traduit cet intérêt en prévoyant

une composante de combustibles ligneux qui visait à améliorer le rendement de lacarbonisation et des foyers à charbon de bois ainsi qu'un programme de bilan énergétiquedans l'industrie qui a permis de déceler les domaines dans lesquels des améliorations devaientêtre apportées. Le Gouvernement a également accompli des progrès dans les domainesconnexes de la fixation des prix de l'énergie et de la réforme institutionnelle, tant pour lesecteur de l'électricité que pour celui du pétrole. Il souhaite continuer et étendre leprogramme de combustibles ligneux à l'avenir, comme on l'a déjà expliqué; commencer àappliquer certaines des recommandations découlant du bilan énergétique effectué dansl'industrie; évaluer s'il y a intérêt à élaborer un programme complet d'incitations pourl'industrie; et étudier la possibilité de créer un cadre institutionnel pour encourager une plusgrande efficacité en matière d'énergie à l'échelle du pays. En outre, étant donné que lesecteur des transports est de loin le plus gros consommateur de produits pétroliers, leGouvernement souhaite élargir le programme et y englober également la question desaméliorations qui pourraient être apportées au rendement énergétique dans ce secteur. Leprojet proposé appuiera ces initiatives.

IV. LE PROJET

Ob*ectifs

4.1 Le projet proposé a pour buts : a) d'améliorer les perspectives d'une croissanceéconomique à Madagascar en assurant une fourniture adéquate d'électricité à moyen terme,pour l'industrie, le commerce et les ménages, ainsi qu'en accroissant l'accès des populationssuburbaines et rurales aux réseaux de distribution; b) d'accroître l'efficacité économique etadministrative dans le sous-secteur de l'électricité et d'attirer des capitaux privés aux finsd'investissement par le biais d'une réforme institutionnelle; et c) de promouvoirl'amélioration de l'efficacité au niveau de la production et de la consommation d'énergie cequi, en même temps, permettra d'atténuer les effets néfastes de l'emploi des combustiblesligneux sur l'environnement. Dans plusieurs de ces domaines, le projet s'appuiera sur lesréalisations du projet Énergie I et il complétera le projet de réforme du secteur pétrolier.


Description

4.2 Le projet comporte quatre grands ensembles de composantes. décrits brièvement ci-

après : premièrement, la majeure partie du programme d'investissement de la JIRAMA:deuxièmement, un programme placé sous la responsabilité du Ministère de l'énergie et des

mines et dont le but est d'accroître l'accès des zones suburbaines et des zones rurales

dynamiques aux réseaux de distribution; troisièmement, des actions d'appui de la réforme

institutionnelle du secteur; et quatrièmement, un programme de rendement de l'énergieportant principalement sur les combustibles ligneux. On trouvera à l'Annexe 4.1 la

description détaillée de ces composantes.

4.3 La partie du programme d'investissement de la JIRAMA qui sera financée par le

projet (118,1 millions de dollars) comprend : la réhabilitation et l'agrandissementd'installations de production, de lignes de transport de force et de distribution; la fourniture

d'outils et d'équipements pour l'entretien; un programme de réduction des pertes d'énergie;une amélioration de la gestion des ressources humaines et de la formation du personnel, unprogramme d'informatique et des études de faisabilité portant sur deux petits projetshydroélectriques. Le projet réhabilitera les centrales hydroélectriques d'Antelomita I et Il (8MW au total), Mandraka (24 MW), Manandona (1,6 MW) et Volobé (7 MW) et fournira 30nouveaux groupes électrogènes diesel, dont 29 ayant des capacités allant de 40 à 300 kW, etun groupe plus important de 1 MW, pour les centrales thermiques de la JIRAMA. Le projetfinancera également la construction des lignes de transport de force reliant les ports deManakara et de Mananjary sur la côte Est à la centrale hydroélectrique de Namorona sur leréseau interconnecté de Fianarantsoa, ainsi que la réhabilitation de plusieurs lignes detransport de force existantes. Enfm, le projet financera la rénovation du réseau dedistribution d'Antananarivo et la réhabilitation et l'extension des réseaux de distributiond'Antsirabe, Toamasina, Antsiranana, Nosy Be, Mahajanga, Toliary et Fianarantsoa.

4.4 Le programme d'électrification (7,8 millions de dollars) définira la stratégie à suivrepour étendre les services d'électricité de façon sélective et à faible coût, comportera desmécanismes pour amenuiser les difficultés financières qui s'opposent aux connexions, etcentrer les efforts sur les zones capables d'utiliser l'électricité de façon productive. LeMinistère de l'énergie et des mines, avec le concours de consultants financés au titre duprojet, conduira une étude à l'échelle du pays et établira un plan directeur, élaborera desnormes appropriées de conception, identifiera et sélectionnera les projets présentant unintérêt et assurera la conception et la construction des projets qui auront été retenus.L'établissement de l'organisme de régulation du sous-secteur de l'électricité mentionné ci-après sera une des conditions des décaissements au titre des travaux et de l'équipement decette composante.

4.5 Le projet financera des services de consultation, de formation, du matériel detraitement de données et des véhicules (3,2 millions de dollars) pour appuyer le programmede réforme du sous-secteur de l'électricité du Gouvernement, lequel prévoit la mise en placed'un nouveau cadre juridique et réglementaire, la création d'un organisme de régulation ainsi


que la restructuration de la JIRAMA et sa conversion en une société en commandite paractions soumise à la législation sur les sociétés.

4.6 Le prouramme de maîtrise de Pénergie (3,4 millions de dollars) comprendra deuxcomposantes : un programme de conservation de l'énergie et un programme pilote pourl'approvisionnement durable en combustibles ligneux de la région de Mahajanga. Le

programme de conservation de l'énergie continuera à diffuser les techniques amélioréesmises au point dans le cadre d'Énergie I pour la production et l'utilisation du charbon de boiset poursuivra également la mise en oeuvre de certaines recommandations du programme debilans énergétiques de l'industrie effectués dans le cadre du projet Energie I. Au titre de cettecomposante, le projet financera en outre des services de consultation pour aider le Ministèrede l'énergie et des mines à étudier les solutions qui s'offrent pour promouvoir l'efficacité delenergie dans les transports ainsi que la possibilité de créer un organisme qui se consacreraità cette promotion sur toute l'étendue du pays. Le programme pilote d'approvisionnement encombustibles ligneux de la région de Mahajanga comprendra la préparation d'un plandirecteur, la diffusion de techniques plus efficaces de production du charbon de bois et defourneaux à charbon améliorés, une étude sur les sources d'énergie de remplacement etl'élaboration et la mise en oeuvre d'un plan de gestion des ressources forestières de la région.

Préparation

4.7 Ainsi qu'on l'a déjà mentionné, maintes composantes du projet proposé reposent surdes études faites dans le cadre du projet Energie I, comme pour ce qui est de la JIRAMA : leplan de développement au moindre coût pour la production; les études portant sur laréhabilitation et l'extension des centrales hydroélectriques et diesel; le plan directeur pour leréseau de distribution d'Antananarivo; et le plan directeur en matière d'informatique. En

. outre, les services suivants ont été fmancés ou sont en cours de l'être au moyen d'une avancesur le mécanisme de préparation des projets (PPF) : la préparation d'un plan directeur pourl'expansion des réseaux de distribution dans les grands centres urbains autresqu'Antananarivo; une assistance technique à la JIRAMA pour mettre en place sonorganisation et ses systèmes de gestion du projet; les études techniques définitives et lapréparation des documents d'appel d'offres pour la réhabilitation des centraleshydroélectriques. Le personnel de la JIRAMA prépare les études techniques et lesdocuments d'appel d'offre pour les centrales diesel, les lignes de transport de force, lesnouveaux raccordements aux réseaux de distribution, la réduction des pertes d'énergie et lesoutils et l'équipement pour l'entretien.

4.8 En ce qui concerne la composante de réforme des institutions, la Direction del'énergie a préparé un avant-projet de loi sur le secteur de l'électricité, avec l'aide d'unconsultant, et mettra au point la rédaction de tous les textes juridiques nécessaires avec leconcours de consultants fmancés par le PPF. Le Ministère de l'énergie et des mines estégalement en passe de recruter des consultants pour définir le programme de restructurationde la JIRAMA. La composante combustibles ligneux repose sur les études faites dans lecadre d'Énergie I et l'expérience acquise à cette occasion; une bonne partie des travaux


préparatoires a été faite au titre de ce projet. En outre, le PPF a financé des services de

consultation pour la préparation du programme pilote concernant les combustibles ligneux à

Mahajanga. S'agissant du programme d'électrification, le Ministère de l'énergie et l'IDA sont

convenus des termes de référence pour l'enquête prévue et la préparation de plan directeur.

Tableau 4.1 - Résumé des coûts du projet

(milliards de FMG) (millions de $)Locale Devises Total Locale Devises Total

A. Programme d'investissement de la JIRAMA1. Production 33.2 106.8 140.0 9.5 30.5 40.0

2. Transport de force 5.2 12.5 17.9 1.5 3.6 5.1

3. Distribution 39.9 118.5 1.58.3 11.4 33.8 45.2

4. Outils et équipement d'entretien 2.5 8 .9 11.3 0.7 2.5 3.2

5. Autres programmesa. Réduction des pertes d'énergie 0.5 1.3 1.9 0.2 0.4 0.5b. Gestion des R. H. et formation 0.4 9.8 10.2 0.1 2.8 2.9c. Techniques d'information 2.1 7.1 9.2 0.6 2.0 2.6d. Études de faisabilité hydro. 0.5 3.5 4.0 0.2 1.0 1.2

Total partiel autres programmes 3.6 21.7 25.3 1.0 6.2 7.2Total du programme d'invest. de la JIRAMA 84.4 268.4 352.8 24.1 76.7 100.8

B. Programme d'électrification 3.8 19.9 23.7 1.1 5.7 6.8C. Réforme institutionnelle s/sect. électricité

1. Cadre réglementaire 0.0 5.4 5.4 0.0 1.5 1.52. Transform. JLIRAMA en société par actions 0.2 4.3 4.5 0.1 1.2 1.3S/total réforme institutionnelle du s/secteur 0.2 9.7 9.9 0.1 2.8 2.8de l'électricité

D. Programme des activités du Min. énergie et mines1. Programme de rendement énergétique 2.6 2.8 5.4 0.7 0.8 1.52. Programme charbon de bois 2.2 3.8 6.0 0.6 1.1 1.7S/total du Program. maîtrise énergie 4.8 6.6 11.4 1.À 1.9 3.2

TOTAL DES COÛTS DE BASE 93.2 304.6 397.8 26.6 87.0 113.7Provisions pour aléas techniques 10.0 31.8 41.8 2.9 9.1 11.9Provisions pour hausse des prix 54.1 225.1 279.2 -0.7 7.6 6.9

TOTAL DES COÛTS DU PROJET 157.3 561.5 718.8 28.8 103.7 132.5

Coûts du proiet

4.9 Les coûts du projet sont résumés au Tableau 4.1 et donnés en détail à l'Annexe 4.2.Les coûts estimatifs ont été préparés par le Ministère de l'énergie et des mines et la JIRAMA,avec l'aide de consultants dans le cas de certaines composantes, et ils ont été jugésraisonnables par l'IDA. Le coût total, y compris les provisions, est estimé à 132,5 millionsde dollars, dont 103,7 millions de dollars (soit 78 %) correspondent à des dépenses endevises et 17 millions de dollars à des droits d'importation que la JIRAMA acquittera. Lesprovisions pour aléas techniques ont été calculées sur la base de 10 % dans tous les cas, saufpour la réhabilitation des centrales et ouvrages hydroélectriques, où le calcul a été fait sur la


base de 15 %. Les provisions pour hausse des prix ont été calculées sur la base desprévisions de la Banque mondiale concernant l'inflation locale et internationale pour les six

années d'exécution du projet (1996-2001).

Plan de financement

4.10 Le plan de financement proposé est présenté au Tableau 4.2. Le projet sera financépar l'IDA (46 millions de dollars), la BEI (24,7 millions de dollars), la CFD (28,3 millionsde dollars), la BADEA (6,6 millions de dollars), le Gouvernement (2 millions de dollars) etla JIRAMA (26,7 millions de dollars). La BEI a déjà évalué le projet et la CFD l'évalueradurant le premier semestre de 1996. Les conditions dans lesquelles la BADEA participeraitau financement sont encore en discussion. Tout le cofinancement est parallèle, si bien queles retards éventuels n'affecteront pas la mise en oeuvre de la partie financée par l'IDA. LeGouvernement de Madagascar rétrocédera un montant équivalent à 31,8 millions de dollarssur le produit du crédit de l'IDA à la JIRAMA, avec une duree de remboursement de 25 ans,y compris un différé d'amortissement de cinq ans, à un taux d'intérêt révisable égal au Tauxinterbancaire de Londres (LIBOR) plus 0,9 point en pourcentage par an. La JIRAMAassumera le risque de change sur sa portion du crédit. La signature de l'accord de prêtsubsidiaire entre le Gouvernement et la JIRAMA constituera une des conditions d'entrée envigueur. Le Gouvernement conservera le reste du crédit, soit 14,2 millions de dollars, pourle programme d'électrification, la réforme institutionnelle du sous-secteur de l'électricité et leprogramme de maîtrise de l'énergie, qui doivent être exécutés par le Ministère de l'énergie etdes mines.

Tableau 4.2 - Plan de financement

Millions de S % du total

IDA 46.0 34.7

BEI 24.7 18.7

CFD 28.3 21.3

BADEA 6.6 5.0

JIRAMA 26.7 20.1

GOUVERNEMENT 0.2 0.2

TOTAL 132.5 100

Exécution du Projet

4.11 La JIRAMA exécutera la Partie A du projet proposé, pendant que la Direction del'énergie en exécutera les Parties B, C et D. L'exécution du projet s'appuiera sur lesstructures et arrangements mis en place pour la gestion et la supervision d'Énergie I et surl'expérience acquise à cette occasion. Toutefois, la Direction de l'énergie et la JIRAMA


reverront les arrangements organisationnels prévus pour la gestion du projet. La désigna:ion

par la JIRAMA des principaux cadres qui seront affectés aux nouvelles unités de gestior du

projet-cadres dont les qualifications devront être à la satisfaction de VIDA- sera une des

conditions d'entrée en vigueur du crédit. Le cabinet de consultation qui aide la JIRAIA àaméliorer son organisation et ses méthodes de gestion a préparé un manuel d'exécution du

projet. Le personnel de la JIRAMA préparera la majeure partie des dossiers d'exécution,

assurera la confection des lignes et installations de transport de force et de distribution eteffectuera les travaux de montage électromécaniques dans les centrales, avec l'aide techniquedes constructeurs du matériel et d'entrepreneurs dans certains domaines, en particulier dans lecas des centrales hydroélectriques.

4.12 Le Gouvernement mettra en oeuvre le programme de réforme du sous-secteur del'électricité en se conformant au calendrier suivant

Cadre Juridique et réglementaire

Présentation du projet de loi sur l'électricitéà l'Assemblée nationale 3 juin 1966Date prévue de promulgation de la loi 31 juillet 1996Publication des règlements complémentaires 1er septembre 1996Établissement de la Commission de réglementation 30 septembre 1996Entrée en vigueur des tarifs révisés d'électricité 1er octobre 1997

Restructuration de la JIRAMA

Début de l'étude de restructuration 3 juin 1996Début de la mise en oeuvre des résultats de l'étude 1er janvier 1997

Décaissements

4.13 L'exécution du projet couvrira une période de cinq ans et demi, avec une date declôture fixée au 31 décembre 2001. Le calendrier d'exécution du projet est présenté àl'Annexe 4.3. Le Tableau 4.3 présente les catégories de dépenses fmancées par les montantsdu crédit de 'IDA, ainsi que la répartition de ces montants et le pourcentage des dépensesfinancé par l'IDA dans chaque catégorie. Le crédit financera 100 % des dépenses en deviseset jusqu'à 90 % des dépenses locales en ce qui concerne les marchandises, les travaux et laformation, ainsi que la totalité des services de consultants. L'Annexe 4.4 contient unecomparaison entre le profil des décaissements prévus pour le projet proposé et le profil deréférence de la Banque mondiale pour les projets du secteur électrique en Afrique. Le profildes décaissements d'Énergie I est également représenté sur le schéma. La mise en oeuvred'Énergie I a été sensiblement affectée par la transition politique en cours dans le pays en1991-1993.


Tableau 4.3: Décaissements

(Millions de USS)

Description Pourcentage financé Total

A JIRA MA

(1) Marchandises(a) Equipement

électromécanique 100 % des dépenses en devises

(b) Equipement général 100 % des dépenses en deviseset 90 % des dépenses locales

(2) Services de consultants 100 % des dépenses en devises 3-2

B. MINISTÈRE DE ÉNERGIE(3) Travaux 100 % des dépenses en devises

et 90 % des dépenses locales 0.9

(4) Marchandises :(a) Equip. électromécanique 100 % des dépenses en devises

et 90 % des dépenses locales 4.7

(b) Équipement général 100 % des dépenses en deviseset 90 % des dépenses locales 0,4

(5) Services de consultants 100 % des dépenses en devises 7,7

(6) Formation: 100 % des dépenses en devises

et 90 % des dépenses locales 0,4

C. DIVERS(7) Remboursement de l'avance PPF Montants dus 1,5(8) Sans affectation: 3,3

TOTAL 460

4.14 En vue d'accélérer les décaissements, deux comptes spéciaux en dollars (Fonds A pourle Ministère de l'énergie et des mines et Fonds B pour la JIRAMA) seront ouverts dans desbanques commerciales locales de Madagascar agréées par lIDA. Les dotations autorisées deces comptes seront respectivement de 350.000 et 600.000 dollars, soit quatre mois dedépenses agréées. Au moment de l'entrée en vigueur du crédit, 50 % des dotations autoriséesseront déposés sur les comptes spéciaux. Le reste sera versé en fonction des besoins. Toutesles demandes de réapprovisionnement devront être accompagnées de toutes les piècesjustificatives nécessaires, sauf dans le cas des dépenses inférieures à 50.000 dollarsconcernant des travaux, des marchandises et des services, dont le remboursement pourra êtredemandé sur la base de relevés de dépenses. Toutes les pièces justificatives relatives à cesdépenses devront être conservées en vue d'être examinées par les missions de supervision dela Banque et par les vérificateurs externes des comptes.


Tableau 4.4 Résumé des arrangements proposéspour la passation des marchés

(Mlihons de dollarsì

Methodes de passation des marches

Appel Appel Serî,es de Autre N FB Total

d'offres d offres consultantsinternat. local

A. Travaux

1. Travaux de la JIRAMLA - - - - 8. -7

2. Travaux d'électrification du MEM - 0.8 - - - (0.8)

B. Équipement

1. Équipement de réseaux électriquesEquipement des centraleshydroélectriques 0-8 2S.8 29.

( 0.7 )a - (L.7)

Équipemen des centrales diesel 8,5 - - 2.5 - 11.0

7,1 (2.1)b (9.2)Équipement des transports et de

distribution 8.5 0,5 - - 39.2- 48.2

(7.8) (0.5) (8,3)Équipement des branchements 9.0 9.9

(8,2) - - - (8,2)

2. Équipement général (8.2)Véhicules, bureau et matérielde bureau et de traitementdes données 2,3 0,2 0,5 0,2 3,3

(2,0) (0,2) - (0,5)cL - (2,6)

Équipement de O&M pour Jecentre de formation 4,0 - - 0,2 - 4,3

(3,3) (0,2)d/ (3,5)C. Services

1. Ingénierie et consultants - - 9,4 0,2 3,8 13,5(9,3) (0,2)e/ (9,6)

2. Formation - 1,1 0,4 - 1,5- (1,1) (0,4) - (1,5)

D. Divers1. Terres et emprise domaniale - - - 0,1 0,12. Refinancement PPF - - 0,9 0,5 - 1,5

- (0,9) (0,5) (1,5)Total 33,4 1,6 11,4 5,3 80,8 132,5

(28,5) (1,5) (11,3) (4,7) (46,0)

Note : Ls chiffres entre parenthèses correspondent aux montants financés par 1IDA.a/ Entente directe pour pièces détachées de marque.b/ 1,4 million de dollars en entente directe pour pièces dtach6e de marque, et 0,7 million de dollars en appel doffres international

restreint pour le matériel spécialisé, y compris lu équipements spéciaux de traitement des lubrifiants et combustibles.c/ Yinstitutions de l'ONU.d/ Consultation de fournisseurs à l'échelon intemational pour les instruments de mesure et les logiciels à utiliser dans le programme de

réduction des pertes.e/ Entente directe pour la mise au point de 'étude de faisabilité concenant la projet hydroélectrique dans Ambodiroka.17 Frais de voyage, équivalent des indemnités de subsistance et des frais de scolarité pour la formation à l'étranger.

Passation des marchés

4.15 Les éléments du projet, leurs coûts estimatifs, les méthodes proposées de passationdes marchés sont résumés au Tableau 4.4. L'IDA financera pour l'essentiel les marchandises(32,7 millions de dollars) et les services de consultants (11,3 millions de dollars). Lesmarchés de marchandises porteront principalement sur de nouveaux groupes électrogènesdiesel (5,7 millions de dollars), de l'équipement électrique pour le transport de force et ladistribution (16,5 millions de dollars) et de l'équipement général (6,1 millions de dollars).


L'expression « équipement général » comprend les outils et l'équipement pour l'entretien; lesvéhicules, y compris des véhicules spéciaux pour les travaux et les lignes de transport et les

réseaux de distribution; l'équipement informatique; l'équipement de bureau et l'équipement

destiné aux centres de formation de la JIRAMA. L'IDA financera également les achats de

pièces détachées de marque, effectués chez les fournisseurs d'origine et dont le montant est

estimé à 2,1 millions de dollars. Les services de consultants seront surtout nécessaires pour

la réforme institutionnelle, le renforcement des capacités de gestion et de formation, ainsi

que pour les activités de recherche et de vulgarisation en rapport avec le programme des

combustibles ligneux.

4.16 Sur un total de 32,7 millions de dollars de marchandises financées par lIDA, celles quiseront achetées par appels d'offre internationaux représentent 28,5 millions de dollars.

D'autres formes de passation des marchés seront utilisées pour le reste, comme suit : lesachats de pièces détachées de marque pour la réhabilitation des centrales hydroélectriques et

thermiques par lots d'une valeur inférieure à 400.000 dollars pourront être faits directementchez les fournisseurs d'origine, jusqu'à un montant total maximum de 2,1 millions de dollars.Les marchés d'équipements spéciaux de traitement des lubrifiants et des combustibles (0,7million de dollars), pour lesquels le nombre des fabricants est limité, feront l'objet d'appelsd'offre internationaux restreints. Les instruments de mesure et le matériel informatique pourle programme de réduction des pertes d'énergie (0,2 million de dollars) sera acheté parconsultation de fournisseurs à l'échelon international; le matériel produit localement pour leslignes de distribution, tel que poteaux et traverses de bois, ainsi que certains véhicules,ordinateurs et matériel de bureau, par lots d'une valeur égale ou inférieure à 250.000 dollars,sera acheté par voie d'appel d'offres local jusqu'à un montant total maximum de 700.000dollars; et les véhicules, les ordinateurs et le reste du matériel de bureau, par lots d'une valeurégale ou inférieure à 300.000 dollars, seront achetés par l'intermédiaire du Service des achatsdu PNUD (IAPSO), jusqu'à un montant total maximum de 500.000 dollars.

4.17 Le personnel de la Direction de l'énergie et de la JIRAMA chargé des marchés et desdécaissements du Projet énergie I continuera à assumer cette charge pour le projet proposé.En plus de l'expérience que ces personnes ont acquise, elles ont récemment participé à deuxséminaires sur les marchés organisés par la Banque mondiale à Antananarivo. La JIRAMApréparera les documents d'appel d'offres des équipements, des lignes de transport de force etdes réseaux de distribution, domaines dans lesquels elle a une expérience suffisante. Desconsultants prépareront les documents d'appel d'offres pour les équipements électriques duprogramme d'électrification dont la Direction de l'énergie est responsable, ainsi que pourl'équipement du centre de formation de la JIRAMA. Les documents d'appel d'offres utilisésseront les documents types de la Banque. La soumission par le Ministère de l'énergie et desmines et la JIRAMA à l'IDA des documents d'appel d'offres pour tous les marchés qui serontpassés durant la première année d'exécution du projet sera une des conditions d'entrée envigueur du Crédit. Les marchés de travaux et de marchandises cofinancés par d'autresinstitutions seront passés conformément aux pratiques propres à ces institutions.


4.18 Pendant la supervision du projet, les marchés de marchandises et de travaux financés

par la Banque et dépassant un seuil de 250.000 dollars chacun feront l'objet d'un examen

préalable par la Banque; ces marchés couvrent environ 95 °o de la valeur totale desmarchandises et travaux financés par la Banque. Les autres marchés feront l'objet dun

examen après adjudication, à raison d'un marché sur quatre pour les travaux et d'un sur huit

pour les marchandises. Les contrats pour services de consultants seront soumis à examen

préalable quand leur montant atteindra 100.000 dollars ou plus dans le cas des bureaux

d'études et 50.000 dollars ou plus dans le cas des consultants individuels.

Comptabilité, rapports financiers et audits

4.19 La Direction de l'énergie établira et tiendra à jour des comptes séparés pour le projet,au niveau du siège aussi bien que des bureaux régionaux responsables de l'exécution. Le

fusionnement des comptes à l'échelon central commencera dès le début de l'exécution. Cescomptes devront être tenus conformément à des principes et pratiques comptables sains et

jugés satisfaisants par la Banque. La Direction de ]'énergie fournira des États financiersintérimaires et annuels qui devront refléter les résultats financiers du projet. Dès le début del'exécution du projet, la JIRAMA tiendra sa comptabilité conformément à des principes etpratiques comptables sains, généralement acceptés, et jugés satisfaisants par la Banque; elledevra fournir des États financiers intérimaires et annuels qui reflètent la position et lesrésultats du projet et de la JIRAMA. La comptabilité du projet devra être vérifiée chaqueannée par des auditeurs externes agréés par la Banque. Les audits devront couvrir lescomptes spéciaux et les relevés des dépenses. Les rapports des auditeurs devront êtrecommuniqués à la Banque dans les six mois suivant la fin de chaque exercice. Les auditsconcernant les fonds rétrocédés à la JIRAMA seront faits dans le contexte des audits globauxde la compagnie. Chaque rapport devra comprendre une « lettre à la direction », ainsi quetous les éléments nécessaires à son interprétation. Les arrangements ci-dessus concernant lacomptabilité, les rapports financiers et les audits devront permettre à la Banque d'êtreinformée adéquatement et en temps voulu pour la supervision du projet.

4.20 Le Ministère de l'énergie et des mines devra recueillir et enregistrer lesrenseignements concernant les marchés dans les conditions suivantes : a) signaler sans délailes adjudications de marchés; b) adresser à l'IDA des rapports trimestriels complets quidevront indiquer: i) les révisions éventuelles des coûts estimatifs de chaque marché prisséparément et de l'ensemble du projet, en comprenant une estimation aussi exacte quepossible des provisions pour aléas techniques et hausse des prix; ii) les révisions éventuellesdu calendrier de passation des marchés, notamment pour la publicité, le lancement des appelsd'offres, les adjudications et les nouvelles dates d'achèvement des marchés en question; et iii)la conformité par rapport aux limites globales attachées aux différentes méthodes depassation des marchés; et c) préparer un rapport d'achèvement des travaux dans les six moissuivant la date de clôture du Crédit.


Considérations environnementales

4.21 Au plan environnemental, le projet proposé se classe dans la Catégorie B. En mars

1994, un consultant a procédé à une analyse environnementale portant sur les lignes de

transport d'électricité et les installations afférentes à construire dans le cadre du projet. Cette

analyse, qui a été approuvée par l'IDA, a confirmé que les corridors des lignes et les sites des

sous-stations choisis par la JIRAMA pour les installations prévues dans les plans, netraversent aucune zone sensible du point de vue environnemental. Les réseaux proposés

passent bien à travers diverses zones habitées ou cultivées et la principale question qui se

pose au point de vue environnemental concerne l'impact socioculturel et anthropologique

éventuel. En vue de réduire les effets néfastes possibles sur l'environnement, la planification

mettra l'accent sur un bon choix des itinéraires et sur de bonnes pratiques en matière de

construction. Un résumé de cette étude environnementale est joint en Annexe 4.5. Plusieurs

composantes du projet auront un effet positif sur la qualité de l'envir6nnement. Laréhabilitation des centrales hydroélectriques et l'incorporation de plusieurs centres

actuellement desservis par des centrales diesels dans des réseaux ayant un excédent de

capacité de production hydroélectrique aura pour effet de réduire les émissions de C02 et lapollution de l'environnement. Le remplacement de l'électricité d'origine thermique par del'électricité hydraulique à Manakara et Mananjary, grâce à l'incorporation de ces deux villesdans le réseau interconnecté de Fianarantsoa, aura pour effet de réduire la pollution deslagunes avoisinantes par les combustibles et lubrifiants en provenance des centrales dieselsexistantes. L'amélioration du rendement énergétique réduira elle aussi la pollution. Lacomposante des combustibles ligneux aura pour effet de réduire le déboisement.

Suivi et supervision du Projet

4.22 Le Ministère de l'énergie et des mines et la JIRAMA se sont entendus avec l'IDA ausujet des documents et rapports nécessaires pour suivre les progrès du projet et la réalisationde ses objectifs. Pendant l'exécution, il y aura deux missions de supervision par an poursuivre l'État d'avancement du projet, ses coûts et sa conformité par rapport aux clausesjuridiques. L'Annexe 4.6 donne un ensemble d'indicateurs qui serviront à suivre les progrèsréalisés par rapport aux objectifs, ainsi que les résultats obtenus par la JIRAMA. LeGouvernement et l'IDA sont convenus que la supervision du projet comprendra des examensannuels et un examen à mi-parcours avant décembre 1986, et que ces examens se feront encommun avec la participation de la JIRAMA et des cofmanciers. Le but de ces examensconsistera à échanger des vues sur tous les sujets en rapport avec l'avancement du projet et àconvenir des actions nécessaires pour en assurer la bonne exécution conformément aucalendrier prévu; il consistera également à vérifier les progrès de la réforme institutionnelledu secteur de l'électricité. La fourniture des rapports fera l'objet d'entretienscomplémentaires qui auront lieu pendant le lancement du projet, peu de temps après ladéclaration d'entrée en vigueur du Crédit.

Madagascar : Projet de développement du secteur de Fénergie 32

V. ANALYSE FINANCIÈRE DE LA JIRAMA

Introduction

.il Ce chapitre étudie les principaux problèmes concernant la situation et la gestion

financières de la JIRAMA, en particulier ceux qui restreignent le développement des

opérations dans la branche électricité. Pour y remédier, il propose des solutions quipermettront d'établir une base financière saine pour les opérations futures et pour le

développement des deux branches d'activité de la compagnie, l'eau et l'électricité.

Finulement, étant donné que cette dernière sera la principale bénéficiaire du crédit de 'IDA

proposé, le préseit chapitre présente un tableau des résultats financiers anticipés de cette

branche jusqu'en l'an 2000, en tenant compte des mesures correctives mises en oeuvre par la

JIRAMA à court terme.

Vue d'ensemble sur les opérations

5.2 La situation générale des finances de la JIRAMA n'est pas satisfaisante et unerestructuration est nécessaire. Cette situation financière malsaine a été causée par denombreux facteurs dont : les tarifs passés inadéquats; des investissements dans desinstallations non rentables; l'obligation faite par le Gouvernement à la JIRAMA de desservirdes zones à faible demande, sans compensation adéquate; le niveau élevé des pertes d'énergieet d'eau; les factures impayées de l'Administration et des principaux clients du secteur public;et l'adoption de principes comptables qui ne conviennent pas, en particulier le fait que lesimmobilisations corporelles ne sont pas réévaluées. Au cours des exercices 90 à 92, lesopérations de la JIRAMA ont accusé un déficit croissant : les pertes financières sont passéesde 2,2 milliards de FMG à 9,8 milliards de FMG, après avoir atteint le chiffre de13,2 milliards de FMG en 1991.

5.3 Les tarifs élevés introduits depuis l'exercice 89 ont finalement produit un bénéficenet, d'un montant de 10,8 milliards de FMG, pour l'exercice 93. En 1994 toutefois, laJIRAMA a à nouveau enregistré un déficit de 19,8 milliards de FMG, effet conjugué de lastagnation des ventes et de l'incidence d'une dévaluation rapide sur le service de la dette.L'indexation des tarifs a pour objet de compenser ce type d'incidence, mais, en 1994, lacorrection a été insuffisante en raison du caractère soudain de la dévaluation et du laps detemps nécessaire pour que la correction produise ses effets. A la date du 31 décembre 1994,les pertes accumulées des branches eau et électricité se montaient à 94,8 milliards de FMG(24,5 millions de dollars). Le Gouvernement a permis à la JIRAMA de reporter à plus tardses paiements annuels au titre du service de la dette, qui sont accumulés dans un « comptecourant de l'État », ce qui s'est traduit par un encours excessif et un ratio d'endettementinacceptable. Il est donc nécessaire de prendre des mesures correctives si l'on veut que lesprogrammes de développement de la JIRAMA se déroulent d'une manière satisfaisante.

Madagascar: Projet de développement du secteur de l'énergie

5.4 Bien que la JIRAMA ait eu, jusque dernièrement, un système de comptabilitéanalytique qui produisait séparément les résultats des branches eau et électricité, la caisse et

les comptes en banque étaient communs. Avec ce genre d'arrangement, l'encaisse et les

soldes des comptes de chaque branche ne pouvaient être déterminés qu'en fin d'exercice,quand les comptes étaient arrêtés. En fait, il n'y avait aucune gestion de trésorerie au niveau

des deux branches prises séparément. L'examen des bilans consolidés et vérifiés indique quela branche eau faisait de plus en plus appel à la branche électricité pour ses besoins de

trésorerie et, à la fin de l'exercice 94, elle devait 28,6 milliards de francs malgaches (7,4millions de dollars) à la branche électricité, dette pour laquelle un intérêt de 12 % par an luiétae- imputé. Les deux branches se proposant de se lancer dans des programmes dedéveloppement i7mportants, cet arrangement risquait de poser des problèmes au niveau del'exécution Suite à un accord intervenu lors des négociations et décrit au paragraphe 5. 11, laJIRAMA a donc séparé les comptes des deux branches. Elle a en outre établi, pour chacune,un système de gestion de trésorerie particulier. En vertu de ces arrangements, les deuxbranches seront financièrement autonomes.

5.5 Étant donné que les deux tiers du crédit proposé de 'IDA seront rétrocédés à laJIRAMA, et que la branche électricité en sera la principale bénéficiaire, les paragraphes quisuivent se rapportent exclusivement à l'analyse des résultats passés récents et des projectionsde résultats futurs de cette branche. Le détail des comptes de résultats, des bilans consolidéset des tableaux des flux des exercices 94 à 2001 est donné à l'Annexe 5.1; les hypothèsesretenues pour les projections sont exposées à l'Annexe 5.2 et les indicateurs financiers etautres pour la même période, à l'Annexe 5.3.

Branche électricité

5.6 Bénéfices ou pertes passés. Le Tableau ci-dessous résume les résultats des autresannées couvertes par les exercices 91 à 94.

Tableau 5.1 Résultats de la branche électricité(milliards de francs malgaches)

Exercice 1991 1992 1993 1994

Volume des ventes en Mwh 393.043 409.965 438.164 436.940

Revenu d'exploitation 53.632,3 62.689,4 88.679,0 117.333,6Dépenses d'exploitation 61.218,7 54.443,8 56.585,7 97.216,4Bénéfice (perte) d'exploitation (7.586,4) 8.245,6 32.093,3 20.117,2Intérêts payés 10.993,3 8.747,6 13.587,8 23.372,9

(18.579,7) (502) 18.505,5 (3.255,7)Intérêts reçus 3.286,1 6.634,3 8.969,0 11.911,0

(15.293,6) 6.132,3 27.474,5 8.655,3Ajustements de change 1.817,6 (14.584,8) 16.098,0 (28.566,0)Bénéfice hors exploitation 99,6 110,4 72,6

Bénéfice (perte) net(te) (13.476.0) (8.352.9) 11.486,9 (19.838,1)


5.7 Les tarifs de l'électricité ont été augmentés de 30 % en 1989, de 10 % en 199C, de18 % à la fin de 1991 et de 10 % en 1992. En décembre 1992, le Gouvernement a approuvéquatre augmentations de 5 %o chacune, applicables à six mois d'intervalle à compte- dejanvier 1993 et indexé les prix de l'électricité en fonction du taux de change, du coût descombustibles et du coût de la vie. Jusqu'en 1992, les augimentations se sont averéesinsuffisantes pour éviter des pertes nettes importantes et ce n'est qu'en 1993 que la JIRAIMAa enregistré un bénéfice net, grâce à une augmentation des ventes. En 1994 toutefois, on a ànouveau enregzistré des pertes de 19,8 milliards de francs malgaches. À la fin del'exercice 94, les pertes nettes accumulées de la branche électricité se montaient à63,3 milliards de francs malgaches (16,4 millions de dollars).

5.8 Résultats financiers passés. Le Tableau 5.2 ci-dessous résume le biland'autofinancement des exercices 91 à 94 de la branche électricité. La capacitéd'autofinancement a été négative pendant l'exercice 91 et négligeable en 1992. La couverturedu service de la dette n'a été satisfaisante pour aucun des deux exercices. Pour lesexercice 93 et 94, par suite de l'augmentation des tarifs, les fonds disponibles ont représenté14 et 28 % des investissements respectivement. La couverture du service de la dette s'est elleaussi améliorée sensiblement.

Tableau 5.2 - Sources de fonds de la branche électricité

Exercice 1991 1992 1993 1994

Recettes nettes 24.141,2 24.176,0 53.182,5 70.887,9Service de la dette (29.073,8) (25.694,6) (34.016,5) (54.516,9)Variations du fonds de roul. (6.759.4) 960.4) (13.922,8) (1.823,1)(espèces exclues)Disponible pour autofinancement (11.692.0) 558,2 5.243,2 14.547,8Investissement 29.926,3 41.095,4 38.930,8 52.740,7Besoins de financement 41.618,3 41.653,6 33.687,6 38.192,9

Sources

Compte courant de l'État 22.190,6 22.735,5 16.146,3 37.877,7Emprunts 12.241,5 27.579,8 29.506,6 19.218,6Subventions et contributions 6.199,0 7.032,2 32.514,1 9.638,2Dépôts clients 92,3 _21 17,2 7,6

40.723,4 57.368,9 78.184,2 66.742,1Augm. (dimin.) des fonds disponibles (894.9) 15.715,3 44.496,6 28.549,2

5.9 Position financière. Au 31 décembre 1994, la position financière de la brancheélectricité était la suivante:

Madagascar : Projet de développement du secteur de l'énergie 3.

Tableau 5.3 - Position financière de la branche électricite

Mi]lions de FMIG Part en pourcentageImmnobihsations

Biens materiels nets 220846 8Pertes de change capitalisées (nettes) 25.916.3Investissements divers 1.041.0

479.804.1

Actif circulantBanque et caisse 105,684.8Prêt branche eau 28.594.8

Effets a reý evoir- CffTnts du secteur public 18.641.8- Divers 36.005.9

Stocks (nets) 27.855.7

Paiements anticipés 4.178.3

Filiales de la JIRAMA 2.702.1223.663.4

Moins passif à court terme 123.888.9 99.774.5

Total Actif net 579.578.6

Représenté par:Capital et provisions 363,949.8 59,579.0 10Dette à long terme 155.208.0Compte courant de l'État 841.8 519,999.6 90

Dépôts clients 579.578.6 100

Le ratio d'endettement de 90/10 n'est pas satisfaisant. Il devrait cependant s'améliorerprogressivement et être amené à un niveau acceptable dans un avenir proche, en réévaluantles immobilisations corporelles, en convertissant la dette envers la BEI (voir par. 5.11 d)), enréduisant les impayés du compte courant de l'État (considérés par la JIRAMA comme dette àlong terme) et en améliorant les bénéfices. Avec le passage proposé des dettes de la brancheeau et des filiales de la JIRAMA dans le bilan pour l'exercice 95 de la branche électricité auxprofits et pertes du compte courant de l'État (voir par. 5.11 e)), le ratio de liquidité généraledevrait se normaliser aux environs de 2.

5.10 Au 31 décembre 1994, les actifs circulants comprenaient pour un montant de 11milliards de FMG (2,8 millions de dollars) d'arriérés dus par l'Administration et lesorganismes publics. Ces arriérés ont depuis été réglés en opérant une compensation avec lesmontants dus par la JIRAMA à l'État. Le Gouvernement et la JIRAMA régleront les arriérésencore impayés à la fin de 1995, le 31 mai 1996 au plus tard. En outre, à compter du 1erjanvier 1996, le Gouvernement et la JIRAMA ont mis en vigueur des procédures simplifiéesde paiement, pour faire en sorte que les factures d'électricité de l'Administration et desorganismes publics soient réglées dans les trois mois suivant leur réception. En ce quiconcerne le règlement par les municipalités autonomes des factures relatives à laconsommation publique d'électricité dans leurs localités, il a été convenu que, aprèsconsultation du Gouvernement et des municipalités, au 31 décembre 1996 au plus tard, laJIRAMA établira un dispositif pour recouvrer entièrement les frais encourus au titre de lafourniture d'éclairage public et de l'utilisation de l'électricité dans les bâtiments publics dans


les limites de ces municipalités, en tenant compte du fait que les municipalités ont le pouvoir

réglementaire d'ajouter une taxe aux factures d'électricité des habitants.

Recommandations concernant la restructuration

5 11 Pendant les négociations, la JIRAMA et le Gouvernement se sont entendus sur lesmesures suivantes : (les dates limites indiquées ont été ajustées pour tenir compte des delaisdans le déblocage du crédit).

- Opérations de trésorerie des branches électricité et eau et amélioration de la £zestion

a) La JIRAMA maintiendra une trésorerie et des comptes bancaires séparés pour sesbranches eau et électricité. A compter du ler janvier 1996, toutes les recettes etpaiements concernant ces services devront être crédités ou débités sur leurs comptesrespectifs (Engagement tenu).

b) Le 2 janvier 1995, la JIRAMA déposera sur le compte bancaire de la branche eau unesomme de 15 milliards de francs malgaches, pour servir de fonds de roulement liquide;la JIRAMA entrera cette somme dans les comptes de l'exercice 95 de la brancheélectricité. (Engagement tenu).

c) A compter du 2 janvier 1996, la JIRAMA s'assurera que les excédents éventuels detrésorerie de la branche électricité ne sont pas utilisés à d'autres fins, y compris pour lepaiement de dividendes, à moins que tous les besoins financiers des opérations, duservice de la dette, du fonds complémentaire de roulement et des investissementsn'aient été entièrement satisfaits. (Engagement tenu).

Amélioration de la structure du capital de la JIRAMA

d) Comme prévu dans l'Accord de crédit No 70660 de la BEI, le Gouvernementconvertira en capital le montant de la dette envers cette banque figurant dans lescomptes de la branche électricité, montant actuellement estimé à 32,4 milliards deFMG. (Engagement tenu).

e) Les soldes débiteurs de la branche eau et des filiales de la JIRAMA figurant dans lescomptes de l'exercice 94 de la branche électricité devront être passés aux profits etpertes du compte courant de l'État. (Engagement tenu). Les montants en cause sontles suivants:

FMG (millions)Branche eau 43.594,8Filiales de la JIRAMA 2.702,1Total 46.296,9


En outre, le Gouvernement et la JIRAMA s'entendront sur le rèlement du solde du

compte courant de l'État de 155,2 milliards de FMG. Le règlement assurera à la

JIRAMA un ratio d'endettement de 70/30 au plus au 31 décembre 1996. A compterdu ler janvier 1996, le compte courant de l'État sera clos. (Négociations en cours).

f) A compter de l'exercice 96, la JIRAMA veillera à ce que le sermice de sa dette envers

lÉtat soit à jour.

5.12 En outre, les consultants engagés par le Ministère de l'énergie et des mines pour la

restructuration de la JIRAMA :

a) réévalueront les immobilisations corporelles de la branche électricité. La JIRAMAinscrira les valeurs révisées dans ses livres de compte à compter du 1er janvier 1997.

b) feront une étude pour vérifier si les méthodes utilisées actuellement pour imputer lapart des dépenses communes aux branches eau et électricité sont adéquates. LeMinistère de l'énergie et des mines fournira les résultats de l'étude à l'IDA et fera lenécessaire pour que la JIRAMA introduise les améliorations à ses méthodesd'imputation qui auront été convenues à compter du 1er janvier 1997.

c) définiront les mesures qui doivent être prises pour alléger les pertes fmancières subiespar la branche électricité comme suite aux investissements réalisés par la JIRAMA, àla demande du Gouvernement, et qui par la suite se sont révélés n'être nifinancièrement durables ni économiquement justifiés. La date prévue d'achèvement decette partie de l'étude est le ler décembre 1996; après quoi le Gouvernement, laJIRAMA et l'IDA s'entendront sur les mesures spécifiques nécessaires.

En outre, le 30 janvier 1997 au plus tard, le Gouvernement soumettra à l'IDA sespropositions de réorganisation, de récapitalisation de la JIRAMA et de transformation de lacompagnie en une société en commandite par actions et, sous réserve de l'approbation del'IDA, passera ensuite à la mise en application de ces propositions.

Plan de financement

5.13 Les besoins fmanciers estimés de la branche électricité pour les six annéescorrespondant aux exercices 96 à 2001 et les sources des fonds correspondants sont lessuivants:


Tableau 5.4 - Besoins estimatifs de financement et origine des fonds, branche électricité

FMG (millions) S (millions) Part en %

BesoinsDépenses d'équipement en 1996 -2001 867.652.3 159.8

Sources

Autofinancement 1.130,477.0Moins service de la dette. 516,460.9Moins augmentation du fonds de roulement 313,685.3Moins dividendes 10.000.0 290.330.8 53.5 33.5

Emprunts (augment. nette) 540,937.2 99.6 62.3Subventions, contributions, dépôts 36.384.3 6.7 4.2

867,652.3 159.8 100.0

Dans le plan de financement, les dépenses d'investissement comprennent les investissementsexécutés au titre du projet proposé pendant les exercices 96 à 2001. Le plan tient compte dela conversion de la dette envers la BEI en capital, de la fermeture du compte courant de l'Étatpar suite du passage aux pertes et profits des sommes dues à la branche électricité par labranche eau et par les filiales de la JIRAMA et de la conversion du solde en capital; et d'uneprovision pour le paiement de dividendes modestes à l'État. Pour Énergie 1, leGouvernement avait accepté, au titre de sa contribution au projet, d'exonérer la JIRAMA dupaiement des droits de douane. En ce qui concerne le projet proposé, les prévisionsconcernant la branche électricité indiquent que la capacité d'autofinancement de la JIRAMAsera suffisante pour lui permettre d'acquitter les droits de douane, dont le montant est estiméà 92,3 milliards de francs malgaches (17 millions de dollars). En conséquence, la JIRAMAest convenue de prendre, à compter du 1er janvier 1996, toutes les mesures nécessaires pourque, chaque année, la capacité d'autofinancement de sa branche électricité corresponde à aumoins 30 %t des dépenses moyennes d'équipement déjà effectuées ou prévues de l'annéeprécédente, de l'année en cours et des exercices suivants.

5.14 La JIRAMA a augmenté ses tarifs d'électricité de 8 % en moyenne à compterd'avril 1994 et de 35 % à compter du 1er août 1994, augmentation qui correspond à ladernière des quatre augmentations trimestrielles de 5 % décrétées par le Gouvernement à lafin de 1992, plus l'application de la formule d'indexation. Durant les négociations, leGouvernement a confirmé que la JIRAMA continuera à ajuster ses tarifs d'électricité enfonction des besoins conformément aux règles de révision des tarifs stipulées par l'Arrêté No


~800-92. Après les négociations, les tarifs ont été relevés à trois reprises. ce qui constitue

une auzmentation totale de 63 %, par suite de l'indexation.

5. 15 En vue d'assurer la protection dit plan de financenen, la JIRAA4 a accepté dCesoumettre à l'approbation de l'IDA un plan de financemeni pour toute dépense d'équipen

venant en plus du programme convenu el dont le montant dépassera l'équivalent de 2

nillions de dollars. En outre, la JIRAA-4 a accepté de ne contracter aucune nouvelle dencpour sa branche électricité, sans l'approbation de l'IDA, à moins que les prévisionsraisonnables des revenus et dépenses ne montrent que les revenus nes estimés de ce//e

branche représentent au moins 1,5 fois le montant estimé du service de toute sa dette, ycompris la nouvelle dette envisagée, pendant chacun des exercices de toute la périodecouverte par la nouvelle dette.

Finances futures

5.16 Le Tableau ci-dessous résume les traits saillants des prévisions financières de labranche électricité pour les exercices 95 à 2001 :

Tableau 5.5: Prévisions financières, branche électricité

Exercices 95 96 97 98 99 2000 2001

Ventes en GWH 444 462 482 504 529 563 599

FMG (Millions)

Revenu d'exploitation 199.663 250.834 275.054 297.636 322.765 346.555 416.329Dépenses d'exploitation 1/ 128.233 145.215 156.978 165.406 199.643 218.886 253.662

Résultat d'exploitation 71.430 105.619 118.076 132.230 123.122 127.669 162.667Intérêts payés (30.577) (32.599) (31.989) (30.059) (26.596) (23.231) (17.634)Intérêts reçus 12.085 10.129 15.992 18.371 19.268 20.305 27.209Revenus divers 250 250 250 250 250 250 250Perte de change (44.512) (55.271) (58.767) (54.749) (37.690) (39.199) (40.511)

Bénéfice net 8.676 28.128 43.562 66.043 78.354 85.784 131.981

Ratio de liquidité générale 1.8 2.0 2.2 2.5 2.7 3.0 3.2Ratio d'endettement 68/32 67/33 64/36 62/38 61/39 58/42 52/48

Couvert. serv. dette (fois) 1.4 1.5 1.6 1.9 2.6 2.8 3.3

1/ Comprend l'amortissement des charges reportées au titre de la réévaluation de la dettes.

Les prévisions financières ne tiennent compte ni de l'effet de la restructuration financière dela JIRAMA qui sera défini par l'étude sur cette restructuration, ni du système révisé detarification de l'électricité à introduire dans le cadre de la réforme juridique et réglementaire.


Ces changements, qui visent à améliorer l'efficacité, ne devraient pas influer

défavorablement sur les finances de la JIRAMA. A mesure que la JIRAMA s'orientera dans

un sens plus commercial, les dividendes devraient augmenter et les tarifs pourraient baisser

en termes réels de manière à transférer une partie des gains d'efficacité aux consommateurs

En raison des incertitudes économiques, la JIRAMA a établi ces prévisions de manière

prudente. Elles indiquent néanmoins une tendance à l'amélioration notable de tous les

paramètres fondamentaux après l'exercice 95. Dans ces prévisions, la progression des

ventes, établie à 4 %, devrait passer à 6 % d'ici la fin de la décennie. Les prix de l'électricité

sont supposés évoluer conformément aux formules d'indexation actuellement en vigueur Le

ratio d'endettement, qui est actuellement un sujet de préoccupation, s'améliorera

sensiblement après la mise en place des mesures correctives et s'améliorera encore avec le

règlement du solde important du compte courant de l'Etat (voir par. 5.11 e)). Il y a de

bonnes raisons de penser que, si la situation économique s'améliore, ces prévisions seront

même dépassées.

VI. AVANTAGES, RISQUES, ASPECTS ENVIRONNEMIENTAUXET ANALYSE ÉCONOMIQUE

A. AVANTAGES

6.1 Le projet : a) fournira environ 45.000 nouveaux branchements aux ménages etindustries, dont un tiers dans les zones suburbaines et les zones rurales dynamiques; b)satisfera une demande additionnelle d'environ 240 millions de kWh par an; c) rendra lesapprovisionnements plus fiables et ramènera les pertes de production nettes de 18 à 12 %; d)remplacera la production thermique plus coûteuse par de l'hydroélectricité en prolongeant ladurée de vie des centrales hydroélectriques existantes et en connectant plusieurs centres(environ 1.000 kW), actuellement desservis par des centrales diesels à des réseaux qui ontune capacité hydroélectrique excédentaire; e) réduira la consommation de combustiblesligneux de 100.000 tonnes par an en améliorant l'efficacité de la production et de l'utilisationdes combustibles ligneux et du bois de bois dans 16 villes environ; f) formera 450 artisansenviron à la production de foyers améliorés et 300 charbonniers environ, qui produirontchacun 20 à 30 sacs par mois en usant 40 % de bois de moins; et g) abaisseront, grâce àl'utilisation de foyers et de pratiques de cuisson améliorés, la part relative des dépensesd'énergie dans les budgets des ménages de 20 % environ. La composante réforme prépare enoutre le terrain à une participation du secteur privé dans le secteur électricité et auxconsommateurs et aux collectivités de décider du type d'électrification qu'ils souhaitent voiradopter et de son rythme.

B. RECOUVREMENT DES COÛTS

6.2 Dans le domaine de l'électricité, un système adéquat de tarification et le degréacceptable (et en vue d'amélioration) de l'efficacité du recouvrement permettent de


recouvrer le coût de la fourniture auprès des bénéficiaires. A l'heure actuelle, le secteur n'est

pas subventionné. La structure du système tarifaire de la JIRAMA est fondée sur le principe

du moindre coût à long terme et son niveau est ajusté automatiquement en réponse aux

modifications de l'environnement économique de maniére à assurer léquilibre financier de la

compagnie (voir par. 3.6 à 3.8). Les réseaux thermiques bénéficient d'une petite subvention

croisée des réseaux hydroélectriques les plus importants - les tarifs de ces derniers étant de

3 % environ plus élevés qu'ils ne devraient lêtre - mais cette subvention est

progressivement éliminée. Il existe également un tarif social qui sera maintenu. La réforme

du secteur électricité introduira un système révisé de fixation des prix fondé sur les mêmes

prin;;jpes, mais comportant un mécanisme qui amènera les compagnies à réaliser

graduellement degains d'efficacité qui seront partagés avec les consommateurs. Hormis le

cas d'un gros client industriel à Mahajanga, avec lequel la JIRAMA négocie une solution, les

recouvrements auprès de clients privés se font dans un délai de 60 jours. Les clients du

secteur public, en revanche, ont dans le passé tendu à accumuler de gros arriérés qui ont été

réglés périodiquement au moyen d'un système de compensation réciproque des dettes. Le

Gouvernement et la JIRAMA ont pris des mesures pour assurer le paiement des factures en

temps voulu à l'avenir (voir par. 5.10).

C. AVANTAGES-COÛTS ET ANALYSE DE SENSIBILITÉ

Le programme d'investissement de la JIRAMA

6.3 Analyse des solutions de rechange. Le projet proposé englobe la majeure partie des

investissements de la JIRAMA en matière de réhabilitation et d'extension de la production,du transport et de la distribution pendant la période 1996 à 2001. En ce qui concerne laproduction, le programme qui met l'accent sur la réhabilitation des centrales hydroélectriquesexistantes est le résultat de l'étude de planification du développement au moindre coûteffectuée avec le concours de consultants financés par l'IDA au titre d'Énergie . La solutionqui consistait à augmenter la production à base de diesel était plus coûteuse. Pour la majoritédes petits centres isolés toutefois, la seule solution envisageable est l'adjonction de petitsgroupes électrogènes diesel (40 à 300 kW). Dans le domaine des lignes de transport, lestravaux consisteront à incorporer plusieurs centres actuellement desservis par des centrales

diesels à des réseaux qui ont une capacité hydroélectrique excédentaire. En raison des coûtsplus élevés de combustibles, la solution qui consisterait à laisser les réseaux se développerséparément est plus coûteuse. Dans le domaine de la distribution, le projet financera laréhabilitation, l'expansion et la rénovation des réseaux dans les huit centres urbains les plusimportants du pays. L'expansion sera effectuée conformément à un plan directeur établi pardes consultants financés par l'IDA, qui ont examiné diverses solutions en matière de niveaude tension et de calendrier des adjonctions au réseau. A Antananarivo, où la capacité duréseau de distribution existant de 5 kilovolts ne suffit plus aux besoins de la ville, les réseauxseront rénovés en utilisant un niveau de tension de 20-kV, conformément à un plan directeurétabli dans le cadre du projet Énergie I par des consultants financés par la France. Lesdiverses solutions envisagées en matière de niveau de tension et de structure des réseaux dansle cadre de l'étude ont été jugées moins satisfaisantes lors de l'analyse technico-économique.


6 4 Analyse coûts-avantages. L'analyse des coûts et avantages a été pratiquée sur

l'ensemble du programme d'investissement, ainsi que sur chacune de ses composantes pour

s'assurer qu'elles étaient justifiées. Les coûts du programme d'investissement proprement dit.

ainsi que les coûts additionnels des combustibles. de l'exploitation et de l'entretien qui lui

sont associés, sont donnés à l'Annexe 6. 1. Tous ces coûts ont été ramenés à leur équivalence

en valeur à la frontière. La demande additionnelle servie a été déterminée à l'aide d une

simulation de l'exploitation des réseaux de la JIRAMA avec et sans le programmed'investissement. Sur cette base, le taux de rentabilité économique interne est de 22 %.

6.5 Cependant, ce taux mesure la bonne adaptation des tarifs, plutôt que les mériteséconomiques réels du programme d'investissement. La disposition des consommateurs àpaver la production additionnelle d'électricité constitue un meilleur étalon. En l'utilisant

comme mesure indirecte des avantages pour les consommateurs domestiques, et en utilisantles tarifs moyens respectifs comme mesure indirecte des avantages pour le supplément deconsommation à usage autre que domestique, le taux de rentabilité économique serait de31 %. Le mode de calcul de la disposition à payer est indiqué à l'Annexe 6.1.

6.6 L'analyse du taux de rentabilité économique interne a porté également sur sa sensibilitépar rapport à trois scénarios moins favorables : a) une augmentation de 15 % du coût desinvestissements; b) une augmentation de 40 % du coût des combustibles; et c) une baisse de20 % des avantages prévus, ou une baisse de un point en pourcentage de la demande prévue.Cette analyse indique que le taux de rentabilité du programme d'investissement est surtoutsensible à une baisse des avantages. Néanmoins, même dans ce cas, il est encore de 15 %.

Tableau 6.1 Analyse de la sensibilité

Cas Taux de rentabilité ( %)

Calculé à l'aide Calculé à l'aidedes tarifs de la DCP'

Cas de base 22 31a) aug. de 15 % du coût des investissements 19 26b) aug. de 40 % du prix des combustibles 21 28c) baisse de 20 % des avantages prévus

(ou de un point en pourcentage du tauxestimatif de croissance de la demande) 15 22

1 DCP = disposition des consommateurs à payer

6.7 Taux de rentabilité économique interne des sous-composantes du Programmed'investissement de la JIRAMA. Les taux de rentabilité économique des diverses sous-composantes de réhabilitation du projet vont de 12 % à 57 %. Les paragraphes qui suiventexaminent brièvement les traits saillants du calcul des taux de rentabilité des sous-


composantes du programme d'investissement. Les détails de cette analyse sont donnés à

]'Annexe 6.1.

6.8 Réhabilitation des centrales hvdroélectriques. La réhabilitation des centrales de

Mandraka, Antelomitas et Manandona permettra, au moindre coût. de mieux répondre à la

demande du réseau interconnecté d'Antananarivo. Le taux de rentabilité économique interne

correspondant est estimé à 57 %. Ce taux peut paraître éleve mais, en fait, il est tout à fait

habituel pour ce type de réhabilitation. Même dans des conditions très défavorables tellesqu'une augmentation de 25 % du coût des investissements, combinée avec une baisse de

25 % des avantages attendus, le taux de rentabilité estimatif serait encore de 3 %.

6.9 Sous-composante des lignes de transport. Les ports de Manakara et Mananjary,

dont l'électricité est actuellement fournie par des centrales diesel, seront reliés par les lignesde transport à la centrale hydroélectrique de Namorona sur le système interconnecté de

Fianarantsoa. Dans l'analyse économique, on a comparé la valeur actuelle des coûts totauxdu réseau pour deux programmes de développement ayant tous deux pour but de répondre àla demande prévue sur les réseaux de Fianarantsoa, Manakara et Mananjary au cours de lapériode 1995-2000. Pour le premier de ces deux programmes, on a admis au départ que lestrois réseaux seraient exploités séparément, comme c'est le cas à présent. Pour l'autre, on aadmis au départ que les trois réseaux seraient interconnectés. Sur la base des hypothèsesdonnée à l'Annexe 6.1, le taux d'égalisation des valeurs actualisées est de 16 % dans le cas debase et c'est le programme de développement par interconnexion qui présente la plus faiblevaleur actualisée des coûts, jusqu'à ce taux.

6.10 Pour l'analyse de la sensibilité de ce taux d'égalisation, on a envisagé, d'une part,une baisse de 20 % du coût des combustibles et, d'autre part, une augmentation de 20 % descoûts d'investissement pour la construction des lignes. Dans ces conditions, les tauxd'égalisation deviennent 13 % et 11,5 % respectivement. Avec le tarif moyen de la Zone 1comme moyen indirect de mesure des avantages économiques, le taux de rentabilitééconomique interne est estimé à 28,7 %. Les tests de sensibilité montrent alors que c'est àune baisse des projections des ventes que ce taux est le plus sensible. Par exemple, unebaisse de 25 % des projections des ventes fait descendre le taux de rentabilité à 20,7 %.

6.11 Réhabilitation et agrandissement de centrales diesel. Pour répondre à la demandedans les centres secondaires, la solution au moindre coût consiste à réhabiliter ou à agrandirdes centrales diesels qui, pour la plupart, sont petites. Le calcul des taux de rentabilitéconcernant ces centres secondaires est donné à l'Annexe 6.1. Dans le cas de base, le taux derentabilité économique interne, calculé en prenant les tarifs comme moyens indirects demesure des avantages économiques, est estimé à 23 %. Avec une augmentation de 15 % ducoût des investissements, une augmentation de 20 % du coût des combustibles, et une baissede 10 % des avantages prévus, les calculs de sensibilité indiquent que ce taux serait ramené,respectivement, à 19 %, 18 % et 17 %.


6.12 Réhabilitation, et aLrandissement de réseaux de distribution. Les travaux quiseront ainsi faits à Antananarivo et dans d'autres grands centres urbains permettront a la

JIRAMA de répondre à la croissance de la demande, de suivre le rvthme de l'urbanisation et

de réduire le niveau des pertes. Le taux estimatif de rentabilité interne de la composante

distribution est de 12 %. L'analyse de sensibilité montre que des augmentations de 15 % du

coût des investissements, du coût des approvisionnements et de la demande prévue

abaisseraient ce taux à 10 %, 6 % et 9 % respectivement. Le détail des calculs du taux de

rentabilité économique interne est donné à l'Annexe 6.1.

Programme d'électrification

6.13 Le programme d'électrification des zones suburbaines et des zones rurales

dynamiques permettra de réaliser des économies grâce au remplacement du pétrole, deschandelles et des piles utilisés actuellement, par l'électricité Le Ministère de l'énergie et des

mines déterminera les critères économiques du programme, avec le concours de consultants

financés au titre du projet. Seuls les projets dont le taux de rentabilité sera estimé supérieur à10 % pourront être entrepris.

Réforme institutionnelle du sous-secteur de l'électricité

6.14 Les réformes qui seront opérées dans le secteur de l'électricité pour éliminer lemonopole de l'État produiront un certain nombre d'avantages dont : a) des gains d'efficacité,auxquels les consommateurs participeront grâce à une réglementation adéquate des tarifs; b)des approvisionnements plus réguliers et plus fiables grâce à la mobilisation de capitauxprivés aux fins d'investissement dans le secteur; et c) des économies sur les ressourcespubliques, que le Gouvernement pourra réaffecter à des programmes sociaux.

Programme national d'amélioration de la production et de l'utilisation de l'énergie

6.15 On trouvera à l'Annexe 6.2 une analyse des avantages que présente l'introductionde foyers améliorés à charbon de bois dans une ville de taille moyenne ayant une populationde 12.700 habitants, avantages qui se chiffrent par un taux de rentabilité économique internede 22 % environ. En ce qui concerne le programme national de conservation de l'énergie, ilserait prématuré d'estimer à l'heure actuelle quantitativement les avantages que l'on enretirera, car ces estimations dépendront des données qui seront collectées durant l'exécutiondu projet. Les détails de l'analyse économique du programme pilote de combustibles ligneuxde Mahajanga, dont le taux de rentabilité interne est estimé à 42 %, sont donnés àl'Annexe 6.2. On compte que les économies de bois réalisées grâce à ce programme sechiffreront à 40.000 tonnes par an au bout de cinq années et se stabiliseront aux alentours de100.000 tonnes par an au bout de douze ans.


D. RISQUES

6.16 On peut diviser en deux catégories les risques susceptibles d'affecter le projet, àsavoir ceux antérieurs et ceux postérieurs à sa mise en service. Les premiers ont trait : a) à'augmentation des coûts de construction; et b) aux délais d'exécution. Les deuxièmes

tiennent : a) au marché et b) à la politique suivie par le Gouvernement et aux mesures prises

par lui en matière de structure et de réglementation du marché et de fixation des prix.

6.17 On a réduit au minimum les risques tenant à laugmentation des coûts deco"truction en prenant en considération les données dont on dispose pour des travaux denature analogue et en faisant des provisions correspondant à l'ampleur apparente des risques(15 % pour la réhabilitation des centrales hydroélectriques et 10 /o pour les autres

composantes. Les risques tenant aux délais d'exécution ont été réduits : a) en préparant àl'avance les documents d'appel d'offres; b) en prévoyant, dans le cadre de la préparation duprojet, une assistance pour mettre en place l'organisation et les systèmes de gestionnécessaires à l'exécution du projet et pour préparer des calendriers précis d'exécution dechacune des composantes; et c) grâce à l'expérience acquise par la JIRAMA et le Ministèrede l'énergie et des mines à l'occasion de l'exécution du projet Energie I (Cr. 1787-MAG). Lacomposante combustible ligneux sera mise en oeuvre par le Ministère de l'énergie et desmines, par l'intermédiaire de consultants locaux et d'ONG qui sont plus proches descommunautés touchées par la crise du bois de feu.

6.18 Une fois le projet construit, les risques tenant au marché deviennentprédominants. L'analyse de sensibilité (par. 6.7) a évalué l'effet sur le projet d'une baisse desventes due, par exemple, à une récession économique. Étant donné que la majorité destravaux consiste en réhabilitations, le projet demeure sain sur le plan économique. Toutefois,les orientations et mesures prises par le Gouvernement dans d'autres domaines pourraientavoir sur lui un effet négatif. il y a lieu de craindre que, pour des raisons sociales etpolitiques, le Gouvernement ne renonce à appliquer la politique tarifaire prévue ou tented'opposer des obstacles à la participation du secteur privé. Ainsi que l'a montré l'analyse desensibilité portant sur l'ensemble du programme ainsi que sur ses composantes, toutediminution des avantages due à une baisse des prix, à une baisse de volume, ou aux deux,affecterait sensiblement le taux de rentabilité. Le fait pour le Gouvernement de revenir surl'engagement qu'il a pris d'ouvrir le secteur de l'électricité à la participation d'entrepreneursprivés pourrait avoir de sérieux effets à moyen et long termes, car il n'a pas les moyens dedéfrayer le coût d'une expansion et d'une réhabilitation des centrales et des réseaux. Leréseau ne pourrait répondre à la demande et se dégraderait. Ce risque existant, on a veillé àintéresser les instances locales au projet et à les faire participer à tous les stades du processus.Les autorités locales ont joué un rôle de premier plan dans la formulation du programme deréforme, si bien qu'on a porté une attention particulière aux contraintes sociales et politiques.Elles ont décidé que l'accent devrait être mis sur la création d'un cadre juridique etréglementaire adéquat et sur la l'exploitation de la JIRAMA sur une base commerciale.Dans ces conditions, il faut compter une période de transition de trois à cinq ans avant qu'on

Madagascar: Projet de développement du secteur de l énergie 46

puisse raisonnablement s'attendre à des investissements privés importants dans

l'infrastructure de l'électricité.

E. ANALYSE DE LA CAPACITÉ INSTITUTIONNELLE

6.19 La JIRAMA et le Ministère de l'énergie et des mines ont tous deux une

expérience de l'exécution de projets de cette ampleur et de ce degré de complexité. où

participent plusieurs donateurs, expérience acquise essentiellement lors de la mise en oeuvre

du projet Énergie I (Cr. 1787-MAG). Tous deux, mais plus particulièrement la JIRAMA,

ont un personnel dûment formé et motivé. On a tenu compte de tous ces facteurs pour la

conception et pour les dispositions relatives à l'exécution du projet. Sur le planinstitutionnel, le risque principal est celui d'un changement radical de personnel qui ferait

perdre le bénéfice de la formation et de l'expérience accumulée. Si cette éventualité venait à

se produire, elle porterait atteinte à la capacité d'exécution des institutions participant au

projet et retarderait la concrétisation des avantages que l'on en attend. Ce risque a été pris en

compte dans l'analyse de sensibilité en posant pour hypothèse une baisse des avantages

escomptés (voir l'analyse des coûts-avantages ci-dessus).

F. ANALYSE DE PAUVRETÉ

6.20 Lors de l'élaboration de la stratégie d'assistance au pays, l'absence d'infrastructure

adéquate dans le secteur de l'électricité a été considérée comme un des facteurs entravant ledéveloppement de Madagascar. Le projet non seulement lèvera cet obstacle mais aidera leGouvernement à se désengager du secteur de l'énergie et à affecter une part plus grande desdépenses publiques aux secteurs sociaux prioritaires. Il contribuera indirectement à alléger lapauvreté dans la mesure où il influera sur le rythme et le schéma de la croissanceéconomique en générant des possibilités d'emploi dans des domaines autres que l'agriculture.Aucun pays n'est parvenu à réduire sensiblement la pauvreté sans une croissance notable etsoutenue. Il faut donc créer les conditions d'une telle croissance pour faire échec à lapauvreté à Madagascar. On a observés qu'il existait un rapport étroit, mais de sens inverse,entre l'existence de revenus salariés au sein des ménages et leur degré de pauvreté. ÀMadagascar toutefois, 2,7 % seulement de la population occupent des emplois salariés dansdes domaines autres que l'agriculture. En outre, pour augmenter la productivité et lesrevenus des agriculteurs, il est indispensable de créer des possibilités de travail productifautre qu'agricole, et notamment des emplois salariés pour absorber une main d'oeuvrecroissante. On compte que la population active augmentera de 220.000 personnes environchaque année entre 1995 et l'an 2000, soit plus de la moitié du nombre total des emplois nonagricoles existants. Le Gouvernement devra stimuler l'investissement dans le secteur privéau moyen d'incitations pour que celui-ci absorbe une bonne partie de ces effectifs dans desactivités à forte intensité de main-d'oeuvre. La plupart des investissements réalisés dans leszones de libre échange l'ont été dans des industries grosses consommatrices de main-d'oeuvretelles que le vêtement, le traitement des denrées alimentaires et la bijouterie, qui emploient

8 Madagascar: Évaluation de la pauvreté (Banque mondiale, 23 mars 1995).


surtout de la main-d'oeuvre non qualifiée et un nombre substantiel de femmes. C'est direqu'en mettant en place l'infrastructure nécessaire, on éliminera les obstacles qui entraventl'expansion de ce type d'industries, que l'on augmentera les possibilités de création d'emploiset que l'on réduira la pauvreté.

6.21 La composante combustible ligneux et la composante électrification centrée surles zones suburbaines et les zones rurales dynamiques contribueront à atténuer la pauvreté.On s'attend à ce que la mise en oeuvre de la composante combustible ligneux réduise laconsommation de bois de feu et de charbon de bois et allège le fardeau que constituel'alimentation en énergie pour les pauvres. Le programme d'électrification ciblera lesgroupes à faible-revenu et les aidera à financer les dépenses payables d'avance, telles quefrais d'installation électrique et de branchement. Pour que le programme bénéficie à unnombre aussi grand que possible de personnes, on veillera à réduire au minimum le coûtmoyen des raccordements par une utilisation intensive de l'infrastructure existante et parl'application de normes de construction peu coûteuses. Polir les zones éloignées les pluspauvres, des solutions reposant sur des techniques photovoltaïques ou éoliennes seront misesà l'essai.

G. IMPACT SUR L'ENVIRONNEMENT

6.22 Sur le plan de l'environnement, le projet proposé a été classé dans la catégorie B,en raison essentiellement des nouvelles installations de transport - lignes et sous-stations -que la JIRAMA construira. Les autres ouvrages touchant à l'infrastructure n'ont pas d'effetsur l'environnement dans la mesure où il s'agit de travaux d'ordre électromécanique àl'intérieur de centrales existantes ou encore du renforcement ou de la construction de lignesde distribution dans les emprises existantes, le long des rues des zones urbaines. Unconsultant financé par l'IDA ayant effectué une analyse d'impact environnemental pour lescomposantes transport (par. 4.21), la JIRAMA a suivi, lors des phases touchant à latopographie et aux dossiers d'exécution, le plan recommandé pour atténuer cet impact. Leprojet aura un effet positif sur l'environnement dans la mesure où le remplacement del'électricité d'origine thermique par de l'hydroélectricité réduira les émissions de C02 et lapollution de l'environnement et où les composantes combustibles ligneux diminueront ledéboisement et également les émissions de C02 (par. 4.21). On n'a toutefois pas tenté dechiffrer ces avantages en termes monétaires et ils n'ont pas été inclus dans les calculs relatifsau taux de rentabilité.

H. INDICATEURS DE PERFORMANCE

6.23 Les indicateurs de performance qui devront être vérifiés durant l'exécution duprojet ont été arrêtés durant les négociations et il en est fait État dans les procès-verbaux yrelatifs. Les indicateurs de réalisation des objectifs font l'objet de l'Annexe 4.6.


1. ÉVALUATION D'ENSEMBLE

6.24 Le projet devrait dans Jensemble répondre aux préoccupations touchant a la

croissance, à l'atténuation de la pauvreté, à la protection de Venvironnement et à l'efficacité

économique.

VII ACCORDS ET RECOMMANDATION

Accords réalisés pendant les négociations

7.1 Pendant les négociations, VIDA est parvenue à des accords avec le Gouvernement

de Madagascar et la JIRAMA sur les points suivants : a) rétrocession et cofinancement. b)réforme du sous-secteur de l'électricité; c) conduite des affaires financières de la JIRAMA; d)politique tarifaire dans le domaine de l'électricité; et e) gestion et supervision du projet.

7.2 Rétrocession et cofinancement. Le Gouvernement devra rétrocéder à la JIRAMAun montant de 31,8 millions de dollars prélevé sur les montants du crédit, à un taux d'intérêtrévisable égal au taux interbancaire de Londres (LIBOR), plus 0,9 % de point enpourcentage par an, pour une durée de 25 ans, y compris un différé d'amortissement de cinqans. La JIRAMA assumera le risque de change de ce prêt. Le Gouvernement conclura lesarrangements de cofinancement avec la BEI et la BADEA. La JIRAMA conclura lesarrangements de cofmancement avec la CFD.

7.3 Réforme du secteur de l'électricité. Le Gouvernement appliquera le programmede réforme du secteur de l'électricité, notamment en ce qui concerne la création d'unorganisme de régulation le 30 septembre 1996 au plus tard; la mise en route de l'étuderelative aux tarifs d'électricité le 31 mars 1997 au plus tard; et la restructuration de laJIRAMA et sa transformation en une société en commandite par actions. Le Gouvernementsoumettra à l'IDA pour approbation, le 30 janvier 1997 au plus tard, sa proposition derestructuration et veillera ensuite à l'appliquer (par. 5.12).

7.4 Conduite des affaires fmancières de la JIRAMA. La JIRAMA a accepté demettre en oeuvre les mesures suivantes avec effet à compter du 1er janvier 1996 : a) laséparation des comptes bancaires et des fonctions de trésorerie des branches eau et électricitéde la JIRAMA; b) la constitution d'une provision de 15 milliards de francs malgaches commefonds de roulement pour la branche eau; c) des limites à l'emploi des excédents de trésoreriede la branche électricité; et d) la tenue à jour du service de la dette envers le Gouvernement.(Toutes ces mesures sont déjà en vigueur). En outre, le Gouvernement et la JIRAMA ontaccepté un plan d'action destiné à permettre à la JIRAMA d'avoir un ratio d'endettement de70/30 au plus d'ici le 31 décembre 1996 (par. 5.11).


7.5 La JIRAMA a également accepté d'assurer chaque année, à compter du 1er

janvier 1996, l'autofinancement d'au moins 30 % des dépenses moyennes d'équipement déjàeffectuées, ou devant être effectuées, de l'exercice précédent. de l'exercice courant et de

l'exercice suivant (par. 5.13); b) de soumettre pour approbation à VIDA un plan de

financement pour toute nouvelle dépense d'équipement venant en plus du programme

d'investissement convenu et dépassant l'équivalent de 2 millions de dollars; et c) de ne

contracter aucune autre dette que celles convenues pour le programme d'investissement

prévu, à moins que des prévisions raisonnables des revenus nets et des dépenses ne montrentque les projections concernant les créations de liquidités correspondent à au moins 1,5 foisles besoins estimés du service de la dette totale (par. 5.15).

7.6 Politique tarifaire pour l'électricité. Le Gouvernement est convenu de maintenirla présente politique tarifaire, telle que définie dans l'ordonnance No 7800-92, -jusqu'à ce quele nouveau cadre juridique et réglementaire soit en place et que la Commission de régulationprenne en charge l'établissement des tarifs. La JIRAMA pourra donc continuer à ajuster lestarifs d'électricité automatiquement, en appliquant les formules d'indexation (par. 5.14). Unplan a été arrêté pour résoudre de façon permanente le problème des arriérés du secteurpublic. Ce plan comporte : a) l'établissement, à compter du 1er janvier 1996, de procéduresnouvelles et simplifiées de règlement des factures d'électricité de l'Administration et desautres organismes publics (ces procédures sont déjà en vigueur); et b) l'adoption par laJIRAMA des mesures nécessaires pour que les municipalités couvrent leurs dépensesd'éclairage public à l'aide d'une taxe locale ajoutée aux factures d'électricité des habitants,comme cela est prévu par l'Arrêté 74-002 de février 1994, le 31 décembre 1996 au plus tard.

7.7 Gestion et supervision du projet. La JIRAMA et la Direction de l'énergie onttoutes deux confirmé leurs arrangements existants pour l'exécution du projet. Dans lamesure où un soutien supplémentaire sera nécessaire, il sera fourni par des consultants(par. 4.11). La Direction de l'énergie et la JIRAMA feront toutes deux appel à des auditeursexternes, qualifiés et agréés par l'IDA, pour vérifier chaque année les documents et lescomptes concernant le projet proposé, y compris les comptes du projet, les comptes spéciauxet les relevés de dépenses. Pour chaque exercice, la Direction de l'énergie et la JIRAMAdevront fournir à l'IDA un exemplaire certifié du rapport d'audit dans les six mois suivant lafin de l'exercice (par. 4.19). Il sera effectué un examen en commun du projet une fois par anet un examen à mi-parcours avant décembre 1997, avec la participation de la Direction del'énergie, de la JIRAMA et des cofmanciers (par. 4.22).

Conditions d'entrée en vigueur

7.8 a) L'exécution par le Gouvernement et la JIRAMA de l'accord de prêt subsidiaire(par. 4.10); b) la publication par le Ministère de l'énergie et des mines de la demande dePropositions pour la restructuration de la JIRAMA (par. 4.8) (condition remplie); c) ladésignation par la Direction de l'énergie et par la JIRAMA des principaux cadres chargés del'exécution du projet (par. 4.11); et d) la présentation par le Ministère de l'énergie et desmines et la JIRAMA, pour examen par l'IDA, des documents d'appel d'offres correspondant à


tous les marchés dont l'adjudication est prévue pendant la première année d'exécution duprojet (par. 4.17).

Condition de décaissement pour le programme d'électrification

79 Les décaissements de fonds concernant les travaux et l'équipement nécessaires au

programme d'électrification ne seront effectués qu'après l'établissement de l'organisme derégulation du sous-secteur de l'électricité (par. 4.4).

Recommandation

7.10 Sous réserve de la conclusion des accords ci-dessus, le projet proposé pourra fairel'objet d'un crédit de lIDA d'un montant de 31,8 millions de DTS (équivalant à 46 millionsde dollars), accordé à la République de Madagascar, aux conditions habituelles de 'IDA,pour une durée de 40 ans, y compris un différé d'amortissemeit de 10 ans.

Annexe 1-1

RÉPUBLIQUE DE MADAGASCARPROJET DE DÉVELOPPEMENT DU SECTEUR DE L'ÉNERGIE

BILAN ÉNERGÉTIQUE DU PAYS, ANNÉE 1993(en minIers de tep)

Énergie primaire __ Energie econdaireTotaux Total

Énergie Combus- Totaux énergie cumulattffPétrole hydro- tibles énergie Charbon secon- Pertes de

brut Charbon électrique ligneux Bagasse primaire Eledctté OPL Essence Pétrole Gazole Floule de bois daire conversionApprovisionnement brutProduction 41.1 3.402.0 74.3 3,517.4 3.517.4Importations 419.0 7.7 426.7 6.1 1.0 136.0 143.1 569.8Exportations 0.0 129.2 129.2 129.2Variations des stocks 0.0 0.4 2.1 0.3 8.7 6.6 18.1 18.1Total approvisionnement brut 419.0 7.7 41.1 3,402.0 74.3 3,944.1 0.0 -0.4 4.0 0.7 127.3 -135.8 0 0 -4.2 3,939.9

ConversionRaffinage du pétrole 408.0 408.0 4.7 62.0 60.8 872 160 1 374.8 33.2Production délectrictté. JIRAMA 41.0 41.0 41.7 -26.1 -10.2 5.4 35.6Prod. rélect., autoproducteurs 0.1 10.8 10.9 5.6 -100 -4.4 15.3Production de charbon de bois 1,442.7 1,442.7 2488 248.8 1,193.9 LTotal Conversion 408.0 0.0 41.1 1.442.7 10.8 1.902.6 47.3 4.7 62.0 60.8 51.1 149.9 248 8 624.6 1,278.0

Consommation Internelpertes 10.8 10.8 6.2 6.2 17.0

Consommation par secteurindustrie. mines, construction 7.7 231.8 63.5 302.8 21.8 0.2 4.1 32.7 12.2 60 770 379.8Transport 0.0 66.0 20.8 1409 1.9 229.6 229.6Agriculture, pêche 0.0 43 4.3 4.3Ménages 1.685.4 1,685.4 9.8 3.6 36.6 1928 242.8 1,9282Commerce et autres services 42.4 42.4 9.6 0.5 36.6 5 500 60.6 103.0Consommation totale 0.0 7.7 0.0 1,959.4 63.5 2,030.6 41.2 4.3 66.0 61.5 1784 14.1, 248.8 _ 614.3 2,644.9

Source: Ministère de rénergie et des mines.

- 52 -

Annexe 1-2

Page 1

MADAGASCARPROJET DE DÉVELOPPEMENT DU SECTEUR DE L'ÉNERGIE

EXPÉRIENCE DE L'IDA EN MATIÈRE DE PROJETS DANS LE SECTEURDE L'ÉNERGIE À MADAGASCAR ET ENSEIGNEMENTS TIRÉS

Projet hydro-électrique Andekaleka (Crédit 817-MAG), approuvé en 1978, aux fins de

l'octroi d'un crédit de 43 millions de dollars. Le projet comprenait un barrage, une centrale de 58

MW et une ligne dt-135 KV à Antananarivo. Le projet était basé sur la nécessité de fournir l'électricité

nécessaire à un ambitieux programme public d'industrialisation qui, par la suite, a échoué, laissant une

capacité de production excédentaire au pays. La principale leçon qui s'en dégage est qu'il convient de

faire preuve de prudence en estimant la demande future dans le cas des gros investissements

indivisibles, à forte intensité de capital.

Projet de prospection pétrolière (Crédit 1016-MAG), approuvé en 1982 en vue de l'octroi

d'un crédit de 12,5 millions de dollars et le projet Tsmiroro de prospection d'huiles lourdes

(Crédit 1298-MAG), approuvé en 1982 aux fins de l'octroi d'un crédit de 11,5 millions de dollars.

Ces deux projets, qui constituaient la réponse au niveau de l'offre aux crises pétrolières des années 70,étaient centrés sur l'exploration des ressources nationales afin de réduire la dépendance du pays àl'égard du coûteux pétrole étranger. Le projet a aidé le Gouvernement à établir le cadre juridique etbudgétaire de la prospection future et à rassembler les données géologiques requises. A la suite dequoi, quatre grosses compagnies pétrolières (Agip, Amoco, Occidental et Mobil) ont signé des contratsde prospection et de production, investissant un montant total de 300 millions de dollars. Les premiersrésultats indiquant que le projet n'était pas attrayant sur le plan économique, le projet Tsmiroro deprospection d'huiles lourdes a été abandonné et le Gouvernement a utilisé les fonds restants pour uneautre campagne de promotion de la prospection. L'enseignement tiré de cette expérience est qu'uninvestissement relativement réduit peut attirer un considérable montant de capital-risque de l'industriepétrolière, laquelle peut aider à découvrir des gisements commerciaux et fournir au pays desrenseignements géologiques extrêmement utiles pour gérer son effort de prospection.

Évaluation du secteur de l'énergie de Madagascar, établie au titre du Programmecommun d'assistance au secteur de l'énergie du PNUD et de la Banque mondiale (RapportNo 5700-MAG, janvier 1987). Le rapport a défini comme suit les principaux problèmes se posantdans le secteur de l'énergie : a) la pénurie croissante de combustibles ligneux pour la cuisson; b) lanécessité de réhabiliter les réseaux de production, de transport de force et de distribution de l'électricité;c) la nécessité d'améliorer la planification du secteur et l'investissement; et d) la nécessité de mieuxévaluer le potentiel en ressources énergétiques.

Projet énergie I (Crédit 1787-MAG) approuvé en 1987 aux fins de l'octroi d'un crédit de25 millions de dollars. Suite aux problèmes identifiés lors de l'évaluation, le projet a cherché àrépondre aux besoins décelés dans les divers sous-secteurs et a financé les investissements prioritairessuivants : l'identification précise des besoins de réhabilitation du réseau électrique et des premierstravaux à effectuer; l'établissement d'un plan directeur au moindre coût pour le secteur de l'électricité;une étude tarifaire; la mise au point de techniques plus efficaces de production du charbon de bois; desbilans énergétiques dans le secteur industriel; et de l'assistance technique et des moyens de formation au

53 -

Annexe 1-2Page 2

Ministère de l'énergie pour des travaux de planification de l'énergie et de développement de l'énergiedomestique. Le projet a pris fin en décembre 1994.

Projet de réforme du secteur pétrolier (Crédit No 2538-MAG), approuvé en juin 1993aux fins de l'octroi d'un crédit de 51,9 millions de dollars. Les objectifs du projet sont d'ouvrir lesous-secteur du pétrole à la participation privée et de créer un cadre approprié pour un environnementcompétitif, d'appuyer des investissements dans l'infrastructure de base (raffinage, transport,manutention et entreposage des produits); créer la capacité institutionnelle nécessaire à uneréglementation efficace du sous-secteur. Le crédit est entré en vigueur le 20 septembre 1994.

- 54 -Annexe 2-1

Page 1

Le 13 octobre 1994

Monsieur Francisco Aguirre-SacasaDirecteurDépartement III, Région Afrique

Banque mondiale

Obiet : Déclaration de politique sectorielle

Monsieur le Directeur,

Dans le cadre de la nouvelle politique adoptée par le Gouvernement malgache sur le

secteur électrique, les objectifs principaux se présentent comme suit :

- ouverture du secteur énergétique aux capitaux privés et adoption par l'État d'unrôle normatif et d'arbitrage;

- politique de prix efficace et adéquate;- promotion de l'efficacité dans la production et l'utilisation de l'énergie.

Pour la mise en oeuvre de cette stratégie, des mesures seront prises par le Gouvernement, àsavoir:

- la réforme du cadre légal et réglementaire du sous-secteur électricité;- le programme d'électrification;- la réorganisation de la JIRAMA;- le programme d'investissement de la JIRAMA;- la maîtrise de l'énergie;- la réduction de l'impact environnemental;- la solution aux problèmes des arriérés;- la continuation de la politique tarifaire déjà appliquée dans la période transitoire.

Je suis convaincu que le programme de réforme du secteur énergie, dont le détail est joint etdont le projet qui vous est soumis fait partie, bénéficiera du soutien technique et financier de votreinstitution.

Je vous prie de croire, Monsieur le Directeur, en l'assurance de ma haute considération.

Le Premier Ministre[signé] Francisque RAVONY

- 55 -

Annexe 2-1Page 2

DÉCLARATION DE POLITIQUE SECTORIELLE

1. SITUATION ET PRINCIPAUX PROBLEMES DES SOUS-SECTEURS

a. Sous-secteur combustibles ligneux

Depuis 1920, 75 % des forêts du pays ont disparu. En effet, outre les effets néfastes de tavyet de feux de brousse, les 80 % de la population malgache utilisent le bois et ses dérivés pour la

cuisson. L'inefficacité du système de combustion et la transformation du bois en charbon de boisne font qu'aggraver le déséquilibre entre l'offre et la demande en combustibles ligneux.L'importance de cette consommation de bois a un impact non négligeable dans certaines régionssi aucune mesure de conservation et d'économie de cette sou-ce d'énergie n'est pas prise dansl'immédiat.

b. Sous-secteur électrique

Les activités dans le secteur électrique se rapportent à la production, au transport et à ladistibution d'énergie électrique. La demande d'électricité est encore relativement faible. En effet,la faible densité de la population et l'aspect physique même du pays traduisent cette insuffisancede la consommation d'électricité. Le taux d'électrification est encore de 6,6 %. L'énergie estproduite par des centrales d'une puissance installée totalisant 219 MW dont les 48 % délivrés par12 centrales hydroélectiques et les 52 % par 54 centrales thermiques. Bien qu'abondantes, lesressources hydro-électriques sont peu exploitées. Les installations sont vétustes et ne pourraientplus répondre aux exigences des consommateurs (qualité de service, etc.). On note égalementl'absence d'interconnection dans le pays. Dans certaines régions, il existe un surplus de capacitéalors que dans d'autres, il y a insuffisance de l'offre.

Par ailleurs, l'un des grands problèmes dans ce sous-secteur est les arriérés du secteurpublic envers la Société JIRAMA. Ces arriérés ont des répercussions non négligeables sur lagestion de la société.

c. Les pertes d'énergie

D'une part, on a constaté des pertes élevées dans de nombreux processus énergétiquesindustriels et autres. Des efforts ont été déjà entrepris, en particulier dans le cadre du programmeÉnergie I pour maîtriser et améliorer cette situation. D'autre part, on a également relevé despertes dans le transport et la distribution de l'électricité.

d. Le cadre institutionnel et le cadre juridique

Pour les énergies commerciales, le cadre institutionnel est caractérisé par la dominationpresque totale de l'État aussi bien dans le secteur pétrolier que dans celui de l'électricité. En effet,en vertu de l'ordonnance 74.002 du 4 février 1974, portant orientation de la politique de l'eau etde l'électricité à Madagascar, l'État exerce les droits exclusifs d'effectuer toutes opérationsrelatives à la production, au transport et à la distribution publique de l'électricité. Toutes les

- 56 -

Annexe 2-1

Page 3

activités y relatives se dérouleront sous le contrôle direct de l'État par le biais du Ministère de

l'énergie et des mines (MEM). L'État a délégué une partie de ses droits exclusifs à la JIRAMA,

société d'intérêt national.

e. La politique des prix

Les prix des produits pétroliers viennent d'être libéralisés et sont fixés sur le cours du

marché international et le taux de change. Pour l'électricité, les tarifs sont basés sur les coûts

marginaux et soumis à un système d'indexation automatique fixé par l'arrêté N° 7800/92 du 31

décembre 1992,

2. PRINCIPE DE BASE DE LA POLITIQUE

Attendu l'importance stratégique de l'énergie, l'objectif principal de la politique duGouvernement dans le secteur de l'énergie est de satisfaire la demande en énergie du pays enpromouvant son efficacité économique et sa gestion tout en sauvegardant l'environnement. Cettepolitique s'effectue notamment au moyen :

- de l'ouverture du secteur énergétique aux capitaux privés et l'adoption par l'Étatd'un rôle normatif et d'arbitrage;

- d'une politique de prix efficace et adéquate;- de la promotion de l'efficacité dans la production et l'utilisation d'énergie.

3. PRINCIPALES MESURES A APPLIQUER A MOYEN TERME

Dans le cadre d'une nouvelle politique économique orientée vers la libéralisation, lesmesures que le Gouvernement se propose de mettre en oeuvre visent la réforme du cadre légal etréglementaire ou sous-secteur électricité, le renforcement et l'extension de l'infrastructureélectrique dans le pays tout en permettant à la population d'avoir plus facilement accès àl'électricité. Ces mesures ont également pour objectif de moderniser l'entreprise publiqueJIRAMA et d'augmenter l'efficacité dans la production et l'utilisation d'énergie, tout en protégeantl'environnement.

a. Réforme du cadre légal et réglementaire

Le Gouvernement proposera à l'Assemblée nationale une loi sur l'électricité qui régira lesous-secteur. Cette loi permettra l'ouverture du sous-secteur aux agents économiques privés. Enoutre, elle établira des règles du jeu claires et transparentes pour toutes les entreprises dusous-secteur. Le Gouvernement veillera à l'application stricte des dispositions de la loi. La loidispose la formation d'un Organisme régulateur autonome qui sera responsable de la fixation destarifs de l'électricité selon les critères établis dans la loi. Dans la période transitoire, leGouvernement se propose de continuer à appliquer la politique actuelle pour les prix del'électricité.

- 57 -

Annexe 2-1

Page 4

b. Programme d'électrification et promotion de l'utilisation de l'électricité

Le programme d'électrification du pays sera élaboré à partir des critères et méthodes

socio-économiques bien définis et justifiés. Aussi, faut-il prendre les mesures suivantes

- élaborer un plan directeur pour l'électrification; et- réaliser le progamme défini dans le plan directeur en tenant compte de l'utilisation

des techniques de distribution les plus économiques.

Afin de promouvoir l'utilisation rationnelle de l'électricité produite. le projet devra

inclure aussi les mesures qui faciliteront le financement du branchement, des installations

électriques.

c. Adaptation de la JIRAMA au niveau cadre institutionnel

Il faudra réorganiser la JIRAMA pour l'adapter aux nouvelles règles du jeu. Cette

réorganisation de la JIRAMA doit commencer par :

- la redéfinition des fonctions et de la composition du Conseil d'administration;- l'assainissement et la restructuration financière;- l'établissement de comptabilités distinctes pour les activités électricité et eau;- la révision du statut juridique pour transformer la JIRAMA en société anonyme.

d. Dispositions liées au programme d'investissement de la JIRAMA

Le programme d'investissement de la JIRAMA porte sur la réhabilitation de quelquescentrales hydrauliques et thermiques, la construction de la ligne Namorona - Manakara -Mananjary, la construction de la phase 2 du plan directeur de distribution d'Antananarivo, lerenforcement et extension des réseaux de distribution dans d'autres centres, la réalisation debranchement ainsi que la réduction des pertes. La JIRAMA sera dotée d'un cadre juridique etinstitutionnel lui permettant de financer son programme d'investissement, d'exploiter ou d'installerdans des conditions satisfaisantes, notamment en lui donnant la capacité de contracter les empruntsnécessaires et de faire face au service de la dette.

e. Maîtrise de l'énergie

Les actions proposées pour la mise en oeuvre de cette maîtrise consistent à:

- constituer un groupe national de la maîtrise de l'énergie;- étudier et élaborer les textes législatifs et réglementaires et définir les différentes

mesures d'accompagnement;- créer et lancer les activités d'un organisme opérationnel chargé de la maîtrise de

l'énergie. Cet organisme joue le rôle d'observatoire national de l'énergie, secharge de développer la maîtrise des combustibles ligneux et de substitution et del'utilisation rationnelle de l'énergie dans toutes les branches économiques etsociales (industrie, résidentiel et service, transport, agriculture, etc.).

- 58 -

Annexe 2-1

Page 5

f. Réduction de l'impact environnenental

Afin de réduire l'impact écologique de l'utilisation de l'énergie, il s'avère nécessaire

d'étendre les activités menées dans le Projet énergie I, de lancer un programme piloted'approvisionnement en bois d'énergie dans la région de Manajanga. de continuer le programme del'UPED, et ce dans le respect de la réglementation en vigueur sur l'environnement.

g. Solution aux problèmes des arriérés

Le Gouvernement proposera un planning pour l'apurement des arriérés. En outre, desmesures préventives devront être également prises pour assurer le paiement régulier desadministrations et éviter la reconstitution des arriérés.

- 59 -

Annexe 3-1

Page 1


VENTES ET NOMBRE D'ABONNÉS DE LA JIRAMA

A VEN7TS (MWh)

1989 1990 1991 1992 1993 1994

Total JIRAMA

Moyenne tension 228 846 238 389 221 060 227 691 242 858 235 179

Industrie et commerce 176 459 187 148 172 157 178 468 191 296 188 139

Services publTi's 23 340 22 378 20017 19 915 22287 21 270

Pompage de l'eau 29047 28 863 28886 29308 29275 25770

Basse tension 148979 162 570 171 983 182273 195 306 201 761

Usages domestiques 119506 129804 138245- 145322 156787 162 389

Éclairage public 5 892 6 771 6 668 7 343 6 975 6 633

Industrie et commerce 23 581 25 995 27 070 29 608 31 544 32 739

Total moyenne et basse tensions 377 825 400 959 393 043 409 964 438 164 436 940

Réseau interconnectéd'Antananarivo

Moyenne tension 145 779 154122 142 599 149067 162063 154767

Industrie et commerce 107678 115686 106123 111817 123123 120432

Services publics 16318 16295 14148 14355 16295 15534

Pompage de l'eau 21783 22141 22328 22 895 22 645 18801

Basse tension 92035 100880 107184 112776 122371 126 132

Usages domestiques 76 193 82910 88622 92 578 101315 105010

Éclairage public 2 952 3605 3 841 4 330 3 881 3 874

Industrie et commerce 12 890 14365 14721 15868 17175 17248

Total moyenne et basse tensions 237 814 255 002 249 783 261 843 284 434 280 899

Autres centres

Moyenne tension 83067 84267 78461 78624 80795 80412

Industrie et commece 68781 71 462 66 034 66651 68 173 67707Services publics 7022 6 083 5 869 5 560 5 992 5 736Pompage de l'eau 7264 6722 6558 6413 6630 6969

Basse tension 56944 61690 64799 69497 72935 75629Usages domestiques 43 313 46 894 49623 52 744 55472 57 381Éclairage public 2 940 3 166 2827 3013 3093 2757Industrie et commerce 10691 11630 12349 13740 14370 15491

Total moyenne et basse tensions 140011 145957 143260 138121 153730 156041Source: JIRAMA

- 60 -

Annexe 3-1

Page 2MADAGASCAR

PROJET DE DÉVELOPPEMENT DU SECTEUR DE L'ÉNERGIEVENTES ET NOMBRE D'ABONNÉS DE LA JIRAMA 1989-1994

B NOMBRE D'ABONNÉS

1989 1990 1991 1992 1993 1994

Total JIRAMA

Moyenne tension 677 679 693 680 678 685



Pompage de l'eau 19 19 18 17 19 19

Basse tension 156 384 159 940 166 127 170 160 177 939 187 316

Usages ménagers 150568 153 921 160018 163 943 171 541 180822

Éclairage public 665 682 673 685 693 693

Industrie et commerce 5 151 5 337 5436 5 532 5 705 5 801

Total Moyenne et basse tensions 157061 160619 166820 170840 178617 188001

Réseau interconnectéd'Antananarivo

Moyenne tension 435 435 450 446 454 463



Pompage de l'eau 3 3 3 2 2 2

Basse tension 99797 101763 105785 106600 110557 116541

Usages ménagers 96337 98225 102227 103089 107011 112943

Éclairage public 352 369 354 345 342 342Industrie et commerce 3108 3169 3204 3166 3204 3256

Total moyenne et basse tensions 100232 102198 106235 107 046 111011 117804

Autres centres

Moyenne tension 242 244 243 234 224 222



Pompage de l'eau 16 16 15 15 17 17Basse tension 56587 58177 60342 63560 67382 70775

Usages ménagers 54231 55696 57791 60854 64530 67879Éclairage public 313 313 319 340 351 351Industrie et commerce 2043 2168 2232 2366 2501 2545

Total moyenne et basse tensions 56 829 58421 60 585 63 794 67 606 70 997Source: JIRAMA

MADAGASCAR Annexe 3-2PROJET DE DÉVELOPPEMENT DU SECTEUR DE L'ÉNERGIE Page I

PROJECTIONS DE LA DEMANDE DE 1995 À 2000

(GWh)1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 Taux de

Chiffres Chiffres Chiffres croissance (.)

réels réels réels

ANTANANARIVO

Ventes 261.8 284.4 280.9 282.1 294 305.3 319.1 3357 359 494Production brute 326.7 348.1 360.7 360 370.4 382.2 397 414 8 438 2 401

TOAMASINA

Ventes 22.3 242 24.4 25 25.8 27.1 285 305 32 8 5 58Production brute 302 31.7 30.2 30.2 31.1 32.5 34.2 36 394 5 46

MAHAYANOA

Ventes 59.2 60.6 60.8 62.1 63.7 66.7 68 707 73 329

Production brute 69.2 69.3 69.5 70.2 71.7 73.6 75.9 78 5 80 2 65

FIANARANTSOA

Ventes 8.1 8.9 9.4 11.3 11.7 14.9 15.6 164 173 8 89

Production brute 10.9 12.1 12 12.9 13 16.5 17.7 18 8 207 992

NOSY BE

Ventes 9.8 10.2 8.9 9.9 10.5 11.2 119 122 126 494

Productionbrute 11.1 11.8 10.1 10.9 11.5 122 129 132 137 468

ANTSIRANANAVentes 13.1 12.7 13.8 14.1 14.5 15 15.8 166 177 465

Production brute 15.2 15.2 16 16.9 16.6 17.2 18 189 201 3 53

TOLIARY

Ventes 8.8 9.9 9.6 10.1 10.4 10 11.3 116 125 436

Production brute 10.6 10 11.1 11.7 12 12.4 13.9 13 5 149 495

TOTAL PARTIEL

Ventes 383.1 410.9 407.8 414.6 430.6 450.2 470.2 4937 5249 483

Production brute 473.9 498.2 309.6 512.8 526.3 546.6 569.6 5937 627 4 10

AUTRES CENTRESVentes 26.9 28.3 29.3 29.6 31.4 31.8 33.5 35 3 378 501

Production brute 32.4 34.4 36.6 36.7 39.1 39.3 414 44 45 5 4 39

TOTAL JIRAMA

Ventes 410 439.2 437.1 444.2 462 482 5037 529 5627 4 R4

Production brute 506.3 532.6 546.2 549.5 565.4 585.9 611 6377 6725 4 12

Source: JIRAMA

Annexe 3-2

Page 2


RESEAU INTERCONNECTE DE FIANARANTSOA

PROJECTION DE LA DEMANDE DE 1995 À 2000

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 20(X) Taux de

Chiffres Chiffre croisance (o)

rel s

FIANARANTSOA Actua Actuel

Ventes (GWh) 8.9 9.4 11.3 11.7 14.9 15.6 164 17 3 8 89Production brute (OWh) 12.1 12 12.9 13 16.5 177 188 207 992

Demande en pointe (MW) 3.08 3.3 3.39 3.49 3.55 3.58 376 3 97 321

MANAKARAVentes (GWh) 1.51 1.52 1.6 1.73 1.81 1.93 216 2 24 606

Production brute (GWh) 1.07 2.02 2.12 2.17 2.24 231 2 48 2 66 4 61

Demande en pointe (MW) 0.44 0.48 0.51 0.52 053 055 059 063 432

MANANIARYVentes (OWh) 0.95 0.92 0.96 1.01 1.07 113 1 21 1 29 609

Productionbrute(GWh) 1.17 1.23 1.28 1.29 1.31 1.34 143 1 52 350

Demndeenpointe(MW) 0.35 0.35 0.37 0.38 0.38 0.39 042 044 353

TOTAL

Ventes (OWh) 11.36 11.84 13.86 14.44 17.78 1866 19 771 2083 8 49

Production brute (OWh) 14.34 15.25 16.3 16.46 20.05 21.35 2271 2488 8 83

Demande en pointe (MW) 3.87 4.13 4.27 4.39 4.46 4.52 4 77 504 3 37

Source: JIRAMA

- 63 -

Annexe 3.3Page 1

MADAGASCAR

PROJET DE DÉVELOPPEMENT DU SECTEUR DE L'ÉNERGIETarif et coût marginal à long terme de l'électricité

-Tarif d'août 1995 comparé au coût marginal à long terme

% de la Coût marginal Tarif actuel Rapport 2/3 =consommation à long terme FMG/kWh (%)

totale FMG/kWh

Zone 1: 71,0 429 442 103Haute tension 303 325 107,3Moyenne tension 400 400 100Basse tension 473 500 105,7

Zone 2: 16,7 624 621 99,5Moyenne tension 568 605 106,5Basse tension 819 677 82,7

Zone 3 : 12,3 922 845 92Moyenne tension 799 890 111,4Basse tension 969 828 85,4

Total JIRAMA 100,0 522 522 100,0Source: JIRAMA.

Évolution vers le coût marginal à long terme (CMLT) en Zones 2 et 3

Tarif/CMLT Tarif/CMLT

(Juillet 1993) (%) (Août 1995) (%)

Zone 2: 83,3 99,5

Moyenne tension 85,2 106,5

Basse tension 83,7 82,7

Zone 3 : 73,8 91,6

Moyenne tension 94,0 111,4

Basse tension 67,1 85,4

Source: JIRAMA

MADAGASCAR ANinnexe 3-4PROJET DE DÉVELOPPEMENT DU SECTEUR DE L'ÉNERGIE Page 1

CAPACITÉ DE PRODUCTION INSTALLÉE DE LA JIRAMA, 1994

1. Centrales hydroélectriques

Nombre Capacité Date de mise Capacité Disponibilité Capacité Énergie Énergie ÉnergieCentrale d'unités unitaire en service Installée fiable ferme secondaire moyenne

(kW) (kW) (%) (kW) (GWh) (GWVh) (GWh)

1. Centrales hydroélectriques

A. Réseau Interconnecté d'AntananarivoAntelomita 6 1360 1930-53 8160 94 7670.4 33 16 49

1 640 1918 640 0 0Mandraka 4 6000 1956-72 24000 94 22560 53 46 99Manandona 2 480 1930 960 94 902.4 9.8 1.9 11.7

1 640 1960 640 94 601.6Andekaleka 2 29000 1982 58000 94 54520 451 30 481

Total partiel 92400 86254.4 546.8 93.9 640.7B. Toamasina

Volobe 3 1520 1931-55 4560 94 4286.4 56.7 56.71 2200 1971 2200 94 2068

Vatomandry 1 90 1953 90 94 84.6 1.45 0.08 1.532 40 1953 80 50 40

Total partiel 6930 6479 58.15 0.08 58.23

C. FlanarantsoaNamorona 2 2800 1980 5600 94 5264 38.5 6 44.5

Manandray 2 140 1932 280 94 263.2 2.5 0.9 3.4

1 170 1963 170 94 159.8Total partiel 6050 5687 41 6.9 47.9

D. Autres centres hydroélectriquesAnkazobe 1 50 1959 50 94 47 0.42 0 0.42

Tslazompaniry 1 50 1956 50 94 47 0.5 0 0.5

Ampefy 1 30 1987 30 94 28.2 0.28 0 0.28

Total partiel 130 122.2 1.2 0 1.2

Total hydroélectricité 105510 98542.6 647.15 100.88 748.03

MADAGASCAR Annexe 3-4PROJET DE DÉVELOPPEMENT DU SECTEUR DE L'ÉNERGIE Page 2

2. Centrales thermiques CAPACITÉ DE PRODUCTION INSTALLÉE DE LA JIRAMA, 1994

Combus- Nombre Capacité Date de Date de Capacité CapacitéCentrale tible d'unités unitaire mise en mise à installée Disponibilité fiable

(kWh) service la réforme (kW) (%) (kW)

A. Réseau Interconnecté d'AntananarivoAmbohimanambola GO+FO 3 6000 1972-81 2011 18000 80 14400Antsirabe GO 2 1200 1964-67 1999 2400 80 1920

GO 1 1800 1968 2001 1800 0 0GO+FO 1 7000 1982 2007 7000 80 5600

Mandroseza GO 1 700 1949 - 700 80 560GO 2 1160 1950-51 - 2320 80 1856GO 1 960 1955 - 960 80 768

Total partiel 33180 25104B. Mahajanga GO+FO 1 8000 1979 2002 8000 80 6400

GO+FO 1 5500 1973 - 5500 80 4400GO+FO 1 4000 1975 - 4000 80 3200GO 3 1800 1969-70 - 5400 80 4320GO 1 830 1960 - 830 0 0GO 1 1400 1971 - 1400 80 1120

Total partiel 25130 19440 aC. Toamasina GO+FO 2 8000 1983 2011 16000 80 12800

GO 1 1400 1973 2004 1400 80 1120Total partiel 17400 13920D. Tollary GO 1 500 1980 2004 500 80 400

GO 2 500 1970-79 2004 1000 80 800GO+FO 1 4500 1981 2001 4500 80 3600GO+FO 1 3300 1981 1999 3300 0 0

Total partiel 9300 4800E. Antsiranana GO 2 1600 1971-74 2005 3200 80 2560

GO 1 500 1955 1994 500 0 0GO 1 500 1955 1994 500 80 400

Total partiel 4200 2960E. Nosy Be GO 1 500 1980 2004 500 80 400

GO 3 500 1958-92 1994-2007 150Ô 80 1200GO 1 500 1959 1994 500 0 0GO 1 150 1953 1992 150 0 0GO 1 180 1969 1995 180 80 144GO 2 375 1955-86 1994 750 80 600

Total partiel 3580 2344

F. Autres centrales GO 178 10-450 1950-92 17989 80 14391.2

thermiques (63 centres)Total thermique 110779 82959.2

Source: JIRAMA

MADAGASCAR Annexe 3 5PROJET DE DÉVELOPPEMENT DU SECTEUR DE L'ÉNERGIE Page i

PROGRAMME D'INVESTISSEMENT DE LAJIRAMA(1996-2001) I/(mMiliers de dolars)

1990 1997 1998 1999 2000 2001 TotalMonnaie Mannale Mannale Monnaie Monnaie Monnaie Monnaie

locale DevAes Total locale DevAe Total locale Devises Total locale Devises Total locale Devises Total locale Devises Total locale Devises Total

Production et transportRéhab. Instal. hydro. 532.7 2400.1 2932.0 1587.8 5192.8 07W.0 105.5 0510 8115.5 1762 71839 89459 12296 54505 6680 1 823 1 2606 3429 1 7520 7 293433 36864Réhab. A remplac. Instal term. 257.3 182.3 419.8 1587.8 2717.8 4285.8 1518.7 3701.5 5220.2 1143.5 1177.1 23206 3304 9904 13208 89 554 64 3 48266 88045 136311 1Lignes de transport 322.8 113.8 438.4 849.9 792.3 1842.2 710.7 3005.4 3710.1 711.4 568.6 1280 962 891 1853 141 5 76 1491 28325 45766 74091 (Sous-stations 14.1 98.1 110.2 31.4 504.0 538 303.4 3020.5 3983.9 225.6 7325 9581 956 2074 303 64 - 64 7365 51611 58976 '

Total parwtl 1120.9 2772.1 399 4018.9 9207.5 13224 4198.3 16837.4 21035.7 3842.5 9662.1 13505 17518 6737 4 84892 9799 2669 36489 159163 478855 63801 8

Dstibullor 1218.7 2735.8 3954.3 2342.9 8185.5 8500.4 3543 905.7 12802.7 223.7 7587.3 10211 35003 74084 10909 17101 41663 58764 149387 371228 520615

Équipernent généralTechniques dnforme..b n 250 1520.9 1770.9 154.8 40.1 034.9 162.3 124.7 287 10,8 387 495 - - - - - 5779 21644 27423

Télcommunicatione 5 10.7 15.7 1.9 30.5 32.4 324 173.4 205.8 48.9 106 575 î - - - - - - 862 2252 3114

Lab. A vehicules specialilés 53.4 148.3 201.7 158 752.5 910.5 241.9 1259.4 1501.3 01.2 204.4 2856 5h 2 - 582 304 - 304 6231 23646 29877

Total partiel 308.4 1079.9 198.3 314.7 1283.1 1577.8 438.8 1557.5 1994.1 138.9 253.7 3926 582 - 582 304 - 304 1287 2 47542 6041 4

Renforceent des Institulions

Études 240 800 1040 90 300 390 - - - - - - - - - - 330 1100 1430

Formation 305.4 1558 1884 3404 1137.1 1477.5 330.8 1046.2 1370.8 180.2 851.4 10316 3145 5233 8378 - - - 1471 1 51166 65877

Total partiel 545.4 2358.8 2904 430.4 1437.1 1807.5 330.8 1046.2 1378.8 180.2 851.4 10316 314 5 5233 8378 · - - 18011 62166 80177

Total 3199.4 9548.2 12745.8 7104.9 18073.2 25170 8500.5 28500.8 37009.3 0785.3 18354.5 25140 56248 14669 1 20294 27204 68353 95557 339433 959791 129922

il Dmi, taxes et provisions comprisSource: JIRAMA

- 67 -

Annexe 4.1

Page 1

MADAGASCAR

PROJET DE DEVELOPPEMENT DU SECTEUR DE L'ÉNERGIE

Description du projet

1. Le projet comporte quatre grands ensembles de composantes.

Partie A, le programme d'investissement de la JIRAMA, comprend : la réhabilitation et

l'agrandissement de centrales hydrauliques et diesel; la réhabilitation de vieilles lignes de transport

et le prolongement d'une ligne de transport; les travaux de construction de la Deuxième phase du

plan directeur du réseau de distribution d'Antananarivo; le renforcement et l'extension des réseaux

de distribution d'autres grands centres; les raccordements nécessaires pour répondre à la demande

de la clientèle; un programme de réduction des pertes d'énergie; la fourniture de matériel et

d'outillage pour l'entretien; le renforcement des capacités de gestion et de formation; la mise en

oeuvre d'un plan concernant les techniques d'information, et des études de faisabilité pour deux

petits projets hydroélectriques.

Partie B, le programme d'électrification, comprend : des études et de l'ingénierie; le renforcementd'institutions; des extensions de réseaux et, quand cela est justifié, la construction de réseauxisolés; et une aide opérationnelle en faveur des réseaux ruraux.

Partie C, la réforme institutionnelle du sous-secteur de l'électricité, comprend trois sous-

composantes : l'élaboration d'un nouveau cadre juridique; l'établissement d'un organisme derégulation; et la réorganisation de la JIRAMA en société travaillant sur une base commerciale.

Finalement, Partie D, le programme d'amélioration de l'efficacité de la production et del'utilisation de l'énergie, comprend : un programme national de conservation de l'énergie; et unprogramme pilote concernant les combustibles ligneux dans la région de Mahajanga. Les sous-composantes sont décrites plus en détail dans les paragraphes qui suivent.

A. Programme d'investissement de la JIRAMA

2. Réhabilitation et aRrandissement de centrales hydroélectriques (35,8 millions de dollars).Le projet proposé financera des travaux de réhabilitation générale des centrales d'Antelomita I et Il(8 MW au total), Mandraka (24 MW) et Manandona (1,6 MW), qui font partie du réseauinterconnecté d'Antananarivo, et de Volobé (6,8 MW) sur le réseau de Tamatave. En ce quiconcerne les autres centrales hydroélectriques, le projet mettra l'accent sur diverses améliorations àapporter à l'équipement électromécanique et aux dispositifs de commande. Les besoins deréhabilitation de centrales hydroélectriques ont été définis dans le cadre du Projet énergie I et lesavant-projets sommaires des centrales de Mandraka et d'Antelomita sont déjà prêts. En ce quiconcerne la centrale de Mandraka, le projet prévoit le remplacement des roues des turbines de deuxdes unités de 6 MW et la révision des génératrices et des systèmes de commande. Dans le cas descentrales d'Antelomita, le projet comprend la réhabilitation de cinq unités et le remplacement dedeux autres par une nouvelle unité unique de 3 MW. Le projet prévoit la réhabilitation des troisunités existantes de la centrale de Manandona, ainsi que l'adjonction d'une nouvelle unité de 2,5

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Annexe 4.1

Page 2

MW. A Volobé, le projet prévoit la réhabilitation des quatre unités existantes et l'adjonction d'une

nouvelle unité de 2,5 MW. La réhabilitation portera également sur des ouvrages de génie civil,

des ouvrages hydrauliques, des conduites forcées. des ouvrages auxiliaires et l'équipement des

sous-stations.

3. Réhabilitation et agrandissement de centrales diesel (12,4 millions de dollars). Le projetfinancera l'achat de 30 nouveaux groupes électrogènes de 40 à 300 kW et d'un groupe de 1 MW,

ce qui fera un total de 5,1 MW. La JIRAMA complètera ces adjonctions par un programme de

transfert de plusieurs unités prises dans des centrales ayant une capacité excédentaire, pour les

installer dans des régions déficitaires. Le projet financera également des pièces détachées, des

équipements auxiliaires et des spécialistes pour aider à exécuter des travaux de réhabilitation dans

20 des centrales diesel de la JIRAMA. Les centrales qui nécessitent les travaux les plus importants

sont celles de Mahajanga, Nossy-Bé et Antsiranana.

4. ProlonFement des lignes de transport de force Namorona-Manakara-Mananiary

(3,8 millions de dollars). Le projet financera un prolongement de ligne pour relier les ports de lacôte est de Manakara et Mananjary, qui sont actuellement desservis par des centrales diesel locales,à la centrale hydroélectrique de Namorona (5,6 MW) qui fait partie du réseau interconnecté deFianarantsoa. Dans ce réseau, la pointe de la demande est actuellement de 3 MW, ce qui nereprésente que la moitié de la capacité hydroélectrique installée qui est de 6,1 MW. Les deuxports sont situés dans un rayon de 120 km de Namorona et leur demande de pointe combinée est de700 kW. Dans le cadre du projet, la JIRAMA doit construire une ligne 63 kV de 60 km de longallant de Namorona à la ville d'Irondro, d'où la route bifurque vers le nord-est pour aller àMananjary et vers le sud-est pour aller à Manakara. La JIRAMA construira une sous-station àIrondro pour abaisser la tension à 35 kV. De là, deux lignes 35 kV de 90 et 50 km de longrespectivement, relieront Irondro à Manakara et Mananjary.

5. Réhabilitation de lignes de transport de force (2.2 millions de dollars). Sur le réseauinterconnecté d'Antananarivo, le projet financera la reconstruction de 23 km d'une vieille ligne30 kV dont la capacité est insuffisante, entre Moramanga et Périnet, ainsi que le remplacement desstructures en bois vétustes sur 150 km de la ligne 63 kV entre Antananarivo et Antsirabe. Enoutre, sur le réseau interconnecté de Fianarantsoa, le projet financera la reconstruction d'une trèsvieille ligne 20 kV de 15 km de long reliant la centrale hydroélectrique de Manandray à la ville deFianarantsoa, et le remplacement des poteaux en bois vétustes sur les 25 km de la ligne 20 kVentre la centrale hydroélectrique de Namorona et la ville d'Ifanadiana.

6. Réseau de distribution d'Antananarivo (31,6 millions de dollars). Dans le cadre du projet,la JIRAMA mettra à exécution la Deuxième phase du plan directeur du développement du réseaude distribution d'Antananarivo (par. 2.15). Ces travaux comprennent la construction d'unenouvelle sous-station 138 kV de 40 MVA (Tana Nord, au nord de la capitale), de 20 km de lignes138-kV, de 110 km de lignes 20 kV, et l'installation de 60 nouveaux transformateurs. Le projetfinancera aussi la réhabilitation et le renforcement des sous-stations existantes, ainsi que laréhabilitation de certaines parties des réseaux 35 kV et 20 kV existants. En outre, la JIRAMAétendra le projet pilote d'électrification, construit dans le cadre d'Énergie I, à l'ouestd'Antananarivo, en y incorporant les réseaux thermiques isolés de Tsiroanomandity, Miarinarivo etSoavinandriana qui, ensemble, représentent une demande de 0,5 MW, et en électrifiant 17 petitsvillages le long de la route, avec des lignes en courant monophasé.

- 69 -

Annexe 4.1

Page 3

7. Autres centres de distribution (10,5 millions de dollars). Le projet financera les éléments

prioritaires d'un programme de renforcement de sous-stations de distribution, ainsi que la

réhabilitation et l'extension des réseaux des grands centres de distribution autres qu'Antananarivo.

Il s'agit d'Antsirabe, Fianarantsoa, Toamasina, Antsiranana, Nosy-Bé, Mahajanga et Toliara.

Avec un financement de l'avance PPF, des consultants ont conduit une étude qui a défini un plan

de développement prévoyant la structure à long terme des réseaux de distribution de ces centres. Ils

orit également défini les actions à entreprendre dans l'immédiat, ainsi que le programme

d'investissement correspondant pour les cinq prochaines années. Ce programme couvre les travaux

dans-les domaines-suivants : sous-stations, réseaux primaires, réseaux secondaires et éclairage

public.

8. Programme de branchement d'abonnés (10,6 millions de dollars). Pour satisfaire les

nouvelles demandes d'abonnement, le projet financera en qua:re ans environ 30.000 nouveaux

branchements répartis sur tous les réseaux de la JIRAMA.

9. Outils et équipement pour l'entretien (3,3 millions de dollars). Le projet financera l'achat

d'outils et de matériel d'entretien pour les régions et pour un atelier central à Antananarivo. Ce

matériel comprendra 12 véhicules spécialisés pour les travaux de distribution et de lignes detransport.

10. Programme de réduction des pertes d'énergie (0,6 million de dollars). Le projet financeraune assistance technique pour aider la JIRAMA à rechercher systématiquement l'emplacement etles causes des pertes d'énergie, puis à préparer et mettre en oeuvre un programme pour les réduire.Le projet financera également l'achat d'instruments de vérification, ainsi que le logiciel nécessaire

pour rechercher et analyser l'origine des pertes.

Il. Renforcement de la capacité de gestion et formation (2.9 millions de dollars). Le projetfinancera la préparation d'un plan directeur pour la gestion des ressources humaines. Ce plancouvrira : la mise à jour du manuel de définition des emplois; la révision des familles d'emplois etdes profils de carrière; la révision de la structure des rémunérations et des règles d'avancement;l'établissement d'un système d'incitations permettant d'intéresser le personnel qualifié auxaffectations dans les centres régionaux et les centrales écartées de la JIRAMA; et l'établissementd'un tableau de dotation en personnel, précisant les effectifs et le niveau de qualification, ainsi queleur évolution dans le temps en fonction des plans stratégiques de la JIRAMA. En outre, cettecomposante financera la mise au point d'un programme de formation visant à améliorer la capacitéopérationnelle et les méthodes, ainsi que l'équipement et le matériel du centre de formation.Quelques stages de courte durée sont également prévus en faveur du personnel chargé desopérations et de l'entretien.

12. Programme concernant les techniques d'information (2,8 millions de dollars). Ceprogramme financera le matériel, le logiciel, l'assistance technique et la formation pour mettre surpied, à la JIRAMA, un système informatique intégré (voir par. 3.16). Pour s'assurer qu'ilrépondra bien aux besoins de la JIRAMA après sa restructuration, le bureau d'études qui serachargé de la restructuration de la compagnie réexaminera le plan existant et le modifieraéventuellement en fonction des besoins (voir par. 4.21).

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Annexe 4.1Page 4

13. Etudes de faisabilité pour des centrales hydroélectriques (1,3 million de dollars). Le projetfinancera les services de consultants pour conduire les études de faisabilité de deux projetshydroélectriques : le projet d'Ambodiroka (13 MW) qui alimentera la ville de Mahajanga et le

projet de Ramena (2 MW) qui permettra de remplacer une centrale thermique dans le nord-est du

pays. Comme indiqué plus haut, l'étude de faisabilité d'Ambodiroka a été commencée dans le

cadre du Projet énergie I. Le projet financera les 300.000 dollars nécessaires pour la terminer.

B. Programme d'électrification (7,8 millions de dollars)

14. Le projet financera un programme d'électrification qui permettra de desservir certainesparties du pays à un coût peu élevé. Des consultants prépareront un plan directeur pourl'exécution de ce programme qui commencera par une enquête couvrant l'ensemble du pays etvisant à déterminer les zones ayant une activité économique et une infrastructure suffisantes pourutiliser l'électricité d'une manière productive. Ces zones seules pourront être électrifiées par desmoyens classiques; pour celles où la demande est plus faible, on recourra à des techniquesphotovoltaïques ou éoliennes. Dans le cadre de cette enquête, les consultants rechercherontsystématiquement les possibilités d'utiliser plus intensivement l'infrastructure existante, eneffectuant de nouveaux raccordements à partir des lignes primaires existantes, à l'endroit où ellescroisent des zones non électrifiées à forte densité de population, ou en prolongeant des réseauxexistants, en particulier ceux qui ont un excédent de capacité hydroélectrique. L'effort principal duprogramme portera sur les zones suburbaines et les zones rurales dynamiques, avec comme objectifde rendre l'électricité plus abordable dans ces zones, en adoptant des normes techniques peucoûteuses, en utilisant, autant que possible, des matériels et matériaux locaux et en prévoyantl'octroi de crédits pour les frais d'installation domestique et de branchement. Les études destinéesà appuyer ce programme aboutiront à l'avant-projet détaillé des réseaux à construire et à lapréparation des documents d'appel d'offres concernant l'équipement et le matériel correspondants.On estime à 15.000 le nombre des nouveaux abonnés qui seront raccordés au réseau en un premier

temps. Sur le plan institutionnel, le Ministère de l'énergie et des mines créera une unité spécialiséeayant pour mission de coordonner et de superviser l'exécution du programme.

C. Réforme institutionnelle du sous-secteur de l'électricité (3.2 millions de dollars)

15. Le projet appuiera financièrement le programme gouvernemental de réforme du secteur del'électricité. Ce programme prévoit de créer d'abord un nouveau cadre juridique et réglementaire,puis de restructurer la JIRAMA. Le Gouvernement proposera l'adoption d'un projet de loi quiouvrira le secteur aux agents économiques privés et établira des règles de fonctionnement claires,notamment en ce qui concerne l'établissement des tarifs. Le projet appuiera la réforme du cadrejuridique et réglementaire en finançant des services de consultants, des activités de formation et del'équipement, comme indiqué ci-après.

16. Le Ministère de l'énergie et des mines est en train de négocier un contrat avec un cabinetjuridique spécialisé qui aura pour mission de revoir un projet existant de nouvelle loi surl'électricité et de mettre au point toute la série de textes définissant le nouveau cadre juridique etréglementaire du secteur. Ce travail sera financé sur le PPF. Le projet de loi sera soumis àl'Assemblée nationale en juin 1996. La nouvelle loi établira un organisme de régulationindépendant dont la mission principale consistera à fixer les tarifs conformément aux dispositionslégales. Cet organisme se composera d'un conseil d'administration et d'un secrétariat technique.

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Annexe 4.1

Page 5

Le Conseil d'administration sera composé de cinq membres et sera présidé par un représentant du

Ministère de l'énergie et des mines. Le secrétariat technique, qui comprendra un petit nombre de

spécialistes hautement qualifiés, fournira la base technique sur laquelle s'appuieront les décisions

du Conseil. A cet effet, le secrétariat procédera à des études, soit directement, soit en les

demandant à des bureaux d'études internationaux qualifiés. Les compagnies d'électricité

financeront le budget de l'organisme de régulation. L'établissement de cet organisme sera une des

conditions du décaissement des fonds utilisés par le Ministère de l'énergie et des mines pour

exécuter le programme d'électrification. Le projet financera des activités de formation et une

assistance technique au profit du personnel de l'organisme de régulation. Il financera également

l'achat de matériel et de logiciel pour le traitement des données, ainsi que du matériel de bureau et

des véhicules. En outre, l'IDA financera une étude initiale des prix dont le but consistera à

déterminer les prix réglementés et les formules d'ajustement.

17. Les principales dispositions composant le projet de loi exi,tant sur l'électricité sont : a) une

déclaration aux termes de laquelle les personnes physiques ou morales, nationales ou étrangères,

peuvent mener des activités de production, de transport et de distribution de l'électricité après

avoir obtenu un permis du Ministère de l'énergie et des mines; b) des textes portant création de

l'organisme de régulation et en définissant la composition et les fonctions; c) la définition desprocédures régissant l'obtention des permis concernant les opérations dans le secteur del'électricité, ainsi que celles des droits et obligations attachés à ces instruments et des conditions derésiliation; d) l'établissement du principe de la dissociation des services (le Ministère de l'énergieet des mines étant habilité à accorder des dérogations), les règles relatives à l'interconnexion et lesrègles visant à assurer l'exploitation économique des réseaux et la qualité du service; e) ladéfition des principes et procédures régissant la fixation des prix de l'électricité; et f) des clausesrelatives à la supervision et aux sanctions.

18. Le Gouvernement a également lancé une demande de propositions pour le recrutement desconsultants qui seront chargés de définir le programme de restructuration de la JIRAMA,notamment en ce qui concerne sa transformation en une société en commandite par actions, àorientation commerciale, ouverte éventuellement à des participations privées. Par accord avecl'IDA, ces services seront financés en utilisant les fonds inutilisés du Projet de gestion économiqueet d'action sociale (Cr. 1967-MAG). Un bureau d'études spécialisé sera chargé : a) d'évaluer lasituation actuelle de la JIRAMA et de faire un diagnostic à son sujet; b) d'aider le Gouvernement etla JIRAMA à définir la mission de la compagnie et la stratégie qu'elle devra appliquer en spécifiantcomment le problème de la séparation des opérations concernant l'eau et l'électricité pourrait êtrerésolu pratiquement à ce stade; c) de définir l'ensemble des mesures de restructuration financièrede la compagnie, notamment en ce qui concerne la révision de la base des actifs, la réévaluationdes actifs et la recapitalisation; et d) de formuler les nouveaux statuts à donner à la compagnie entant que société en commandite par actions, et de définir une nouvelle structure organisationnelle etdes systèmes de gestion adéquats. En outre, ce bureau d'études devra définir un plan de mise enoeuvre des mesures de restructuration. Dans le cadre du projet, ce même consultant, ou un autre,aidera la JIRAMA durant la mise en oeuvre du plan, en vertu d'un contrat distinct.

19. Le bureau d'études chargé de la restructuration de la JIRAMA devra également défmir lesparamètres des améliorations à apporter à la gestion du personnel (voir le par. 4.14) et réviser leplan directeur des techniques d'information (par. 4.15). Après la mise en oeuvre des changementsexposés ci-dessus et le début des opérations de la JIRAMA dans son nouveau cadre, des services

- 72 -

Annexe 4.1

Page 6

de consultants additionnels seront nécessaires en 1997-98 dans le but de réévaluer la structurefinancière, d'étudier la valeur à donner aux actions. et d'organiser leur mise en vente. Cette miseen vente pourra comprendre un bloc d'actions réservées aux employés de la JIRAMA.

D. Programme de maîtrise de l'énergie (3,4 millions de dollars)

20. Le projet appuiera un programme national d'amélioration du rendement énergétique portantprincipalement sur les combustibles ligneux. Ce programme continuera les activités commencéesdans le cadre du Projet énergie I qui portaient sur les combustibles ligneux ainsi que sur lerendement énergétique dans l'industrie. Le programme d'ensemble comprend deux composantes :une composante nationale de conservation de l'énergie et un programme expérimental portant surles combustibles ligneux dans la région de Mahajanga. La première composante a surtout pour butd'encourager l'utilisation de foyers améliorés à charbon de bois et de pratiques de cuisson plusefficaces dans 16 villes. Il a aussi pour but d'encourager la recherche d'un meilleur rendementénergétique dans l'industrie et le transport. En ce qui concerne l'industrie, les activités prévuess'appuieront sur l'audit énergétique effectué au titre du Projet énergie I.

21. La Direction de l'énergie, avec l'aide de consultants financés dans le cadre du Projeténergie I, a conçu la seconde composante du programme qui consiste à essayer, dans la région deMahajanga, un ensemble intégré de mesures qui seront éventuellement étendues aux autres régionsdu pays. Cette composante comprendra : a) la préparation d'un plan directeurd'approvisionnement de la ville de Mahajanga en combustibles ligneux; b) la mise sur pied d'uneorganisation et d'un mécanisme pour améliorer la gestion des forêts de la région (en coopérationavec la Direction des eaux et forêts du Ministère de l'agriculture); c) la formation des bûcherons,charbonniers et fabricants de foyers à l'emploi de techniques plus efficaces; d) des recherches surles combustibles de remplacement pour la cuisson; et e) la promotion de foyers améliorés àcharbon de bois.

MadagascarEnergy Sector Development Project

Project Cost Summary

(FMg Billion) _US__Million)

W % Total % % TotalForeign Base For eign Base

Local Foreian Total Exchange Costs Local EQLeign Iotal _Exchange C-o atsA. JIRAMA's Investment Program

1. Generationa. Hydro Plant Rehabilitation 22.5 79.4 101.9 78 26 6.4 22.7 29.1 78 26b. Diesel Plant Rehabilitation and Extension 10.7 27.4 --- I" 7 2 31 . Q 7,l ___- _10 72 _10

Subtotal Generation 33.2 106.8 140.0 76 35 9.5 30.5 40.0 76 352. Transmission

a. Namorona-Manakara-Mananjary Transmission 3.4 7.8 11.2 70 3 1.0 2.2 3.2 70 3b. Rehabilitation of Transmission Lines 1.9 4.7 6.7 71 2 06 1 ___ -1 _ 1 _2

Subtotal Transmission 5.3 12.5 17.9 70 4 1.5 3.6 5.1 70 43. Distribution

a. Antananarivo Distribution 24.5 69.5 94.0 74 24 7.0 19.9 26.9 74 24b. Distribution Other Large Centers 7.8 24.3 32.0 76 8 2.2 6.9 9.2 76 8c. Program of Electricity connections 7.6 24.7 12 1 76 8 .2 7.1 _ 9 _2 75_i _ _

Subtotal Distribution 39.9 118.5 15B.3 75 40 11.4 33.8 45.2 75. 404. Tools and Equipment for Maintenance 2.5 8.9 11.3 78 3 0.7 2.5 3.2 78 35. Other Programs

a. Loss Reduction Program 0.5 1.3 1.9 71 - 0.2 0.4 0.5 71 -b. Capacity Building for Management & Trainingt

- Organization and Methods for Project Management - 1.4 1.4 100 - - 0.4 0.4 100 -

- H. R. Management and Training 0.4 8.4 8.8 9t 2 __ --- _- ___ 2A 2.5 __.55 2Subtotal Capacity Building for Management & Trainingt 0.4 9.8 10.2 96 3 0.1 2.8 2.9 96 3c. Information Technology Program 2.1 7.1 9.2 77 2 0.6 2.0 2.6 77 2d. Feasibility Studies for Hydro 0.5 3.5 4.0 87 1 0.2 ___1 ___ 2L. _ Q 7

Subtotal Other Programs 3 .6 217 25.3 86 6 1 2 ____Z __ a_6 6Subtotal JIRAMA's Investment Program 84.4 268.4 352.8 76 89 24.1 76.7 100.8 76 89B. Electrification Program

1. Studies and Engineering 0.5 2.5 3.0 83 1 0.1 0.7 0.9 83 12. Institution Building 0.0 1.8 1.8 98 - 0.0 0.5 0.5 98 -3. Construction of Electric Systems 2.6 14.6 17.3 85 4 0.8 4.2 4.9 85 44. 9perational Assistance to Rural Systems _ ___0.6 0.9 1. -1_ _____1L7 1 .1 --

Subtotal Electrification Program 3.8 19.9 23.7 84 6 1.1 5.7 6 8 84 6C. Institutional Reform of the Power Subsector

1. Legal and Regulatory Framework 0.0 5.4 5.4 99 1 0.0 1.5 1.5 99 12. Corporatization of JIRAMA 0 . 4.3 45 95 1 0.1 ___ _1-2 ____1 9. _ J

Subtotal Institutional Reform of the Power Subsector 0.2 9.7 9.9 98 2 0.1 2.8 2.8 98 2D. Energy Efficiency Program

1. Program for Energy Conservation 2.6 2.8 5.4 52 1 0.7 0.8 1.5 52 12. Mahajanga Woodfuels Pilot Program 2.2 3.8 6,0 63 2 ___0.61.1 _ 1 _ 1 --

Subtotal Energy Efficiency Program .. 6L4.8 , 1 8 3 14 1-2 __ 2 -__ ---- ITotal BASELINE COSTS 93.2 304.6 397.8 77 100 26.6 87.0 113.7 77 100

Physical Contingencies 10.0 31.8 41.8 76 11 2.9 9.1 11.9 76 11

Price Contingencies .1 225.1 279.2 a1 70 -0.7 7.6 __6_ __a J __ 1_ 6Total PROJECT COSTS 157.3 561.5 718.8 78 181 28.8 103.7 132.5 78 117

Tue Sep 05 14:00:12 1995

ON *(P (D

0,




(Fmg Billion) (US$ Milliont _ ___1 % Total V % Total

Foreign Base Foreign Base_LQCal Foreign Total Exchange Costs Local EQreign I-tal_ Ez_Q a,9t

1. Investment CostsA. Land

1. Land and rights of way 0.4 - 0.4 - - 0.1 - 0.1 -B. Works

1. JIRANA worksHydro plant works 7.4 4.2 11.6 36 3 2.1 1.2 3.3 36 3Other JIRAMA works 18.5 - 18.5 - 5 _ _.__. - -51 5

Subtotal JIRAMA works 25.9 4.2 30.1 14 8 7.4 1.2 8.6 14 82. MEM electrification works 1.6 1.4 3.0 45 1 _ __95 ___-0- _- A.. __ 1

Subtotal Works 27.6 5.6 33.1 17 8 7.9 1.6 9.5 17 8C. Equipment

1. Power system equipmentHydro plant equipment 14.2 68.7 83.0 83 21 4.1 19.6 23.7 83 21Diesel plant equipment 5.5 27.4 32.9 83 8 1.6 7.8 9.4 83 8Transmission and distribution equipment 24.8 116.5 141.3 82 36 7.1 33.3 40.4 82 36KWh meters 4-9 24.7 - 229f 83B 7 1.4 _ 7__1 8.&5 __ 73_ _

Subtotal Power system equipment 49.5 237.3 286.8 83 72 14.1 67.8 81.9 83 722. General plant

Cars; office and data processing equipment 1.6 9.3 10.9 86 3 0.4 2.7 3.1 86 3Equipment and tools for O&M, and for training center 2.8 .1 14.5 80 4 _ .__B 3.3 _. --A Q 4

Subtotal General plant 4J. -21. 25.A 83 6 __1 __0 __&Q 7 2 71 _ 6Subtotal Equipment 53.9 258.3 312.1 83 78 15.4 73.8 89.2 83 78D. Services

1. Engineering and consultancies 11.1 36.3 47.4 77 12 3.2 10.4 13.5 77 122. Training 0.1 4.5 4.8 93 1 0.1 1.3 _ __LA 1 13

Subtotal Services 14 40.8 __U2 78 13 __ 3-J 11.6 __14_ 2 7. 1Total BASELINE COSTS 93.2 304.6 397.8 77 100 26.6 87.0 113.7 77 100

Physical Contingencies 10.0 31.8 41.8 76 11 2.9 9.1 11.9 76 11Price Contingencies 54.1 2251 -- 212-a211 70 -0.7 7.6 11 ____ 1 --------- E

Total PROJECT COSTS 157.3 561.5 718.8 78 181 28.8 103.7 132.5 78 117

Tue Sep 05 14:00:18 1995

O (

00

Pt



Expenditure Accounts by Components - Totals Including Contingencies(US$ Million)

GenerationDiesel Plant Transmission

Hydro Plant Rehabilitation Namorona-Manakata-Mananjaiy Rehabilitation ofRehabilitation and Extension Transmission ___IIduamiaAon Line-5

I. Investment CostsA. Land

1. Land and rights of way - - 0.0B. Works

1. JIRAMA worksHydro plant works 3.6 - -Other JIRAMA works - 1.2 0.1 0.2

Subtotal JIRAMA works 3.6 1.2 0.3 . 0.22. MEM electrification works - - - _

Subtotal Works 3.6 1.2 0.3 0.2C. Equipment

1. Power system equipmentHydro plant equipment 29.7 - -Diesel plant equipment - 11.0 -Transmission and distribution equipment - - 3.3 2.0KWh meters _ __- -

Subtotal Power system equipment 29.7 11.0 3.3 2.02. General plant

Cars; office and data processing equipment 0.2 - - -Equipment and tools for O&M, and for training center - - __

Subtotal General plant 0.2 - - -Subtotal Equipment 29.9 11.0 3.3 2.0D. Services

1. Engineering and consultancies 2.2 0.2 0.2 -2. Training _ _ _ _

Subtotal Services 2.2 0.2 0.Total PROJECT COSTS 35.8 12.4 3.8 2.2

Taxes 5.0 1.8 0.5 0.3Foreign Exchange 28.3 9.2 2.8 1.6

Tue Sep 05 14:00:23 1995

O *D

00

Expenditure Accounts by Components - Totals Including Contingencies



IRAMA's Investment Program

Capacity Building for

Distribution Tools and oganizationDistribution Program of Equipment Loss and Methods - 1. R.

Antananarivo Other Large Electricity for Reduction for Project ManagementDistribution Centers Connections Maintenance Txqam MangfntiL and-TIaining


1. Land and rights of way 0.1 - - - - -B. Works

1. JIRAMA worksHydro plant works - - - -Other JIRAMA works 1.9 0.6 A, . - - -.0

Subtotal JIRAMA works 1.9 0.6 0.6 0.0 - -

2. MEM electrification works - - - _

Subtotal Works 1.9 0.6 0.6 0.0 -

C. Equipment1. Power system equipment

Hydro plant equipment ~ - - -Diesel plant equipment - -Transmission and distribution equipment 28.7 9.5 - -

KWh meters -_ _ - 9.9Subtotal Power system equipment 28.7 9.5 9.9 -

2. General plantCars office and data processing equipment - - -

Equipment and tools for O&M, and for training center - - - 3___Subtotal General plant - - - 3 . 3 L2 0'a

Subtotal Equipment 28.7 9.5 9.9 3.3 0.2 0.8D. Services

1. Engineering and consultancies 0.9 0.4 0.1 - 0.3 0.4 1.2

2. Training ___ _ - --- _ .Subtotal Services 0.9 0.4 0.1 -- 0.3 _-__-QA _ 21

Total PROJECT COSTS 31.6 10.5 10.6 3.3 0.6 0.4 2.9

Taxes 4.9 1.6 1.6 0.6 0.0 - 0.1

Foreign Exchange 24.0 8.1 8.2 2.6 0.4 0.4 2.7

O *

0T

Expenditure Accounts by Components -Totals Including Contingencies (cLd.)



Electrification Pogram InstitutionalI Operational S

Information Feasibility construction Assistance Legal andTechnology Studies Studies and Institution of Electric Lo Rural Regulatory

Proaram for Hydro Engineering Building __Yamt __ yema- _ Framework


1. Land and rights of wayB. Works

1. JIRAMA worksHydro plant worksOther JIRAMA works 0.2 - - --------

Subtotal JIRAMA works 0.2 - - - -2. MEM electrification works - - - - 0,9

Subtotal Works 0.2 - - 0.9C. Equipment

1. Power system equipmentHydro plant equipment - -Diesel plant equipmentTransmission and distribution equipment - - - - 4.7Kwh meters _ _ -

Subtotal Power system equipment - - - - 4.7 -2. General plant

Cars; office and data processing equipment 2.5 - - 0.2 - 0.1Equipment and tools for O&M, and for training center

Subtotal General plant 2-- - 2 -0.Subtotal Equipment 2.5 - - 0.2 4.7 - 0.1

D. Services1. Engineering and consultancies 0.1 1.3 0.9 0.2 0.1 0.3 1.32. Training - - - 0.2 - - 0-2 0.3

Subtotal Services 0.1 1. 0.9 0.3 0.1 -5 1.6Total PROJECT COSTS 2.8 1.3 0.9 0.6 5.8 0.5 1.7

Taxes 0.4 - - -- - -

Foreign Exchange 2.2 1.1 0.8 1 0.6 5.1 0.3 1.7

(D (D

U'

0*

O0

Expenditure Accounts by Components - Totals Including Contingencies ((Ld.)



Reform of the Energy Efficiency Proarambsector Mahajanga

Program for WoodfuelsCorporatization Energy Pilot

of JIRAMA Conservation Proaram ILit


1. Land and rights of way - - - 0.19. Works

1. JIRAMA worksHydro plant works - - - 3.6Other JIRAMA works - - - _5.0

Subtotal JIRAMA works - - - 8.72. MEN electrification works - - - 0__92

Subtotal Works - - - 9.6C. Equipment

1. Power system equipmentHydro plant equipment - - - 29.7Diesel plant equipment - - - 11.0Transmission and distribution equipment - - - 48.2KWh meters - - - _-2

Subtotal Power system equipment - - - 98.82. General plant

Cars; office and data processing equipment - 0.1 0.1 3.3 IEquipment and tools for O&M, and for training center - - - _1l

Subtotal General plant - 0.1 0.1 __1 00Subtotal Equipment - 0.1 0.1 106.4D. Services

1. Engineering and consultancies 1.5 1.5 1.7 14.92. Training - - ,6__

Subtotal Services 1.5 1.5 _ ___1__1 5Total PROJECT COSTS 1.5 1.6 1.8 132.5

Taxes - - - 17.0

Foreign Exchange 1.4 0.9 1.2 103.7

Expenditure Accounts by Components - Totals Including Contingencies (cd )


Components by Financiers(US$ Million)

TheIDA EIB CFD BADEA _-JIRAMA --te1mL TQLAmouant ... V Am ...nt Amount . Amount A Amount I~ Am1Qun-t V Am unt

A. JIRAMA's Investment Program1. Generation

a. Hydro Plant Rehabilitation 1.1 3.1 15.1 42.3 12.1 33.8 - - 7.4 20.8 - 35.8b. Diesel Plant Rehabilitation and Extension _ 2- - - - - -13 26 1 12.4Subtotal Generation 10.3 21.4 15.1 31.4 12.1 25.1 - - 10.7 22.2 48.22. Transmissiona. Namorona-Manakara-Mananjary Transmission 0.1 2.3 - - 2.6 69.2 - 1 ] 285 3.8b. Rehabilitation of Transmission Lines ___1-k 121 - - - - - _ 27 -_. _ Z2Subtotal Transmission 1.7 28.0 - - 2.6 44.1 - - 1.7 27 . - 6.03. Distributiona. Antananarivo Distribution 0.9 2.6 9.6 30.4 13.5 42.7 - - 7,7 24.3 31.6b. Distribution Other Large Centers 1.5 13.8 - - - - 6.6 63.2 2.4 23.0 10.5c. Program of Electricity Connections __62 _1A - - - - - 2 _ 22 4 - IQ.i

Subtotal Distribution 10.5 19.9 9.6 18.2 13.5 25.6 6.6 12.6 12.5 23 .7 52.84. Tools and Equipment for Maintenance 2.7 81.6 - - - - - - 0.6 18.4 -335. Other Programsa. Loss Reduction Program 0.4 74.4 - - - - - - 0.1 25.6 - - 0.6b. Capacity Building for Management & Trainingi

- Organization and Methods for Project Management 0.4 100.0 - - - - - - - - - 0 .4- H. R. Management and Training ___. _ 1S 2 - - - - - - _A 12 3 -2_Subtotal Capacity Building for Management & Training: 2.9 89.2 - - - - - - 0 .4 10.8 - 3.3c. Information Technology Program 2.2 78.2 - - - - - 0.6 21.8 - 2.8d. Feasibility Studies for Hydro _...J1 __12.A _ - - - -____ 1 _-1 0E 1Subtotal Other Programs _ .. _.1A - - - -- - - __ _ 1 L

Subtotal JIRAMA's Investment Program 31.8 26.9 24.7 20.9 28.3 23.9 6.6 5.6 26.7 22.6 - 18 1B. Electrification Program

1. Studies and Engineering 0.9 100.0 - - - - - - - - 0.92. Institution Building 0.6 99.9 - - - - - - 0.0 0.] 0.63. Construction of Electric systems 5.7 98.1 - - - - - - - 0.1 1.9 5.84. Operational Assistance to Rural Systems O.S --21-L1 - - - - - -- - _

Subtotal Electrification Program 7.7 98.5 - - - - - - 0.1 1 5 7.8C. Institutional Reform of the Power Subsector

1. Legal and Regulatory Framework 1.7 100.0 - - - - .7 - o 72. Corporatization of JIRAMA _00_0 -D1g -__ - _ 1,5

Subtotal Institutional Reform of the Power Subsector 3.2 100.0 - - - - - 0 0 3.2D. Energy Efficiency Program

1. Program for Energy Conservation 1.5 93.1 - - - - - - - o q 1,62. Mahajanga Woodfuels Pilot Program __La&_ Q 10 ___ _ --- - -_____

Subtotal Energy Efficiency Program __ 3._3 - - _ - _ __ U,1 _,2 - 31rotal Disbursement 46.0 34.7 24.7 18.7 28.3 21.3 6.6 5.0 26.7 20.1 0 2 0 2 132.5

1ue Sep 05 13:59:57 1995

O0*

Components by Financiers (ctd .)

Madagascar-Energy Sector Development Project

Components by Financiers(US$ Million)

Local Dutiesal__ _ For. (Excl. &

W Exc~h. Taxes) Taxes

A. JIRAMA's Investment Program1. Generation

a. Hydro Plant Rehabilitation 27.0 28.3 2.4 5.0b. Diesel Plant Rehabilitation and Extension _.4 .g2 __-4 1..

Subtotal Generation 36.4 37.5 3.9 6.82. Transmission

a. Namorona-Manakara-Mananjary Transmission 2.9 2.8 0.5 0.5b. Rehabilitation of Transmission Lines __1 .._J. 0. _Q _

Subtotal Transmission 4.5 4.3 0.8 0.83. Distribution

a. Antananarivo Distribution 23.9 24.0 2.8 4.9b. Distribution other Large Centers 7.9 8.1 0.8 1.6c. Program of Electricity Connections ___g L__0L2 _ 2 _. .1-6

Subtotal Distribution 39.8 40.3 4.3 8.24. Tools and Equipment for Maintenance 2.5 2.6 0.1 0.65. Other Programs

a. Loss Reduction Program 0.4 0.4 0.1 0.0b. Capacity Building for Management & Trainings

- Organization and Methods for Project Management 0.3 0.4 - -- H. R. Management and Training _ _2_2 _2.1 - ____1

Subtotal Capacity Building for Management & Trainings 2.5 3.1 - 0.1c. Information Technology Program 2.1 2.2 0.2 0.4d. Feasibility Studies for Hydro _ i.2 __1_1 -- A" 1 -

Subtotal Other Progras __s 6 0 _ _ _Subtotal JIRAMA's Investment Program 89.1 91.6 9.5 17.0B. Electrification Program

1. Studies and Engineering 0.7 0.8 0.1 -2. Institution Building 0.4 0.6 0.0 -03. Construction of Electric Systems 4.4 5.1 0.7 -4. Operational Assistance to Rural Systems _ .4 _.3 . __D 2 _ _ -

Subtotal Electrification Program 5.9 6.8 1.0 -C. Institutional Reform of the Power Subsector

1. Legal and Regulatory Framework 1.3 1.7 0.0 -2. Corporatization of JIRAMA .1 1.4 0.1

Subtotal Institutional Reform of the Power Subsector 2.4 3.1 0.1 -D. Energy Efficiency Program

1. Program for Energy Conservation 1.2 0.9 0.7 -2. Mahajanga oodfuels Pilot Program _ _1.1 12 0.6-A -

Subtotal Energy Efficiency Program _2. 2 .__ . ___

00

Components by Financiers (ctd.)

REPUBLIC OF MADAGASCARENERGY SECTOR DEVELOPMENT PROJECT

Implementation Schedule

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001Task Name Duration Start Finish Q21031Q4 011021Q3104 01 02 030401 Q2 030Q4 014 QQ2Q23030I Part A: JIRAMA's INVESTMENT PROGRAM 261.6w 713195 716100

1.1 Generation rehabilitation and expansion 179w 713/95 1217198

1.1.1 Rehabilitation of hydro plants 171w 713/95 10112198

1.1.1.1 Final engineering and prep. of bid docs 40ew 7/3/95 4/8/96

1.1.1.2 Bidding and direct procurement 28ew 7/29/96 2/10/97

1.1.1.3 Manufacturing, transportation, mobilization 52ew 2/11W97 2/9/98

1.1.1.4 Execution of rehabilitation works 52w 10/13/97 10112/98

1.1.1.4.1 Mandraka 52w 10113197 10112/98

1.1.1.4.1.1 Civil works 26ew 10/13/97 4/13/98

1.1.1.4.1.2 Hydraulic structures, penstock 13ew 2/9/98 5/11/98

1.1.1.4.1.3 Guard valves, turbines, speed regulators 26ew 4/13/98 10112/98

1.1.1.4.1.4 Generators, excitation, AVRs 26ew 4/13/98 10/12/98

1.1.1.4.1.5 Control panels and protection equipment 26ew 4/13/98 10/12/98

1.1.1.4.1.6 Station auxiliaries 12ew 7A6/98 9128/98

1.1.1.4.1.7 Substation equipment 4ew 8/17/98 9114/98

1.1.1.4.2 Antelomitas 44w 1218/97 i0/12/98

1.1.1.4.2.1 Civil works 18ew 12/8/97 4113/98

1.1.1.4.2.2 Hydraulic structures, penstock 4ew 3/16/98 4113/98

1.1.1.4.2.3 Guard valves, turbines, speed regulators 26ew 4/13/98 10/12/98

1.1.1.4.2.4 Generators, excitation, AVRs 26ew 4113/98 10/12/98

1.1.1.4.2.5 Control panels and protection equipment 26ew 4113/98 10112/98

1.1.1.4.2.6 Station auxiliaries 8ew 7/6/98 8/31/98

1.1.1.4.2.7 Substation equipment 4ew 8/31/98 9128/98

1.1.1.4.3 Manandona 38w 1/12198 1015/98

1.1.1.4.3.1 Civil works 12ew 1112/98 4/6/98

1.1.1.4.3.2 Hydraulic structures, penstock 4ew 3/9/98 4/6/98

1.1.1.4.3.3 Guard valves, turbines, speed regulators 26ew 4/6/98 10/5/98 o

1,1.1.4.3.4 Generators, excitation, AVRs 26ew 4/6/98 10/5/98



1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001Task Name Duration Start Finish Q20304 Q2Q3Q4 01 32 QQ4 Q1 Q2 33 24 4 0 31.1.1.4.3.5 Control panels and protection equipment 26ew 4/6/98 10/5/98

1.1.1.4.3.6 Station auxiliaries 4ew 8/31/98 9/28/981.1.1.4.3.7 Substation equipment 4ew 8/31/98 9/28/981.1.1.4.4 Other hydro plants 46w 10120/97 9171981.1.1.4.4.1 Civil works 18ew 10/20/97 2/23/98

11.1.4.4.2 Electromechanical works 18ew 2/9/98 6/15/981.1.1.4.4.3 Metering, control, protection 16ew 5/18/98 97/98

1.1.2 Rehabilitation and expansion of diesel plants 179w 713195 127/98

1.1.2.1 Final engineering 30ew 7/3/95 1/29/96

1.1.2.2 Preparation of bidding documents 8ew 1/29/96 3/25/96

1.1.2.3 Preparation of lists of propletory spares sew 1/1/96 2/26/96

1.1.2.4 Procurement, ICB and other 26ew 3125/96 9/23/96

1.1.2.5 Manufacturing and transportation 50ew 923/96 9/8/97 0D1.1.2.6 Execution of works 80ew 5126197 1217/98

1.2 Transmission extension 132w 3/1/96 9/11/98

1.2.1 Namorona-Manakara-Mananjary system 132w 311/96 9/1/98

1.2.1.1 Final design 30ew 3/1/96 9/27/96

1.2.1.2 Preparation of bid docs for equipment 12ew 8/30/96 11/22/96

1.2.1.3 Bidding and contracting 24ew 11/22/96 5/9/97

1.2.1.4 Manufacturing and transportation 40ew 5/9/97 2/13/98

1.2.1.5 Construction 38w 12/19197 9/111/98

1.2.1.5.1 Namorona-Irondro 63 kV line 22ew 12/19/97 5/22/98

1.2.1.5.2 Irondro-Manakara 35 kV line 26ew 12/19/97 6/19/98

1.2.1.5.3 Irondro-Mananjary 35 kV line 16ew 5/22/98 9/11/98

1.2.1.5.4 Irondro substation 18 ew 12/19/97 4/24/98(D (D

1.2.1.5.5 Manakara substation 8ew 3/27/98 5/22/98

1.2.1.5.6 Mananjary substation 8ew 5/22/98 7/17/98 o



1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001Task Name Duration Start Finish Q2Q3TQ4 01 02 Q3 04 Q1 02 Q3 04 Q1 Q2 03 Q4 Q1Q43 4 Q1.3 Distribution rehabilitation and extensions 231w 2/1/96 716100

1.3.1 Antananarivo distribution 208w 3/1196 2125100

1.3.1.1 Distribution Master plan, second phase 208w 3/1196 2/25100

1.3.1.1.1 Final engineerng 36ew 3/1/96 1118/96

1.3.1.1.2 Preparation of bidding documents 16ew 10111/96 1/31/97

1.3.1.1.3 Bidding and contracting 28ew 1/31/97 8/15/97

1.3.1.1.4 Manufacturing and transportation 50ew 8/15/97 7/31/98

1.3.1.1.5 Construction works 107w 21W98 2J25100

1.3.1.1.5.1 138 kV line 30ew 4/17/98 11/13/98

1.3.1.1.5.2 Tana Nord substation 52ew 2/W/98 2/5/99

1.3.1.1.5.3 Primary network 80ew 6/19/98 12/31/99

1.3.1.1.5.4 Secondary network 80ew 8/14/98 2/25/00

1.3.1.2 Rehabilitation of existing system 24w 7/31/98 1/i/99

1.3.1.2.1 Substations Iew 7/31/98 11/20/98

1.3.1.2.2 Network 24ew 7131/98 1/1599

1.3.2 Distribution other large centers 122w 7/1/96 11/2/98

1.3.2.1 Preparation of bid docs for equipment 20ew 7/1/96 11/18/96

1.3.2.2 Preparation of lists of propietory spares 20ew 7/1/96 11/18/96

1.3.2.3 Bidding and direct procurement 30ew 11/18/96 6/16/97


1.3.2.5 Rehabilitation and extension works 30w 4/W98 11/2198

1.3.2.5.1 Substations 20ew 6/1/98 10/19/98

1.3.2.5.2 Networks 30ew 4/6/98 11/2/98

1.3.3 Program of new service connections 231w 2/1/96 716/00

1.3.3.1 Preparation of bidding documents 20ew 2/1/96 6/20/96 00 a1.3.3.2 Bidding and contracting 26ew 6/20/96 12/19/96 j

1.3.3.3 Manufacturing and transportation 35ew 12/19/96 8/21/97 - o

1.3.3.4 Installation 150ew 8/21/97 716/00



1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001Task Name Duration Start Finish Q2jQ3jQ4 01jQ2jQ3jQ4 01 Q2Q30401Q2Q3Q40Q1 Q304 Qi Q4 012341.4 Other JIRAMA programs 233.8w 1/2196 6126100-*-.-p-

1.4.1 Loss reduction program 152w 12196 1211/981.4.1.1 Program planning 20ew 1/2/96 5/21/961.4.1.2 Diagnosis study 8ew 8/13/96 1018/961.4.1.3 Definition of action plan sew 1018/96 12/3/961.4.1.4 Implementation of loss reduction plan 104ew 12/3/96 12/1/98

1.4.2 Human resources management and training 189w 11/11/96 626/00

1.4.2.1 Recruitment of consulting firm 21ew 11/11/96 4/7/97

1.4.2.2 Preparation of master plan for HR 12ew 4/7/97 6/30/97

1.4.2.3 Revision of Jobs manual 26ew 5/5/97 11/3/97

1.4.2.4 Definition career streams and salary grid 12ew 10/6/97 12/29/97

1.4.2.5 Definition evaluation, promotions, system 16ew 1211/97 3/23/98

1.4.2.6 Training 130w 12129/97 6/26100

1.4.2.6.1 Definition training programs, equipment 26ew 12/29/97 6/29/98

1.4.2.6.2 Equipment for training center 74w 611/98 11/99

1.4.2.6.2.1 Preparation of bid documents 4ew 611/98 6/29/98

1.4.2.6.2.2 Bidding and contracting 22ew 6/29/98 11130/98

1.4.2.6.2.3 Manufacturing and transportation 40ew 11/30/98 916/99

1.4.2.6.2.4 Installation 8ew 916/99 11/1/99

1.4.2.6.3 Execution of training programs 104ew 6129/98 6/26100

1.4.3 Information technology program 106w 12123/96 1/4199

1.4.3.1 Revision of existing Master plan 4ew 12/23/96 1/20/97

1.4.3.2 Preparation of bid documents 20ew 1/20/97 6/9/97

1.4.3.3 Bidding and contracting 26ew 6/9/97 12/8/97


1 4 3 5 Installation 26ew 7/6/98 1/4/99

0



1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001Task Name Duration Start Finish Q210304 011Q2lQ3lQ4 01Q Q2Q34 2 03 04 QQ32 *20 000 4 01 02403Q2 Part B: ELECTRIFICATION PROGRAM 279w 512/96 9/6/01

2.1 Recruitment of consultants 21ew 5/2/96 9/26/96

2.2 Studies and engineering 52ew 10/24/96 10/23/97

2.3 Preparation of bid documents 14ew 4/24/97 7/31/97

2.4 Bidding and contracting (equipment) 26ew 7/31/97 1/29/98

2.5 Manufacturing and transportation 40ew 1/29/98 11/5/98

2.6 Construction of electric systems 156ew 9/10/98 9/6/01

2.7 Institution building/reinforcement 44ew 12/19/96 10/23/97

2.8 Operational assistance to rural systems 216ew 6/597 7/26101

3 Part C: POWER SECTOR REFORM 186w 1012/95 4/26199

3.1 New legal and regulatory framework 135w 4/1/96 11/2/98

3.1.1 Development of new legislation 34.2w 4/1/96 11/25196 c3.1.1.1 Drafting of Electricity law 8ew 4/1/96 5/27/96

3.1.1.2 Submission to National Assembly Od 6/3/96 6/3/96

3.1.1.3 Debating by National Assembly 8.3ew 6/3/96 7/31/96

3.1.1.4 Enactment of Law Od 7/31/96 7/31/96

3.1.1.5 Preparation of complem. regulations 26ew 5/27/96 11/25/96

3.1.1.6 Issuing of regulations by executive Id 11/25/96 11/25/96

3.1.2 Setting up of regulatory body 126w 6/3/96 11/2/98

3.1.2.1 Selection of personnel 26ew 6/3/96 12/2/96

3.1.2.2 Formal establishment of agency Od 12/2/96 12/2/96

3.1.2.3 Training of personnel 26ew 12/2/96 6/2/97

3.1.2.4 Procurement office equipment, vehicles 36ew 7/31/96 4/9/97

3.1.2.5 Provision of technical assistance 104ew 11/4/96 11/2/98 (j

3.1.3 Price regulation study 77w 7/31/96 1/21/98

3.1.3.1 Recruitment of consulting firm 21ew 7/31/96 12/25/96

3.1.3.2 Execution of the study 40ew 1/22/97 10/29/97



1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001Task Name Duration Start Finish Q01 023 Q4 Q1 Q2 Q3 04 01 2 03 4 01 02 Q3 04 01 Q43.1.3.3 Putting into effect new tariff system 8ew 11/26/97 1/21/983.2 Restructuring of JIRAMA 186w 10195 4/26/993.2.1 Audit and restructuring study 124w 10195 2/16/98

3.2.1.1 Recruitment of consulting firm 26ew 10/2/95 411/96

3.2.1.2 Operational & structural evaluation 12ew 4/29/96 7/22/96

3.2.1.3 Definition corporate objectives, strategy 10ew 8/1996 10/28/96

3.2.1.4 Reorganiz. Ifinancial restructuring plan 16ew 10/28/96 2/17/97

3.2.1.5 Implementation of restructuring plan 52ew 2/17/97 2/16/98

3.2.2 Valuation study (to be decided) 16ew 8/17/98 12/7/98

3.2.3 Sales of stock (to be decided) 20ew 12/7/98 4/26/99

4 Part 0: ENERGY EFFICIENCY PROGRAM 217w SS195 W28/994.1 National program for energy conservation 160w 63/96 W28/99

4.1.1 Identification study 26ew 6/3/96 12/2/96

4.1.2 Institution building and reinforcement 35ew 12/2/96 8/4/97

4.1.3 Preparation of action plan 12ew 12/29 2/24/97

4.1.4 Program for industry 52ew 4121/97 4/20/98

4.1.5 Program for transport 52ew 4/21/97 4/20/98

4.1.6 Dissemination of improved stoves in 16 cities 156ew 7/1/96 6/28/99

4.2 Woodfuels program for Mahajanga 164w W1/95 622/98

4.2.1 Identification of resources and actors 20ew 5/1/95 9/18/95

4.2.2 Development of action plan 12ew 9/18/95 12/11/95

4.2.3 Participatory preparation woodfuels mgmt plan 26ew 6/10/96 12/9/96

4.2.4 First implementation of management plan 80ew 12/9/96 6/22/98

4.2.5 Professionalization charcoalers, stove makers 80ew 3/4/96 9/15/97 UQ___(D (D

4 2.6 Investigation of alternative energy sources 20ew 3/4/96 7122/96

4.2.7 Promotion of improved charcoal stoves 52ew 4/29/96 4/28/97 0)


Disbursement Profile Comparison

80% -00___0 3

00

60%0

.0 0o 40% - - - ------ _------- -~

( 20% - -- - -

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32

Quarters from Approval Date

1 1BRD Power Projects in Africa 0 Madagascar: Energy I P1roject Profile

OJ

- 88 -Annexe 4.5

Page 1

MADAGASCARPROJET DE DEVELOPPEMENT DU SECTEUR DE L'ÉNERGIE

ANALYSE ENVIRONNEMENTALE DES COMPOSANTES DE TRANSPORT

1. Introduction. La présente Annexe résume les résultats d'une analyse environnementale

conuite par un ceUsultant en mars 1994 et concernant la construction des installations de transport

prévues par le projet. Ces installations sont destinées au développement du réseau de distribution

d'Antananarivo et à l'agrandissement du réseau interconnecté de Fianarantsoa.

2. Conclusions de l'analyse. L'analyse a confirmé que les corridors des lignes et les sites des

sous-stations choisis par la JIRAMA pour les installations prévues ne traversent aucune zone sensible

du point de vue de l'environnement. Ils traversent cependant des régions habitées et cultivées et la

principale question qui se pose au point de vue environnemental concerne l'impact socio-culturel et

anthropologique éventuel. En vue d'atténuer les effets néfastes possibles, la planification devra mettre

l'accent sur le choix du meilleur itinéraire acceptable et sur l'application de bonnes pratiques de

construction.

3. Les installations. Le réseau de transport Namorona-Manakara-Mananjary comprend une ligne63-kV de 60 km de long entre la centrale hydroélectrique de Namorona et Irondro; une sous-station63/35kV à Irondro; une ligne 35-kV de 50 km de long entre Irondro et Mananjary; et une ligne 35-kVde 90 km de long entre Irondro et Manakara. Ce réseau est reporté sur la carte BIRD 25661 jointe.En ce qui concerne l'agrandissement du réseau de distribution d'Antananarivo, le projet prévoit laconstruction d'une sous-station 138-kV de 20-MVA au nord de la ville et d'une ligne 138-kV de 20 kmde long pour relier la nouvelle sous-station à la sous-station existante d'Ambohimanambola au sud-estde la capitale.

4. Terrain traversé par les réseaux. L'écologie primaire des terrains compris dans les corridorsdes deux réseaux de transport proposés, a déjà été complètement détruite. Les cultures sur coupe etbrûlis et la forte densité de la population ont altéré radicalement l'environnement naturel. Il restequelques espèces indigènes dispersées, végétales et animales, mais l'utilisation intensive des terrainsdans ces corridors interdit tout rétablissement notable des espèces d'origine dans un avenir prévisible.Les terrains servent surtout à l'agriculture, le plus souvent en combinaison avec des cultures desubsistance. L'autre usage important des terrains a trait aux établissements humains.

5. Les lignes de transport Namorona-Manakara-Mananjary traversent une variété de terrains àusage divers. De l'est à l'ouest, elles traversent d'abord le système lagune-dune-barre qui longe lerivage, puis la plaine côtière, y compris des zones humides aménagées. Elles passent également dansles collines de la prémontagne et la zone montagneuse. Tout le corridor, soit environ 100 mètres d'uncôté ou de l'autre de la route, se compose de terres cultivées, d'établissements humains ou de terrainsparsemés de broussailles et de repousses d'arbres. Les installations de transport qui font partie duréseau de distribution d'Antananarivo passent dans les zones agricoles et résidentielles situées dans lescollines accidentées du plateau central. La section de ligne sur laquelle l'analyse a porté principalementse trouve aux alentours d'Antananarivo.

- 89 -

Annexe 4.5

Page 2

6. Aspects historiques et culturels. Il existe de nombreux sites culturels et archeologiques dans

les corridors des deux réseaux proposés, ou dans leur voisinage. Il s'agit surtout de cimetières et, dansla région d'Antananarivo, de murs circulaires en pierres d'un rayon d'environ 50 à 100 mètres, vestigesd'anciennes fortifications qui servaient aussi de sites d'inhumation ancestraux. Dans la culturemalgache, les sites d'inhumation sont extrêmement importants et sont visités régulièrement à diversesoccasions. Traditionnellement, les Malgaches croient au pouvoir des morts et ils ont un système detabous fort développé. Souvent, des arbres, des collines, des sources et même des pierres sontconsidérés localement comme sacrés et il sera nécessaire de consulter les collectivités locales pourdéterminer l'emplacement de ces sites et prendre les mesures appropriées pour les protéger.

7. Impacts négatifs sur l'environnement et mesures à prendre pour les réduire. L'analyseenvironnementale a identifié plusieurs impacts négatifs possibles sur l'environnement qui, pour laplupart, sont typiques des projets de construction de lignes : désorganisation des activités agricoles;pertes de terrain; déboisement et débroussaillage de l'emprise domaniale; et érosion. Il est cependantpossible de les éviter, ou de les réduire, de plusieurs manières, par exemple : en choisissantconvenablement l'emprise; en prévenant en temps voulu les personnes affectées; en adaptant lecalendrier de travail de façon à éviter le temps de la moisson ou des semailles, ou même la saisonhumide dans les régions d'érosion potentielle; en réensemençant les terrains dénudés, etc. Il est peuprobable qu'il soit nécessaire de réinstaller des habitants; cependant, le cas échéant, les responsablesdevront appliquer les règles de la Banque à ce sujet. Dans le cas où des champs seraient abîmés, laJIRAMA versera des indemnités appropriées aux agriculteurs concernés.

8. Impacts positifs sur l'environnement. Le développement des réseaux de transport proposésaura pour effet de réduire la pollution de l'environnement par des produits pétroliers. Les huiles uséeset les fuites de lubrifiants et de carburants diesel des centrales de Manakara et Mananjary sont unesource de pollution pour la lagune. Le fioule est amené en rade par bateau jusqu'à Manakara etMananjary où des annexes le transbordent du bateau jusqu'au port. A terre, le fioule est pompé dansdes réservoirs. Les conduites sont rincées à l'eau de mer et l'eau de rinçage retourne à la mer. Suivantle temps, le risque d'un accident et d'un déversement peut être élevé. Etant donné que la productiond'électricité constitue l'un des principaux usages du fioule dans la région, le remplacement del'électricité thermique par l'hydroélectricité réduira à la fois la fréquence de ces opérations et les risquescorrespondants.

9. Réglementation locale concernant l'environnement. La loi malgache exige comme conditionpréalable aux projets d'infrastructure de ce type, que la JIRAMA soumette à l'examen et l'approbationde l'Office national de l'environnement (ONE) une étude d'impact environnemental. Cette législationest relativement récente (il s'agit du décret 92-926 promulgué le 21 octobre 1992) et elle n'est pas trèsbien connue de la JIRAMA. Dans le cadre du projet actuel, la JIRAMA établira ses dossiersd'exécution de manière à appliquer les dispositions de la loi. La JIRAMA commencera également àfaire en sorte que, dans les projets futurs, l'environnement soit considéré comme un facteur à prendre encompte dès le départ dans la préparation de tous les projets.

10. Pratique actuelle de la JIRAMA. La plupart des pratiques standard actuelles de la JIRAMAen matière de construction et entretien des installations de transport n'ont, par nature, qu'un impactenvironnemental faible et elles présentent, par contre, des avantages économiques pour les riverains.Les travaux sont faits à la main, ce qui donne des emplois et minimise les dégâts causés à

- 90 -

Annexe 4.5Page 3

l'environnement. Pendant la construction. les travailleurs sont logés chez l'habitant. dans les villag-s duvoisinage. Cet arr .ngement profite à l'économie locale et évite les effets parfois néfastes del'implantation d'un camp temporaire. En outre, le bois provenant du nettoyage de l'emprise domanialeest donné aux habitants qui s'en servent comme combustible. Finalement, aucun produit chimique n'estutilisé pour désherber ou débroussailler le long des lignes; à la place, la JIRAMA emploie des habitantspour couper l'herbe et les broussailles à la main.

1~1. Recommandations et plan d'atténuation des effets. Le rapport donne des recommandationsspécifiques pour la conception des travaux et indique les mesures d'atténuation qui doivent êtreappliquées pour saivegarder certains endroits critiques tels que traversées de rivières, marécages,versants abrupts et zones dans lesquelles le soi n'est pas bien stabilisé. Il indique les renseignements àrecueillir sur l'environnement pour choisir l'itinéraire exact et recommande que la JIRAMA commenceimmédiatement des consultations publiques dans le cadre de ses travaux de préparation des dossiersd'exécution. Pour le choix définitif des itinéraires, le rapport donre aussi des directives qui visent àminimiser les impacts négatifs. Celles-ci prévoient : de situer l'emprise à moins de 50 mètres de laroute, sauf si des raisons majeures s'y opposent, étant donné que les systèmes écologiques naturels etles humains se sont déjà adaptés au corridor routier; de limiter les voies d'accès à l'emprise; et deminimiser la largeur de l'emprise elle-même.

12. Assistance technique et renforcement des capacités. Pour aider la JIRAMA à préparer sesprojets et à construire les installations tout en respectant l'environnement, le Projet énergie I prévoit uneassistance technique combinée avec une aide pour former le personnel. Cette composante permettra undébut de prise de conscience des questions d'environnement, en même temps qu'elle permettra à laJIRAMA de commencer à renforcer ses moyens d'action dans ce domaine. Dans le cadre de cette aide,des consultants examineront l'étude du choix des itinéraires et l'avant-projet des réseaux de transport;ils formeront le personnel de la JIRAMA en matière d'évaluation environnementale, de planification dela gestion environnementale et de consultation du public et des autorités de tutelle; enfin, pendant laconstruction, ils suivront l'exécution des mesures d'atténuation de l'impact environnemental.

Annexe 4.6Page I

MADAGASCAR: PROJET DE DÉVELOPPEMENT DU SECTEUR DE L'ÉNERGIE

INDICATEURS DE RÉALISATION DES OBJECTIFS DU PROJET

OBJECTIF INDICATEUR DE RÉALISATION SOURCE

Améliorer les perspectives decroissance économique et lesconditions de vie en fournissant del'électricité:

• Nombre de nouveaux abonnés par an..Au commerce, à l'industrie et aux e KWh consommés par ces nouveaux abonnés. JIRAMAprofessions • Nombre de demandes de raccordement qui n'ont pas pu être

satisfaites faute de matériel ou en raison de la capacité insuffisantedu réseau.

Aux ménages. • Nombre de nouveaux ménages raccordés par an.• Nombre de nouveaux ménages raccordés par an. JIRAMA* Nombre de demandes d'abonnement par an qui n'ont pas pu être

satisfaites faute de matériel ou en raison de la capacité insuffisantedu réseau.

Amélioration de l'accès des • Nombre de nouveaux abonnés raccordés par an dans les zones KWh consommés par an par ces

populations suburbaines et rurales. cibles désignées à l'avance. nouveaux abonnés.

• KWh consommés par an par ces nouveaux abonnés. JIRAMA

Annexe 4.6Page 2

Augmentation de l'efficacité a Augmentation de l'efficacité économique et administrative du JIRAMAéconomique et administrative du secteur de l'électricité.secteur de l'électricité.

• Ratio du tarif moyen par zone, par rapport au prix moyen de la JIRAMA initialement, puiszone, tous deux étant exprimés en FMG constants. l'organisme de régulation.

Augmentation du rendement del'énergie :

" Par région et par an, augmentation estimée du rendement UPEDProduction du charbon de bois énergétique au niveau de la production de charbon de bois.

" Par centre urbain et par an, augmentation estimée du rendement UPEDConsommation du charbon de énergétique obtenue au niveau de la consommation de charbon debois bois pour la cuisson, grâce à l'augmentation de la pénétration

commerciale des foyers économes.Dans l'industrie DE

a Nombre d'entreprises qui ont appliqué les mesures d'améliorationde l'efficacité de l'énergie.

JIRAMAa Total des pertes d'énergie, en pourcentage de la production nette,

dans les réseaux de la JIRAMA.Dans les transports DE

a Estimation des économies annuelles de combustibles.

Protection de l'environnement a Par région et par an, réduction estimée de la quantité de bois tirée UPEDdes forêts naturelles pour servir de combustible, obtenue grâce au

projet.UPED

* Ratio de cette réduction par rapport à l'augmentation annuellemoyenne dans les zones concernées.

- 93 -

Annexe 4.6

Page 3

MADAGASCARPROJET DE DEVELOPPEMENT DU SECTEUR DE L'ENERGIE

INDICATEURS DE PERFORMANCE POUR LES COMPAGNIES DE PRODUCTION ET DE

DISTRIBUTION D'ELECTRICITE

Le nouveau cadre juridique du secteur de l'électricité que le Gouvernement de Madagascar soumettra à

la discussion et à l'approbation de l'Assemblée nationale, comprend des dispositions pour que

l'organisme de régulation suive les performances de toutes les compagnies de production et de

distribution d'électricité. Ce contrôle se concentrera sur la qualité du service offert aux abonnés, jugée

par rapport à des normes prédéfinies. A cet effet, le projet de loi sur l'électricité prévoit les dispositions

suivantes :

« La qualité du service offert par les réseaux de distribution des compagnies d'électricité ayantune capacité installée supérieure à 1.500 kW devra être conforme aux normes établies par la

réglementation applicable en ce qui concerne la tension, la fréquence, la disponibilité et les

autres aspects du service. Pour les réseaux dont la capacité installée est inférieure à 1.500

kW, le niveau de qualité du service requis sera convenu entre le concessionnaire et la

municipalité concernée.

« Les compagnies de distribution doivent faire procéder à leurs frais, une fois par an, à unmoment déterminé par la Commission de réglementation, à une enquête parmi leurs clients,dans le but d'évaluer la qualité du service qu'ils ont reçu. Cette enquête devra couvrir lesaspects tels que la tension, le nombre de pannes, les délais de restauration du service en cas depanne, les informations communiquées aux clients, les délais de facturation et l'attention portéeaux nouvelles demandes de raccordement.

«La Commission de réglementation indiquera quelle devra être la teneur de l'enquête, qui

devra être effectuée par des firmes spécialisées, dûment enregistrées et agrées par laCommission. Les résultats de l'enquête et l'analyse de ces résultats devront être communiquésdirectement à la Commission de réglementation et à la Compagnie électrique.

« En outre, les compagnies de distribution d'électricité devront tenir à jour des indices decontinuité du service, calculés suivant des spécifications qui seront publiées par la Commissionde réglementation, après consultation avec les compagnies ».

Les performances financières des compagnies de production et distribution d'électricité concernent leurspropriétaires et leurs créditeurs. Dans le cas de la JIRAMA, ces performances seront suivies par leGouvernement et par la Banque mondiale dans les conditions indiquées ci-dessous.

JIRAMA

Aspects techniques

Pour chaque centre, les indices suivants seront tenus à jour et suivis:

- 94 -

Annexe 4.6

Page 4

Conti-aité

• Energie non fournie, par mois et par an.• Durée de panne équivalente, par mois et par an.

Efficacité• Pertes totales, calculées comme différence entre la production nette et les

ventes et exprimées en pourcentage de la production nette.• Consommation spécifique de combustibles des centrales thermiques, en litre

. par kW.

Aspects administratifs et financiers

Pour ces indicateurs, les valeurs cibles seront examinées ou définis par les consultants pendant l'étudede la restructuration.

Personnel

• Nombre de consommateurs par employé.• Nombre de MWh vendus, par employé.

Finances

• Ratio d'endettement (il ne doit pas dépasser 70/30 après la restructuration).• Ratio de couverture du service de la dette.• Taux d'autofinancement.

Commerce

• Age des comptes clients, en jours (60 jours pour les abonnés privés et 90 jourspour les abonnés du secteur public).

Annexe 5.1RÉPUBLIQUE DE MADAGASCAR Page 1

PROJET DE DÉVELOPPEMENT DU SECTEUR DE L'ÉNERGIEJIRAMA - COMPTE DE RÉSULTATS - BRANCHE ÉLECTRICITÉ (millions de FMG)

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

REVENUS D'EXPLOITATION

Ventes 105,762.0 179,855.0 225,924.0 247,610.0 267.740.0 290.2270 31 1,801 0 375,547.0Location des compteurs 5,307.7 9,133.5 11,319.5 12,505.9 13,628.6 14,832 5 15,852,1 17,280.6Cessions 6,147.2 10,674.0 13,590.2 14,938.2 16,267.4 17,705.1 18,901.9 23,501.6Autres revenus 116.2 0.0 0.0 0.0 0 0 0(0 00 0.0

TOTAL DES REVENUS D'EXPLOITATION 117,334.0 199,663.0 250,834.0 275,054.0 297,636.t 322,765.0 346,555.0 416,329.0

DÉPENSES DE FONCTIONNEMENT

Traitements et salaires 12,964.3 18,092.7 20,900.4 22,189.5 24,084.0 25,933.0 28,393.0 30,197.2Gazole 20,754.7 34,566.7 38,732.5 41,432.5 45,016.9 49,041.8 53,875.5 59,148.3Fioule 3,924.8 8,035.4 9,212.2 10,073.2 10,928.5 11,777 7 12,562.8 13,489.6Autres dépenses 21,991.5 30,180.6 34,456.8 34,787.5 37,710.8 40,745.2 44,142.2 47,076.0

59,635.2 90,875.4 103,302.0 108,483.0 117,740.0 127,498.0 138,9740 149,911.0

Imputations au capital (2,482.9) (1,113.7) (2,809.5) (3,423.8) (6,964.0) (7,384 5) (5,0159) (1,091.9)

57,152.3 89,761.7 100,492.0 105,059.0 110,776.0 120,113.0 133,9580 148,819.0Amortissement 16,196.2 20,157.2 28,325.6 35,378.2 43,122.9 46,630 6 52,905 1 52,880.9Impôts 304.3 2,157.2 12,028.0 19,275.1 27,065.4 30,282.3 29,691 5 53,071.5Provisions(nettes) 23,563.6 16,157.0 4,369.2 (2,734.6) (15,558.9) 2,616.5 2,331.8 (1,109.2)

TOTAL DES DÉPENSES DE FONCTIONNEMENT 97,216.4 2 145,215.0 156,978.0 165,406.0 199,643.0 218,886.0 253,662.0

BÉNÉFICES D'EXPLOITATION 20,117.2 71,429.8 105,619.0 118,077.0' 132,230.0 123,122.0 127,669.0 162,667.0

Intérêts payés (23,372.9) (30,576.5) (32,598.6) (31,989.0) (30,059.4) (26,596.4) (23,2308) (17,633.9)

(3,255.7) 40,853.3 73,020.1 86,087.7 102,171.0 96,525.4 104,438.0 145,033.0

Intérêts reçus 11,911.0 12,085.2 10,128.9 15,992.1 18,370.9 19,267.8 20,304.9 27,208.5

8,655.3 52,938.5 83,149.1 102,080.0 120,541.0 115,793 0 124,743.0 172,241.0

Bénéfices hors exploitation 72.6 250.0 250.0 250.0 250.0 250 0 250.0 250.0

8,727.9 53,188.5 83,399.1 102,330.0 120,791.0 116,0430 124,993.0 172,491.0

Pertes de change (28,566.0) (44,512.0) (55,270.9) (58,767.2) (54,749.1) (37,6900) (39,198.5) (40,511.0)

BÉNÉFICE NET (19,838.2) 8,676.5 28,128.1 43,562.6 66,042.4 78,353.3 85,794.7 131,980.0

Source: JIRAMA

- 96 - Annexe 5.1

Page 2RÉPUBLIQUE DE MADAGASCAR


JIRAMA - BILANS CONSOLIDES - BRANCHE ÉLECTRICITÉ (millions de FMG)

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

ACTIFSActifs productifs 262,493.6 292,988.8 355.686.4 426,107.6 593,824,5 744,997.0 939,909.7 1.037,636.0

rortissement cumulé (80,939.6) (101,096.8) (129.422.5) (164,800.6) (207,923.5) (254,554.1) (307,459.3) (360,340.1)

MMOBILISATIONS CORPORELLES NETT 181,554.0 191,892.0 226,264.0 261,307.0 385,901.0 490.442.9 632,450 4 677,295.8

arges différées 0,0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.D 0.0

Travaux en cours 39,292.8 39.678.9 60,739.6 93,167.7 104,909.1 166,042.7 154,373.6 162,685.4

Dépenses afférentes à l'ém'ssion d'action 0.0 2,698.2 2,698.2 2,698.2 2,698.2 2,698.2 2,698.2 2,698.2

Différence de change 294,312.4 381,460.3 368.245.1 331,259.3 294,407.8 268,218.9 236,686.1 202,090.9

Provisions 136,396,1) (54,318.1) (58,376.9) (54,763.3) (38,302.1) (39,970.8) l41,340.1) t38,916.4

DIFFÉRENCE DE CHANGE NETTE 257,916.3 327,142.1 309,868.2 276,496.0 256,105.7 228,248.1 195,346.0 163,174.5

INVESTISSEMENTS DIVERS 1,041.0 1,041.0 1,041.0 1,041.0 1,041.0 1.041.0 1,041.0 1,041.0

ACTIF CIRCULANTENCAISSE ET COMPTES EN BANQUE 105,684.8 112,543.8 177,690.1 204,120.7 214,087.1 225,609.6 302,316.3 468,945.6

PRÉT À LA BRANCHE EAU 28,594.8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

COMPTES CLIENTSAdministration 18,401.8 10,804.3 6,736.4 7.439.3 8,093.9 8,832.0 9,556.8 11,772.1

Cients privés 35,118.9 43,829.8 36,742.0 40,254.9 43,530.5 47,169.2 50,596.8 60,589.6

53,520.7 54,634.1 43,478.4 47,694.2 51,624.4 56,001.2 60,153.6 72,361.7

Provisions (5,803.1) (7,248.2) 6,893.8) (7,069.5) (7,233.2) (7,415.2) (7,586.6) (8,086.2)

47,717.6 47,385.9 36,584.6 40,624.7 44.--'.1 48,586.0 52,567.0 64,275.5

AUTRES SOMMES À RECEVOIRAdministration 240.0 240.0 240.0 240.0 240.0 240.0 240.0 240.0

Clients privés 6,597.7 6,597.7 6,597.7 6,597.7 6,597.7 6,597.7 6,597.7 6,597.7

TOTAL AUTRES SOMMES A RECEVOIR 6,837.8 6,837.8 6,837.8 6,837.8 6,837.8 6,837.8 6,837.8 6,837.8

TOTAL C.CLIENTS & SOMMES À RECEV. 54,555.4 54,223.7 43,422.4 47,462.5 51,228.9 55,423.8 59,404.8 71,113.3

Effets divers à recevoir 92.4 92,4 92.4 92.4 92.4 92.4 92.4 92.4

Filiales de la JIRAMA 2.702.1 0,0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Stocks et travaux en cours 32,722.0 13,755.9 18,063.0 26,028.8 52,586.6 96,596.3 76,846.1 28,998.9

Provisions (4,866.3) (1,056.2) (1,056.2) (1,056.2) (1,056.2) (1,056.2) (1,056.2) (1,056.2)

27,855.7 12,699.7 17,006.8 24,972.6 51,530.4 95,540.1 75,789.9 27,942.7Paiements anticipés 4.178.3 4,178.3 4,178.3 4,178.3 4,178.3 4,178.3 4,178.3 4,178.3

TOTAL DE L'ACTIF CIRCULANT 223,663.4 183,737.8 242,389.9 280,826.4 321,117.1 380,844.1 441,781.6 572,272.2= -am-m- - ----

TOTAL DES ACTIFS 703,467.5 746,190.1 843,001.0 915,536.3 1.071,772.0 1,269,317.0 1.427.691.0 1,579,167.0

PASSIFCapital et réserves 55.814.7 190,725.7 190,725.7 190,725.7 190,725.7 190,725.7 190,725.7 190,725.7

Bénéfices non distribués (63,302.7) (83,140.8) (74,464.3) (46,336.2) (3,773.5) 59,268.8 134,622.1 217,416.8

Résultats annuels (19,838.2) 8,676.5 28,128.1 43,562.6 66.042.4 78,353.3 85,794.7 131,980.4

Fonds propres (27,326.2) 116,261.4 144.389.5 187.952.1 252,994.5 328,347.7 411,142.4 540,122.8

Provisions pour dégàts de cyclones 5,109.2 5,709.2 6,374.0 7.077.4 7,815.9 8,581.8 9,372.9 10,187.8

Subventions 81,795.4 86,630.6 89.048.0 90.261.5 97.936.2 105,942.0 114.228.9 122,776.8Taxes 0.0 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1Garanties Conseil d'administration 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6

FONDS PROPRES ET CAPITAL 59,579.0 208,601.9 239,812.3 285,291.7 358,746.3 442,872.2 534,744.9 673,088.1Dette à long terme 419,551.7 500,463.4 551.512.3 568,692.4 636.696.1 740,099.3 804.232.6 793,865.2

Tranche à moins d'un an (55,601.8) (66,469.0) (72,142.8) (68,190.7) (51,039.1) (53,615.5) (57,465.2) (66,639.9)

363,949.8 433,994.4 479,369.5 500.501.7 585,657.0 686,483.7 746,767.4 727,225.3DÉPÔTS CLIENTS 841.7 876.1 911.9 949.2 988.0 1,028.4 1,070.4 1,114.1COMPTE COURANT DE L'ÉTAT 155,208.0 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2

PASSIF A COURT TERMEIntérêts courus 18,552.3 18.422.6 19,856.2 21,108.1 23,776.9 26,368.9 28,472.6 28,201.4Prêt à court terme 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Fournisseurs 31.838.6 8,491.4 9,580.6 10,182.2 11,056.2 12,007.1 13,098.2 14,262.0Divers 17,392.7 8,831.1 20,824.2 28,809.0 40,005.0 46,437.8 45,568.5 68,132.8Paiements reçus d'avance 503.4 503.4 503.4 503.4 503.4 503.4 503.4 503.4

Passif à court terme 68,287.0 36,248.5 50,764.3 60,602.8 75,341.6 85,317.1 87,642.8 111.099.6Partie court terme de la dette à long terme 55,601.8 66,469.0 72,142.8 68,190.7 51,039.1 53,615.5 57,465.2 66,639.9

TOTAL PASSIF A COURT TERME 123,888.9 102,717.5 122,907.1 128,793.6 126,380.7 138,932.6 145,108.0 177,739.5

3TAL CAPITAL ET PASSIF 703,467.5 746,190.1 843,001.0 915,536.3 1,071,772.0 1,269,317.0 1,427,691.0 1,579,167.03ouc:- - I -A

Source: JIRAMA

RÉPUBLIQUE DE MADAGASCAR Annexe 5.1PROJET DE DÉVELOPPEMENT DU SECTEUR DE L'ÉNERGIE Page 3

JIRAMA - TABLEAU DES FLUX - BRANCHE ÉLECTRICITÉ (millions de FMG)1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

RESSOURCES

Bénéfice avant intérêt 20,117.2 71,429.8 105,619.0 118,077.0 132,230.0 123,122.0 127,ý69.0 162,6670

Amortissement 16,196.2 20,157.2 28,325.6 35,378.2 43,122.9 46.630.6 52,905 1 S2,880 9

Provisions nettes 22,618.2 18,522.0 4,723.6 (2,910.3) (15,722.7) 2,434.6 2,160.4 (1,608 8)

Ajustement sur amortissement (27.3) 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 00

Disponible pour autofinancement 58,904.2 110,109.0 138,668.0 150,545.0 159,630.0 172,187.0 182,73S 0 213,939 0

Intérêts reçus 11,911.0 12,085.2 10,128.9 15,992.1 18,370.9 19,267.8 2Ç,3 0 4 .9 27,208.5

Revenu hors exploitation 72.6 250.0 250.0 250.0 250.0 250.0 250.0 250.0

RECETTESNETTES 70,887.8 122,444.0 149,047.0 166,787.0 178,251.0 191,705.0 203,290.0 241,3970

MOINS

Pertesdechange 28,566.0 44.512.0 55,270.9 58,767.2 54,749.1 37,690.0 39,198.5 40,511.0

Intérêts 23,319.5 30,294.1 32,131.0 31,370.4 29,440.8 25,977.8 22,612.2 17,633.9

Remboursement à valeur initiale 2,631.4 10,765.7 10,985.6 11,850.4 11,511.9 10,821.5 11,729.2 14,209.6

Service de la dette 54,316.9 85,571.7 98,387.3 101,988.0 95,701.8 74,489.3 73,539.9 72,3544

MOINS

Variation du fonds de roulement 1,823.1 (14,746.0) (21,009.9) 2,167.3 15,585.5 38,229.0 (18,094.8) (59,595 5)

(hors encaisse et banque)

Dividendes dus 0.0 0.0 0.0 0.0 1,000.0 3,000.0 3,000.0 3,000.0

Autres déductions 1,823.1 (14,746.0) (21,009.9) 2,167.3 16,585.5 41,229.0 (15,094.8) (56,595 5)

AUTOFINANCEMENT 14,547.8 51,618.5 71,669.3 62,631.5 65,963.8 75,986.5 144,845.0 225,638.0

INVESTISSEMENT 52,740.7 33,579.5 83,758.3 102,849.0 179,458.0 212,306.0 183,243.0 106,038.0

BESOINS DE FONDS 38,193.0 (18,038.9 12,089.0 40,217.8 113,494.0 136,320.0 38,398.9 (I 19,600.0)

Compte courant de lÉtat 37,877.7 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Prêt à long terme 19,218.6 32,048.4 74,782.1 65,397.7 115,748.0 139,795.0 106,777.0 38,437.4

Dépôts de lÉtat 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0 0

Dépôts clients 7.6 34.4 35.8 37.3 38.8 40.4 42.0 43 7

Contributions clients 7,089.4 4,835.2 2,417.4 1,213.5 7,673.7 8,006.8 8,286.9 8,548 0

Droits de douane 0.0 0.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Ajustement de change 2,548.8 (1,801.3) 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Aj./bénéfices non distribués 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0 0

Remise dette eau 0.0 (46,296.8) 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0 o

Variation charges reporlée 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

CONTRIBUTION 66,742.2 (11,179.9) 77,235.3 66,648.5 123,461.0 147,842.0 115,106.0 47,029 1Variation encaisse et banque 28,549.1 6,859.0 65,146.2 26,430.6 9,966.4 11,522.4 76,706.7 166,629.0

ENCAISSE ET BANQUE 105,685.0 112,544.0 177,690.0 204,121.0 214,087.0 225,610.0 302,316.0 468,9460

Source: JIRAMA

- 98 -

Annexe 5.2

Page 1

MADAGASCAR


HYPOTHÈSES CONCERNANT LES PROJECTIONS DES ÉTATS FINANCIERS

A. Généralités

1. La JIRAMA tient ses comptes conformément à la législation et à la réglementation

comptable malgaches. Etant donné qu'elle fonctionne en concession, ses immobilisations

corporelles sont classées en deux catégories : celles qui appartiennent au domaine privé (c'est-à-

dire les biens des compagnies privées qui lui ont été transférés) et celles qui appartiennent audomaine public concédé et sur lesquelles la JIRAMA n'a aucun droit de propriété. Cette distinctionoblige la compagnie à suivre les principes et la réglementation comptables malgaches, y comprispour la présentation des états financiers; ces pratiques sont donc différentes de celles normalementutilisées par les autres compagnies d'électricité en dehors des pays francophones. Dans le butd'avoir une idée plus claire des résultats financiers passés de la JIRAMA et, dans toute la mesuredu possible, de les présenter suivant les usages internationaux, les comptes vérifiés des exercices90 à 94 ont été reformulés, sans toutefois changer les résultats fondamentaux. Les projectionsd'états financiers pour les exercices 95 à 2000 ont également été présentées dans ce format réviséplutôt que dans celui habituellement utilisé par la JIRAMA.

2. Toutes les projections ont été préparées en francs malgaches courants. Les taux priscomme base pour l'inflation internationale et locale, et le taux de change moyen utilisé pour chaqueannée, sont donnés dans le Tableau suivant:

1995 1996 1997 1998 1999 2000

Inflation locale 1/ 34,6 11,1 6,4 4,7 4,7 4,7

Inflation 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6internationale 2/

Taus de change moyen 4350 4886 5191 5440 5526 5603

1/ Estimation de la Banque mondiale.2/ Banque mondiale DO 6.50, Annexe B, mai 1995.

B. Comptes de résultats

3. Les projections des ventes ont été faites au cas par cas pour chacun des clients spéciauxmoyenne tension, en se basant sur leurs plans de production respectifs pour les six années àvenir; le chiffre des ventes spéciales moyenne tension représente alors soit la demande des cinq

- 99 -

Annexe 5.2

Page 2

plus gros clients moyenne tension, soit la demande de tous les clients moyenne tensionconsommant chacun au moins 10 % de la demande totale; les projections concernantl'électricité utilisée pour produire l'eau ont été faites proportionnellement au volume d'eau àproduire, en extrapolant la tendance passée; en ce qui concerne les ventes diverses moyennetension ou basse tension, on a admis qu'elles suivraient la croissance de la demande tellequ'elle a été calculée par la JIRAMA à l'aide de méthodes combinant des données macro-économiques et des données relatives à chaque client en particulier; ainsi, les résultats peuventêtre comparés raisonnablement avec ce qui s'est fait dans le passé. Toutes ces données ont étéintroduites dans le programme « Wien Automatic System Planning (WASP) » (il s'agit d'unmodèle informatisé servant à évaluer les projets du secteur de l'électricité), de manière àdéterminer le plan de développement au moindre coût de la JIRAMA et à définir la répartitionde la production entre les centrales hydrauliques, thermiques au fioule et thermiques au gazole.

4. Les tarifs ont été établis à l'aide des formules d'indexation des tarifs d'électricitéprévues par l'Ordonnance 7800-92.

5. Dépenses de fonctionnement

a) Les coûts unitaires du fioule et du gazole sont résumés dans le Tableau ci-dessous

Projections des prix du floule et du gazole pour la période 1995-2000

1995 1996 1997 1998 1999 2000

Fioule (FMG/1) 443 494 541 592 646 699

Gazole (FMG/1) 856 945 1.030 1.115 1.201 1.290

Source : JIRAMA.

b) Les projections des coûts de la main-d'oeuvre ont été calculées en utilisant le même tauxque pour l'inflation locale.

c) Les projections des coûts d'entretien et des coûts divers ont été calculées de la manièresuivante: en ce qui concerne la production, les coûts augmentent proportionnellement àl'inflation locale et à la croissance de la capacité installée; en ce qui concerne ladistribution et les frais généraux communs, les coûts augmentent proportionnellement àl'inflation locale et à la croissance du nombre de clients.

d) Les provisions pour créances irrécouvrables ont été maintenues à 10 % des comptes clientsprives.

e) La JIRAMA doit inscrire trois provisions pour amortissement dans ses comptes. Les biensvenant du domaine privé sont soumis à un amortissement industriel (3,3 % pour lesouvrages de conservation, 33,3 % pour les véhicules, 12,5 % pour le matériel et les outils,10 % pour les installations, et 12,5 % pour le reste). Les biens du domaine concédé sontsoumis à un amortissement technique (2 % pour les centrales hydroélectriquesd'Andakaleka et de Namorana, et 5 % pour les autres équipements). Sur les bilans

- 100 -

Annexe 5.2Page 3

consolidés, l'amortissement technique ne figure pas comme déduction au titre desimmobilisations corporelles brutes correspondantes. mais comme une provision pourrenouvellement d'équipement, à laquelle on impute les gros articles concernant lesrenouvellements de centrales. En outre, le svstème de la concession permet à la JIRAMAde prévoir chaque année un amortissement de caducité pour couvrir la reconstitution ducapital correspondant aux biens du domaine concédé. En ce qui concerne certains biens ouéquipements spécifiques, le calcul de cette provision tient compte de la participation detierces parties au coût d'origine du bien ou de l'équipement, et de la durée restante de laconcession; en ce qui concerne les autres biens ou équipements, l'amortissement decaducité est de 6 % de leur valeur, pendant la durée de la concession. Les provisionsannuelles pour amortissement de caducite sont cumulées sur le bilan consolidé commeréserves et forment une partie du capital de la JIRAMA. A la suite de la reformulation descomptes des exercices 90 à 94, y compris l'ajustement des immobilisations corporellesrelatif aux gros articles d'équipement qui a été imputé à la provision pour renouvellementd'équipement pour ces années, les provisions pour amortissement industriel etamortissement technique ont été combinées en une seule provision d'amortissement dans lesEtats financiers de l'Annexe 5.1. L'amortissement de caducité a été considéré commefaisant partie de l'excédent annuel et, à ce titre, il n'apparaît pas dans le bilan consolidécomme réserve séparée, mais il fait néanmoins partie du capital de la JIRAMA.

C. Bilans consolidés et tableaux des flux :

6. Réévaluation des immobilisations corporelles. Bien qu'il soit prévu, dans le cadre duprojet proposé, que la JIRAMA procèdera à la réévaluation de ses immobilisations corporelles(par. 5.12 (a)), les projections ne prennent aucune réévaluation en compte.

7. Emprunts. Les emprunts relatifs au projet proposé comprennent le crédit de l'IDA et lescofinancements associés. Le tableau a été préparé sur la base des conditions actuelles des prêtsdéjà connues et des taux d'intérêt donnés à titre indicatif par les autres financiers qui participerontprobablement au projet.

8. Restructuration. Les projections tiennent compte des recommandations de restructurationexposées au paragraphe 5.11.

9. Fonds de roulement.

a) Encaisse et comptes bancaires. Ces articles ont été calculés de façon à ce que la JIRAMAait à sa disposition le minimum nécessaire pour payer ses dépenses de fonctionnement àdécaisser et les dépenses locales de construction requises pour le projet proposé.

b) Comptes clients. On a admis que par suite de la mise en place des mécanismes derecouvrement prévus au titre du projet proposé, le montant des créances sur l'Etatdiminuerait, passant de l'équivalent de 180 jours de ventes à environ 90 jours d'ici la fin de1995; les créances sur le secteur privé ont été ramenées à 60 jours de ventes.

- 101 -Annexe 5.2

Page 4

c) Stocks. Cet article a été calculé sur la base de 60 jours de fonctionnement pour le foule etle gazole, plus une provision pour les pièces détachees et autres fournitures nécessairesaux travaux d'entretien et de développement.

d) Comptes fournisseurs et divers. Cet article a été estimé à trois mois de dépenses de foule,gazole, lubrifiants et autres dépenses diverses, plus une estimation des sommes qui serontdues au titre des dépenses locales du projet proposé.

Annexe 5.3MADAGASCAR Page I


JIRAMA - INDICATEURS FINANCIERS - EX.95 - EX.2000(BRANCHE ÉLECTRICITÉ)

(millions de FMG)

EX91 98 99 2000 2001

1 , Ratio de liquidité générale (b) 1.8 2.0 2.2 25 2 7 30 3 2

2. Ratio eendcttement (c) 6g/32 67/33 64/36 62/38 61n39 U/42 52/4R

3 Couverture du service de la dette (d) 1.4 1.5 1.6 19 26 2 7 3 3

i--4. Contribution aum investissements en % (f) 91.0 98.0 51.0 400 400 870 174 (h)

5 Délai moyen de recouvrement (jours)

Sectew public 90 90 90 90 90 90 90

Secteur privé 60 60 60 60 60 60 60

a) Dépenses dexploitation + Pertes de chuge/Réutats d'exploitation

b) Actif circuant/puasif A court terme.

c) Dette à long terme/dette à long terme + capitaux roprs - A réviser los du régement du compte courant de l'État.

d) Revenu eexploitation + Revenu net hrs exploitation - dépenses desploitation, excepté les dwgeu non déboursabis, les intérêts ete autres charges/remboursements, intérêta et autres charges concenant la dette

e) Création de liquidités disponibles = création interne de liqudités + autres produits + intérêts reçus - service de la dette + variation du fonds de roulement (hors encaisse) - dividendes

f) Création de liquidités disponibleslinvestissement moyen sur trois ans (année précédente, arnée en couis et année suivante).

g) Au cours de l'exercice 93. l'investissemente avait été de 38.931 milions.

h) Dam l'hypothése tinveatissement de 100.000.000 de FMO durant l'Ex. 2002.

i s

- 103 -

Annexe 6.1Page 1


ANALYSE ÉCONOMIQUE DU PROGRAMME D'INVESTISSEMENT

1. Le projet proposé, décrit au Chapitre IV, fait partie intégrante du plan de développement aumoindre coût de la JIRAMA. L'analyse des coûts et avantages a été conduite d'abord pour toutl'ensemble du plan, puis pour chacune de ses composantes afin de s'assurer qu'elles étaient justifiées.Les coûts additionnels d'équipement, exploitation et entretien, ainsi que le flux des avantages (le toutaux prix de 1993) sont donnés à la page 3 de la présente Annexe. Les hypothèses admises pour lescalculs sont données ci-dessous.

2. Les dépenses d'équipement prévues pour la production d'électricité, sauf pour Ambodiroka(tirées du modèle de planification WASP III concernant la production), et les investissements (en prixfinanciers) concernant le transport et la distribution de l'électricité, ont été convertis en prixéconomiques en : i) exprimant la teneur en éléments importés en prix c.a.f.; et ii) appliquant lecoefficient de conversion standard de 0,85 aux coûts locaux.

3. Les coûts additionnels d'exploitation et d'entretien ont été estimés à 2,5 % des coûtsd'investissement/équipement accumulés, puis ajustés à l'aide du coefficient de conversion standard de0,85.

4. Le coût des combustibles est basé sur les caractéristiques des combustibles nécessaires auxcentrales thermiques et sur les projections de la Banque de février 1993 concernant les prix du pétrolebrut.

5. Les avantages économiques associés à l'électricité additionnelle fournie aux consommateursont été calculés à l'aide: i) du tarif moyen; et ii) de la disposition des consommateurs à payer (utiliséecomme moyen indirect de mesure des avantages).

Disposition des consommateurs à paver

6. Consommation d'électricité pour l'usage domestique. Bien qu'on ne dispose pas actuellementde données sur l'élasticité de la demande d'électricité, la disposition de toutes les classes deconsommateurs à payer est certainement plus élevée que le niveau actuel des tarifs d'électricité. Dansle cas des ménages à faible revenu qui ne sont pas raccordés au réseau et qui n'ont pas les moyensd'installer un groupe électrogène à titre privé, les coûts réels de l'éclairage au pétrole et à la chandellesont plus élevés que ne le font apparaître les tarifs actuels d'électricité. Le coût de l'utilisation deslampes à pétrole et des chandelles est estimé actuellement comme équivalant à 841,22 FMG/kWh et à1105,65 FMG/kWh, respectivement. Le coût moyen pondéré des deux types d'éclairage équivaut à701,97 FMG/kWh, comme le montre le calcul ci-dessous.

- 104 -

Annexe 6.1Page 2

Coût estimatif de l'éclairage au pétrole et à la chandelle à Madagascar

a. Lampes à pétrole

1. Coût du pétrole 1.140 FMG/litre2. Equivalence en kWh d'un litre de pétrole 3,4 kWh/litre3. Facteur de rendement énergétique du pétrole 0,44. Coût équivalent de l'énergie utilisable du pétrole =

(1/2)/3 838.2 FMG/kWh5. Coût en capital d'une lampe à pétrole 1.500 FMG6. Facteur d'amortissement annuel du capital

(Taux d'amortissement = 10 %; durée de vie = 3 ans) 0,4027. Coût équivalent en capital de la lampe à pétrole,

avec 200 kWh/an = (5)(6)/200 3,02 FMG/kWh8. Coût total équivalent du pétrole pour l'éclairage,

(4+7) 841,22 FMG/kWh

b. Chandelles

1. Consommation équivalente d'une chandelle 133,3 W/h2. 1 kWh= 7,5 chandelles3. Coût d'une chandelle 150 FMG4. Coût équivalent de 1 kWh 1.105,65 FMG

Sur la base des recherches effectuées sur le terrain, on a estimé qu'environ 20 % seulement desménages s'éclairent au pétrole, les 80 % restants recourant aux chandelles. La moyenne pondérée de ladisposition à payer des ménages à faible revenu est de : (1.105,65 x 0,8) + (841,22 x 0,2) = 884,52 +168,24 = 1052,76 FMG/kWh. Les besoins minimum d'éclairage représentent environ 50 % du total del'électricité utilisée à usage domestique. Les ménages, qui ne sont pas alimentés en électricité, utilisentdes chandelles et des lampes à pétrole. Pour cet ensemble d'abonnés potentiels, le coût économique del'éclairage est équivalant à 1.052,76 FMG/kWh. Pour les autres, la consommation est évaluée à unprix plus bas, qui correspond au tarif moyen de la basse tension, qui est de 569,9 FMG/kWh. Il estdifficile d'obtenir des données sur le budget des ménages et, quand il y en a, elles sont en général tropanciennes. On a estimé cependant que sur la base d'une consommation spécifique de 10 kWh/mois, lafacture annuelle d'électricité, ou disposition à payer, serait de 1.052,76 FMG/kWh, ce qui représente de5 à 8 % du budget d'un ménage urbain à faible revenu.

7. Consommation d'électricité pour des usages autres Que domestiques. La disposition à payerdes consommateurs moyenne et basse tensions (usages autres que domestiques) a été supposéecorrespondre approximativement à leurs tarifs moyens respectifs (tarifs pondérés en fonction des troiszones).

8. Moyenne pondérée de la disposition à paver (DAP). La moyenne pondérée de la disposition àpayer 1 kWh additionnel d'électricité a été calculée de la façon suivante, en prenant la répartition desconsommations de 1994.

- 105 -

Annexe 6.1Page 3

Catégorie % de la consommation DAP (FMG/kWh)

Moyenne tension 54 573

Basse tension

Usages domestiques 27 1.052,76

Autres usages 19 570

Total pondéré - 100,0 701,97

Resultats de l'analyse

9. Les résultats de l'analyse des coûts et avantages économiques de l'ensemble du programmed'investissement et des tests de sensibilité correspondant à : i) une augmentation de 15 % des coûtsd'investissement, ii) une augmentation de 40 % des coûts des combustibles, et iii) une baisse de 20 %de la croissance annuelle des ventes, sont résumés au Tableau 1 ci-dessous.

Tableau 1 : Résultats de l'analyse économique et des tests de sensibilité

Avec le tarif moyen comme mesure indirecte des avantages Taux de rentabilité (%)

Cas de base 22a) Augmentation de 15 % des coûts d'investissements 19b) Augmentation de 40 % des coûts des combustibles 21c) Baisse de 20 % des avantages attendus 15

Avec la disposition à payer comme mesure indirecte des avantages

Cas de base 31a) Augmentation de 15 % des coûts d'investissements 26b) Augmentation de 40 % des coûts des combustibles 28c) Baisse de 20 % des avantages attendus 22

ba-L 6.1Page 4

MADAGASCAR

PROJET DE DÉVELOPPEMENT DU SECTEUR DE LÉNERGIE

TAUX DE RENTABILITÉ ÉCONOMIQUE DU PROGRAMME D'INVESTISSEMENT

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002-2026

COÛTS (millions de dollars)

Dépenses d'équipement I/ 2.22 11.18 38.56 31.43 18.12 2.12 I/

Exploitation et entretien 0.05 0.28 1.10 1.77 2.16 2.20 2.20

Coûts additionnels en combustibles 0.00 0.00 1.31 1.67 2.04 2.28 2.61

Total des coùts additionnels 2.26 11.47 40.97 34.87 22.32 6.60 4.81

AVANTAGES (millions de dollars)

Demande additionnelle servie (GWh) 2/ 0 0 49 188 212 241 241

Valeur de la demande add. servie 3/ 0.00 0.00 5.39 20.68 23.32 26.51 26.51

BÉNÉFICES NETS -2.26 -11.47 -35.58 -14.19 1.00 19.91 21.70

TRI : 22 % (avec le tarif moyen comme mesure indirecte des avantages)

TRI : 31 % (avec la disposition à payer comme

1/ L'équipement de la composante de distribution est renouvelé tous les 15 ans.

2/ Chiffres obtenus à l'aide d'une simulation de l'exploitation avec le programme et sans le programme.

3/ La demande additionnelle servie est évaluée à raison de 0,11/kWh.

- 107 -Annexe 6.1

Page 5


ANALYSE ÉCONOMIQUE DES COMPOSANTESDU PROGRAMME D'INVESTISSEMENT

Ces composantes comprennent : a) la réhabilitation des centrales hydroélectriques de

Mandraka et d'Antelomita, et l'agrandissement du réseau de transport; b) la réhabilitation et

l'agrandissement de centrales thermiques dans les centres secondaires; et c) la réhabilitation et

l'agrandissement du réseau de distribution.

I. RÉHABILITATION DE CENTRALES HYDROÉLECTRIQUES ET AGRANDISSEMENTDU RÉSEAU DE TRANSPORT

A. RÉHABILITATION DES CENTRALES HYDROÉLECTRIQUES

1. La réhabilitation des centrales hydroélectriques de Mandraka et d'Antelomita fait partie

intégrante du plan de développement au moindre coût de la JIRAMA; ce plan a pour but de répondre àla demande du réseau interconnecté d'Antananarivo. Les coûts additionnels d'équipement, exploitation

et entretien, et les flux des avantages sont donnés plus loin, en page 5 de la présente Annexe. Les

hypothèses admises pour les calculs sont données en détail ci-dessous.

2. Les dépenses d'équipement prévues pour la réhabilitation des centrales hydroélectriques deMandraka et Antelomita ont été calculées à l'aide du modèle de planification des investissements deproduction WASP, puis converties en prix économiques en: i) exprimant la teneur en élémentsimportés en prix c.a.f.; et ii) appliquant aux coûts locaux le coefficient de conversion standard de 0,85.

3. Les coûts additionnels d'exploitation et entretien ont été estimés à 2,5 % des coûts accumulésdes investissements, puis ajustés à l'aide du coefficient de conversion standard de 0,85. Les coûtsadditionnels des combustibles ont été évalués à l'aide des projections de la Banque de février 1993concernant les prix du pétrole brut.

4. La demande additionnelle servie a été calculée en simulant l'exploitation du réseauinterconnecté d'Antananarivo avec et sans la réhabilitation des centrales de Mandraka et Antelomita,puis évaluée à l'aide du tarif moyen de la Zone 1 où se trouvent les deux centrales.

5. Les résultats de l'analyse des coûts et avantages économiques et des tests de sensibilitécorrespondants, sont donnés en page 5 de la présente Annexe.

B. AGRANDISSEMENT DU RÉSEAU DE TRANSPORT

• 1. Cet agrandissement concerne principalement le raccordement de Manakara et Mananjary, surla côte est de Madagascar, à la centrale hydroélectrique de Namorona qui n'est utilisée actuellementqu'à une fraction de sa capacité pour alimenter Fianarantsoa.

- 108 -

Annexe 6.1Page 6

2. Pour ce raccordement, quatre projets techniques ont été évalués par la JIRAMA en tenant

compte de la facilité d'exploitation, du niveau des pertes, de la qualité du service et des coûts. Cetteévaluation a permis de déterminer que le tracé optimum devrait être constitué par une ligne 66 k\, de57 km de long, à un seul circuit, de Namorona á Irondro (Irondro est un village de taille moyenne):Manakara et Mananjary seraient reliés a Irondro par deux lignes 36 kV, à un seul circuit, de 99.5 et55,4 km de long respectivement; il faudrait installer trois sous-stations : une de 66/36 kV à Irondro etdeux de 36/5 kV chacune pour Manakara et Mananjarv.

3. La comparaison a alors porté sur deux plans de développement possibles pour répondre auxprojections de la demande (pour la période 1996-2010) de Fianarantsoa, Manakara et Mananjary : lepremier, sans interconnexion, et donc en admettant que les trois réseaux fonctionneraient isolémentcomme c'est le cas actuellement; et le second en admettant que les trois réseaux sont interconnectés.L'objectif consistait à déterminer lequel de ces deux plans de développement offrait la plus faible valeuractualisée du flux des coûts, en tenant compte des mêmes critères de fiabilité. Les calculs ont été faitspar la JIRAMA à l'aide du programme « Energy and Power Evaluation » (Programme ENPEP) qui estdérivé d'un modèle mis au point par l'Association internationale de l'énergie atomique (AIEA).

4. Les principales hypothèses admises pour les calculs sont les suivantes :

a. Les projections de la demande sont celles données en page 2 de l'Annexe 2.2.

b. Niveau des pertes, avec réseaux séparés :- Fianarantsoa: l'hypothèse admise prévoit que les pertes tomberont de 17,1 %

en 1993 à 12 % en 1996, puis resteront à ce niveau jusqu'en 2010;- Manakara et Mananjary: cette hypothèse admet que les niveaux actuels des

pertes, qui sont de 5,5 % et 6,4 % respectivement, resteront inchangés jusqu'en2010;

Niveau des pertes, avec interconnexion : cette hypothèse admet des pertes pendant letransport de 5 % pendant toute la période.

c. La capacité maximum de la ligne d'nterconnexion est de 2.090 kW entre Namorona etIrondro, de 1.150 kW d'Irondro à Manakara, et de 900 kW d'Irondro à Mananjary.

d. Candidats pour les programmes d'agrandissement:Exploitation en réseaux isolés.

Pour les réseaux de Manakara et Mananjary qui sont entièrement thermiques, lapuissance des groupes électrogènes diesel a été déterminée en tenant compte de lademande à satisfaire en pointe, plus une réserve de 25 %.Pour le réseau de Fianarantsoa qui est essentiellement hydraulique, il y a deuxcandidats :- la réhabilitation de la centrale hydroélectrique de Manandray qui est

actuellement équipée de deux groupes (1 x 250 kW et 1 x 350 KW); etle renforcement par des groupes électrogènes.

Exploitation en interconnexion.Les candidats sont la ligne d'interconnexion, la centrale hydroélectrique de Manandrayet les groupes électrogènes diesel éventuellement nécessaires pour répondre à lademande et satisfaire aux critères de fiabilité.

- 109 -

Annexe 6.1Page 7

e. Coûts des investissements- interconnexion : le coût total de la ligne a été estimé à 2,62 millions de dollars

(dont 55 % en devises). On prévoit que la construction de la ligne durera deuxans.

- Centrale hydroélectrique : on estime que le coût de la réhabilitation de lacentrale de Manandray se montera à un million de dollars et que le travailprendra environ deux ans.

- Groupe électrogène diesel : les durées de construction/mise en service varientde quelques mois à deux ans, suivant l'importance des groupes. Le coût du

_kW installé varie aussi avec la puissance des groupes (de 812 $/kW à 911$/kW).

f Coûts d'exploitation:- ligne de transport : 0,5 % du coût total de la ligne;- centrales hydroélectriques : 0,81 $/kW/mois pour Namorona et Manandray;- groupes électrogènes : il y a des coûts fixes et des coûts variables qui

dépendent tous les deux de la puissance des groupes. L'éventail de ces coûtsest donné ci-dessous

Puissance Coûts fixes Coûts variables(kW) (U.S.$/kW/mois) (U.S.$/MWh)

100-420 4,10-3,15 12,5-11,001000 2,89 10,301600-2000 2,50-2,00 6,00-4,80

g. Coûts des combustibles:Les prix des combustibles sont basés sur les projections de la JIRAMA concernant lesprix du pétrole brut. Les coûts du transport terrestre de Toamasina à Fianarantsoa,Manakara et Mananjary ont été estimés respectivement à 3,55, à 2,89 et à 2,64centimes de S/litre.

h. Critères de fiabilité:On a admis une probabilité de perte de charge égale à un jour/an (soit 0,274 %) pourle réseau de Fianarantsoa, avec ou sans interconnexion et une probabilité de perte decharge de cinq jours/an (soit 1,37 %) pour les réseaux de Manakara et Mananjaryquand ils sont exploités séparément.

Coût de l'énergie non servie :Le coût de l'énergie non servie a été estimé à 200 $/MWh.

Les résultats de l'analyse au moindre coût sont présentés en page 9 de la présenteAnnexe pour l'exploitation en trois réseaux séparés et pour l'exploitation eninterconnexion, avec des taux d'actualisation allant de 10 à 20 %. Les taux derentabilité de r'interconnexion et les résultats des tests de sensibilité sont donnés sur lamême page.

- 110 -

Annexe 6.1Page 8

Il RÉHABILITATION ET AGRANDISSEMENT DES CENTRALES THERMIQUES

1. La méthode utilisée pour calculer le taux de rentabilité économique de la composantethermique est la même que pour la composante hydroélectrique, c'est-à-dire : une simulation surordinateur de l'exploitation des réseaux avec et sans réhabilitation et agrandissement des centralesthermiques. Pour la plupart, ces centrales fonctionnent au gazole ou au fioule.

2. Les dépenses d'équipement prévues ont été calculées à l'aide du modèle de planification de laproduction d'électricité WASP III, puis converties en prix économiques en : i) exprimant la teneur enélements importés en prix c.a.f.; et ii) appliquant aux coûts locaux le coefficient de conversion standardde 0,85.

3. Les coûts additionnels d'exploitation et entretien ont été estimés à 4 % des coûts accumulés desinvestissements, puis ajustés à l'aide du coefficient de conversion standard de 0,85.

4. Les coûts additionnels des combustibles ont été évalués à l'aide des projections de la JIRAMAconcernant les prix du pétrole brut.

5. Le prix de vente moyen utilisé pour la mesure indirecte des avantages est constitué par lamoyenne pondérée des tarifs moyens de la Zone 2 et de la Zone 3. La pondération utilisée est de 24 %pour la Zone 2 et de 76 % pour la Zone 3; elle correspond à la part des investissements deréhabilitation et d'agrandissement des installations thermiques dans chaque zone. Le calcul donnealors: (621 x 0,24) + (845 x 0,76) = 791,24 FMG/kWh = 16 centimes de $/KWh. La demandeadditionnelle servie a été déterminée en simulant l'exploitation des réseaux avec et sans réhabilitation etagrandissement des installations thermiques.

6. Les résultats du calcul des taux de rentabilité et des tests de sensibilité sont donnés en page 10de la présente Annexe.

III. RÉHABILITATION ET AGRANDISSEMENT DU RÉSEAU DE DISTRIBUTION

1. Pour la composante de distribution, les dépenses d'équipement hors taxes prévues, droits etprovisions pour hausse des prix, ont été converties en prix économiques en : i) exprimant la teneur enéléments importés en prix c.a.f.; et ii) appliquant aux coûts locaux le coefficient de conversion standardde 0,85.

2. Les coûts additionnels d'exploitation et entretien ont été estimés à 1,5 % des coûtsd'investissement accumulés, puis ajustés à l'aide du coefficient de conversion standard de 0,85.

3. Le coût de l'énergie fournie au réseau de distribution a été obtenu en multipliant la demandeadditionnelle au niveau de la moyenne tension par le coût marginal à ce niveau. Etant donné que leréseau de distribution proposé remplacera, dans une large mesure, le réseau vétuste et inadapté actuel,on a supposé qu'il supportera une charge de 80 Gwh durant les trois premières années d'exploitation etde 200 Gwh par an par la suite (soit la moitié des ventes du réseau interconnecté d'Antananarivo).

- 111 -

Annexe 6.1Page 9

4. Les ventes additionnelles obtenues grâce au raccordement de nouveaux abonnés et à laréduction des pertes ont été évaluées au prix du tarif moyen basse tension de la JIRAMA, soit 570FMG/kWh (11,6 centimes de $/KWh).

5. Les résultats du calcul des taux de rentabilité économique et des tests de sensibilité sont donnésen page 11 de la présente Annexe.

Annexe 6.1Page 10

MADAGASCAR


TAUX DE RENTABILITÉ ÉCONOMIQUE DE LA RÉHABILITATION DES CENTRALES IIYDROÉILEC'TRIQUES

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003-2026

COÛTS (millions de dollars)

Dépenses d'équipement 0.58 - 8.87 15.42 5.88 0.39Exploitation et entretien 0.01 0.01 0.20 0.53 0.65 0.66 0.66 0 66

Total des coûts additionnels 0.59 0.01 9.07 15.95 6.53 1.05 0.66 0 66


Demande additionnelle servie (GWh) 1/ - - - 132 148 169 169 169

Valeeur de la demande add. servie 2/ 0.00 0.00 0.00 11.88 13.32 15.21 15.21 15 21

AVANTAGES NETS -0.59 -0.01 -9.07 -4.07 6.79 14.16 14.55 14.55

TRI: 57% (avec le tarif moyen comme mesure indirecte des avantages)

TRI : 97% (avec la disposition à payer comme mesure des avantages)

1/ Chiffres obtenus en simulant l'exploitation avec et sans la composante des centrales hydroélectriques du programme.

21 La demande additionnelle servie est évaluée à raison de 0,09 dollar/kWh.

RÉSULTATS DES TESTS DE SENSIBILITÉTRI (%) TRI %)

(avec tarif moyen) (avec dispo. à payer)

a) Avec augmentation de 25 % des coûts d'investissement 44 76

b) Avec baisse de 25 % des avantages attendus. 40 70

c) Avec augmentation de 25 % des coûts d'investissement 31 54

combinée à la baisse de (b)

- 113 -

Annexe 6.1

Page 11

MADAGASCARPROJET DE DÉVELOPPEMENT DU SECTEUR DE L'ÉNERGIEINTERCONNEXION NAMORONA-MANAKARA-MANANJARY

VALEUR ACTUELLE DES COÛTS DES RÉSEAUX (millions de dollars)

Taux d'actualisation (%)10 12 14 16 18 20

A. CAS DE BASERéseaux sépares 6,51 5,76 5,13 4,59 4,14 3,75

Interconnexion 5,87 5,42 5 4,64 4,3 4

B. ANALYSE DE SENSIBILITE1. Baisse de 20 % des prix

des combustibles

Réseaux isolés 6,06 5,37 4,79 4,29 3,87 3,5Interconnexion 5,73 5,29 4,89 4,52 4,19 3,89

2. Augmentation de 20%des coûts d'investissement

Réseaux séparés 6,52 5,76 5,13 4,59 4,14 3,75Interconnexion 6,31 5,84 5,4 5 4,65 4,33

TAUX D'ÉGALISATION DES VALEURS ACTUALISÉES [%]

A. CAS DE BASE 16B. ANALYSE DE SENSIBILITÉ

1. Avec baisse de 20 % du prix des combustibles 132. Avec une augmentation de 20 % des coûts

d'investissement 11,5

TAUX DE RENTABILITÉ ÉCONOMIQUE (%)

Avec le tarif moyen de la JIRAMA comme moyen de mesure indirecte des avantageséconomiques, le taux de rentabilité interne est estimé à 28,7 %.

Les résultats de l'analyse de sensibilité sont les suivants:TRI (%)

a) Avec une augmentation de 25 % des coûts d'investissement 24,1b) Avec une baisse de 25 % des ventes prévues 20,7c) Avec une augmentation de 25 % des coûts d'exploitation

(y compris des combustibles) 26,6

Annexe 6.1Page 12

MADAGASCAR

PROJET DE DÉVELOPPEMENT DU SECTEUR DE L'ÉNERGIETAUX DE RENTABILITÉ ÉCONOMIQUE DE LA RÉHABILITATION ET DE L'AGRANDISSEMENT DES CENTRALES TIIERNIIQUES

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003-2010

COÛTS (millions de dollars)Dépenses d'équipement 10.12 0.39 0.39 0.10 --

Exploitation et entretien 0.00 0.00 0.34 0.36 0.37 0.37 0.37 0.37Coûts additionnels des combustibles 0.00 1.31 1.67 2.04 2.28 2.61 2.61Total des coûts additionnels 0.00 0.00 11.78 2.41 2.80 2.75 2.98 2.98


Demande add. servie (GWh) 1/ 19 23 27 28 35 35Valeur demande add. servie 2/ 3.04 3.68 4.32 4.48 5.60 5.60

AVANTAGES NETS 0.00 0.00 -8.74 1.27 1.52 1.73 2.62 2.62

TRI: 23% (avec le tarif moyen comme mesure indirecte des avantages)

TRI: 16% (avec la disposition à payer comme mesure indirecte des avantages)

1/ Chiffres obtenus en simulant l'exploitation avec et sans la composante des centrales thermiques du programme.

2/ La demande additionnelle servie a été évaluée à raison de 0,16 dollar/kWh.

RÉSULTATS DES TESTS DE SENSIBILITÉ

TRI(%) TRI(%)

(avec tarif moyen) (avec dispo. à payer)

a) Avec augmentation de 15 % des coûts d'investissement. 19 13b) Avec augmentation de 20 % des coûts de combustibles. 18 10c) Avec baisse de 10 % de la demande prévue. 17 10

Annexe 6.1Page 13

MADAGASCAR

PROJET DE DÉVELOPPEMENT DU SECTEUR DE L'ÉNERGIETAUX DE RENTABILITÉ ÉCONOMIQUE DE LA RÉHABILITATION ET DE L'AGRANDISSEMENT DI RÉSEAU D- DISTRIBUTION

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002-2017

COÛTS (en millions de dollars)

Dépenses d'équipement 0.39 5.98 14.46 14.46 10.51 0.39Exploitation et entretien 1/ 0.00 0.08 0.27 0.45 0.58 0 59 0.59Coûts additionnels de la fourniture 2/ 0.00 6.40 6.40 6.40 16.00 16.00Total des coûts additionnels 0.39 6.06 21.13 21.31 17.49 16.97 16.59


Demande additionnelle servie (GWh) 3/ 80 80 80 200 200Valeur de la demande add. servie 4/ 0.00 9.28 9.28 9.28 23.20 23.20

AVANTAGES NETS -0.39 -6.06 -11.85 -12.03 -8.21 6.23 6.61TRI :12% (avec le tarif moyen comme mesure indirecte des avantages)

TRI 24% (avec la disposition à payer comme mesure indirecte des avantages)

1/ Estimés à 1,5 % des investissements cumulatifs.

2/ Le coût marginal au niveau de la moyenne tension est estimé à 0,09 dollar.

3/ Les pertes sur le réseau de distribution ont été estimées partout à 5 %.

4/ La demande additionnelle servie est évaluée à raison de 0.116 dollar/kWh.

RÉSULTATS DES TESTS DE SENSIBILITÉ

TRI(%) TRI(%)

(avec le tarif moyen) (avec dispo à payer)

a) Avec augmentation de 15 % des coûts d'investissement. 10 20

b) Avec augmentation de 15 % des coûts de la fourniture. 6 18c) Avec baisse de 15 % de la demande prévue. 9.5 196

Annexe 6.2Page 1


ANALYSE ÉCONOMIQUE DES PROGRAMMES CONCERNANT LES COMBUSTIBýES LIGNEUX

I. Évaluation économique des programmes concernant les foyers améliorés au charbon de bois

Dans la présente Annexe, on cherche à évaluer les programmes concernant les foyers améliorés. Les investissements maximums de chaque programmedépendent de l'importance de la ville et du pourcentage des ménages qui utilisent le charbon de bois. Dans la pr'ente analyse, on admet un taux derentabilité interne arbitraire de 20 % pour déterminer l'importance de ces investissements. Les coûts comprenn it tout l'équipement (y compris ladifférence de prix entre un foyer à charbon de bois traditionnel et un foyer amélioré), Ia formation, le suivi, les coûts opérationnels et les études pourl'exécution du programme. Les avantages sont constitués par les économies de charbon de bois qui ont été évaluées d'une manière prudente à l'aide desprix du commerce.

La Figure 7 montre l'investissement maximum acceptable dans les programmes de foyers améliorés à Madagascar pour que le taux de rentabilité internereste au dessus de 20 %. Le coût maximum du programme est déterminé par la taille de la ville, sa consommation annuelle de charbon de bois et lescoûts économiques du charbon de bois. Dans le cas de Mahajanga, qui consomme 10.000 tonnes de charbon de bois par an, le coût total desinvestissements ne doit pas dépasser 150.000 dollars.

Investissements maximums dans les programmes defoyers améliorés pour avoir un taux de rentabilité Interne

supérieur à 20%

400300

E 200 '..100

1000 2000 5000 10000 30000

Consommation de charbon de bois dela ville (tonneslan)

Figure 7: Investissements maximums pour les programmes de foyers améliorés.

Annexe 6.2Page 2

ÉVALUATION ÉCONOMIQUE DES PROGRAMMES DE FOYERS AMÉLIORÉS

HYPOTHÈSES

Consommation de charbon 1.000 tonnes/anValeur en FMG 140 millions de FMG/anValeur en dollars 78.000 dollars/anPopulation de la ville 12.700

dont 80 % utilisent du charbon de bois

Économies de charbon de bois 20 %Valeur des économies en dollars 15.600 dollars/anDifférence de coût entre un foyer 4 dollars/foyeramélioré et un foyer traditionnel

FLUX DES COÛTS ET AVANTAGES

Diffusion des foyers 0,05 0,15 0,25 0,35 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45améliorés (%)

85 254 423 592 761 761 761 761 _ 761 7_61Année 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Investissements 7, 3,8 09 0,5 05Coût des FE 03 10 17 2,4 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0

Économies 0,8 2,3 3,9 5,4 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0Net -7,0 -2,5 13 2,5 3,5 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0

Valeur actualisée nette 5.800 dollarsTRI 21,8%

Annexe 6.2Page 3

2. Analyse économique du plan d'action de Mahajanga

On trouvera, dans ce qui suit, une analyse économique générale du plan d'action de Mahajanga. Lîs coûts représentent tous lesinvestissements (équipements et services) nécessaires pour mettre en oeuvre ce plan, y compris les coûts d'organisation des activités et lescoûts d'exécution de certaines études. Les avantages résident dans l'économie de bois des forêts naturelles. Les économies de bois ont étéévaluées aux prix marchands qui constituent la limite inférieure des avantages économiques.

COUTS DU PROGRAMME D'ACTION DE MAHAJANGA

Coûts et avantages ($ x 1.000) anné 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007Plan de gestion 388 179Exécution (1) 316 287 168 25 25 25 25 25 25 25 25Utilisation durable de mangroves (2) 45 30Foyers améliorés 77 79 7 8 10 10 16 16 19 20 20 21Résidus agricoles (4) 80 70 150

Divers 10% 59 67 44 18 3 4 4 4 4 4 5 5 o

Total des investissements 649 741 488 194 38 39 45 45 49 49 50 51et des coÛts

Total des économies à raison de 74 218 394 614 814 1050 1224 1328 1438 1604 1682 1764S 20/tonne 1 1 1 _

-575 -523 -94 420 776 1011 1179 ' 1283 1389 1555 1632 1713Valeur actualisée nette @ i = 12 % 3,184.12Iaux de rentabilité interne 42 %

1) Le système de gestion se finance de lui-même; les coûts récurrents évalués à 25.000 dollats/an sont considérés ici comme étant dusaux inefficacités.

2) Après le démarrage des activités, aucun investissement additionnel n'est nécessaire.3) Les chiffres comprennent les coûts additionnels à supporter par les ménages pour les foyers améliorés (avec une durée de vie de

trois ans).4) Pas de coûts récurrents après la mise en service de l'usine.

Annexe 6.2Page 4

ÉCONOMIES DE BOIS (milliers de tonnes)

Exploitation/gestion desressources/GRN 1,2 2,5 5,2 6,8 8,3 9,3 10,3 11,4 11,7 12,1 12,5- forêts naturelles- savane 2,1 4,4 9,1 11,7 14,5 16,2 18,0 19,8 20,4 21,0 21,6- mangroves 0,8 1,6 4,1 4,2 4,4 1,8 4,6 9,5 9,8 10,1

Foyers améliorés 3,7 7,5 11,6 14,0 16,4 16,9 26,1 26,9 32,4 33,3 34,3 35,4Résidus agricoles 0,4 0,8 1,6 1,7 8,7 18,0 18,5 19,0 19,6 20,2GPL, pétroleTotal des économies de bois 3,7 109 197 307 40,7 45,7 64,7 75,0 86,7 94,1 96,9 99,8Total en termes de t kerosene 0,89 2,67 4,84 7,52 9,96 11,19 15,85 18,36 21,23 23,03 23,73 24,44

3. Origine des approvisionnements en bois : scénarios avec et sans le plan d'action

Population 130000 133900 137917 142055 146316 150706 155227 159884 164680 169621 174709 179950Bois utilisé (tx 1.000)sans 73,0 75,2 77,4 79,8 82,2 84,6 87,2 89,8 92,5 95,2 98,1 101,0le plan d'action

dont forêt naturelle 12,0 12,4 12,7 13,1 13,5 13,9 14,3 14,8 15,2 15,7 16,1 16,6mangroves 3,7 3,8 3,9 4,0 4,1 4,2 4,4 4,5 4,6 4,8 4,9 5,1savane 20,9 21,5 22,1 22,8 23,5 24,2 24,9 25,6 26,4 27,2 28,0 28,9agriculteurs 36,5 37,6 38,7 39,9 41,1 42,3 43,6 44,9 46,2 47,6 49,1 50,5

Bois utilisé avec le plan 69,4 67,7 65,4 65,0 64,1 66,0 52,3 44,9 41,6 42,9 44,1 45,5d'actionExploitation durable

- forêt nationale 0,0 1,2 2,5 5,2 6,8 8,3 9,3 10,3 11,4 11,7 12,1 12,5-savane 0,0 2,1 4,4 9,1 11,7 14,5 16,2 18,0 19,8 20,4 21,0 21,6- mangroves 0,0 0,0 0,8 1,6 4,1 4,2 4,4 1,8 4,6 9,5 9,8 10,1- agriculteurs 36,5 35,6 34,4 34,2 33,7 34,7 27,5 23,6 21,9 22,6 23,2 23,9

différence (= exploitation 32,9 28,7 23,3 14,8 7,8 4,2 -5,1 -8,8 -16,1 -21,4 -22,0 -22,7non soutenable desressources naturelles)

Source : Personnel de la Banque.

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Documents

Document de la Banque mondiale Rapport N° 15086-MAG ......JIRAMA; MM. Edward Gaither, Geoffrey Smith et Marc Méthé, consultants, ont apporté leur contribution au programme d'électrification