Facilité Régionale d’Accès à l’Energie Durableetudes.uemoa.int/upload/etude de faisabilite d une... · 2017. 1. 6. · Situation des énergies renouvelables et soutiens en

Facilité Régionale d’Accès à l’Energie Durable

Etude de faisabilité d’une facilité de financement d’appui au secteur privé pour la mise en œuvre de projets d’énergies renouvelables dans les huit Etats membres de l’UEMOA

© 2015 Propriété d'Ernst & Young et Associés - Confidentiel et ce dans le respect des principes énoncés dans les "Réserves/Disclaimers". Ce rapport, à votre seul usage interne, est indissociable des éléments de contexte qui ont permis de l'établir.

© 2015 Propriété d'Ernst & Young et Associés - Confidentiel et ce dans le respect des principes énoncés dans les "Réserves/Disclaimers". Ce rapport, à votre seul usage interne, est indissociable des éléments de contexte qui ont permis de l'établir.

Ce document a été établi sur la base des besoins et informations que vous nous avez communiqués, par référence à votre contexte et en fonction de l'environnement juridique et économique actuel.

Les conclusions, qui y sont énoncées, sont élaborées à partir de nos méthodes, processus, techniques et savoir-faire. De ce fait, elles sont, ainsi que le support, notre propriété. La décision de mettre en œuvre ou non ces conclusions, ainsi que les modalités de mise en œuvre relèvent de votre seule responsabilité.

Ce rapport est émis en application du contrat convenu entre nous.

Sommaire

Tables et figures 7

Liste des figures 7

Liste des tables 7

Principaux sigles et abréviations 8

Résumé 11

Les enjeux énergétiques des Etats membres de l’UEMOA 15

Aperçu de la situation énergétique de la zone 15

Défis énergétiques régionaux 15 Situation des énergies renouvelables et soutiens en place 17

Le Fonds Régional d’Appui à l’Energie Durable en réponse aux défis énergétiques de la région19

Contexte de l’étude 19 Méthodologie suivie 21

Panorama des situations nationales 24

Bénin 25

Contexte général 26 Etat des lieux des projets d’énergies renouvelables 28 Analyse SWOT pour le développement des projets EnR 32 Conclusions et recommandations pour la FRAED 32

Burkina Faso 34

Contexte général 35 Etat des lieux des projets d’énergie renouvelable 37 Analyse SWOT pour le développement des projets EnR 39 Conclusions et recommandations pour la FRAED 39

Côte d’Ivoire 41


Guinée-Bissau 53


Mali 59

Contexte général 60

Etat des lieux des projets d’énergie renouvelable 65 Analyse SWOT pour le développement des projets EnR 70 Conclusions et recommandations pour la FRAED 70

Niger 74


Sénégal 81


Togo 91

Contexte général 92 Etat des lieux des projets d’énergie renouvelable 96 Analyse SWOT pour le développement de projets EnR 100 Conclusions et recommandations pour la FRAED 101

Analyse globale des principaux résultats des visites pays 103

Analyse comparée de deux instruments emblématiques : le Get FIT de la KfW et la Facilité

Energie d’ACP-EU 106

Get FIT 106

Mécanisme et fonctionnement 106 Projets financés et impacts 107 Leçons pour la FRAED 108

ACP-UE FE 108

Mécanisme et fonctionnement 108 Projets financés et impacts 110 Leçons pour la FRAED 111

Recommandations pour la structuration de la FRAED 112

Constat général 112

Guichet 1 : Appui institutionnel aux Etats 114

Guichet 2 : Améliorer les conditions de rentabilité des projets 115

Financement et refinancement de la FRAED 117

Travaux préliminaires au financement de projets pilotes Error! Bookmark not defined.

Conclusion 119

Annexes 164

ANNEXE 1 : Liste des différents instruments financiers comparés dans le cadre de l’étude 164

ANNEXE 2 : Exemple pratique de la structure des coûts d’une centrale solaire de 20 MW 166

ANNEXE 3 : Liste des acteurs interrogés 167

ANNEXE 4 : Bibliographie & webographie 174

ANNEXE 5 : Objectifs de l’étude selon les Termes de Référence 177

Mai 2015 SABER/FRAED – Etude de faisabilité de la FRAED – Tome1 : Orientations stratégiques 7

Tables et figures

Liste des figures

Figure 1 : Etat d’avancement des Etats membres vis-à-vis du développement de projets EnR (EY, 2015) ............ 11

Figure 2 : Structure suggérée pour la FRAED (EY, 2015) ................................................................................ 12

Figure 3 : Mécanisme de bonification de prêt (EY, 2015) ................................................................................ 13

Figure 4 : Taux d'accès à l'électricité en % (CEREEC, IEA, 2010-11) ................................................................. 16

Figure 5 : La SABER et ses moyens (EY, 2015) .............................................................................................. 19

Figure 6 : Leviers d'actions de la FRAED (EY, 2015) ..................................................................................... 105

Tableau 7 : Premium versés au titre du GET FiT (GET FiT Ouganda, 2015) ..................................................... 106

Figure 8 : Projection des paiements annuels du programme Get FiT (GET FiT Ouganda, 2013) ........................ 107

Figure 9 : Mécanisme de la Facilité Energie ACP-UE (EuropeAid, 2015) ......................................................... 110

Figure 10 : Carte des projets financés par la FE ACP-EU (EuropeAid, 2015) ................................................... 110

Figure 11 : Nombre de projets financés par la FE ACP-UE (EuropeAid, 2015) ................................................ 111

Figure 12 : Projets solaires financés par la FE ACP-UE dans l'UEMOA (EuropeAid, 2015) ................................ 111

Figure 13 : Modélisation de la FRAED selon 3 scénarios (EY, 2015) ............................................................... 116

Figure 14 : Chronogramme proposé pour la mise en place de la FRAED (EY, 2015) ........................................ 120

Liste des tables

Table 1 : Paramètres de la FRAED (EY, 2015) ................................................................................................ 14

Table 2 : Statistiques générales (CIA & PNUD, 2014) ...................................................................................... 15

Table 3 : Panorama des objectifs nationaux (Ren21, 2014) ............................................................................ 17

Table 4 : Perspectives pour les EnR en Afrique de l'Ouest (IRENA, 2013) ........................................................ 17

Table 5 : Politiques d'appui aux EnR des Etats membres de l'UEMOA (Ren21, 2014) ........................................ 18

Table 6 : Paramètres de la FRAED (EY, 2015) ................................................................................................ 20

Table 7: Mobilisation des principaux instruments identifiés dans les pays de l'UEMOA (EY, 2015) .................... 103

Table 8 : Synthèse des projets EnR dans l'UEMOA (EY, 2015) ....................................................................... 104

Table 9 : Hypothèses des coûts de la FRAED (EY, 2015) ............................................................................... 115


Principaux sigles et abréviations

ABERME ........... Agence Béninoise de l’Electrification Rurale et de la Maitrise de l’Energie | Bénin

AER .................. Agence des Energies Renouvelables | Mali

AFD .................. Agence Française de Développement

AMADER ........... Agence Malienne de l’Electrification Rurale | Mali

AMI ................... Appel à Manifestation d'Intérêt

ANADER ........... Agence Nationale pour le Développement des Energies Renouvelables et de l’efficacité énergétique | Bénin

Anaré ................ Autorité Nationale de Régulation du secteur de l'Electricité | Côte d'Ivoire

ANER ................ Agence nationale pour les Energies renouvelables | Sénégal

AO .................... Appel d'Offre

ARM .................. Autorité de Régulation Multisectorielle | Niger

ARSE ................ Autorité de Régulation du Sous-secteur de l’Electricité | Burkina Faso

ARSE ................ Autorité de Règlementation du Secteur de l’Electricité | Togo

ASER ................ Agence Sénégalaise d’Electrification Rurale | Sénégal

BAD .................. Banque Africaine de Développement

BEI .................... Banque Européenne d’Investissement

BLT ................... Partenariat Public-Privé (Build–lease–transfer)

BOAD ................ Banque Ouest-Africaine de Développement

BOO .................. Partenariat Public-Privé (Build–own–operate)

BOOT ................ Partenariat Public-Privé (Build–own–operate–transfer)

BOT .................. Partenariat Public-Privé (Build–operate-transfer)

CCNUCC ............ Convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques

CEB .................. Communauté Electrique du Bénin | Bénin

CEB .................. Communauté Electrique du Bénin | Togo

CEDEAO ............ Communauté économique des États de l'Afrique de l'Ouest

CEET ................. Compagnie Electrique du Togo | Togo

CEREEC ............ Centre pour les Energies Renouvelables et l’Efficacité Energétique

CIE .................... Compagnie Ivoirienne d’Electricité | Côte d'Ivoire

CI-ENERGIES ..... Société des Energies de Côte d'Ivoire | Côte d'Ivoire

CIF .................... Fonds d'Investissement Climatique (Climate Investment Funds)

CNH .................. Comité National des Hydrocarbures | Sénégal

CREE ................ Commission de Régulation de l’Electricité et de l’Eau | Mali

CRSE ................ Commission de Régulation du Secteur de l’Electricité | Sénégal

DANIDA ............ Agence danoise pour le développement international

DBFO ................ Partenariat Public-Privé (Design–build–finance–operate)

DBOT ................ Partenariat Public-Privé (Design–build–operate–transfer)

DCMF ................ Partenariat Public-Privé (Design–construct–manage–finance)

DGE .................. Direction générale de l’énergie | Guinée-Bissau

DGE .................. Direction Générale de l’Energie | Niger

DNE .................. Direction Nationale de l’Energie | Côte d'Ivoire

DNE .................. Direction Nationale de l’Energie | Mali

EAGB ................ Electricité et Eau de la Guinée-Bissau (Electricidade e Aguas da Guine-Bissau) | Guinée-Bissau

ECOWREX ......... l’Observatoire pour les Energies Renouvelables et l’Efficacité Energétique

EDM-SA ............ Énergie du Mali SA | Mali


EnR ................... Energies Renouvelables

EREF ................. Facilité Energie Renouvelable

FAER ................ Fonds Africain des Energies Renouvelables

FAD .................. Fonds Africain de Développement

FAO .................. Organisation des Nations unies pour l’alimentation et l’agriculture

FDE ................... Fonds de Développement de l’Electrification | Burkina Faso

FIT .................... Tarif de Rachat (Feed-in-Tariff)

FMI ................... Fonds Monétaire International

FRAED .............. Facilité Régionale d’Accès à l’Energie Durable

GIZ ................... Agence de coopération internationale allemande pour le développement (Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit)

GPOBA .............. Partenariat Mondial pour l'Aide Basée sur les Résultats (Global Partnerschip on Output Based Aid)

IDA ................... Agence de Développement International (International Development Agency)

IDH ................... Indice de Développement Humain

IEUE .................. Initiative Energie de l’Union Européenne

IPP .................... Producteur d'Electricité Indépendant (Independent Power Producer)

IRED ................. Initiative régionale pour l’énergie durable

IRENA ............... Agence internationale pour les énergies renouvelables

KfW ................... Établissement de crédit pour la reconstruction (Kreditanstalt für Wiederaufbau)

MERN ................ ministère de l’énergie et des ressources naturelles | Guinée-Bissau

MMCE ............... Ministère des Mines, des Carrières et de l’énergie | Burkina Faso

NIGELEC ........... Société Nigérienne d’Electricité | Niger

OMD .................. Objectifs du Millénaire pour le Développement

PEN .................. Politique Energétique Nationale | Mali

PEN .................. Politique Energétique Nationale | Togo

PIB.................... Produit Intérieur Brut

PNIASE ............. Plan National d’investissements pour l’accès aux services Energétiques | Côte d'Ivoire

PNUD ................ Programme des Nations unies pour le développement

PPA .................. Convention d'Achat d'Electricité (Power Purchase Agreement)

PRASE .............. Programme National de Référence d'Accès aux Services Énergétiques | Niger

PRODERE .......... Programme Régional de Développement des Energies Renouvelables et de l’Efficacité Energétique

PRS .................. Programme Régional Solaire | Burkina Faso

PTF ................... Partenaires Techniques et Financiers

SABER .............. Société Africaine des Biocarburants et des Energies Renouvelables

SBEE ................. Société Béninoise d’Energie Electrique | Bénin

SENELEC .......... Société nationale d'électricité du Sénégal | Sénégal

SNDER .............. Stratégie Nationale pour le Développement des Energies Renouvelables | Mali

SONABEL .......... Société nationale d’électricité du Burkina Faso | Burkina Faso

SREP ................ Programme de Valorisation à Grande Échelle des Énergies Renouvelables (Scaling-up Renewable Energy Program)

SSD................... Sociétés de Services Décentralisés | Mali

UE..................... Union Européenne

UEMOA ............. Union économique et monétaire ouest-africaine

USAID ............... Agence des États-Unis pour le développement international

XOF .................. Franc de la communauté financière d’Afrique



Résumé exécutif Le principal enjeu de la zone UEMOA en matière énergétique est l’accès à une électricité abordable et de qualité. En 2009, près de 70 % de la population subsaharienne vivait sans accès à l’électricité. Ce chiffre varie de 40 % en zone urbaine à plus de 85 % en zone rurale. La région requiert environ 19 milliards USD d’investissements annuels supplémentaires pour permettre à l’ensemble de la population subsaharienne d’avoir accès à l’électricité d’ici à 2030. Les pays membres de l’UEMOA (Bénin, Côte d’Ivoire, Burkina Faso, Guinée-Bissau, Mali, Niger, Sénégal, Togo), sont parmi les premiers concernés, puisque la part de la population sans accès à l’électricité peut atteindre 90 %.

Dans ce contexte, l’UEMOA œuvre au développement des énergies renouvelables dans la région. L’Initiative régionale pour l’énergie durable (IRED) a ainsi été mise en place en 2009 par les huit Etats membres afin d’établir une stratégie de résolution durable de la crise de l’énergie dans l’UEMOA, en visant trois objectifs long terme d’ici 2030 que sont un accès universel au service de l’électricité, un prix moyen à 30 XOF/kWh et une part de renouvelable qui passerait de 36 % en 2007 à 82 %.

Le Programme Régional de Développement des Energies Renouvelables et de l’Efficacité Energétique (PRODERE) dans les Etats membres de l’UEMOA s’inscrit dans la continuité de l’IRED. La phase 2 du PRODERE vise notamment à financer l’installation de projets d’énergies renouvelables avec pour objectif une capacité initiale installée de 200 MW, à raison de 25 MW par Etat membre pour un coût global d’environ 350 milliards XOF dont la gestion et la réalisation seront confiées au secteur privé. Ces centrales seront installées dans les zones urbaines, périurbaines et rurales dans la période 2015 à 2020.

Dans ce contexte, la Commission de l’UEMOA et la SABER ont signé un accord-cadre de coopération et de partenariat afin de mettre en place une Facilité Régionale d’Accès à l’Energie Durable (FRAED) à destination du secteur privé. La FRAED a pour but de servir de « catalyseur » aux investissements privés pour le développement des projets d’énergies renouvelables et d’efficacité énergétique de taille moyenne (entre 5 et 25 MW environ) dans les huit Etats membres. Le présent rapport constitue l’étude de faisabilité d’une telle facilité de financement régional des projets d’énergies renouvelables. Grâce à une méthodologie basée en grande partie sur des visites terrain des acteurs clés publics et privés du secteur de l’électricité et des énergies renouvelables, complétée par des travaux de revue bibliographique, ce rapport présente les recommandations concernant la stratégie de la FRAED, son mode opératoire, ses besoins en termes de moyens financiers. Le second volume de l’étude décrit quant à lui la structure de gouvernance de la FRAED.

Les informations recueillies lors des visites des huit Etats membres montrent clairement que les pays (et les acteurs des secteurs publics et privés dans ces pays) ont des degrés d’avancement différents vis-à-vis du développement de projets d’énergies renouvelables. En effet, lorsque certains gouvernements ont mis en place des dispositifs de soutien pour favoriser le développement des énergies renouvelables (plan de développement du secteur, politiques incitatives, cadre législatif, etc.), d’autres n’ont pas encore créé les conditions favorables à l’élaboration de tels projets.

Ce degré d’avancement est également lié à l’expérience des principaux acteurs du secteur public et privé (ministères des énergies, sociétés nationales d’électricité, développeurs et investisseurs privés, banques locales) en matière de montage de projet : depuis les études préliminaires, l’analyse d’opportunité et de plan d’affaire, le financement et négociation des contrats jusqu’aux phases de construction, d’exploitation et de maintenance de l’ouvrage.

Ainsi, si certains pays, comme la Guinée-Bissau, manquent d’un cadre réglementaire réellement incitatif et favorable au développement des énergies renouvelables, d’autres, comme le Burkina Faso par exemple, ont déjà des projets solaires en construction, dont un projet développé en Independent Power Producer (IPP), lui conférant à la fois l’expérience de l’élaboration et de la négociation d’un PPA (Power Purchase Agreement), ainsi que les différentes étapes préliminaires au développement de projet (étude de faisabilité et de raccordement réseau, étude d’impact environnemental et social, etc.).

La structure de la FRAED doit donc être adaptée à chaque pays, afin de répondre efficacement aux besoins identifiés avec les bons outils : appui institutionnel aux Etats par de l’assistance technique, aide au financement des phases préliminaires de développement des projets, ou amélioration des conditions de financement des projets via un outil de garantie. Deux guichets ont ainsi été envisagés pour la FRAED qui doivent permettre d’augmenter le nombre de projets EnR développés en IPP dans les 8 Etats membres de l’UEMOA, avec des objectifs précis à la fois en termes de tarifs de vente de l’électricité (60 XOF/kWh en 2020 et 30 XOF/kWh en 2030, en sortie de production, en cohérence avec les objectifs de l’IRED) et de rentabilité pour les investisseurs de ces projets (taux de rendement attendu de 15 % environ).


Figure 1 : Structure de la FRAED (EY, 2015)

Le premier guichet sera dédié à l’appui institutionnel aux Etats, sous plusieurs formes (assistance technique pour l’amélioration d’un cadre réglementaire favorable aux EnR et financement des études de faisabilité notamment). Ce guichet permettra de favoriser l’émergence d’un cadre favorable au développement de projets d’énergies renouvelables dans les Etats membres d’une part, et de soulager les développeurs de la charge financière liée à ces études d’autre part. Les montants à mobiliser ont été évalués dans un premier temps à 15 milliards XOF environ qui correspondent au financement des phases amont de 8 projets de 25 MW. Ce financement doit être effectué en étroite collaboration avec les gouvernements des Etats membres. En effet, le succès du montage d’un IPP ne peut être atteint que par l’implication de tous les acteurs, et en particulier des pouvoirs publics, qui sont responsables de la définition d’un cadre réglementaire et juridique favorable au développement de tels projets.

Le second guichet de la FRAED vise à diminuer le coût de financement des projets pour les développeurs privés au moyen de subventions directes et la mise en place d’une garantie contre le risque de défaut de la contrepartie publique (risque de liquidité). Afin de limiter l’exposition de la FRAED et le risque moral, l’enveloppe de subventions sera limitée à environ 10% des montants des projets, soit 2,5 milliards XOF environ pour un projet de 25 MW (et donc 20 milliards XOF pour les 200 MW prévus initialement).


Figure 2 : Mécanisme de la FRAED (EY, 2015)

Concernant l’outil de garantie, il est prévu de provisionner 6 mois de facturation qui atteignent environ 1,5 milliards XOF dans le cadre d’un projet de 20 MW (soit 15 milliards XOF pour les 200 MW visés initialement par la FRAED). Cet outil de garantie semble particulièrement bien adapté à la FRAED qui jouerait ainsi un rôle de modérateur entre le secteur public et le secteur privé.

Ainsi, la mise en place successive des guichets 1 et 2 permettra de rendre les projets d’énergies renouvelables plus attractifs vis-à-vis des développeurs privés en garantissant un taux de rentabilité de l’ordre de 12 à 15 %. Un des enjeux majeurs restera néanmoins la négociation des conditions du partenariat avec les institutions financières qui fourniront le prêt commercial mais dont la FRAED participera à en améliorer les conditions financières.

En conclusion, la dotation initiale envisagée pour la FRAED est de 50 milliards XOF (15 milliards pour le guichet 1 et 35 milliards pour le guichet 2). La Commission de l’UEMOA compte apporter une contribution sous forme de subvention afin d’alimenter ces deux guichets. Les sources de financement complémentaires sont actuellement à l’étude et devront être apportées par d’autres institutions financières internationales et partenaires du développement. Les entretiens réalisés lors des visites pays auprès de différentes institutions financières (notamment la Banque Mondiale, l’Union Européenne, la BEI, l’AFD, la BAD, la BOAD, etc.) ont d’ores et déjà permis de présenter et de promouvoir la facilité ainsi que d’identifier de possibles contributions.

Par ailleurs, plusieurs pistes de refinancement sont envisagées :

1. Le partage des bénéfices au-delà d’un certain seuil de rentabilité convenu avec les investisseurs : la FRAED pourrait par exemple récupérer une part convenue des cash flows dégagés de manière progressive (25 % les 5 premières années qui comptent pour le TRI investisseur, et 75 % ensuite). Ce montage sera à étudier et préciser avec les investisseurs ;

2. Les revenus issus des primes d’assurance issus du fonds de garantie (entre 3 et 5 % du montant garanti) ; 3. Les bids bonds mis en place lors des appels d’offres ;


4. Les crédits carbone générés par le projet : le refinancement de la FRAED grâce aux crédits carbone générés par les projets est hypothétique et doit encore être discuté avec l’UNFCCC.

La FRAED a pour objectif ambitieux une mise en place opérationnelle en octobre 2015, avec le chronogramme suivant :

Avril 2015 : validation par les Etats membres lors d’un atelier de travail les 1er et 2 avril 2015 à Dakar Mai à septembre 2015 : mobilisation des ressources Octobre 2015 : lancement opérationnel de la FRAED avec les premiers appels d’offres.

Enfin, il convient de souligner que la FRAED peut apporter une réponse régionale aux enjeux du changement climatique, en parallèle des grandes manifestations de 2015, avec la tenue de la COP21 à Paris, et un accord attendu sur le climat, et la mise en place du Green Climate Fund visant le financement des projets d’atténuation et d’adaptation climatique dans les pays en voie de développement.

Table 1 : Paramètres de la FRAED (EY, 2015)

NOM Facilité Régionale d’Accès à l’Energie Durable (FRAED) / UEMOA

PERIODE 2015 – 2030

PERIMETRE Géographie : huit pays membres de l’UEMOA Projets : projets d’énergies renouvelables et d’efficacité énergétique Puissance : moyenne (entre 10 et 20 MW) Technologies : principalement solaire et petite hydroélectricité

OBJECTIFS Puissance installée : 200 MW Nombre de projets : 8x25 MW

BENEFICIAIRES Directs : secteur privé et secteur public Indirects : secteur privé

STRATEGIE Augmenter le nombre de projet EnR développés en IPP et atteindre un prix de l’électricité renouvelable à 60 XOF/kWh à horizon 2020 (en sortie de production)

STRUCTURE JURIDIQUE Fonds de subvention et fonds de garantie administré de manière autonome

DOTATION INITIALE Guichet 1 - Appui institutionnel aux Etats : 15 milliards XOF Guichet 2 - Amélioration de la rentabilité des projets : 35 milliards XOF (dont 20 milliards XOF de bonification et 15 milliards XOF de garantie) TOTAL : 50 milliards XOF

FINANCEMENT Sponsor : partenaires institutionnels Collecte en cours. Don de l’UEMOA sécurisé (10Mds XOF)

GOUVERNANCE Conseil de surveillance, Comité d’investissement, Comité de pilotage et Secrétariat : à définir


Les enjeux énergétiques des Etats membres de l’UEMOA

Aperçu de la situation énergétique de la zone

Défis énergétiques régionaux Le principal enjeu de la zone UEMOA en matière énergétique est l’accès à une électricité abordable et de qualité. Ce défi en révèle plusieurs autres, intimement liés, que sont notamment l’indépendance énergétique, l’électrification rurale, l’amélioration des réseaux, la transition énergétique, la stabilité politique, la mobilisation de financement, etc.

Les pays de l’UEMOA regroupent au total une population de près de 110 millions d’habitants, dont le quart en Côte d’Ivoire, et observent des taux de fécondité allant jusqu’à 7,6 pour le Niger. Parallèlement, le taux d’urbanisation moyen annuel pour 2010-2015 est de 4,2 %, soit un taux supérieur à la moyenne de la CEDEAO. La plupart des pays de l’UEMOA comptent parmi les plus pauvres au monde et tous voient leur Indice de Développement Humain (IDH) classé en dessous de la 160ème place mondial.

Table 2 : Statistiques générales (CIA & PNUD, 2014)

Bénin Burkina

Faso

Côte

d'Ivoire

Guinée-

Bissau Mali Niger Sénégal Togo UEMOA

Population

(millions, 2014e) 10,16 18,37 22,85 1,69 16,46 17,47 13,64 7,35

107,99 (total)

Taux de croissance

(personnes/km², 2014e) 2,81 3,05 1,96 1,93 3,00 3,28 2,48 2,71

2,65 (moyenne)

Taux d’urbanisation annuel

(%, 2010-2015e) 4,12 6,02 3,56 3,59 4,77 4,91 3,32 3,30

4,20 (moyenne)

PIB par habitant

(USD PPA, 2013e) 1 600 1 500 1 800 1 200 1 100 800 2 100 1 100

1 400 (moyenne)

Classement IDH

(classement sur 185, 2014) 165 181 171 177 176 187 163 166

Max : 163 Min : 187

Cette concentration démographique associée à ces enjeux de développement économique et humain n’est pas sans poser des problèmes énergétiques saillants, en particulier pour satisfaire des besoins fondamentaux tels que la cuisine, l'éclairage ou le pompage d'eau. En 2009, près de 70 % de la population subsaharienne vivait sans accès à l’électricité. Ce chiffre varie de 40 % en zone urbaine à près de 85 % en zone rurale. La région requiert environ 19 milliards USD d’investissements annuels supplémentaires pour permettre à l’ensemble de la population subsaharienne d’avoir accès à l’électricité d’ici à 2030. Les pays membres de l’UEMOA (Bénin, Côte d’Ivoire, Burkina Faso, Guinée-Bissau, Mali, Niger, Sénégal, Togo), sont parmi les premiers concernés, puisque la part de la population sans accès à l’électricité monte à près de 90 % au Burkina et au Niger (Figure 3).


Figure 3 : Taux d'accès à l'électricité en % (CEREEC, IEA, 2010-11)

Plusieurs éléments additionnels viennent exacerber cette tension énergétique. En premier lieu, l’électricité produite subit de forte perte sur les réseaux de transmission et de distribution, très souvent en raison d’un matériel obsolète et d’un entretien insuffisant. La fréquence des coupures de courant est donc forte, en particulier pendant la saison sèche, alors que la capacité des installations hydroélectriques est restreinte.

Les capacités de production sont par ailleurs nettement insuffisantes et requièrent dès à présent des investissements significatifs pour répondre à la demande prévisionnelle d’électricité. Malheureusement, les producteurs sont le plus souvent en difficulté financière et incapables de réaliser seuls les efforts nécessaires sans hausser davantage les prix.

Enfin, le mix énergétique des pays étudiés repose essentiellement sur des générateurs diesel et l’hydroélectricité. Or, à l’exception de la Côte d’Ivoire, tous les pays de l’UEMOA sont dépendants des importations de pétrole. La région est donc très dépendante de la volatilité des cours mondiaux et des ruptures d’approvisionnement.

Depuis les années 1990, la CEDEAO a entrepris de multiples efforts pour relever ces défis. En particulier, les énergies renouvelables et les économies d’énergies se sont rapidement révélées une solution complète et pérenne. En 1990, le Centre pour les Energies Renouvelables et l’Efficacité Energétique (CEREEC) est créé pour porter les politiques de la CEDEAO en la matière. En 2012, l’Observatoire pour les Energies Renouvelables et l’Efficacité Energétique (ECOWREX) est lancé pour collecter et rendre public des informations actualisées sur les systèmes énergétiques et leurs potentiels pays par pays.

L’UEMOA elle aussi porte le développement des énergies renouvelables. L’Initiative régionale pour l’énergie durable (IRED) a ainsi été mise en place en 2009 par les Etats membres afin d’établir une stratégie de résolution durable de la crise de l’énergie dans l’UEMOA, en visant trois objectifs long terme que sont un accès universel au service de l’électricité en 2030, un prix moyen à 30 XOF/kWh en 2030 et une part de renouvelable qui passerait de 36 % en 2007 à 82 % en 2030.

Enfin, plus largement, les différents pays qui composent l’UEMOA ont chacun défini des objectifs en termes d’accès à l’électricité et de développement des énergies renouvelables (table ci-dessous). Ces informations demeurent néanmoins difficiles à comparer en raison des profils différents des Etats membres.

59 57

28 27 27

15 13 9

85 88

55 54

35

45 39 40

32 33

6

14 21

2 4 1,5

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Taux national

Taux urbain

Taux rural


Table 3 : Panorama des objectifs nationaux (Ren21, 2014)

Objectifs pour l’accès à l’électricité Objectifs pour les EnR

Bénin 50% d’ici 2015 Aucun

Burkina Faso 60% d’ici 2015 Aucun

Côte d’Ivoire 50% d’ici 2015 5% de l’énergie primaire d’ici 2015, 15% d’ici

2020 et 20% d’ici 2030

Guinée-Bissau Aucun 2% de l’énergie primaire d’ici 2015 avec le

solaire PV

Mali 55% en zone urbaine et 15% en zone rurale

d’ici 2015 10% de l’énergie d’ici 2015 et 25% d’ici 2033

Niger 15% d’ici 2020 et 66% en zone rurale/péri-

urbaine d’ici 2015 10% du bilan énergétique national d’ici 2020

Sénégal 60% d’ici 2016 20% de la capacité installée d’ici 2017

Togo Aucun 15% de l’électricité d’ici 2020

Situation des énergies renouvelables et soutiens en place Les pays membres de l’UEMOA bénéficient de conditions naturelles favorables pour le développement de certaines technologies d’énergies renouvelables, en particulier pour le solaire et l’hydroélectricité.

Le Renewable Energy Policy Network (Ren21) estime que la capacité d’énergie renouvelable installée et connectée au réseau dans la région UEMOA est d’environ 1 TW. Ces installations reposent exclusivement sur de l’énergie hydroélectrique, utilisée depuis des décennies dans la zone. Pour autant, une importante capacité hors-réseau a été ajoutée des dernières années grâce notamment au solaire PV et à des installations de petite hydroélectricité. Les Etats ne reportent pas encore de façon exhaustive ces installations mais les fiches pays qui composent ce rapport dressent un état des lieux assez complet des projets en place, des projets prévus et de leurs acteurs.

Le développement de ces capacités décentralisées permet de palier les aléas de la qualité du réseau et d’électrifier plus facilement les villages les plus reculés. En parallèle, les technologies d’énergies renouvelables sont désormais matures et leurs coûts sont en baisse : l’IRENA a développé un outil de planification du secteur énergétique pour les pays d’Afrique de l’Ouest, qui permet de mettre en perspective les coûts moyens de production des différentes technologies sur les prochaines années, et de comparer les horizons 2020 et 2030 avec la situation de référence en 2010.

Table 4 : Perspectives pour les EnR en Afrique de l'Ouest (IRENA, 2013)

Facteur de charge (%)

Rendement thermique (%)

Durée de vie (années)

Connexion au réseau

LCOE 2010 (USD/MWh)

LCOE 2020 (USD/MWh)

LCOE 2030 (USD/MWh)

Diesel centralisé 80 35 25 oui 291 325 339

Gaz domestique (TGCC) 85 48 30 oui 90 98 102

Charbon supercritique 85 37 35 oui 81 89 93

Petite hydro 50 - 30 non 107 97 89

Solaire PV 50 38 30 oui 104 92 86

Biomasse 30 - 25 oui 102 88 81

Eolien 25 - 25 oui 121 94 84

Ainsi, le coût moyen de production de l’électricité par du renouvelable va baisser pour devenir plus compétitif que le gaz domestique et le charbon d’ici à l’horizon 2020. L’IRENA indique par ailleurs que la part des énergies renouvelables en Afrique sub-saharienne pourrait passer de 22 % de la production d’électricité actuelle à 52 % en 2030, en fonction d’hypothèses sur les coûts de production.


Pour les différentes raisons évoquées précédemment, l’énergie renouvelable apparaît clairement comme une solution adaptée aux besoins des pays de l’UEMOA. Dès lors, une série de politiques d’appuis ont pu être mises en place, à des degrés différents selon les pays :

Table 5 : Politiques d'appui aux EnR des Etats membres de l'UEMOA (Ren21, 2014)

Bé

nin

Bu

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Cô

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rég

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tair

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Tarif de rachat/primes (ex : FiTs, premiums)

Quotas qui encouragent l’utilisation d’EnR par les centrales électriques X

Facturation nette

Crédits négociables de réduction certifiée des émissions

Appels d’offres sur des projets d’EnR X

Incit

ati

on

s fi

sca

les

et

fin

an

cem

en

ts

pu

blics

Subvention en capital, subventions ou remises

Crédit d’impôt pour investissement/production X

Réduction des taxes (ventes, énergie, CO2, TVA, etc.)

Paiement des productions d’énergie X

Investissements publics, prêts ou subventions X X

Les instruments publics sont encore peu mobilisés, à l’exception notable des réductions de taxes à destination du

secteur privé. Pourtant, ce dernier demeure encore peu mobilisé, et plusieurs explications peuvent être avancées :

les risques politiques et réglementaires : le risque pays, souvent lié au risque de l’acheteur (« offtaker »)

et ensuite contre les changements de réglementation, de fiscalité, de tarification (applicables dans le

cadre de contrat de rachat de l’électricité PPA ou de tarifs de rachats) ;

Les difficultés d’accès au financement pour les développeurs, notamment de la phase ;

Le manque de capacités des gouvernements et développeurs locaux : les développeurs locaux et les

pouvoirs publics ne disposent pas d’une expérience significative dans le secteur des EnR.

C’est dans ce contexte que la SABER en partenariat avec la Commission de l’UEMOA a décidé dans le cadre du

PRODERE de mettre en place une facilité de financement à destination du secteur privé, afin que des projets

d’énergies renouvelables voient le jour dans les pays membres de l’UEMOA. Cette initiative s’inscrit bien

évidemment dans le cadre des actions déjà menées au sein de la CEDEAO, en particulier à travers le Système

d’Echanges d’Energie Electrique Ouest Africain (EEEOA) et la Banque d’investissement et de développement de la

CEDEAO (BIDC). Les possibilités de synergies avec ces organisations seront développées dans le second Volume

de ce rapport.


Le Fonds Régional d’Appui à l’Energie Durable en réponse aux défis énergétiques de la région

Contexte de l’étude La Société Africaine des Biocarburants et des Energies Renouvelables (SABER ou ABREC en anglais pour « African Biofuel & Renewable Energy Company ») a été lancée en 2010 par la plupart des Etats membres de la CEDEAO

1 et

par plusieurs institutions financières2. Ce sont toujours ces financeurs qui forment son Conseil d’Administration

mais la SABER est depuis 2012 une organisation internationale. Ses objectifs sont multiples :

La promotion et le financement des projets d’énergies renouvelables et d’efficacité énergétique dans les secteurs public et privé ;

Le transfert de nouvelles technologies vertes pour le développement des industries d’énergies renouvelables ;

Le financement des PME/PMI dans le domaine de la bioénergie ; Le renforcement des compétences des Gouvernements et du secteur privé pour tirer le maximum

d’avantages des marchés d’énergies propres.

La SABER, pour répondre à ses objectifs, a lancé plusieurs initiatives parmi lesquelles un fonds d’amorçage (« African Green Development Fund », AGDF), une facilité d’assistance technique (« African Clean Energy-Technical Assistance Facility », ACE-TAF) et un fonds d’investissement (« Fonds Africain des Energies Renouvelables », FAER ou « African Renewable Energy Fund », AREF). Comme le présente la Figure 4, l’AGDF et l’ACE-TAF sont directement gérés par la SABER via sa société de gestion ABREC Capital alors que le FAER est géré à 75 % par Berkeley Energy et à 25 % par la SABER.

Figure 4 : La SABER et ses moyens (EY, 2015)

1 Pays de l’UEMOA (Bénin, Burkina Faso, Cote d’Ivoire, Guinée Bissau, Mali, Niger, Sénégal, Togo) ainsi que les autres pays de la CEDEAO à l’exception du Libéria (Cap Vert, Gambie, Ghana, Guinée, Nigéria, Sierra Léone). Le Tchad est le seul pays impliqué dans la SABER sans être membre de la CEDEAO. 2 Banque d’Investissement et de Développement de la CEDEAO (BIDC) - International Energy Insurance (IEI) du Nigeria, ECOBANK Development Corporation (EDC), Fonds Africain de Garantie et de Coopération Economique (FAGACE), NEXIM Bank (Nigeria EXIMBANK).

CEDEAO / ECOWASZone économique (15 pays)

UEMOA / ECOWASZone monétaire (8 pays)

SABER / ABRECOrganisation internationale

Institutions financièresRégionales et internationales

FAER / AREFFonds d’investissement (via AREF GP)

ACE TAFFacilité d’Assistance Technique

Berkeley EnergyDéveloppeur privé

FRAEDFacilité d’appui transversal (pulling system)

Sponsors Financiers

Sponsors Opérationnels Privés

Moyens de financement

AGDFFonds d’amorçage (via ABREC Capital)

100%

100%

75%

?

25%


Il doit être rappelé que l’activité de la SABER s’inscrit fortement dans les programmes menés par l’Union Economique et Monétaire Ouest Africaine (UEMOA). Pour faire face aux défis de la crise énergétique, l’UEMOA a par exemple lancé en 2008 l’Initiative Régionale pour l’Energie Durable (IRED), avec trois objectifs stratégiques à l’horizon 2030 : un accès universel à l’électricité, la réduction du prix moyen de l’électricité à 30XOF/KWh (en sortie de production) et l’augmentation de la part de la production électrique à partir des énergies renouvelables à 82%.

Le Programme Régional de Développement des Energies Renouvelables et de l’Efficacité Energétique (PRODERE) dans les Etats membres de l’UEMOA s’inscrit dans la continuité de cette Initiative. Financée entièrement sur fonds propre de l’UEMOA (environ 10 milliards XOF), la première phase de ce Programme a pour objet l’installation de lampadaires solaires photovoltaïques (PV), la diffusion de kits solaires PV et l’introduction de lampes basse consommation dans les Etats membres de l’UEMOA entre 2013 et 2017. La deuxième phase entend promouvoir l’installation de projets d’énergies renouvelables par le secteur privé avec pour objectif une capacité totale installée de 200 MW (à raison de 25MW par Etat membre).

Dans ce contexte, la Commission de l’UEMOA et la SABER ont signé un accord-cadre de coopération et de partenariat afin de mettre en place une Facilité Régionale d’Accès à l’Energie Durable (FRAED) à destination du secteur privé. La FRAED a pour but de servir de « catalyseur » aux investissements privés pour le développement des projets d’énergies renouvelables et d’efficacité énergétique de taille moyenne (entre 5 et 25 MW environ) dans les huit Etats membres. Le tableau ci-après résume le cadre dans lequel s’inscrit la FRAED :

Table 6 : Paramètres de la FRAED (EY, 2015)

NOM Facilité Régionale d’Accès à l’Energie Durable (FRAED) / UEMOA

PERIODE 2015 – 2030

PERIMETRE Géographie : huit pays membres de l’UEMOA Projets : projets d’énergies renouvelables et d’efficacité énergétique Puissance : moyenne (entre 10 et 20 MW) Technologies : principalement solaire et petite hydroélectricité

OBJECTIFS Puissance installée : 200 MW Nombre de projets : 8x25 MW

BENEFICIAIRES Directs : secteur privé et secteur public Indirects : secteur privé

STRATEGIE Augmenter le nombre de projet EnR développés en IPP et atteindre un prix de vente de l’électricité renouvelable à 60 XOF/kWh à horizon 2020

STRUCTURE JURIDIQUE Fonds de subvention et de garantie administré de manière autonome

DOTATION INITIALE Guichet 1 - Appui institutionnel aux Etats : 15 milliards XOF Guichet 2 - Amélioration de la rentabilité des projets : 35 milliards XOF (dont 20 milliards XOF de bonification et 15 milliards XOF de garantie) TOTAL : 50 milliards XOF

FINANCEMENT Sponsor : partenaires institutionnels Collecte en cours. Don de l’UEMOA sécurisé

GOUVERNANCE Conseil de surveillance, Comité d’investissement, Comité de pilotage et Secrétariat : à définir

Le but du présent rapport est de rendre compte d’une étude de faisabilité pour la mise en place et la structuration d’une telle facilité de financement des projets d’énergies renouvelables et d’efficacité énergétique :

Définir une structure de gouvernance et une stratégie ; Définir les contours juridiques, fiscaux et administratifs de la FRAED ; Définir ses modalités de fonctionnement opérationnel, en particulier les critères d’éligibilité des projets

bénéficiaires, mais également la taille, les montants, et la durée des investissements (incluant la stratégie de sortie et de récupération des fonds investis dans les projets).


Méthodologie suivie Pour mener à bien cette étude, trois phases ont été observées. La première phase liste et compare les différents instruments financiers existants au sein de l’UEMOA pour répondre aux mêmes défis que la FRAED. La seconde affine et contextualise ce diagnostic par des visites de terrain et des entretiens qualitatifs. La dernière phase enfin, dresse le bilan et permet de donner forme à la FRAED : structure, gouvernance et fonctionnement.

1. Analyse comparative des acteurs et des outils de financement existants

1.a) Cadrage de la mission

Objectifs – préciser et valider la compréhension des termes de références, valider la méthodologie de la mission et le programme de visite dans les huit Etats membres.

Une réunion de lancement a été organisée avec le comité de pilotage de la mission (SABER, EY et Transénergie) pour partager et préciser certaines informations concernant d’une part le déroulement de la mission et d’autre part les ambitions de la FRAED.

La majorité des thèmes abordés pour préciser les caractéristiques de la FRAED est résumée dans la table 6 ci-dessus.

En ce qui concerne le cadrage du déroulement de la mission, cette réunion a permis de statuer sur les éléments suivants : la méthodologie utilisée, le calendrier d’intervention, le contenu et le format des livrables attendus, les interlocuteurs à solliciter, la documentation pertinente pour la réalisation des travaux, le programme détaillé des visites de terrain et la liste des acteurs à rencontrer dans les huit Etats membres.

1.b) Cartographie et analyse des fonds et facilités existants

Objectifs – L’objectif de cette étape a été dans un premier temps de recenser les fonds et facilités existants au niveau de l’UEMOA d’abord, afin d’analyser les synergies et complémentarités qui existeraient avec la FRAED. Ensuite, le recensement a été mené plus largement sur d’autres régions d’Afrique subsaharienne ainsi que dans l’Union Européenne, afin d’identifier les bonnes pratiques et de définir les prérequis à la mise en place d’un tel instrument régional de financement autonome.

i. Identification des facilités opérationnelles dans la région de l’UEMOA et dans d’autres régions

Dans un premier temps, les informations de cadrage permettant d’obtenir une vision globale des outils de financement déployés au niveau de la Commission de l’UEMOA, et plus largement de la CEDEAO, ont été collectées. Ces données ont été enrichies par des recherches documentaires complémentaires afin d’avoir une vision claire des instruments financiers mis à disposition des huit Etats membres dans le secteur des EnR et de l’EE.

Le recensement des fonds et des facilités dans la région UEMOA a été élargi à d’autres régions (en Afrique et en Europe notamment) afin de pousser plus loin l’analyse comparative des différents instruments financiers à disposition du secteur privé. Cette recherche complémentaire, basée sur l’expérience récente du cabinet EY

3, a

permis de préciser les prérequis, les bonnes pratiques mais aussi les difficultés rencontrées dans la mise en place d’une facilité de financement telle que la FRAED.

Ce tour d’horizon a permis d’analyser la complémentarité de ces mécanismes de financement, d’identifier leurs lacunes et de déterminer les synergies potentielles avec la FRAED. Les conclusions de cette analyse comparative ont été affinées et précisées par la suite lors de nos entretiens avec les acteurs clés du secteur.

ii. Revue de l’ensemble de la documentation existante

Une revue bibliographique poussée a été réalisée afin d’obtenir un maximum d’informations sur les fonds et les facilités de financement mises à disposition du secteur privé pour développer des projets EnR et d’EE dans l’UEMOA ou dans les autres régions. Les principaux documents sont listés dans l’annexe bibliographique de ce rapport.

iii. Elaboration de la grille d’analyse comparative des fonds et initiatives existants dans d’autres régions

Le résultat de ces différentes analyses comparatives a été synthétisé dans un tableur récapitulatif. Cet outil permet de saisir visuellement à la fois la qualité, la pertinence et l’utilisation des instruments financiers existants et d’évaluer leurs performances au regard du contexte dans lequel ils ont été déployés. L’outil identifie également

3 En 2014, EY a réalisé pour le compte de l’AFD une étude sur les instruments financiers pour le financement des énergies renouvelables en Afrique subsaharienne


le caractère transposable des avantages/inconvénients de ces différents instruments dans le contexte de la FRAED.

iv. Préparation des guides d’entretien

En vue d’optimiser les travaux de collecte d’information, un guide d’entretien a été préparé en amont des visites, à partir des informations collectées jusque-là. Ce guide a été transmis aux interlocuteurs sollicités lors de la prise de contact pour leur présenter les sujets abordés lors des entretiens. Ces guides ont été pensés pour garantir aux entretiens une trame cohérente et homogène tout en laissant une part importante à la discussion.

2. Entretien avec les acteurs publics et privés du financement des projets EnR et d’EE dans les huit pays membres de l’UEMOA

Objectifs - La deuxième phase de l’étude de faisabilité de la FRAED a consisté à consulter les acteurs clés des pouvoirs publics (Ministères et sociétés nationales d’électricité), du secteur privé (porteurs et développeurs de projets d’énergie renouvelable, producteurs indépendants d’électricité), et des autres institutions et ONG qui travaillent dans le domaine du renouvelable. Le programme de visites a été validé lors de la réunion de cadrage, ainsi que les acteurs rencontrés.

2.a) Visites de terrain dans les huit Etats membres

Les visites de terrain dans les huit Etats membres définies dans la Phase 1.a) ont eu un triple objectif : s’approprier le contexte réglementaire et juridique des différents pays, identifier les acteurs et les projets actifs et enfin comprendre le besoin de financement pour le développement des projets EnR et d’EE sur le territoire.

Les réponses ont été autant d’informations pour dimensionner au mieux la facilité, définir les critères d’éligibilité des projets bénéficiaires, proposer une structure de gouvernance qui conviennent au comité de Pilotage, et construire un mécanisme de financement qui soit pertinent au regard du cadre législatif et réglementaire existant dans les pays membres. Ces résultats ont été ajoutés à l’outil de synthèse évoqué dans la Phase 1.b).

Les consultants se sont déplacés 3 à 4 jours dans chacun des huit pays. Cela leur a permis de disposer du temps nécessaire pour rencontrer tous les acteurs identifiés. La liste des entretiens est disponible en annexe du présent document.

2.b) Réalisation d’entretiens téléphoniques complémentaires

Afin de préparer les visites en amont ou de les compléter a posteriori, des entretiens supplémentaires ont été menés par téléphone pour préciser certains points d’analyse.

3. Structuration de la FRAED et définition de son mode opératoire

Objectifs – La troisième phase a permis de proposer une structure de gouvernance du Fonds, un cadre de mise en place et un mode opératoire. Les conclusions et recommandations ont été basées sur l’analyse comparative menée en Phase 1 et alimentées et précisées par les entretiens menés dans la Phase 2, afin de conclure sur les conditions de mise en place d’une facilité qui serve effectivement de « catalyseur » aux investissements privés pour le développement des projets de 10-20 MW dans les Etats membres.

3.a) Structuration de la FRAED

La structuration de la FRAED s’est basée sur l’analyse comparative des fonds et des facilités opérationnels dans l’UEMOA ou dans d’autres régions. Les Phases 1 et 2 auront permis de dégager les synergies possibles avec d’autres instruments (listé en Annexe et exploités dans le second Volume du rapport), d’identifier les besoins encore non couverts et de lister les bonnes pratiques ou les limites des autres mécanismes de financement.

i. Définition de la structure de gouvernance de la facilité

Cette étape a doté la FRAED d’un cadre de gouvernance, entendu comme la définition et l’organisation des rôles et des responsabilités des différents acteurs dans les différents organes de la facilité.

ii. Proposition d’une stratégie, d’un calendrier de mise en œuvre et d’un système de suivi et d’évaluation

Dans le prolongement de cette gouvernance, il a été soumis un projet de stratégie de la FRAED, en définissant son périmètre d’action et un système de suivi / d’évaluation de son action.

3.b) Définition du mode opératoire de la FRAED

i. Définition des critères d’éligibilité des projets


Pour assurer un impact optimal de son action, la FRAED doit définir précisément les critères d’éligibilité des projets d’EnR et d’EE qui seront financés. Ainsi, le potentiel des filières EnR et de l’EE dans les huit pays a été analysé sous l’angle technique et économique afin de classer ces filières par potentiel. Les critères d’éligibilité ont repris ces potentiels pour favoriser les filières les plus prometteuses.

ii. Définition du mode opératoire et des mécanismes de récupération des fonds investis dans les projets

En fonction du mécanisme de financement retenu, le mode opératoire de la facilité et ses mécanismes de récupération des fonds investis dans les projets ont été ébauchés.

3.c) Rédaction d’un projet de texte et d’un projet de rapport instituant le mécanisme de financement autonome

Un projet de texte instituant le mécanisme de financement autonome sera rédigé dans le rapport final.

L’ensemble des résultats et des conclusions de cette étude ont été validés lors d’un atelier les 1er et 2 avril 2015 à Dakar réunissant des représentant de la Commission de l’UEMOA, de la BOAD et des Gouvernements des 8 Etats membres.


Panorama des situations nationales

Bénin

Avertissement : le secteur de l’électricité et celui du sous-secteur des énergies renouvelables du Bénin et du Togo sont très similaires de par leur réglementation, structure, types d’acteurs et enjeux. Ainsi de nombreux renvois sont faits au rapport de visite du Togo. Le présent rapport ne reprend que les caractéristiques spécifiques au Bénin.


Rapport de visite du Bénin

Contexte général Le Bénin est un pays d’Afrique de l’Ouest, bordé à l’ouest par le Togo, au nord par le Burkina Faso et le Niger et à l’est par le Nigéria. Sa population compte actuellement un peu plus de 10 millions d’habitants.

Données économiques générales au Bénin

Population (millions, 2014e) 10,16

PIB par habitant (USD PPA, 2013e) 1 600

Croissance du PIB (%, 2013) 5,6

Inflation (%, 2013) 1,0

Sources : Banque Mondiale, CIA, PNUD

Des réformes économiques et structurelles importantes, appuyées par le FMI et la Banque mondiale, lui ont permis de maintenir une croissance soutenue au cours de la décennie écoulée. Néanmoins, la pauvreté demeure très répandue et l’économie, non diversifiée, reste vulnérable aux chocs exogènes.

Le Bénin continue de bénéficier d’un régime démocratique et stable. Le président en exercice, Yayi Boni, effectue son second mandat de cinq ans, qui se termine en 2016. Les prochaines élections législatives et présidentielles seront organisées en 2015 et en 2016.

Au cours de la décennie écoulée, le Bénin est parvenu à renforcer notablement sa stabilité macroéconomique, ce qui lui a permis de jeter les bases d’une croissance certes encore modeste mais plus rapide. Après s’être établie en moyenne à moins de 3,7 % entre 2007 et 2011, la croissance du PIB est passée à 5,4 % en 2012 pour atteindre 5,6 % en 2013. Elle devrait se maintenir à 5,5 %, en 2014.

Ces bonnes performances ont bénéficié des gains d’efficacité du port de Cotonou, centre névralgique du commerce régional, qui a contribué à stimuler les échanges et à réduire les coûts d’expédition. Les conditions météorologiques favorables ont par ailleurs accru le rendement des campagnes cotonnières et la production d’autres denrées agricoles.

La croissance économique récente n’a cependant pas réduit sensiblement la pauvreté, en raison des inégalités de distribution des revenus conjugués à l’augmentation rapide de la population. Malgré une légère amélioration des conditions de vie des ménages les plus pauvres, avec notamment un recul de l’extrême pauvreté, la croissance récente n’a pratiquement eu aucun impact sur les taux de pauvreté. La proportion de béninois vivant en dessous du seuil de pauvreté national a légèrement reculé, passant de 37,5 % en 2006 à 36,2 % en 2011.

La troisième Stratégie de croissance pour la réduction de la pauvreté (2011-2015), adoptée par le gouvernement en 2011, est en cours d’application. Elle vise à faire du Bénin un pays émergent à l’horizon 2025, ce qui implique l’essor d’une croissance durable à moyen terme et des progrès vers les Objectifs du Millénaire pour le Développement (OMD). Pour accélérer la croissance économique et relever le niveau du PIB par habitant, le Bénin devra tirer davantage parti de ses avantages comparatifs dans l’agriculture et de sa position centrale pour le commerce régional. Renforcer la productivité agricole et diversifier l’agriculture seront des priorités, de même qu’améliorer le climat des affaires afin de mettre à profit la situation géographique du Bénin, qui lui permet de servir le marché nigérian et d’offrir un accès à la mer à ses voisins enclavés du Nord.

Secteur de l’électricité au Bénin Chiffres clés

Le secteur de l’électricité constitue un pilier majeur du développement économique et social du Bénin. A l’heure actuelle, les besoins du pays sont assurés une centrale thermique de 80 MW et deux turbines de 25 MW chacune. Le reste des besoins est couvert par l’importation à travers les interconnexions électriques avec le Ghana, le Nigéria et la Côte d’Ivoire. Le niveau de dépendance du Bénin par rapport à l’importation est d’environ 80 %.

Chiffres clés du secteur électrique au Bénin

Taux d'électrification (%, 2011) 28

Capacité installée (MW, 2010)

dont publique (CEB, SBEE)

dont renouvelable (hydro)

205

205

65

Part de la production domestique renouvelable (%, 2011) 32



Demande en pointe (MW, 2014) 250

Importation (MW, 2014) 410

Indépendance énergétique (%, 2010) 20

Sources : Banque Mondiale, Agence Internationale de l'Energie, ECOWREX/CEREEC/CEDEAO, UNdata, CEB, SBEE

Cadre réglementaire

Juillet 1968 signe la définition d'un seul territoire énergétique bénino-togolais avec la création de la Communauté Electrique du Bénin (CEB), dont les instances de gouvernance (conseils administratif de surveillance) sont partagées entre les deux pays et dont le rôle est d’assurer la production, l'importation et le transport de l'électricité pour les deux pays.

Le Code de l’électricité (loi N°2006-16 du 27 Mars 2007) se fixe comme objectif premier l’ouverture du marché aux opérateurs privés : « les activités de production, de distribution et d’exploitation d’énergie électrique peuvent être exercées par toute personne morale, publique ou privée, au moyen d’accord ou de convention (concession ou autres) dans les conditions prévues par la loi ». La CEB reste néanmoins l’unique acheteur et jouit du monopole du transport de l’énergie électrique produite.

Plus récemment, le Bénin a mis en place un tarif de rachat unique pour les énergies renouvelables, fixé à 73 XOF/kWh, toutes technologies confondues.

Principaux acteurs

a- Acteurs publics

Le Ministère de l’Energie (ME)

Le ME est l’Autorité de tutelle du secteur de l’énergie. Il est chargé de délivrer les autorisations des opérations dans le secteur de l’énergie (notamment les conventions de concession pour les producteurs d’énergie indépendants), de proposer et de faire adopter les réformes légales, institutionnelles et juridiques, et de publier les textes d’application des lois liées directement ou indirectement au secteur de l’énergie.

Il est doté d’une Direction Générale de l’Energie (DGE), chargée d’appliquer la politique de l’Etat dans le secteur de l’énergie au travers de trois structures :

- La SBEE (Société Béninoise d’Energie Electrique) pour l’électrification dans les zones urbaines ;

- L’ABERME pour l'électrification rurale et la maitrise de l'énergie ;

- L’ANADER en charge du développement des énergies renouvelables.

A l’heure actuelle, il n’y a pas d’autorité de régulation du secteur de l’énergie au Bénin, mais elle est en cours de création.

La Communauté Electrique du Bénin (CEB)

La CEB est l’organisme binational bénino-togolais en charge de la production, du transport, de la distribution (haute tension), de l’importation et de l’exportation de l’énergie électrique pour les deux pays.

En production, la CEB possède une centrale hydroélectrique de 65 MW, 2 turbines à gaz (1 au Togo et 1 au Bénin) de 25 MW chacune. Sur l'importation, la CEB dispose de 60 MW du Ghana, 150 MW du Nigéria étendu en janvier 2014 à 200 MW, 10 MW de Côte d'Ivoire aux heures de pointe. Le coût moyen de son mix énergétique est compris entre 64 et 70 XOF/kWh.

Elle revend l'électricité à :

- la SBEE (Société Béninoise d’Energie Electrique), au prix de 58 XOF/kWh ;

- aux industriels, au prix de 63 XOF/kWh.

Il n’y a pas de subvention directe de l’Etat et, d’après la CEB, l'équilibre financier serait atteint en jouant sur le taux de change avec le dollar pour les interconnexions avec le Nigéria, Ghana et Côte d'Ivoire.

La Société Béninoise d’Energie Electrique (SBEE)

La SBEE est la compagnie publique chargée de la distribution et de la commercialisation de l’énergie électrique moyenne et basse tension au Bénin. La principale source d’approvisionnement de la SBEE est l’achat d’énergie auprès de la CEB. Ses moyens de production sont limités et consistent en la centrale de 80 MW Maria-Gleta (détenue par la CEB mais gérée par la SBEE) mais qui ne fonctionne pas ou peu car l’approvisionnement en gaz



naturel n’est pas sécurisé et le combustible de secours, le JET A1, coûte très cher (200 XOF/kWh). La SBEE a également 4 centrales d’appoint au diesel (150 XOF/kWh).

Elle accuse des niveaux de pertes totales (techniques et commerciales) de l’ordre de 22 % en 2014 (sachant qu’une réduction de 1 % correspond à une économie entre 900 millions et 1 milliards de XOF). A ce titre, la SBEE est en train de rédiger un plan directeur pour le transport et la distribution afin d'établir un plan de financement pour pérenniser les ouvrages actuels à horizon 20 ans – ce qui passe nécessairement par la conduite d’études de faisabilité et stabilité réseau. La SBEE est également accompagnée par la Banque Mondiale, pour réhabiliter les postes sources et les postes de répartition ; ainsi que par l’AFD, depuis octobre 2014, pour réhabiliter le réseau de distribution dans la ville de Kalavi et le département de l'Atlantique pour alimenter 84 villages ; enfin par la BAD pour améliorer les capacités du réseau l'est de Cotonou – beaucoup de financements sont en effet nécessaires pour pallier à un manque de 15 ans d'investissement.

La SBEE distribue l'électricité aux consommateurs selon un prix fixe de 105 XOF/kWh.

L’Agence Nationale pour le Développement des Energies Renouvelables et de l’efficacité énergétique (ANADER)

Créée en juin 2014, l’ANADER est en charge de développer les EnR (solaire, petit hydro, biomasse) et les projets d’efficacité énergétique. La priorité revient au développement de mini réseaux isolés. A cette fin, les textes de l'ANADER prévoient la mise ne place d'un fonds vert pour financer les ENR et notamment prendre en charge l’écart entre le prix de rachat et le prix de production – mais cela doit encore être validé par le Conseil des Ministres.

L’ANADER compte aujourd’hui trois personnes mais devrait recruter à l’avenir une quinzaine de personnes. La structure en est donc à ses débuts et déjà de nombreuses problématiques se posent à elle, notamment la question du prix de l’électricité en zone rurale : l’ANADER souhaiterait financer une étude pour savoir comment gérer les systèmes isolés. Cette étude est d’autant plus pertinente que 6 mini-centrales solaires (jusqu’à 60 kW et couvrant chacune entre 2 000 et 4 000 personnes) lui ont été transférées dans le cadre du programme PRODERE de l’UEMOA ; et que l’installation de 6 500 lampadaires de 5 MW de puissance cumulée sont en projet pour desservir 105 localités non encore connectées au réseau.

Agence Béninoise de l’Electrification Rurale et de la Maitrise de l’Energie (ABERME)

L’ABERME est en charge de l’électrification dans les zones rurales.

L’ABERME bénéficie d'un fonds de 3 XOF par kWh vendu par la SBEE pour développer l'électrification rurale. A l'origine, ce programme était piloté par la Banque Mondiale et destiné à financer les extensions de lignes jusqu'à 20 km pour inciter les privés à intervenir et améliorer leur rentabilité : l'idée était d'allouer chaque région du Bénin à un privé qui aurait été en charge de l'électrification. Mais l’extension des lignes s’est faite sans aucune cohérence, sur plusieurs km, et donc sans rentabilité ; ce qui rejaillit sur la SBEE à qui revient la charge de la gestion et la distribution et qui du coup essuie des pertes techniques et commerciales importantes.

b- Producteurs indépendants

Il n’y a pas de producteur d’électricité indépendant au Bénin.

Etat des lieux des projets d’énergies renouvelables

Stratégie EnR De l’ensemble des parties prenantes interrogées, toutes s’accordent à dire que les énergies renouvelables sont une priorité pour le Bénin mais aucune stratégie n’a encore été définie dans le pays pour le développement des projets EnR.

Néanmoins, le Bénin a été retenu cette année pour bénéficier du programme SREP (Scaling-up Renewable Energy Program) du CIF (Climate Investment Funds) qui vise à développer les projets d’énergies renouvelables dans les pays en développement à l’aide d’un co-financement de la Banque Mondiale (BM) et de la Banque Africaine de Développement (BAD). Dans ce cadre, le Bénin est amené à définir une stratégie de développement des projets EnR avec une identification des projets potentiels et un plan d'investissement associé. L’acceptation de ce plan directeur auprès du CIF permettra d’obtenir tout ou partie des financements adéquats.

Pour le Bénin, les potentiels envisagés concernent en premier lieu le solaire et la petite hydraulique – qu’il s’agisse d’électrification rurale, de réseaux isolés ou de projet connectés et d’une capacité moyenne d’environ 10 MW.



Cartographie des projets EnR a- Projets en cours

Cinq projets d’IPP ont été recensés au Bénin comme étant en cours de développement. Il s’agit des projets suivants :

Technologie Capacité Développeur Etat d’avancement

Biomasse 6 MW ENI Initié en 2008 - Convention de concession signée en 2012 – Avenant en cours pour 50 MW – en l’attente de l’octroi d'une garantie d'Etat pour sécuriser les revenus

Biomasse NC AFPower Convention de concession

Solaire 6 MW Hélios Convention de concession – suspendu car différentiel entre production (130 XOF/kWh) et rachat (73 XOF/kWh)

Solaire 2x10 MW JV 50/50

Solaire 5 MW Enerdas / ETC Convention de concession en 2012 – suspendu car différentiel entre production (90 XOF/kWh) et rachat (73 XOF/kWh)

Source : EY

D’autres projets EnR en cours de développement ont été évoqués par les différentes parties prenantes rencontrées. Il s’agit notamment des projets de petites centrales solaires hors réseau de la société Objectifs Bénin Sarl. Cette société avait d’abord essayé de développer plusieurs petites centrales solaires connectées au réseau (entre 3 à 8 MW selon les localités), mais elle n’a pas reçu les appuis et financements nécessaires à l’obtention de la convention de concession.

Les retours d’expérience suivants ont été collectés lors des entretiens avec les entreprises concernées. Helios et AFPower n’ont pas pu être contactées.

Installation biomasse d’ENI

ENI a lancé son projet de 6 MW en 2008. En 2010, ENI soumet sa candidature pour obtenir la convention de concession, mais ce n’est qu’en 2012 que l’entreprise l’obtient. En 2014, un avenant à la convention de concession a été signé pour étendre le projet à 50 MW (plusieurs unités entre 6 et 8 MW).

Le projet de centrale biomasse de 6 MW est situé à Kandi dans le Nord du Bénin, alimenté par les tiges de coton. La société de projet a été montée par ENI et des partenaires français. Il s'agit d'un BOT (construction/exploitation/transfert) sur 20 ans (qui inclut le temps de construction de 12-18 mois, ce qui donne une durée d'exploitation de 18,5 ans environ)

L'approvisionnement s'effectue auprès des producteurs de coton. Le prix du combustible (x) est indexé sur le prix de revente à la SBEE (y) – ainsi, si y augmente/diminue alors x augmente/diminue. Le prix de rachat actuel fixé à 73 XOF est acceptable pour ENI.

La signature du contrat de rachat avec la SBEE est dépendante de l'octroi d'une garantie d'Etat pour sécuriser les revenus, et qui a été demandé par les investisseurs du projet (ENI a déjà reçu une lettre d'accord de l'Etat pour cette garantie). D'après ENI la garantie de l'Etat est suffisante, car il existe des systèmes de recours internationaux en cas de défaut de l'Etat. Par ailleurs l'Etat béninois est faiblement endetté et la BOAD est un des financeurs du projet et apporte une certaines sécurité (pouvoir coercitif).

Les financements sont complétés par Coface et, d’après ENI, il n’y a pas eu de problème particulier à lever des financements, d'autant plus une fois la garantie de l'Etat obtenue.

A l'époque, ENI avait sollicité l'AFD pour financer les études de faisabilité du projet, mais comme la convention de concession avait été obtenue par dérogation du Ministère de l'Energie (i.e. sans appel d'offre), l'AFD était réticent à s'engager sur un projet qui pouvait voir sa convention suspendue en cas de changement de gouvernement.

Centrales solaires d’Enerdas

Enerdas est une entreprise en charge de l’installation et de la maintenance de centrales solaire PV. Elle établit essentiellement des partenariats avec des entreprises françaises ou italiennes (pour garantir la qualité) - notamment ETC (Export Trading Coopération), qui finance les EnR, les projets agricoles et agroalimentaires. Enerdas intervient également au Niger sur du PV hors réseau.

Au Bénin, Enerdas a monté une joint-venture (JV) 50/50 avec ETC (dont une des filiales fabrique les panneaux solaires). Cette JV a obtenu 2 conventions de concession de 30 ans pour 1 projet de 10 MW au Nord et 1 projet de



10 MW au Sud, tous deux connectés au réseau. L'offre d'Enerdas consistait en une offre technique et une étude de faisabilité. La concession a été accordée en 2012 après un an d’allers et retours avec la DGE et les Ministères et après l'intervention du Président béninois en personne.

Lors de la demande d'octroi, Enerdas avait proposé un tarif de rachat à 90 XOF/kWh. Mais l'octroi de la convention ne garantissait pas l'acceptation du tarif de rachat par la SBEE qui, en effet, n'a pas accepté le prix. Par ailleurs le PPA devait inclure, côté Enerdas-ETC, une garantie de capacité et côté SBEE une garantie bancaire (qui aurait été apportée par une banque locale a priori type UBA, SG ou Ora Bank) sur le rachat de l'électricité.

De plus, depuis peu, le tarif de rachat des EnR a été fixé à 73 XOF/kWh. A ce prix, le projet trouve son point d'équilibre après 10 ans (contre 8 ans avec un tarif à 90 XOF/kWh), ce qui n'intéresse plus ETC.

A l'heure actuelle, les permis de construire et les autorisations au niveau des maires de village ont été obtenus ; manque l'étude d'impact environnemental du projet qui n'a pas été lancée car en l'absence d'un accord sur le prix de rachat, ce type d'études coûte très cher (au total, il faut compter 20 millions de XOF pour les études de faisabilité et d’impact).

Centrale solaire de ML Technologie

En 2009, le projet initial était une centrale solaire de 25 MW dans le Nord du Bénin avec injection sur le réseau de la CEB. ML Technologie a obtenu la convention de concession dans les 6 mois, en 2009 – octroi rapide car c'était les premiers sur le marché. Il n'y a pas eu d'appel d'offres, mais plusieurs autres projets avaient été portés à la connaissance de la DGE. ML Technologie présentait la meilleure offre et a donc été retenu. Le Ministre de l'Energie avait alors signé la convention, néanmoins la convention n'a pas été homologuée par le conseil des Ministres de l'époque (réticence vis-à-vis de la technologie solaire).

Pour le dossier de candidature ML Technologie avait financé les études de faisabilité et d'impact environnemental sur fonds propre.

En 2010, ML Technologie est entré en négociation avec la CEB pour convenir d'un tarif de rachat. A l'époque, ML proposait entre 90 et 95 XOF/kWh mais la CEB a refusé car le prix de rachat était trop cher et elle devait également trouver un accord avec la SBEE sur un prix de revente.

Jusqu'en 2013, le projet a été mis en veille. Puis GreenHeart Energy a approché ML Technologie pour pouvoir exploiter ses conventions de concession. Ils ont monté une structure, dans laquelle GreenHeart apportait l'ensemble des financements (fonds propres et dettes a priori des banques sud-africaines) et ML Technologie son expertise technique.

Actuellement les négociations ont repris, avec la SBEE cette fois, pour une centrale solaire de 5 MW, connectée au réseau (le site a été identifié et le poste de connexion réseau existe déjà). Aujourd'hui, le prix de rachat fixé à 73 XOF/kWh est rentable pour le projet. GreenHeart peut même fournir à 69 XOF/kWh.

Les négociations sont en cours pour pallier l'intermittence de la production durant la nuit en associant à la centrale un groupe diesel ou une installation biomasse de même capacité.

Le PPA fixerait dont le prix de rachat à 73 XOF/kWh sur 30 ans avec une indexation sur le prix de renouvellement des équipements. Pas d'autre garantie n’est prévue en surplus du PPA.

b- Projets à l’étude

Au Bénin, un seul appel à manifestation d’intérêt (AMI) a été recensé : l’AMI de la CEB qui a été clôturé en septembre 2014 et qui vise au développement d’un projet solaire « clé en main » de deux fois 5 MW (1 projet au Togo et 1 projet au Bénin). La SABER a été désignée maître d’œuvre de cet AMI et du montage des projets, depuis les études de faisabilité technique jusqu’au montage financier – à noter, que l’AMI a été porté par la CEB et non l’ARSE (normalement en charge des AO au Togo) car il porte sur les 2 pays, Bénin et Togo. Le type de montage en BOT (Build Operate Transfer) permet à la CEB de garder l'exploitation des centrales et ainsi de diminuer le coût des projets. Un prix plafond de 67 XOF/kWh aurait été fixé.

c- Perspectives

La CEB et la SBEE sont intéressées pour augmenter leur capacité de production à partir du renouvelable, dans un contexte de déficit de la production et d’un coût de l'énergie non distribuée qui revient à 1 000 XOF/kWh au niveau de l'économie nationale.



La SBEE a donc défini un contrat type qu'elle propose à tous les promoteurs avec une lettre de crédit (L/C) sur 3 mois. Toutes les charges de transaction bancaires restent néanmoins à la charge du promoteur, la SBEE s'occupe uniquement de provisionner l'argent.

En termes de potentiels, le solaire, l’hydraulique et la biomasse semblent les plus adaptés au Bénin. Pour autant les barrières suivantes restent à lever :

- Le coût important des installations ;

- L’acceptation par les populations locales ;

- Pour le solaire, l’indisponibilité de la ressource la nuit aux heures de pointes.

d- Montage des projets ENR

Voir le rapport de visite du Togo – en notant que le tarif de rachat des EnR est fixé au Bénin à 73 XOF/kWh

e- Financement des projets ENR

Voir le rapport de visite du Togo.

Quelques éléments de stratégie d’intervention de l’AFD, l’UE et de la BAD dans le secteur des énergies et des EnR sont précisés ci-dessous :

L’Agence Française de Développement (AFD)

L'énergie devient un secteur prioritaire pour l'AFD au Bénin. L’AFD avec l’UE sont désormais chef de file du secteur, même si à l’heure actuelle peu de projets ont été identifiés et accompagnés.

L’AFD s’était notamment intéressée au projet d’Helios à Kandi mais celui-ci est suspendu pour le moment faute d’un accord sur le prix de production. L’AFD accompagne la SBEE dans la réhabilitation de son réseau.

Les outils de financement utilisés par l'AFD sont :

- Prêts non souverains : pour les sociétés publiques marchandes – mais il n'y en a pratiquement aucune de bancable au Bénin (manque de système de management, injonction des politiques dans ces sociétés..). Pas de sociétés éligibles, selon les critères de l'AFD

- Prêts souverains : prêt à l'Etat avec rétrocession aux sociétés (publiques marchandes)

- Facilité de partage de risque avec les banques locales 50/50 (75 % pour les institutions de microfinances) : ARIZ.

- Développement de la mezzo finance (en cours de structuration avec des fonds de l'UE) – auprès du secteur bancaire.

- Egalement des prêts concessionnels (AFD) ou aux taux du marché (Proparco).

La taille des tickets est de 2-3 millions d'euros, avec un taux de 1,2 % pour les prêts souverains et de 3 % pour le non-souverain.

L’Union Européenne (UE)

L'UE au Bénin vient d'obtenir l'approbation de 80 millions d'euros (11ème FED - Fonds Européen d Développement) pour la période 2014 à 2020. Leur stratégie s'inscrit dans l'initiative SE4ALL avec un focus donc sur l'énergie. L’UE est dans la phase d'identification des projets dans lesquels elle pourrait intervenir dès 2015/2016.

Il s'agit de 80 millions de subvention pure à distribuer mais avec le plus fort effet levier possible : recours au blending financier des autres bailleurs de fonds, notamment européens.

Il y a également la nouvelle facilité de l’UE : ElectriFI qui proposerait de la dette subordonnée, alimentée par le FED, avec comme géographies ciblées l’Afrique, les Caraïbes et le Pacifique.

La Banque Africaine de Développement (BAD)

Le plan stratégique de la BAD au Bénin (2012-2016) définit comme axes prioritaires : 1) les infrastructures énergétiques, le transport et l’agriculture et 2) les questions de gouvernance.

A l’heure actuelle, la BAD est peu investie dans le secteur de l'énergie car l'Etat béninois a demandé à la BAD de mettre l'accent sur le développement des routes. Néanmoins, la BAD intervient dans :



i) Le renforcement du réseau de distribution de la SBEE prévu pour 2016 sous la forme d'un prêt souverain rétrocédé par l'Etat à la SBEE. Il s'agit de financer l'extension de lignes électriques (projets identiques financés par l'AFD et la Banque Mondiale dans d'autres régions du Bénin).

ii) l’accompagnement du pays dans la cadre du SREP. Le Bénin a été retenu en juin 2014 avec 8 autres pays d'Afrique pour bénéficier des financements du SREP. Une première enveloppe de 300 000 USD est prévue pour accompagner l'Etat dans la définition de son plan d'investissement dans les EnR. Puis, selon le plan proposé, un versement de 30 à 50 millions d’USD pourrait être obtenu.

En termes de mécanismes de financements, la BAD classe les pays en fonction de leur niveau d'endettement défini par le FMI. Les pays peuvent ainsi bénéficier de dons, de dons et de prêts (cas du Togo) ou de prêts uniquement (cas du Bénin car son niveau d'endettement est faible).

Le Bénin bénéficie donc du FAD (Fonds Africain de Développement de la BAD) qui propose des prêts concessionnels (0 % sur 40 ans mais avec des commissions ce qui donne au final 1/1,25 % en monnaie forte : USD, EUR ou JPY). Selon la prochaine évaluation du FMI, la BAD va certainement ouvrir au Bénin l'accès à son guichet non concessionnel (taux de 3 à 5 % (indexé sur le LIBOR) sur 40 ans avec une période de grâce de 5 ans).

Analyse SWOT pour le développement des projets EnR Le tableau ci-dessous dresse une synthèse des principaux constats ayant trait au développement des projets EnR au Bénin.

Conclusions et recommandations pour la FRAED En conclusion, la FRAED pourrait intervenir au Bénin via :

1- la mise en place d’une assistance technique auprès des autorités publiques afin de,

a. renforcer les capacités juridiques dans le montage des appels d’offres et la définition des PPA ; la mise en place de PPA standardisés (à l’image du GET FiT en Ouganda) pourrait faire partie du



« pré-packaging » à mettre en place par les Etats pour faciliter le développement des projets EnR par le secteur privé – qui pourrait également inclure la mise à disposition des études de faisabilité, des études d’impact et des études de raccordement au réseau. L’engagement des Etats est un des facteurs clés de succès de la FRAED ;

b. renforcer le cadre réglementaire dans le sous-secteur des EnR en aidant à la mise en place de mesures incitatives comme la mise en place d’obligations d’achat (par la CEB ou la SBEE), la fixation d’un tarif de rachat en fonction des technologies EnR (ce qui donne de la visibilité aux porteurs de projets et investisseurs privés), ou encore l’exonération fiscale des équipements EnR (ce qui permettrait d’abaisser le coût de production et donc l’écart avec le prix de rachat proposé par la CEB ou la SBEE ce qui faciliterait la négociation du PPA) ;

c. canaliser le secteur EnR en définissant des normes de qualité et en créant un répertoire d’acteurs agréés (pour garantir la qualité des acteurs intervenant dans le secteur et la pérennisation des installations).

2- une enveloppe de subvention qui viendrait :

a. financer les études de stabilité du réseau qui seraient mise à disposition lors des appels d’offres (montant de l'étude estimée à 100 millions de XOF) ; ce qui permettrait à la fois d’abaisser les coûts de développement et de démontrer la faisabilité des projets ;

b. financer les études de faisabilité et d’impacts afin d’aider les promoteurs à la définition de modèles d’activité solides (montant estimé entre 3 et 5 % des CAPEX d’un projet). Les développeurs interrogés soulignent en effet les difficultés de financement des phases amont des projets.

3- des prêts concessionnels afin de :

a. abaisser le coût de financement des projets et combler le différentiel entre le coût de production et le prix de rachat (de l’ordre de 20 XOF/kWh) ;

b. pallier le manque de financement des banques locales. Les banques locales n’ont pas les capacités nécessaires pour financer les projets EnR sur des durées de 15 à 20 ans. Par ailleurs, les taux proposés par les banques locales sont trop élevés (de l’ordre de 10 à 12 %).

Concernant le type de montage et de projet l’implication du Gouvernement est un des facteurs clés de la réussite des projets. Un montage en PPP plutôt qu’en IPP peut être envisagé ce qui permettrait :

i/ de ramener la rentabilité à un taux satisfaisant pour le privé ; ii/ d'impliquer les pouvoir publics en tant qu'investisseur et pas seulement en tant qu'acheteur. L’Etat est

alors sponsor du projet ce qui fournit une garantie supplémentaire ; iii/ faciliter le financement par les bailleurs de fonds internationaux.

Burkina Faso


Rapport de visite du Burkina Faso

Contexte général

Situation énergétique globale Le Burkina Faso (littéralement « Pays des hommes intègres ») ne dispose pas d’accès à la mer : il est bordé du Mali au nord, du Niger à l’est, du Bénin au sud-est, du Togo et du Ghana au sud et de la Côte d'Ivoire au sud-ouest.

Il est, avec le Niger, l'un des 10 pays les moins développés du monde (avec un indice de développement humain de 0,388 en 2013). Néanmoins, le pays a enregistré une croissance forte ces dernières années, avec une croissance du PIB par habitant supérieure aux autres membres de l’UEMOA. La croissance provient essentiellement de la production aurifère et du coton.

Données énergétiques générales au Burkina Faso

Population (millions, 2013) 16,9

RNB par habitant (USD, 2013) 670


Indépendance énergétique* (%, 2010) 57

Part de la production publique (%, 2010) 100

Part de la production domestique renouvelable (%, 2011) Non disponible

* Indépendance énergétique = production nette / (production nette - exports + imports) Sources : Banque Mondiale, Agence Internationale de l'Energie, ECOWREX/CEREEC/CEDEAO, UNdata

Le gouvernement a fixé comme objectif un taux d’accès à l’électricité de 100 % pour les populations urbaines et de 49 % pour les populations rurales à l’horizon 2020 (VISION 2020).

Répartition de la production électrique au Burkina Faso

Groupes Diesel Actuel : 251,5 MW (89 %) Attendu : 337,5 MW

Centrale hydroélectrique Actuel : 32 MW (11 %) Attendu : 47,4 MW

Solaire Actuel : - Attendu : 100,0 MW

Sources : UEMOA

Contexte réglementaire et politique Le Ministère des Mines et de l’Energie (MME) est responsable de la politique du secteur de l’énergie, de la planification stratégique de l’électrification, de la réglementation et du contrôle des infrastructures électriques.

La politique sectorielle de l’énergie repose sur les quatre orientations stratégiques suivantes :

► promouvoir l’utilisation des ressources endogènes ; ► tirer profit des opportunités de la coopération sous régionale ; ► assurer un accès universel aux services énergétiques de qualité ; ► faire de l’énergie, un moteur de développement durable.

Créé en 2007 à la suite de la libéralisation du secteur de l’électricité, l’Autorité de Régulation du Sous-secteur de l’Electricité (ARSE) a pour mission de réguler les activités de production, d’exploitation, de transport, de distribution, d’importation, d’exportation et de vente de l’électricité sur toute l’étendue du territoire national. L’ARSE doit également assurer le contrôle des opérateurs du secteur de l’électricité, arbitrer les conflits, veiller aux intérêts des consommateurs (qualité, prix) et s’assurer du respect de la concurrence.

La Loi n°053-2012-AN du 17 décembre 2012 sur l’Electricité et ses textes d’application distinguent deux segments au sein du sous-secteur de l’électricité. Le premier segment du sous-secteur est composé du périmètre géré par la Société nationale d’électricité du Burkina Faso (SONABEL). La SONABEL est une société d’Etat dont les rapports avec celui-ci sont régis par un contrat-plan. La SONABEL est l’acheteur central d’électricité. A ce titre, elle peut mener des activités d’importation et d’exportation d’énergie et détient le monopole d’achat de l’électricité aux producteurs du premier segment. Au terme de la loi, la SONABEL n’a plus le monopole de production d’électricité.



Le Fonds de Développement de l’Electrification (FDE), Etablissement Public à Caractère Administratif, est chargé du contrôle de la production et de la distribution de l’électricité dans le second segment (rural).

En résumé :

La production de l’électricité est ouverte à la concurrence dans les deux segments ;

Le transport d’électricité est soumis à un monopole détenu par la SONABEL ;

La distribution de l’électricité est ouverte à la concurrence sur le second segment mais reste soumise au

monopole de la SONABEL sur le premier segment.

Les instances administratives du secteur de l'électricité (UEMOA, 2013)

Aujourd’hui, la SONABEL exploite 250 MW pour son réseau et des opérateurs privés sous la forme de coopératives de l’électricité (Coopels) sous la tutelle du FDE se sont lancés sur le marché de l’électrification rurale, par mini-centrales thermiques isolées avec ou sans hybridation ou par raccordement au réseau SONABEL.

Il n’existe pas à ce jour de cadre réglementaire spécifique pour la production indépendante d’origine renouvelable. Cependant, il existe une loi régissant globalement le Partenariat Public-Privé. Il n’existe pas de code d’accès au réseau électrique. Néanmoins, des réflexions sont en cours en vue de l’élaboration de textes règlementaires spécifiques aux énergies renouvelables.

Malgré l’exonération des taxes d’import et de TVA sur l’ensemble des équipements solaires (adoptée en janvier 2013 et valable jusqu’en 2018), la pénétration des EnR à base d’énergie solaire reste embryonnaire. La forte subvention aux hydrocarbures pour la production d’énergie a favorisé le fort développement de ce mode de production.

L’Etat entend entreprendre plusieurs actions afin de promouvoir les EnR :

► adopter une loi d’orientation sur les énergies renouvelables ; ► créer une Agence Nationale des Energies Renouvelables et de l’Efficacité Energétique (ANEREE) dont les

missions dans le domaine des énergies renouvelables seront de : - mobiliser les financements nécessaires auprès des partenaires techniques et financiers pour le

développement des énergies renouvelables ; - Evaluer le potentiel d’énergies renouvelables et les possibilités de valorisation de ces ressources ; - encourager et accompagner les innovateurs dans la recherche de solutions d’énergies renouvelables

mieux adaptées aux besoins énergétiques des populations ; - sensibiliser les populations à l’utilisation des technologies d’énergies renouvelables, faciliter et

favoriser l’accès à ces technologies ; - encourager le secteur privé à investir dans les énergies renouvelables par des mécanismes

d’incitations et des facilités ; - faciliter l’accès aux financements des promoteurs de projets d’énergies renouvelables ;

► contribuer à la mise en œuvre du projet d’appui au développement et à la structuration de la filière biocarburants ;

► contribuer à la réalisation de l’étude sur la durabilité et la certification des biocarburants ;



Etat des lieux des projets d’énergie renouvelable Les ressources énergétiques renouvelables existent dans le pays mais sont pour le moment peu exploitées. L’hydroélectricité et le gisement solaire sont les deux ressources les plus importantes. Le plus grand barrage hydroélectrique (16 MW à Bagre) se trouve dans la région du Centre-Est et d’autres projets existent dans les régions des Hauts-Bassins et du Sud-Ouest. L’ensoleillement est supérieur à 2 800 h/an dans presque tout le pays, ce qui permet d’utiliser les technologies solaires photovoltaïques de manière efficace.

Le potentiel des EnR repose largement sur le solaire PV (100 MW) et l’hydroélectrique (60MW). La biomasse n’a qu’un potentiel limité, de 1 MW environ.

Malgré la disponibilité du gisement solaire et en l’absence d’un cadre législatif spécifique aux EnR, peu de programmes ont été mis en place pour son utilisation. Ce faible développement est d’abord lié au besoin important en investissements de ce genre de projet, sachant qu’il n’existe pas de mesures incitatives à l’achat ni de données fiables sur les résultats d’exploitation dans le pays. Les opérateurs privés locaux ont donc été réticents à se lancer dans l’installation et l’exploitation de systèmes basés sur les énergies renouvelables. Enfin, l’insuffisance de financement pour le montage du programme d’électrification rurale décentralisée (ERD) a également limité la mise en place de projets.

Malgré ces freins, plusieurs opérations ponctuelles d’électrification par énergie solaire photovoltaïque ont été menées au Burkina Faso. Des modules ont été installés pour le pompage d’eau dans le cadre du Programme régional solaire (PRS) du Comité inter-États de lutte contre la sécheresse au Sahel. Différents programmes ont permis l’éclairage de certaines infrastructures socio-économiques (écoles, centres de santé...). De son côté, l’Office national des télécommunications s’est doté de panneaux solaires pour alimenter en électricité certains de ses équipements.

Les projets solaires connectés au réseau en cours de développement sont présentés dans le tableau suivant :

Nom du projet

Stade d’avancement

Type de centrale

Date Description Commentaires

Patte d’oie

Zagtouli 2

Zano

Pa

Kodéni

Développeurs

sélectionnés

Solaire PV

5x10 MW NC

AO lancé en mai 2014 par le Ministère des Mines et de l’Energie pour 5 centrales de 10 MW environ développées en IPP. Les développeurs sélectionnés en octobre 2014 sont : Naange pour Patte d’oie (5,5 MW), Soltech pour Zano (11MW), Canopy pour Pa+Kodéni (17 MW), Scatec Solar pour Zagtouli 2 (17 MW).

A la suite de l’insurrection populaire intervenue les 30 et 31 octobre 2014 au Burkina, ces projets, qui étaient bien avancés et signés en conseil des ministres ont enregistré un retard dû à la mise en place des nouvelles autorités. Les tarifs devaient être de l’ordre de 80 XOF/kWh.

Zina

PPA signé,

recherche de

financement

Solaire PV

20 MW 2015

Projet d’IPP porté par la société minière SEMAFO, qui a créé une société de projet, Windiga, qui avait entamé les démarches dès 2009 avec la SONABEL. Le PPA a été signé fin 2014 (Etat 49 % et Windiga 51 %). L'Etat doit apporter 5 milliards de XOF de fonds propres avec un taux de 2 %.

Le tarif devrait être inférieur à 75 XOF/kWh (imposé dans les term sheets par la SONABEL). Le maitre d’œuvre est Siemens. Le projet, annoncé pour 2015, est en recherche de financement.



Zagtouli

Financement

bouclé.

Recherche de

maitre

d’ouvrage

Solaire PV

30 MW 2016

Projet initié par l’UE suite à une étude de faisabilité de l’IED en 2010 pour 20MW. Projet étendu à 30MW pour un cout total de 70M€, dont 23 M€ de don de l'UE, un prêt concessionnel de 23 M€ de la BEI et 22,5 M€ de l'AFD (2 à 3,5 %).

L’AO devrait être lancé le 1er décembre 2014, la pré-qualification ayant déjà été réalisée. Le prix de rachat devrait être autour de 63 XOF/kWh. En raison du trop fort taux d’endettement de la SONABEL, les bailleurs ont prêtés à l’Etat qui a rétrocédé sous forme de don à la SONABEL.

Koudougou

Banfora

Ouahigouya

Recherche de

financement

Solaire PV

10/5/5 MW NC

L’UEMOA a financé des études de faisabilité pour le développement de centrales solaires, dans le cadre de l’IRED. 3 sites ont été retenus (Banfora 5 MW, Ouahigouya 5 MW, Koudougou 10 MW).

L’UEMOA est actuellement en recherche de financement, et a participé à un forum en septembre à Dubaï pour lever des fonds.

Source : EY

Tous les projets sont à proximité d’une sous-station ou d’une ligne d’interconnexion. Le taux de pénétration du solaire a été fixé à 30 %.

En parallèle, des études de faisabilité sont financées par l’Etat pour des centrales hydroélectriques (5 projets entre 5 et 20 MW) et pour des centrales solaires (8 projets entre 1 et 20 MWc).



Analyse SWOT pour le développement des projets EnR

Conclusions et recommandations pour la FRAED

Eléments de conclusions Plusieurs éléments sont à considérer au Burkina Faso, qui auront une incidence sur l’action de la FRAED, à savoir d’intervenir en amont du développement des projets, avec les instances publiques, ou plus en aval en participant au financement direct des projets ENR :

- Le Ministère des Mines et de l’Energie a recruté un consultant pour élaborer un cadre réglementaire et institutionnel encadrant le développement des EnR.

La structuration de la FRAED doit tenir compte de la stratégie du gouvernement concernant le développement futur des projets d’énergie renouvelable : est-ce que les projets devront être portés par le gouvernement ou au contraire être développés suite à des initiatives privées, par l’intermédiaire d’investissements privés ?

- La SONABEL bénéficie avec le projet Zina d’une première expérience dans le développement de projets développés en IPP. Cette expérience, qui leur a permis de monter de compétence dans l’analyse d’un plan d’affaire d’un producteur indépendant d’électricité, permet à la SONABEL de s’imposer en tant qu’interlocuteur prioritaire avec le secteur privé.

- La SONABEL travaille actuellement avec l’AFD à la mise en place d’un modèle financier fiable, qui lui permettra de mieux suivre son équilibre financier et d’être en mesure, dans un avenir proche, d’envisager le développement de projets EnR de façon autonome.

- L’intégration régionale des réseaux nationaux dans l’espace UEMOA s’accroit, et le sujet ne pourra que monter en importance dans les années à venir, alors que plusieurs lignes d’interconnexion sont en développement, notamment avec le Ghana, le Nigéria, et le Niger.



L’UEMOA envisage d’ailleurs de commander une étude qui viserait la structuration d’un cadre institutionnel régional pour le développement des IPP.

- Le taux de pénétration du solaire a été fixé par la SONABEL à 30% du mix énergétique. Cela implique une limite technique au développement des prochains projets solaires au Burkina Faso. La priorité semble être portée sur le développement des interconnexions avec les pays limitrophes (Ghana, Nigéria, Niger, Côte d’Ivoire).

Recommandations Le dimensionnement de la FRAED doit tenir compte des divers éléments listés ci-dessus, ainsi que du potentiel de projets à financer.

Le potentiel de développement de projets solaires soutenus par la FRAED au Burkina Faso est limité aux projets déjà identifiés par le gouvernement (5x10 MW en appel d’offre) et par l’UEMOA (20 MW). Au regard des ambitions de la FRAED et du potentiel de développement d’autres projets solaires qui ne seraient pas placés à proximité d’une sous-station, ces projets doivent être considérés comme prioritaires par la FRAED.

En conclusion, au regard du degré d’avancement du gouvernement (cadre réglementaire qui a déjà permis le développement d’un IPP et qui va encore être précisé et renforcé en ce sens) et de la SONABEL (expérience éprouvée de développement d’un IPP), la FRAED serait plus efficace en intervenant directement au financement des projets déjà identifiés.

La priorité serait donc de permettre de produire et donc de fournir à la SONABEL de l’électricité à un prix qui soit intéressant, c’est-à-dire autour de 80 XOF, grâce notamment à du financement concessionnel.

Le financement concessionnel pourrait ainsi être envisagé pour la FRAED, en utilisant une partie de l’enveloppe de subvention fournie par l’UEMOA. Toutefois, cette solution ne pourra être pérenne et ne saurait s’appliquer à l’ensemble des 200 MW visés par la FRAED. Un processus de refinancement devrait être pris en compte afin de permettre à la FRAED d’abaisser les coûts de financement des projets (et donc les coûts de production de l’électricité). Ce mécanisme de refinancement est encore à l’étude à ce stade.

Piste de réflexion Dans l’optique d’un développement régional des énergies renouvelables, et au regard des opportunités déjà identifiées dans certains pays pour le développement de centrales solaires connectées au réseau, dont le Burkina Faso fait partie, la FRAED pourrait éventuellement être structurée comme une société de projet, qui investit et développe des projets, en conservant en gestion les mégawatts installés. Cette réflexion n’est cependant pas compatible avec le caractère supranationale de la FRAED.

Côte d’Ivoire


Rapport de visite de la Côte d’Ivoire

Contexte général Situé dans le Golfe de Guinée, la Côte d’Ivoire fait partie des pays côtiers de l’Afrique de l’ouest. Elle couvre une superficie de 322 463 km². Sa population est estimée à 24 millions d’habitants, avec un taux de croissance annuel moyen de 2,9 %. Il convient de noter que plus de 50 % de la population réside en milieu rural.

La Côte d’Ivoire est le leader économique de l’UEMOA avec un poids économique environnant les 40 % du Produit Intérieur Brut (PIB) de la zone. En 2013, son PIB a été estimé à plus de 14 000 milliards de XOF.

Son climat est caractérisé par 2 saisons sèches et 2 saisons humides, le sud du pays étant humide contrairement au nord qui est chaud.

Situation énergétique globale

Selon l’organisation des Nations-Unies pour l’Alimentation et l’Agriculture (FAO), le bilan énergétique de la Côte

d'Ivoire établi en 1990 faisait apparaître la prédominance de la biomasse au niveau de la production et de la

consommation d'énergie (71 à 73 %), surtout par les ménages.

La Côte d’Ivoire dispose de quatre sources d’énergie primaire : l’hydraulique, le pétrole, le gaz naturel et la

biomasse. L’approvisionnement en énergie primaire en 2009 totalisait 11,6 millions de tonnes équivalent pétrole

(TEP).

Energie Electrique

► La production

En 2014, le réseau électrique ivoirien était caractérisé par une puissance installée de 1 632 MW, pour une

production d’énergie brute de 6 949 GWh. Le pays exporte 610 GWh et le taux d’électrification se situe autour de

60 %. La production thermique représente 63 % (1 028 MW) de la production contre 37 % (604 MW) pour

l’hydraulique.

La puissance installée en 2015 devrait être de 1 882 MW et jusqu’à 3 500 MW environ d’ici 2020. L’enjeu pour le

pays est également de réhabiliter et de développer les réseaux. Plus de 2 100 localités devront être électrifiées

d’ici 2016.

► Le transport et la distribution

Le réseau de transport était caractérisé en 2013 par 46 postes de 225/90 kV, et 50 postes de 33/15kV.

Pour la même année, la longueur des lignes et câbles était 2088 km pour le niveau de tension 225 kV et 2636

pour le niveau de tension 90 kV.

► Exportations

L’offre d’électricité étant supérieure à la demande nationale, la Côte d’Ivoire exporte l’électricité vers certains pays

de la CEDEAO. En 2013, 59 % des exportations ont été tournées vers le Burkina Faso, 26 % vers le Mali, 12 % vers

le Bénin et le Togo et 3 % vers le Ghana.

La Côte d’Ivoire affiche une indépendance énergétique comparativement aux autres pays de l’UEMOA.

Accès à l’électricité

Selon les données 2014 du Ministère du Pétrole et de l’Energie, le taux national d’accès à l’électricité est de 70%

pour un taux de couverture de 40 %. En 2013, le taux de couverture et le taux d’accès ont été respectivement de

37 % et 76 % en milieu rural pour 3 031 localités électrifiés.

Les prix de l’électricité en Côte d’ivoire

La fixation du prix est la prérogative de l’Etat et les prix sont établis à travers des arrêtés interministériels en

fonction des catégories et selon la nécessité :



► Pour la basse tension, le prix du kWh varie entre 42 XOF et 80 XOF avec l’application ou non de la TVA

selon le niveau de consommation par bimestre pour l’utilisation domestique ;

► Pour la basse tension, le prix du kWh varie entre 82 XOF et 96 XOF TTC selon le niveau de

consommation par bimestre pour l’utilisation professionnel ;

► Pour la haute tension, le prix du kWh varie entre 63 XOF et 115 XOF TTC selon la durée d’utilisation.

Les principaux consommateurs

Les sociétés industrielles constituent la première source de consommation d’électricité en Côte d’ Ivoire. Ainsi, les

10 premiers consommateurs d’électricité sont la Mine d’or de Tongon, la Sodeci, Equigold Hire, la Sucaf, Les

aciéries de CI, SACA, SOLIBRA, SOCIMAT, la Ste Ciments d’Abidjan et Sucrivoire. Ces industries ont cumulé une

consommation globale de 8 % de la production nationale en 2013.

Les énergies renouvelables en Côte d’Ivoire

La part des EnR dans le mix électricité

Les grands barrages hydroélectriques représentent 37 % de la capacité du pays, avec une capacité de 604 MW, Le

barrage de Soubré devrait ajouter 275 MW à cette capacité et l’équipement d’autres sites en aval pourraient

apporter une capacité supplémentaire de 764 MW (barrages de Louga, Boutoubré, Gripopopolié et Tiboto). En

dehors de cela, la part des EnR dans le mix énergétique est très marginale dans le pays. La cible de 3 % prévue

pour l’année 2013 n’a pas été atteinte. La volonté gouvernementale est d’atteindre un bouquet énergétique EnR

de 5 % (100 MW) en 2015, 15 % (460 MW) en 2020 et 20 % (995 MW) en 2030.

Le potentiel en EnR de la Côte d’Ivoire

Des ressources en énergie micro-hydraulique, en énergie biomasse, en énergie solaire et en énergie éolienne sont

disponibles en CI.

► L’énergie micro-hydraulique

En matière de micro-hydroélectricité, la Côte d’Ivoire dispose de petits cours d’eau côtiers au Sud du pays, dont

les plus significatifs sont le Drou, le Mankono (Sassandra), le Korhogo (Bandama), le Téhini (Comoé), le

Marabadiassa (Marahoué), le Tabou, le Néro, le San-Pédro, le Niouniourou, le Boubo, l’Agnéby, la Mé, la Bia et le

Tanoé. Ces sites peuvent fournir des capacités de puissance de moins de 10 MW. Le potentiel en énergie micro-

hydraulique n’est pas négligeable : environ 40 MW. Le projet de petite hydro Fayé (5 MW) est désormais en

exploitation.

► La biomasse

En raison de son profil agricole, la Côte d’Ivoire dispose d’un potentiel important en biomasse énergie pour

plusieurs usages énergétiques modernes issus des résidus agro industriels dont entre autres le parche de café, la

cabosse de cacao, les déchets de palmier à huile, la bagasse de canne à sucre, les pommes et coques d’anacarde,

la tige de maïs, les rejets d’ananas, le bois d’hévéa, la sciure de bois. Il faut également noter le potentiel de

valorisation des déchets ménagers pour la production de biomasse solide : briquettes, charbon végétal (biochar),

compost, ou encore cendres fertilisantes. La centrale Biokala (40 MW) pour la production d’électricité à partir de

rejet de palmier devrait être opérationnelle en juillet 2015.

►

► L’énergie solaire

En matière d’énergie solaire, on constate que l’ensoleillement annuel moyen sur un plan horizontal pour la Côte

d'Ivoire ces dix dernières années est de 5,25 kWh/m²/j tout en restant supérieur à 5 kWh/m²/j pour chacune des

régions.



La durée d’ensoleillement varie entre 2 000 et 2 700 heures par an selon les régions. On note que les régions du Nord et de l’Ouest sont mieux loties que celle du Sud dans laquelle le taux de couverture de l’électricité est élevé.

Un projet pilote de kits solaires a été réalisé sur fonds publics (20 kW) et d’autres projets similaires sont en cours.

► L’énergie éolienne

Le potentiel en énergie éolienne en Côte d’Ivoire se situe dans les régions montagneuses de l’Ouest, sur le littoral

au Sud et en partie dans l’Est du pays.

La vitesse moyenne des vents y est inférieure à 4,8 m/s. Toutefois, elle se situe en deçà des valeurs qui

permettent une exploitation efficiente, soit 6 m/s.

Ainsi, compte tenu du potentiel en biomasse de la Côte d’Ivoire par rapport aux autres sources d’énergies, le

développement des EnR en Côte d’Ivoire passerait en premier par l’exécution des projets relevant de l’exploitation

de cette source d’énergie.

Stratégie EnR de la Côte d’Ivoire

La stratégie EnR du pays, communiqué par le SNE 2012, est basée sur 3 principaux axes.

► Axe stratégique n°1 : Energie durable par développement des énergies nouvelles et renouvelables et de

l’efficacité énergétique.

Ses objectifs sont :

Développer un programme de communication et de sensibilisation des parties prenantes ;

Valoriser et sécuriser les ressources naturelles et les résidus agricoles ;

Vulgariser les technologies de production d’énergie à partir du solaire et du vent.

► Axe stratégique n°2 : Cadre institutionnel, renforcement de capacité et organisation.

Ses objectifs sont :

Mettre en place un cadre institutionnel et réglementaire des énergies renouvelables et

d’efficacité énergétique ;

Renforcer les capacités depuis la formation de base à la formation continue ;

Mettre en place un cadre de normes et de réglementation des énergies renouvelables et de


► Axe stratégique 3 : Viabilité financière

Son objectif est de :

Mettre en place des mesures financières incitatives telles que la création de fonds revolving pour


L’Etat de Côte d’Ivoire prévoit le développement des énergies renouvelables en Côte d’Ivoire de deux manières :

► le raccordement au réseau électrique interconnecté ou par mini réseau électrique ;

► l’équipement individuel pour la population.

Les programmes EnR en Côte d’Ivoire

► Le Plan Directeur de l’Electrification Rurale (PRODER)

Le programme décennal d’électrification rurale est financé par la SABER sous forme de dons vise à fournir des kits

solaires à certaines populations rurales. L’exécution de ce programme n’est pas encore effective.

► Le Plan National d’investissements pour l’accès aux services Energétiques (PNIASE)

Ce plan est un document de projet dont la validation est en cours. Il regroupe 7 projets en milieu rurale d’un coût

total de 49 milliards de XOF à financer à 95 % par le budget de l’Etat.



Contexte réglementaire du secteur de l’électricité en Côte d’Ivoire

Cadres institutionnel, réglementaire et juridique de l’énergie en Côte d’Ivoire

Les textes de loi et décrets

Les principaux textes de loi et décrets structurant le secteur de l’électricité cadre sont présentés dans les

paragraphes qui suivent :

► Loi N°96-766 du 03 octobre 1996 portant code de l’Environnement et une loi spécifique sur les énergies

renouvelables et la Maitrise de l’Energie ;

► Loi n°03- 2014-132 portant Code de l’électricité.

Le cadre institutionnel

La législation ivoirienne relative à l'électricité (loi n° 85–583 du 29 juillet 1985) attribue le monopole du

transport, de la distribution, de l'exportation et de l'importation de l'énergie électrique à l'Etat. Toutefois, le

segment de la production n'est pas soumis au monopole.

Conformément à cette législation, une convention de concession du service public de l'électricité a été signée en

novembre 1990, pour une durée de 15 ans, entre l'Etat et la Compagnie Ivoirienne d'Electricité (CIE), opérateur

privé, pour exercer sur l'ensemble du territoire national les activités soumises au monopole et pour exploiter les

centrales de production thermique et hydroélectrique appartenant à l'Etat. Cet opérateur a succédé à l'ancienne

compagnie nationale d'électricité, Energie Electrique de Côte d'Ivoire (EECI), laquelle a conservé un rôle de

gestion du patrimoine, de maîtrise d'œuvre, d'élaboration des études du secteur et de contrôle technique du

concessionnaire.

Dans cette configuration, l'Etat a continué à assumer les investissements pour le renouvellement et les extensions

du réseau, laissant aux investisseurs privés la charge du développement des nouvelles capacités de production.

C'est ainsi que deux producteurs indépendants d'électricité sont apparus dans le secteur, respectivement en 1994

et en1998. Ce sont CIPREL, dont la centrale a, aujourd'hui, une puissance installée d'environ 321 MW et, AZITO

ENERGIE, dont la centrale a une puissance installée d'environ 300 MW. Ces deux centrales thermiques, ainsi que

celle de Vridi 1 exploitée par la CIE dans le cadre de la convention de concession précitée, utilisent le gaz naturel

fourni, à partir du bassin sédimentaire ivoirien, par trois groupements d'opérateurs privés représentés par AFREN,

FOXTROT et CNR, lesquels sont liés à l'Etat par des contrats de vente et d'achat de gaz naturel.

En Décembre 1998, l’EECI a été liquidée et trois nouvelles sociétés d'Etat ont été créées :

L'Autorité Nationale de Régulation du secteur de l'Electricité (Anaré), chargée du contrôle des

opérateurs du secteur, de l'arbitrage des conflits et de la protection des intérêts du consommateur

d'électricité

La Société de Gestion du Patrimoine du secteur de l'Electricité (SOGEPE), chargée de la gestion du

patrimoine de l'Etat dans le secteur, de la gestion des flux financiers et de l'établissement des comptes

consolidés du secteur

La Société d'Opération Ivoirienne d'Electricité (SOPIE), chargée du suivi des mouvements d'énergie, des

études et de la planification, ainsi que de la maîtrise d'œuvre des travaux d'investissements revenant à

l'Etat en matière de renouvellement et d'extension des réseaux de transport et d'électrification rurale.

En octobre 2005, la convention de concession du service public de l'électricité liant l'Etat et la CIE a été prorogée

pour une durée de 15 ans.

En 2010, pour faire face au déficit chronique de production d'électricité, l'Etat a conclu une convention avec la

société AGGREKO pour la location et l'exploitation d'une centrale fonctionnant au gaz naturel, d'une puissance de

70 MW. En janvier 2012, cette convention a été prorogée pour une période de 2 ans pour une capacité

contractuelle de 100 MW.



En décembre 2011, l'Etat a entrepris une nouvelle réforme qui a conduit à la dissolution anticipée de la SOGEPE

et de la SOPIE, et à la création d'une société d'État sous la dénomination de société des Energies de Côte d'Ivoire

en abrégé CIENERGIES qui reprend l'ensemble des activités des deux structures dissoutes.

En mars 2015, le nouveau code de l’électricité est venu apporter un certain nombre d’améliorations, en

particulier :

► Une plus grande souplesse dans les possibilités d’organisation et de gestion des segments, qui ne constituent

plus désormais un monopole de l’Etat ;

► Une meilleure définition et un meilleur suivi des activités du Secteur de l’électricité et de leur régime

juridique, notamment par l’instauration du droit d’accès au système électrique et des critères de

performances contractuels ;

► La prise en compte des énergies nouvelles et renouvelables ainsi que la maîtrise de l’énergie.

Les acteurs du secteur de l’électricité en Côte d’Ivoire

Le marché de l’énergie comprend les acteurs suivants :

► l’Etat ;

► les opérateurs d’installation, d’exploitation, de maintenance et de commercialisation ;

► les banques commerciales et de micro financement ;

► les consommateurs et associations.

Les produits échangés de source EnR sont :

► les kits solaires ;

► les chauffe-eaux solaires ;

► les séchoirs solaires ;

► les lampes solaires ;

► les recharges solaires ;

► les équipements en biogaz ;

► les équipements en biochar pour la production d’électricité

On distingue 3 niveaux de population (consommateurs) dans le marché de l’énergie par équipement individuel :

► les populations des localités n’étant pas raccordées au réseau électrique interconnecté ;

► les populations des localités raccordées au réseau électrique interconnecté mais n’étant pas des abonnés pour des motifs divers ;

► les populations abonnées à l’électricité susceptibles de bénéficier de système des énergies renouvelables

Le schéma suivant présente les principaux acteurs du secteur exception faite des producteurs privés non

connectés au réseau.



Dispositions tarifaires

Les tarifs sont fixés selon l’arrêté ministériel n°569/MMPE/MMPE du 20 décembre 2012 portant modification des

tarifs de l’électricité. Si l’’électricité produite à partir des EnR n’est pas explicitement mentionnée, elle est

néanmoins concernée par cette nouvelle grille tarifaire fondée sur le besoin.

Le système Feed-in-Tariff (FIT) n’est pas appliqué en Côte d’Ivoire dans la mesure où une approche DAO ou de gré

ç gré est privilégiée.

Dispositions fiscales

Selon le décret n°09-503/P-RM du 23 septembre 2009, la perception des droits et taxes éligibles au cordon

douanier sur les équipements d'énergie renouvelable à l'importation est suspendue pour une durée de 5 ans, à

l'exception du prélèvement communautaire, du prélèvement communautaire de solidarité et de la redevance

statistique qui restent entièrement dues.

Etat des lieux des projets d’énergie renouvelable

En dehors de la grande hydroélectricité (plus de 600 MW installés et environ 1 000 MW en projet dans la région du

Bas Sassandra dont le barrage de Soubré, en construction depuis 2013), il existe peu de projets d’énergies

renouvelables en Côte d’Ivoire. D’autres projets hydroélectriques mais de plus petite capacité voient également le

jour tel que sur le site de Fayé (5 MW). D’autres sont à l’étude et en recherche de financement comme

l’aménagement hydroélectrique d’Aboisso Bia (5 MW) et celui de Drou (1,5 MW).

Le gouvernement a en projet la construction en BOO d’une centrale solaire de 20 MWc qui doit être connecté au

réseau électrique national. Le dossier d’appel d’offres (DAO) a été lancé en octobre 2014. Deux autres appels

d’offres ont été lancés au même moment. Il s’agit de:

Ciprel Azito Energie

Aggreko

Contrat de vente et d’achat de gaz naturel

Petroci 11 Foxtrot international CNR International

Etat de Côte d’Ivoire Ministère du pétrole et de l’Energie + Ministère de l’économie et des Finances

Producteur indépendant d’électricité

Autorité concédante

Concessionnaire du service public

d’électricité et Consommateur

d’électricité

Fournisseur de

gaz naturel

Anaré CI-Energies

Société d’état

Convention de concession de type BOOT

Convention

de location

Convention de concession du service public de l’électricité

CIE

Contrats d’abonnement

Clients



► La construction en BOO de la PCH Mankono de 8 MW, connectée au réseau électrique interconnecté ;

► La construction et exploitation d’une centrale à biomasse d’une puissance totale de moins de 20 MW,

connectée au réseau électrique interconnecté.

Côté biomasse, malgré un potentiel important, seule une centrale est en projet à Aboisso : le projet « Biokala »

devrait entrer en production en 2015 pour transformer des branches et des troncs de palmiers à huile de Sifca,

leader ouest-africain de l'agro-industrie et premier groupe privé ivoirien, en électricité. D’une puissance de 40

MW, le projet est soutenu techniquement par le français EDF. Il s’agira de la première centrale à biomasse en Côte

d’Ivoire et la plus puissante en Afrique.

La Côte d’Ivoire exploite significativement ses ressources hydroélectriques mais, à l’exception de quelques projets

emblématiques, ses ressources en solaire, petite hydro ou biomasse demeurent faiblement exploitées. Pour le

moment, les initiatives de l’Etat en matière d’EnR se focalisent essentiellement sur l’électrification rurale à travers

des kits solaires et des unités de productions décentralisées de très faible capacité.

Constats ► La structure du marché

Les projets de production d’énergies renouvelables en générale et solaire en particulier sont peu nombreux. Cette

situation est en partie liée à la structure du marché. En effet, si les segments de la production, du transport et de

la distribution d’électricité sont ouverts, les opérateurs privés se sont concentrés sur la réalisation des projets

pour les particuliers (connecté ou non au réseau de la CIE).

S’ajoute à cela des difficultés conjoncturelles en raison du prix du gaz et du cours de l’USD.

► Le financement et la législation fiscale

Les autres barrières empêchant la réalisation des projets à caractère public sont le manque de financement et le

coût élevé des équipements à l’achat et à l’importation.

Le cadre fiscale spécifique aux EnR solaire est jugé peu incitatif par les opérateurs privés rencontrés qui sont

confrontés aux droits de douanes et diverses taxes lors de l’importation des matériels. Les différents droits et

taxes à payer pour un matériel importé sont résumés dans le tableau suivant.

Charges fiscales Détails Charges fiscales Détails

K12-DD (Droit de douane) 0 % sur les panneaux

solaires mais varie entre 0

et 20 % pour les autres

articles

K43-TVA Taxe sur la valeur ajoutée

9 % sur les articles solaires

K40-RSTA (Redevance statistique)

1 % sur tous les articles K49-PCS (Prélèvement communautaire de Solidarité)

1 % sur tous les articles

K52-PCC (Prélèvement communautaire CEDEAO)

0,5 % sur tous les articles

K88-TS (Travail Supplémentaire)

Forfait de 20 000 XOF par

dossier

Sources : NOA Trading

Ainsi pour un opérateur privé d’énergie solaire, un article importé peut donc prendre (20 % + 1 % + 18 % + 1 % +

0.5 %) + part de K88 = 40,5 % de la valeur de l’article. Ces acteurs sont défavorisés par rapport aux entreprises

des filières « Pétrole et Mines » qui proposent des tarifs plus compétitifs.

Le système bancaire ivoirien de son côté ne dispose pas de produits et services pour les opérateurs du secteur des

EnR. Les services de crédit sont tournés vers le financement de projets d’énergie thermique.

Par ailleurs, il n’existe pas encore des prêts pour « des écoconstructions » à des taux bonifiés par l’Etat comme les

prêts à taux 0 pour de l’énergie verte.

► Capacité technique et financière des opérateurs privés



Certains acteurs interrogés ont soulevé le manque de formation des opérateurs en termes d’ingénierie financière

et technique des projets. Ces lacunes impactent sur la recherche de financement à cause des mauvais montages

des dossiers au niveau des banques.

Il conviendrait d’intensifier la promotion et le développement de l’image de l’énergie solaire au niveau de la

population ivoirienne, mais également ouvrir des filières publiques de formation « Energies nouvelles, Energie

solaire » pour avoir sur le marché du travail des techniciens et ingénieurs spécialisés dans le solaire et les EnR.

Ainsi ces différents facteurs ne permettraient pas, selon les développeurs privés d'avoir des tarifs de ventes ou de

rachat concurrentiels ou inférieurs au prix de la production conventionnelle du thermique diesel utilisé dans le

pays.

Bien que n’ayant pas encore réalisé de centrales solaires de grande capacité injectant sur le réseau interconnecté,

les perspectives pour le développement de l’énergie solaire au Côte d’Ivoire restent très optimistes en référence

au plan d’action et d’investissement prévus dans le secteur. L’Etat prévoit de réaliser ce plan avec la contribution

du secteur privé.


Les forces/faiblesses ainsi que les menaces et opportunités dans le secteur des EnR sont synthétisés dans le

tableau ci-dessous.




Mécanismes de financement/d’appui

Dans le cas spécifique des centrales solaires, 3 types de financement ont été proposés :

► Le financement par le développeur (soit entièrement en action ou avec un cofinancement obligataire)

► La cession du projet avant construction

► La cession du projet après construction

Le financement par le développeur

Généralement la forme la plus répandue dans ce type de montage est le financement avec apport d’un partenaire

bancaire ou d’un organisme de financement.

Le développeur du projet lève donc des emprunts auprès d’organismes financiers et investit seul dans la société

projet. Le développeur implémente alors de bout en bout son projet, avec l’aide parfois de partenaires techniques.

Dans cette configuration, le financement de la SABER sera directement octroyé au développeur et pourra couvrir

les quatre phases décrites plus haut. Toutefois, cette structuration implique un montant de financement plus

important. Le schéma ci-après présente la structure de ce montage financier.

La cession du projet avant construction

Dans ce type de montage, le développeur procède à l’étape de développement & ingénierie (location et droits

fonciers, permis de construire, accords d'interconnexion, accords d'achat d'électricité, etc.).

Le développeur vend ensuite son projet à un investisseur stratégique et reçoit des frais de développement de

l'investisseur.

L'investisseur stratégique poursuit la phase de développement du projet, à savoir la finalisation de l’étude

économique, l’approvisionnement, la construction, l’exploitation et l’entretien de la centrale. L'investisseur

stratégique possède et exploite la centrale ; le risque du développeur étant limité aux frais de développement qu’il

aura injecté dans le capital de la société projet.

Dans cette configuration, l’apport de la SABER servira principalement au développement du projet (moins de 20 %

du coût global du projet). Le schéma ci-dessous présente la structure de ce montage financier.

Banque Développeur

Projet

Production et Crédit d’imports

Trésorerie

d’exploitation

Service de la dette

Trésorerie distribuable Engagements de la société/

Avantages fiscaux

Dette de

trésorerie Investissement/100%de fonds propres



Cession du projet après construction

Dans cette configuration, le développeur va plus loin après avoir développé le projet. Il commence à chercher des

financements (prêts) auprès des banques commerciales pour financer son projet. Ces prêts seront dans un

premier temps de courte durée (crédit-relais).

Une fois un investisseur trouvé pour racheter les droits de la centrale, le développeur pourra rembourser

l’emprunt réalisé auprès des banques et réduire ainsi son exposition risque aux frais de développement qu’il aura

perçu dans le prix total de vente de la centrale.

Ce montage est quasiment impossible en l’état dans les pays de l’UEMOA étant donné que les banques n’ont

aujourd’hui pas une expertise suffisante pour mesurer le risque de cette activité et ainsi accepter de financer ce

genre de projets (même sur des durées très courtes).

Critères d’éligibilité des projets

Les différents critères suivants pourraient être retenus pour les projets éligibles à la FRAED.

► Critères primaires

Expertise dans le développement des projets EnR

Montage technique et financier du projet

Viabilité du projet

Qualité du matériel à installer

La capacité financière du promoteur

► Critères secondaires

Impact du projet sur la réduction de la pauvreté

Impact sur la création d’emplois

Importance de la population bénéficiaire

Double statut de promoteur et de développeur du projet

Investisseur stratégique Développeur

Société Projet 100 % de fonds propres

Financement pour

la construction

100 % de fonds propres Capital pour le développement

Tax investor Développeur

Société Projet 100% de fonds propres

Banque

Fonds propres Fonds propres

Emprunt pour la construction Relais entre trésorerie et impôt

Frais de développement



Système de suivi et d’évaluation

Pour les projets sélectionnés, le système de suivi/évaluation pourrait se composer des activités suivantes :

► Mettre en place un organe de contrôle

► Exiger des promoteurs la production un rapport d’étape sur l’état d’avancement du projet

Stratégie de financement et de refinancement

Etat de Côte d’Ivoire

Pour le financement des projets identifiés, l’Etat prévoit se référer :

► Aux 2 fonds régionaux de la CEDEAO en matière d’énergie renouvelable. Il s’agit de : la Facilité Energie Renouvelable de la CEDEAO (EREF) qui est un fonds d’appui au

financement des projets ;

le Fonds Africain des Energies Renouvelables (FAER) de la Banque d’Investissement de la

CEDEAO (BIDC) qui contribue au développement des industries des biocarburants et des

énergies renouvelables dans la région ouest africaine.

► Au financement auprès des partenaires au développement (BADEA, BAD, BOAD, FEM, PNUD etc.).

Promoteurs privés

Pour le financement des projets, les promoteurs prévoient de garder le schéma de financement utilisé jusqu’à

présent. C’est-à-dire :

► Financer sur fonds propres l’investissement d’une part ou ;

► Signer des partenariats d’accompagnement avec investisseurs privés extérieurs d’autre part.

Ils attendent la mise en œuvre de la FRAED pour résorber le problème d’accès au financement de leurs projets

futurs.

Guinée-Bissau


Rapport de visite de la Guinée-Bissau

Contexte général

Le marché des EnR est à ses débuts en Guinée Bissau (GB) compte tenu de la situation actuelle du pays au plan

économique et politique. La GB démarre progressivement ses activités sur les EnR et le marché y est prometteur

si le contexte économique et politique demeure stable. La pauvreté est aussi un facteur clé à prendre en compte,

car le PIB par habitant et par un jour est de moins d'un dollar. La population n'a pas les moyens de payer

l'électricité ou de financer un kit d'énergie renouvelable même si l'accès à l'électricité devrait être un droit.

Aujourd’hui sur le plan des EnR

- En milieu urbain : il existe quelques panneaux solaires (lampadaires) qui sont le plus souvent des dons

d’entreprises chinoises.

- En milieu rural : il n’existe presque pas d'électrification.

EAGB qui est le service public chargé de la production et de la distribution de l’électricité n'arrive pas à satisfaire

la demande sociale. L’offre nationale est de 6 MWh alors que la demande est de 30 MWh rien que pour la ville de

Bissau. La demande est vraiment supérieure à l'offre et l'EAGB n'est pas actuellement en capacité de satisfaire

tous les clients.

Son réseau de distribution ne garantit pas la viabilité de la production, car une perte de 30 à 40 % de la

production électrique a été constatée. Néanmoins un projet de réhabilitation est en cours avec la BAD pour les

réseaux de moyenne et basse tension, mais uniquement focalisé sur Bissau.

Ces réseaux de distribution et de transport doivent être refaits, car ils sont de mauvaise qualité. Les défaillances

de ces réseaux de distribution constituent un risque de détérioration des équipements nouvellement installés

(groupes, centrales, etc.) ce qui constitue en soi un frein à l’investissement.

D’après les informations recueillies, un projet de barrage hydroélectrique de l’ordre de 184 MW serait en gestation

. Aussi, du fait de son appartenance à l’Organisation de Mise en Valeur du Fleuve Gambie (OMVG), la Guinée

Bissau devrait bénéficier des retombées des projets hydroélectriques de l’OMVG, notamment la construction du

barrage hydroélectrique de Sambagalou (128 MW) et Kaleta (240 MW) sur le fleuve Gambie au Sénégal (mise en

service prévue en 2015 – 2016).

Signalons que la Guinée Bissau a aussi lancé la construction d’une centrale biomasse de 2 MW.

Par ailleurs, l’un des principaux problèmes auquel est confronté l’EAGB est la fraude et le vol d'électricité. Ainsi

pour lutter contre ce fléau, des compteurs prépayés sont en train d'être installés pour les 31 000 abonnés actuels

de la société nationale, 18 000 sont déjà opérationnels et 11 000 en cours.

Les grands consommateurs d’électricité en Guinée Bissau sont :

- L’Etat, qui consomme presque 40 % de l'énergie produite,

- Les Ambassades,

- Les Ecoles,

- L’ONU,

- L’UE,

- La BCEAO.

Par rapport à l'aide publique, une subvention de l'Etat est apportée à tous les projets, y compris celui du plan

d’urgence, qui consiste à soutenir pendant une année, la production d’électricité d’EAGB en louant des groupes à

AGGREKO.

La volonté politique est bien présente par rapport à l’engagement affiché par les autorités rencontrées,

particulièrement le Secrétaire d’Etat à l’Environnement ainsi que par toute la Direction de l’Energie. Il est ressorti

de nos entretiens avec ces deux autorités que des lois sont en cours d’élaboration pour encadrer la

réglementation du secteur de l’énergie de l’énergie.



Pour le moment, même si EAGB applique un tarif social de 80 XOF par kWh, une certaine catégorie de la

population n’a toujours pas accès à l’électricité. Il n’existe pas de subvention de l’Etat à destination d’EAGB.

Les autorités Bissau guinéennes ont confirmé la disponibilité et l’abondance des ressources renouvelables

notamment hydrauliques, solaires, biomasse etthermiques.

Sur le plan juridique, il n’y a pas de réglementation claire qui organise le secteur énergétique en Guinée Bissau.

Tout au plus, nous avons eu connaissance de l’existence de deux décrets portant sur la libéralisation du secteur de

la production et la définition des différents types d'énergie devant être exploités. Aucun code de l'électricité n’a

été défini.

Les tarifs de rachat auprès des IPP sont à réglementer. Dans ce sens, une Agence de régulation des tarifs dans le

secteur de l'électricité est en cours de création.

Sur le marché financier local, aucune institution financière mis à part ECOBANK n’a eu à faire de financement de

projets dans le domaine énergétique bien que ce secteur soit vital pour l’économie du pays (financement sur le

thermique pour EAGB de 6 milliards). Le marché financier Ouest Africain, et en particulier celui de la Guinée

Bissau, ne permet pas aux banques d’avoir de fonds disponibles en quantité car la pauvreté de la population ne lui

permet pas d’épargner. Les investissements à long terme comme ceux devant être effectués dans le secteur

énergétique nécessitent donc de faire appel aux financements internationaux. Il y a une très faible implication des

banques locales dans le financement des projets énergétiques sur lesquels lesdites banques souhaitent une

interaction plus forte avec les bailleurs de fonds internationaux.

Actuellement, seules les institutions comme la BOAD, la BAD et l'Union Européenne financent ou subventionnent

des projets.

Au plan institutionnel, la Guinée Bissau dispose d’un nouveau département des énergies renouvelables dont le

périmètre d’intervention par technologie est le suivant :

Solaire : Etude, Projet et construction de centrale ;

Hydraulique : Etude et Projet ;

Biomasse : Suivi de la construction d'une centrale biomasse.

Les principaux obstacles au développement des énergies renouvelables identifiés sont les suivants :

Obstacles financiers (difficultés d’accès au crédit pour les sociétés évoluant dans les énergies

renouvelables, faiblesse du revenu de la population moyenne, ressources insuffisantes des banques

locales prises individuellement)

Obstacles institutionnels (absence de cadre réglementaire et de structure de régulation du secteur)

Instabilité politique et économique

Exonération de taxe TVA par rapport aux produits solaires importés (les panneaux solaires sont exonérés

de TVA alors que tous les équipements composant le Kit solaire ne le sont pas : onduleurs, batteries,

régulateurs, contrôleurs solaires, …)

Procédures de la douane à clarifier (selon les informations recueillies auprès des sociétés travaillant dans

les énergies renouvelables, un dédouanement prend facilement deux à trois mois au niveau de la Guinée

Bissau)

Réseau routier défaillant (le réseau routier est détérioré voire inexistant dans tout le pays)

Télécommunications de mauvaise qualité (les réseaux téléphoniques sont très instables dans le pays et

des coupures sont souvent observées)

Formation supérieure inexistante dans des domaines tels que l’électricité, l’électronique, etc. … (il n’existe

aucun centre de formation permettant de mettre à niveau des techniciens dans ces deux domaines en

Guinée Bissau, toutes les personnes travaillant dans ce secteur sont obligées de poursuivre leurs études

à l’étranger.)




La Guinée Bissau n’est pas industrialisée. Malgré cette faible demande industrielle, l’EAGB est incapable de fournir

l’électricité à toute la population.

Le taux d’électrification reste très bas malgré la libéralisation au niveau de la production. Des producteurs privés

d’électricité, en dehors de tout cadre légal, profitent de cette faiblesse pour proposer le kWh entre 700 et 800

XOF, alors que le coût social est de 80 XOF au niveau d’EAGB.

L’accès à l’électricité devant être considéré comme un droit au niveau universel, la population à majorité pauvre

est obligée d’être rattaché au réseau des producteurs privés en supportant non seulement le coût prohibitif du

kWh proposé, mais aussi le coût de l’interconnexion à se réseau à travers différentes charges allant de l’achat du

câble de connexion au disjoncteur.

Les énergies renouvelables sont actuellement très peu développées au niveau de Bissau, l’énergie déjà très rare

dans le pays.

Une réhabilitation du réseau MT et BT de Bissau est l’un des préalables avant l’installation de nouvelles centrales.

Le potentiel de développement des ENR est énorme au niveau de Bissau et pourrait s’orienter dans un premier

temps sur le potentiel hydroélectrique de ce pays qui peut permettre de couvrir les besoins de la population.

Contexte réglementaire et politique

La production au niveau de l’énergie a été libéralisée d’où la présence sur le marché de plusieurs producteurs

indépendants.

La distribution reste en principe le monopole d’EAGB mais les difficultés rencontrés par cette dernière ne

permettent pas de cadrer cette activité, d’où la revente à un taux élevé de l’électricité par les producteurs privés

d’électricité.

Une agence de régulation des tarifs dans le secteur devrait voir le jour prochainement. Aujourd’hui aucune

autorité de contrôle n’est disponible et la réglementation actuelle (Loi 2 et 3) ne cadre pas avec la gestion voulue

des énergies.

Le principal intervenant au plan institutionnel dans le secteur de l’énergie est la Direction générale de l’énergie

(DGE) du Ministère de l’Energie et des Ressources Naturelles (MERN) qui est chargée de l’application de la

politique énergétique ainsi que des études prospectives. Le Département des Energies Renouvelables est rattaché

à la DGE.


Nous n’avons pas pu avoir de données fiables sur les projets en cours et planifiés en Guinée-Bissau mais d’après

les informations recueillies durant nos entretiens, différents programmes existent actuellement et sont en cours

d’exécution au niveau de la Guinée Bissau, parmi lesquels nous pouvons citer :

BOAD pour l'énergie (Centrale de 15 MW en fuel),

BAD Extension et Réhabilitation du Réseau MT et BT et Possibilité de participation au financement des

compteurs prépayés.

Les différents projets EnR qui ont été portés à notre connaissance sont les suivants :

Projet EnR Description du projet Type de

technologie

Puissance

installée Etat d’avancement

Projet GEF ONUDI Pour la promotion des ENR (Installation de Centrale et travail avec les PME)

ER 2,5 MW Lancement du projet en Début janvier 2015

ECREE Développement de plans d'action ER/EE/AE - Elaboration des plans



en cours

UE / FRES Projet Installation de 10 000 Kits Solaires à GABU

Solaire PV 10 000 kits Réception d’ouvrage prévue en mars 2015

UE Construction de la centrale de Bambadinca

Construction de la centrale de Bambadinca de 312 KW (mise en service en 2014)

Système Hybride (solaire, diesel)

312 Kv.a Réception d’ouvrage prévue en mars 2015

UE / ADPP Electrification des villes de la Région de Oio (nord)

Système PV et Biodiesel

Réception d’ouvrage prévue en mars 2015

PRODERE Installation des lampadaires solaires et kits solaires communautaires

Solaire PV

1363 lampadaires

solaires et 126 Kits solaires

Réception d’ouvrage en avril 2015

PREE Programme régional d'efficacité énergétique

EE

Remplacement des lampes

incandescentes par LBC dans 19

institutions publiques

Etude finalisée est en cours de validation avant le lancement des appels d’offre

Suntrhrough Energy

Construction de centrales de 10 MW à Bissau et de 5 MW à BAFATA (Est du Pays)

Solaire PV 15 MW Construction de la centrale de BISSAU en cours.

Sources : EY



La situation énergétique de la Guinée-Bissau est caractérisée par un important déficit (+ de 75 %) par rapport à la

demande nationale et une forte dépendance des énergies fossiles. Cette situation s’explique principalement par :

L’instabilité politique,

Le manque de ressources financières pour les investissements,

La vétusté du réseau électrique,



L’absence d’un cadre réglementaire et institutionnel, permettant une gouvernance optimale du secteur

de l’Energie,

Le faible pouvoir d’achat de la population.

Les principales recommandations pour une redynamisation du secteur de l’Energie en général, et plus

particulièrement, celui des Energies renouvelables, sont les suivantes :

Enrichir le cadre réglementaire et juridique,

Améliorer la gouvernance du secteur par la création d’un organisme de régulation,

Définir une lettre de politique sectorielle qui permette d’atteindre les objectifs de couverture globale du

pays en énergie à l’horizon 2030 par exemple,

Renforcer les capacités des différents acteurs,

Investir dans la formation supérieure de cadres de haut niveau,

Restructurer la société EAGB pour lui permettre d’être plus performante. La séparation des activités

pourra être envisagée,

Favoriser les investissements privés par une amélioration du climat des affaires, et

Appuyer le Gouvernement et le secteur privé national dans le financement de projets électriques

structurants pour la Guinée-Bissau, en privilégiant l’augmentation des énergies renouvelables dans le

mix énergétique.

Mali


Rapport de visite du Mali

Contexte général Situé dans la partie sahélienne de l’Afrique de l’ouest, le Mali est l’un des pays enclavés de la sous-région Ouest-Africaine. Il couvre une superficie de 1 241 354 km², constitué à 51 % de terres désertiques. Sa population est estimée à 15 millions d’habitants, avec un taux de croissance annuel moyen de 3,4 %. Plus de 70 % de la population réside en milieu rural.

Pays membre de l’UEMOA, le Mali a fait des progrès importants sur le plan économique au cours de la dernière décennie et a enregistré un Produit Intérieur Brut (PIB) de 5 195 milliards de XOF en 2012.

Suite au conflit armé qui a eu lieu depuis janvier 2012, l’économie malienne a été affaiblie. Le PIB malien a enregistré en 2012 un recul de 1,2 %, après une année 2011 dont la croissance avait déjà été assez faible (2,1 %). Les secteurs secondaire (-2,2 %) et tertiaire (-8,8 %) sont particulièrement affectés.

Le climat malien est caractérisé par une longue saison sèche et une saison des pluies d’une durée moyenne allant de un à cinq mois selon les régions. Le niveau des précipitations donne une stratification climatique du pays en quatre zones principales, auxquelles correspondent quatre zones écologiques avec un potentiel agricole assez diversifié. Le profil climatique du Mali rend vulnérable certains sous-secteurs énergétiques par rapport à d’autre.


Le bilan énergétique 2012 du Mali révèle que la biomasse (bois et charbon de bois) représente 78 % de la

consommation énergétique nationale, les produits pétroliers 18 %, l’électricité 3 % incluant l’hydroélectricité, et

enfin les autres énergies renouvelables (autres que l’hydroélectricité) 1 %.

Le secteur de l’énergie comporte quatre principaux sous-secteurs qui sont (i) les hydrocarbures, (ii) les énergies

traditionnelles, (iii) les énergies renouvelables et (iv) l’électricité.

► Les hydrocarbures

Le sous-secteur est caractérisé par une importation nette de produits pétroliers. Selon le FMI (2014), le volume

des importations dépassait 800 000 tonnes métriques. Les importations maliennes avaient enregistré une

progression régulière à un taux de près de 8 % pendant la période 2007–11 et à moins de 2 % après la récession

de 2012. Le Mali affiche donc une dépendance significative vis-à-vis des importations de produits pétroliers.

► Les énergies traditionnelles

Le bois-énergie est la principale ressource pour les besoins énergétiques des ménages maliens. Il est issu du

potentiel forestier dont la capacité est estimée à près de 33 millions d’hectares avec un volume sur pied d’environ

520 millions de m3.

► Les énergies renouvelables

L’inventaire des EnR révèle un potentiel très significatif sur l’ensemble du pays avec quelques disparités en

fonction des sources d’énergies renouvelables. La Politique Energétique Nationale (PEN) révisée en 2013 indique

que la part des énergies renouvelables dans la production nationale d’électricité devrait atteindre 6 % en 2010 et

10 % en 2015. Cependant, les réalisations actuelles (1-3 %) sont en deçà des objectifs chiffrés.

► L’électricité

En 2012, le taux national d’accès à l’électricité était de 32 % contre 27 % en 2010. La demande d’électricité a une

croissance annuelle de 10 %. Selon les rapports techniques disponibles de l’année 2012 de l’AMADER, 52 localités

sont électrifiées par le concessionnaire Energie du Mali (EDM-SA) et 240 par les permissionnaires de l’Agence

Malienne de l’Electrification Rurale (AMADER). Le tableau suivant présente un résumé du taux d’électrification du

Mali par périmètre.

Périmètre Taux d’électrification



National 31,74 % (en intégrant les points lumineux) 24,36 %

Urbain 64,01 %

Rural 18 % (base Eclairage public) 7,20 % (base abonnement)

Sources : AMADER

Le taux d’accès à l’électricité en 2012 était de l’ordre de 64 % en milieu urbain, tandis qu’il ne représentait que 18

% en milieu rural. Les objectifs quantifiés de la PEN consistaient à porter le taux d’électrification rurale de 1 % en

2005 à 12 % en 2010 et 55 % en 2015, d’où un retard dans la réalisation des objectifs

Les coûts de production au Mali

Le coût de production de l’électricité, selon la Commission de Régulation de l’Electricité et de l’Eau (CREE) sur le

réseau est estimé à :

► 0.05 € (32,8 XOF) par kWh à partir de l’énergie hydraulique

► 0.15 € (98,4 XOF) par kWh à partir de l’énergie solaire

► 0.05 € (32,8 XOF) par kWh à partir de la biomasse

Le coût de production en réseau est moins élevé que le coût de production hors réseau avec les Sociétés de

Services Décentralisées (SSD) Korayé Kurumba et Yéleen Kura.

Les prix de l’électricité au Mali

Le prix de l’électricité au mali est principalement donné par Énergie du Mali SA (EDM SA). Ainsi on a :

► Pour les compteurs monophasés, les prix compris entre 60 XOF et 135 XOF en fonction du niveau

moyen d’ampérage de 5 avec l’application ou non de la TVA

► Pour les compteurs triphasés, les prix compris entre 113 XOF et 146 XOF en fonction du niveau moyen

d’ampérage de 5 avec l’application de la TVA

La part des EnR dans le mix électricité

Selon le CREE, dans le mix énergétique malien, sur 240 MW, le réseau EDM fourni 40 % du thermique et 60 % de

l’hydraulique. Il n’existe pas encore de statistiques part type de technologie EnR relativement à leur part dans le

mix énergétique du pays.

Le potentiel en EnR du Mali

Le Mali avec l’appui du Royaume de Danemark a réalisé une cartographie des ressources d’énergies renouvelables

(solaire, éolienne et biomasse) de 2008 à 2011. Cette cartographie a permis de d’évaluer les potentiels des types

d’EnR :

► Pour l’énergie solaire

Les valeurs moyennes interannuelles du rayonnement solaire varient de 4,5 à 6,5 kWh/m²/jour au sud, de 4 à 7,5

kWh/m²/jour. Au nord et de 5 à 7,5 kWh/m²/jour au centre du Mali.

► Pour l’énergie éolienne

Les vitesses du vent varient de 1,5 à 4,5 m/s au sud, 4,5 à 5,5 m/s au centre et de 5,5 à 6,5 m/s au nord du Mali.

Les 3 premières localités où la vitesse du vent est importante sont Goundan, Niafunke et Tombouctou.

► Pour l’énergie hydraulique

L’inventaire des sites d’hydroélectricité a permis d’identifier sur l’ensemble du territoire une dizaine de sites, dont

la puissance totale est estimée à 1 150 MW avec un productible moyen annuel de 5 000 GWh environ. Parmi ce

potentiel, seuls quelques sites sont aménagés, qui représentent 250 MW : les centrales de Selingué et Sotuba sur



le Niger, et la centrale de Manantali sur le fleuve Sénégal (dont la production est partagée avec le Sénégal et la

Mauritanie). La centrale de Félou sur le fleuve Sénégal a été modifiée – avec l’appui de la Banque Mondiale et la

Banque Européenne d’Investissement – et a permis de faire passer la production de 0,6 MW à 60 MW depuis

2013.

► Pour l’énergie biomasse

En plus du potentiel bois-énergie, le Mali dispose de plusieurs millions de tonnes de résidus agricoles et déchets

végétaux ; d’une capacité annuelle globale de production de 2 400 000 litres d’alcool depuis 1997 ; et d’environ 2

000 hectares de plantations de pourghère en extension pour la production du biocarburant. Des opportunités

existent aussi pour développer l’utilisation soutenable de la biomasse et des biocarburants, considérant la place

qu’occupe l’agriculture dans l’économie nationale

Il existe un réel potentiel en EnR dans le pays pour la production des énergies solaire et éolienne.


Cadres institutionnel, réglementaire et juridique l’énergie au Mali

Les textes de loi et décrets

Les principaux textes de loi et décrets structurant le secteur de l’électricité analysés dans le cadre de cette étude

sont :

► L’Ordonnance n°00-019/P-RM du 15 mars 2000 portant organisation du secteur de l'électricité ;

► L’Ordonnance n°00-019/P-RM du 15 mars 2000 portant organisation du secteur de l’Électricité et la Loi

n°05-019 du 30 mai 2005 la modifiant ;

► L’Ordonnance n°099-013/P-RM portant création de la Direction Nationale de l’Energie, ratifiée par la Loi

n°99-022 de juin 1999 et dont l’organisation et les modalités de fonctionnement sont précisées par le

Décret n°99-186/P-RM du 5 juillet 1999 puis mises à jour par le Décret n°2014-0406/P-RM du 6 juin 2014 ;

► L’Ordonnance n° 00-021/P-RM du 15 mars 2000 portant création et organisation de la Commission de

Régulation de l’Électricité et de l’Eau et le Décret n°00-184/P-RM du 14 avril 2000 fixant ses modalités

d’application ;

►

► La Loi n°03-006/P-RM du 21 mai 2003 portant création de l’Agence Malienne pour le Développement de

l’Énergie domestique et de l’Électrification Rurale ;

► Le code des marchés publics dont le Décret n°08-485/P-RM du 11 aout 2008 précise les procédures de

passation, d'exécution et de règlement des marchés publics et des délégations de service public.

Le cadre réglementaire

Sur le plan réglementaire les activités de production, de transport et de distribution de l’électricité sont

libéralisées sur l’ensemble du territoire (les activités de production, transport, distribution, importation,

exportation et vente d’électricité sur le territoire du Mali peuvent être assurées sans discrimination par toute

personne physique ou morale, de droit privé malien ou public, de nationalité malienne ou étrangère - Ordonnance

n°00-019, chapitre 1).

Dans les faits, EDM SA, opérateur historique, bénéficie d’un périmètre concédé important couvrant les centres

urbains du Mali ; par ailleurs EDM SA est le concessionnaire unique du réseau de transport et de la distribution et

est acheteur central sur son périmètre. Tout service public de l’électricité est assuré à travers une concession ou

une licence (ou autorisation) sur un périmètre bien circonscrit.

Réglementation tarifaire

► Les grilles tarifaires



Selon le chapitre 3 de l’ordonnance n°00-019, les ventes des concessionnaires bénéficiant d’une situation

d’exclusivité ou de monopole naturel sont soumises à une réglementation des tarifs par directive de la

Commission de Régulation de l’Electricité et de l’Eau (CREE).

Les grilles tarifaires réglementées sont proposées par les concessionnaires, conformément aux termes de la

convention de Concession. Elles sont approuvées et publiées par la CREE. Compte tenu des variations des coûts

en fonction des caractéristiques de la demande, les tarifs réglementés sont définis par période tarifaire et sont

révisés dans le cadre de directives de la CREE.

Par ailleurs, les ventes de tout producteur indépendant, auto-producteur ou importateur à l’acheteur central ne

sont pas soumis à la réglementation des tarifs et font l’objet d’un contrat d’achat qui est soumis et approuvé par la

CREE (ordonnance n°00-019, chapitre 3).

► Les prix d’achat

Les prix d’achat aux producteurs indépendants sont négociés entre ceux-ci et le concessionnaire du réseau de

transport ou de distribution, conformément aux termes de l’appel d’offres approuvé par la CREE.

Les prix d’achat aux auto-producteurs par l'acheteur central ou les concessionnaires de distribution sont négociés

entre partenaires. Ils tiennent compte des caractéristiques et des conditions particulières des fournitures. Ils ne

seront en aucun cas supérieurs aux coûts évités par l’acheteur.

Dispositions fiscales

Selon le décret n°09-503/P-RM du 23 septembre 2009, la perception des droits et taxes éligibles au cordon

douanier sur les équipements d'énergie renouvelable à l'importation est suspendue pour une durée de 5 ans, à

l'exception du prélèvement communautaire de solidarité et de la redevance statistique qui restent entièrement

dues.

Une réflexion est en cours sur l’élaboration d’un cadre juridique spécifique aux EnR.

Les acteurs du secteur de l’électricité au Mali

Les acteurs principaux du secteur de l’électricité sont :

► La Direction Nationale de l’Energie (DNE) en charge de l’élaboration de la politique nationale en matière

d’énergie, de la coordination et du contrôle technique des services régionaux, subrégionaux et des

services rattachés qui concourent à la mise en œuvre de ladite politique.

► Le Centre National de l’Energie Solaire et des Energies Renouvelables (CNESOLER) devenu Agence des Energies Renouvelables (AER) chargée de valoriser kes potentialités nationales en matière d’EnR : planification, assistance technique et investissements.

► L’Agence Malienne pour le Développement de l’Energie Domestique et de l’Electrification Rurale

(AMADER) chargée de : (i) mettre en œuvre le Projet Energie Domestique et Accès aux Services de Base

en milieu rural (PEDASB) et (ii) de réguler et contrôler le développement de l’activité d’électrification

rurale.

► La CREE chargée de : (i) soutenir le développement du service public de l’électricité et de l’eau ; (ii)

défendre les intérêts des usagers et la qualité du service public ; (iii) contrôler les appels d’offres et de

l’octroi de concessions et de délégation de gestion ; (iv) suivre des transactions entre les opérateurs

dans le secteur de l’électricité.

► Les Sociétés de Services Décentralisés (SSD) chargée de la production et de la commercialisation en

milieu rural.

► L’Energie du Mali (EDM-SA) chargé de la production, le transport, la distribution, la fourniture et la

commercialisation de l’électricité sur le périmètre connecté réparti sur l’ensemble du territoire

nationale.



Stratégie EnR du Mali

Parmi les principales politiques liées directement au secteur énergétique, les principales sont :

► La PEN, adoptée en 2006, est un outil permettant, entre autres, (i) d’établir une meilleure relation entre

la disponibilité énergétique et le développement socioéconomique national, (ii) de favoriser la synergie

des activités des principaux intervenants du secteur de l’énergie et (iii) d’orienter efficacement les

interventions des acteurs.

Dans le cadre de la PEN, des objectifs à atteindre sont assignés en termes de production d’énergies

renouvelables ; ces mêmes objectifs sont repris dans la Stratégie Nationale pour le Développement des

Energies Renouvelables.

► La Stratégie Nationale pour le Développement des Energies Renouvelables, adoptée en 2006, vise à (i)

promouvoir une large utilisation des technologies et équipements d’énergies renouvelables pour

accroître la part des énergies renouvelables dans la production nationale d’électricité à hauteur de 10 %

en 2015 ; (ii) développer la filière des biocarburants pour divers usages (production d’électricité,

transport, motorisation agricole, etc.) ; (iii) créer de meilleures conditions pour pérenniser les services

d’énergies renouvelables ; et (iv) rechercher des mécanismes de financement durables et adaptés aux

énergies renouvelables.

Les axes stratégiques de promotions des EnR au Mali

Les axes stratégiques définis par la Politique Energétique Nationale sont :

► La promotion de l’installation massive des équipements dans les centres communautaires ruraux,

d’éoliennes, de pompages d’eau et d’aérogénérateurs ;

► La promotion de l’association systématique des activités génératrices de revenus aux projets et

programmes d’énergie renouvelable ;

► L’amélioration de l’accès des promoteurs des énergies renouvelables aux systèmes bancaires et autres

institutions financières ;

► La formation massive des groupes d’artisans et des promoteurs de petites et moyennes entreprises du

sous-secteur des EnR ;

EDM SA

Régule

Permissionnaires SSD

Production

Transport

Distribution

Commercialisation

CREE

Clients

Promoteur EnR

Agrekko

Dakar SOPAM Manantali

RI Côte d’Ivoire

Ministère chargé de

l’Energie et de

l’Eau

CNESOLER

AMADER



► La promotion de la décentralisation territoriale des structures assurant la vente et le service après-vente

des équipements d’énergie renouvelable ;

► L’établissement d’un régime fiscal et douanier suffisamment incitatif ;

► L’encouragement des échanges d’expériences.

Il existe plusieurs programmes dans le cadre des EnR au Mali parmi lesquels :

► Le Scaling-Up Renewable Energy Programme (SREP)

Le principal objectif du SREP-Mali est de développer à grande échelle les énergies renouvelables de façon à

contribuer efficacement à la réduction de la pauvreté et au développement durable du pays, pour le bénéfice de sa

population. Atteindre cet objectif permettra par ailleurs de promouvoir un développement à faible émission de

carbone qui générera de nouvelles opportunités économiques et permettra d’élargir l’accès aux services

énergétiques. Depuis 4 ans, la mise en œuvre de ce programme d’appui de la BAD et d’autres Banques

Multilatérales de Développement est en cours et débouchera dans quelque mois à accompagner les autorités

maliennes dans la mise en œuvre d’un vaste programme de renforcement de capacité.

► Le Plan Directeur de l’Electrification Rurale

► L’étude du Plan Directeur de l’Electrification Rurale (PDER), réalisée en 2008, a été financée par la BAD et a débouché sur une projection des différentes possibilités de production et de fourniture d’électricité pour les centres ruraux et l’identification des projets prioritaires pour l’électrification rurales. Le but est l’augmenté le taux d’électrification rurale via notamment la fourniture de kits solaires. Le programme est en cours d’exécution. Le système Feed-in-Tariff (FIT)

Ce tarif de rachat, visant à favoriser l’adoption de sources d’énergie renouvelable n’est pas encore appliqué au Mali car les différents acteurs ne sont pas encore disposés à l’adopter.


Energie Solaire

L’énergie solaire est utilisée depuis longtemps au Mali (un des premiers pays ayant bénéficié de cette technologie

avec le Niger et le Burkina Faso). En effet, le premier programme de pompage solaire photovoltaïque en Afrique a

été initié au Mali dans les années 1980 avec le projet Mali Aqua Viva. C’est à partir de ces résultats que fut

élaboré le PRS (Programme Régional Solaire).

On estime la puissance installée et en fonctionnement à environ un peu plus de 15 MWc. Les domaines

d’utilisation sont variés (éclairage, télécommunication, exhaure d’eau, etc.).

Réalisation des projets solaires en 2013 :

Service Usage Puissance (kWc)

Orange-Mali Télécommunication 3 227,76

Gauff Ingénieur Divers – Pompage 132,43

Air Com Divers 500,255

ZED sa Divers 1 249

Synergie sa Divers 179,36

Afrique Power Divers 17

Sotema-Malitel Télécommunication 3 392,194

AMADER Electrification rurale 1 429

EDM SA Mini-réseaux 983

Yeléen Coura Electrification rurale 839,5

EMICOM Divers 235

CNESOLER Electrification rurale 405,31

BDES/CNESOLER Electrification rurale 3613,5

TOTAL 16 203,309

Sources : DNE/CNESOLER



Capacité totale d’énergie solaire en exploitation par électrification en mini-réseau

Localité Région Propriété Année de

réalisation

Coût d’investis-

sements (USD)

Puissance

installée (kWc)

Kéniéba Kayes KAMA SA 2012 3 555 555 230

Sadiola Kayes KAMA SA 2012 2 275 555 134

Kolondiéba Sikasso SSD YEELEN KURA 2011 2 073 333 150

Koury Sikasso SSD YEELEN KURA 2012 1 751 111 100

Kimparana Sikasso SSD YEELEN KURA 2008 700 000 72

Koumantou Sikasso SSD YEELEN KURA 2012 749 000 50

Yorosso Sikasso SSD YEELEN KURA 2012 811 111 50

Kignan Sikasso SSD YEELEN KURA 2012 726 667 50

Ourikila Sikasso SSD YEELEN KURA 2011 982 222 50

Mpessoba Sikasso SSD YEELEN KURA 2012 651 111 50

Niéna Sikasso SSD YEELEN KURA 2012 880 000 50

Ansongo Gao TILGAZ SARL 2010 600 000 22

Manankoro Sikasso ACCESS 2012 649 850 50

Zantiébougou Sikasso ACCESS 2012 649 850 50

Bougoula Sikasso ACCESS 2012 244 396 20

Kébila Sikasso ACCESS 2012 244 396 20

Kologo Sikasso ACCESS 2012 122 198 10

Commune de Dioro Ségou Village du millénaire 2012 150 000 1 169

Sources : AMADER

► La capacité totale d’énergie solaire produite par mini-réseau au Mali est 2 152 kWh avec la part de EDM-

SA inclue. Cette part est de 963 kWh et représente environ 48 % de la puissance installée. Les projets de

EDM-SA sont situés dans les régions de Mopti et de Sikasso et font partis des centrales hybrides.

► Malgré les énormes potentialités en énergie solaire dont dispose le pays, il n’existe pas encore de

production d’énergie injectée directement sur le réseau. Toutefois, divers contrats en attente d’être mis

en œuvre, ont été signés avec des partenaires étrangers.

Capacité totale d’énergie solaire en cours de réalisation (financement KfW) par électrification en mini-réseau.

Localité Région Propriété Année de

réalisation

Coût d’investis-

sements (USD)

Puissance

installée (kWc)

Doualé Kayes KAMA SA En cours 1 160 747 17

Madina Kayes KAMA SA En cours Non disponible 19,3

Djedigui-Kassé Kayes KAMA SA En cours Non disponible 12,7

Guindigata Kayes KAMA SA En cours Non disponible 12,7

Kouroundifing Kayes KAMA SA En cours Non disponible 10,4

Kandia Kayes KAMA SA En cours Non disponible 6,9

Bancoumana Koulikoro CPSE/ACCESS En cours 529 812,21 30

Kourémalé Kangaba SPE En cours 507 824 43

Yéréré Kayes BMB SA En cours 1 139 209,35 30

Nomo Kayes BMB SA En cours Non disponible 21

Korokodjo Kayes BMB SA En cours Non disponible 11

Soarane Kayes MOHA COM En cours 569 695 23

Tigana Kayes MOHA COM En cours Non disponible 14

Sources : AMADER

La date de clôture des projets en cours de réalisation figurant dans le tableau ci-dessus était prévue pour le 30

juin 2014.

► L’électrification solaire off-grid est composée de deux volets : les kits individuels solaires – ou Solar Home

Systems (SHS) – et les lampes portables. De 2008 à 2013, l’AMADER, par trois conventions avec le

CNESOLER, a installé 1 620 kits individuels solaires.

► De même, dans le cadre d’une collaboration avec le projet GIZ/PACT/ELCOM, 50 stations de charge de

batteries ont été mises en place, 180 infrastructures communales dont 16 Mairies avec des systèmes



d’ordinateurs et 33 centres de santé équipés de 10 réfrigérateurs ont été électrifiés dans 17 communes

rurales des régions de Ségou, Koulikoro et Sikasso. Aujourd’hui, cette collaboration avec le projet

GIZ/PACT/ELCOM prend de l’ampleur avec le projet de réalisation de la centrale hybride pilote de 20 kWc

dans un premier temps et son extension à 50 kWc dans la phase suivante.

► Le volet électrification par lampes portables n’a pas encore enregistré de projets significatifs en dehors des

activités de l’ONG NOTS, de HORONYA, de l’entreprise MAMA LIGHT etc., qui distribuent ces lampes.

Toutefois, la distribution de 110 000 lampes dans les villages et les écoles rurales est prévue dans le

nouveau projet SHER-SREP-Mali, dont débutera en 2015.

► Les installations réalisées dans le cadre des investissements de l’AMADER appartiennent à l’Etat. Seule leur

gestion prévue par Décision d’Autorisation accordée par le Ministre de l’Energie, est confiée aux opérateurs

privés, pour une durée de 15 ans.

► Les installations réalisées par le CNESOLER, dans le cadre des conventions avec l’AMADER et dans le cadre

de ses propres projets sont données aux communautés villageoises.

► Pour les mini-réseaux dans le cadre du projet SHER-SREP Mali, financé par le CIF (Climate Investment Fund),

la Banque Mondiale (BM), le GPOBA (Global Partnerschip on Output Based Aid), ce sont une cinquantaine de

champs hybrides diesel-solaire photovoltaïques qui sont envisagés. Le SHER a pour objectif d’augmenter les

capacités de production d’électricité à partir de l’énergie solaire, dans les centrales électriques actuelles

alimentant des mini-réseaux ruraux, et permettre d’étendre ces mini-réseaux. Le coût des investissements

prévus est de l’ordre de 39,4 millions d’USD. La puissance totale des installations atteindra 4,8 MWc

(puissance nominale) dans des systèmes hybrides avec panneaux photovoltaïques, convertisseurs, batteries

et l’électronique de commande), pour un coût estimé à USD 6 800 par kWc (à l’exclusion d’ajout de capacité

de générateurs). La liste des localités bénéficiaires n’est pas encore établie. Un consultant sera recruté pour

mener cette sélection, à travers des critères établis par l’AMADER, validés par la Banque mondiale.

► A travers une requête de financement adressée au Fonds d’Abu Dhabi pour l’IRENA, le projet d’électrification

par système hybride diesel-solaire photovoltaïque de l’AMADER, en partenariat avec l’ONG

MALIFOLKECENTER, vient d’être retenu. Le Ministère des Finances s’est engagé pour apporter la

contrepartie de l’Etat. Les accords seront bientôt signés pour un coût de 17 638 177 USD.

► Pour ce qui est de plus grands projets, le projet de construction d’une centrale solaire PV de SANANKOROBA

(22 MWc) a été initié par l’UEMOA dans le cadre de l’IRED. D’autres projets n’ont pas abouti et tous les futurs

projets EnR feront l’objet d’un appel à candidature.

Energies éolienne, biomasse et géothermie

L’opérateur Illovo (British Sugar) réalise un projet sucrier à Markala dont la composante industrielle comporte une

installation de cogénération qui produira 30 MW d’électricité dans le cas de l’énergie biomasse.

L’énergie éolienne a été utilisée souvent pour le pompage de l’eau. Nous n’avons pas reçus d’information sur les

autres types d’énergies renouvelables.

Les projets privés en phase finale de négociation

Il y a peu de projets EnR au Mali qui sont prêts à être exécuter. La majorité des projets EnR sont en phase d’étude

de faisabilité ou suspendus, en raison des problèmes de financement car les études préliminaires à réaliser ne

sont pas financées.

Les projets d’opérateurs privés, en solaire, communiqués par la CREE sont résumés dans le tableau ci-dessous. La

puissance à installer dépasse 25 MW.

Localité Région Scatec Solar

(Afrique de l’ouest)

Akuo Solar

(R20)

Xon Alternatives

Energy Mali

Type de contrat BOOT* BOOT BOOT



Durée de concession (an) Construction 2 2 2

Exploitation 25 28 27.5

Lieu Villes Ségou Kita Sikasso

Description de la centrale Modules PV 129888 de 255 Wc 208 332 de 240 Wc

Puissance installée (MW) 33,12 50 50

Coût du projet (milliard XOF) Global 37,7 62,103 1, 371

Financement du projet % fonds propres 25% 30%

% dette 75% 70%

Prix de cession sans exonération (année 1) en XOF

90,50 85

* Build, Own, Operate and Transfer Sources : CREE

Au cours des échanges, le responsable de WAWA Groupe International nous a communiqué son projet de

construction d’une centrale solaire de 10 MW, à Yanfolia, à 280 km de Bamako. Le coût total du projet est de 13

millions d’euros. Il faut néanmoins rappeler que tous les futurs projets EnR feront l’objet d’appels à candidature de

la part de l’Etat malien.

Information techniques sur le projet de Yanfolia

Coordonnées 11°11’30 » »N, 8°8’30 ‘’ W Puissance nominale 10 104 kWP

Hauteur 376 m Modèle du Module First Solar FS-390

Radiation annuelle 2073 kWh/m² Ratio de performance 81 .5%

Radiation annuelle 2073 kWh/m² Production annuelle 17 551 MWH

Sources : Document commercial du projet

La carte ci-après donne une vision de la répartition géographique des projets présentés ci-dessus.

Constats

Coûts et investissements

Yanfolia-10MW

Sikasso- 50MW

Kati- 50MW Ségou- 33MW



Avec plus de 60 opérateurs privés identifiés par la CNESOLER, les projets de production d’énergies renouvelables

solaire sont nombreux. Cependant, les différentes barrières empêchent leurs réalisations effectives. Les

principales raisons demeurent le coût élevé des équipements et le manque de financement.

Le coût élevé des équipements ne permet pas d'avoir de tarif de ventes ou de rachat concurrentiel ou inférieur au

prix de la production conventionnelle du thermique diesel utilisé dans le pays pour le cas du solaire PV et de

l'hydroélectricité sur financement privé. Quelques coûts d’investissements par type de produit solaire obtenu avec

l’AMADER sont présentés ci-dessous :

► Le coût d’investissement du solaire par Watt-crête pour les lanternes varie entre 13,33 USD/Wc et

15,55 USD/Wc ;

► Le coût d’investissement du solaire par Watt-crête pour les kits individuels varie entre 6,66 USD/Wc et

8,88 USD/Wc ;

► Le coût d’investissement du solaire pour les centrales de type multi-mégawatt avec injection directe sur

le réseau varie entre 2 000 USD/kWc et 2 500 USD/kWc ;

► Le coût d’investissement du solaire pour les centrales isolées (de l’ordre de la centaine du kWc) varie

entre 5 000 USD/kWc et 9 000 USD/kWc, avec ou sans stockage.

En ce qui concerne le manque de financement, le système bancaire se caractérise par un manque de mécanisme

financier adapté pour la vulgarisation massive des systèmes EnR qui prendrait en compte le coût élevé de

l’investissement initial.

Les banques maliennes de leur côté ne disposent pas de produit et services pour les opérateurs du secteur des

EnR. En effet, il n’existe pas encore des compétences techniques au niveau des banques commerciales pour

l’évaluation du risque sur ces projets. Les banques maliennes sont plus tournées vers le financement de projets

d’énergie thermique.

Il convient également de souligner le recul des bailleurs de fonds traditionnels dans le financement des projets

visant à privilégier le secteur privé qui manque de ressources adéquates pour produire à coût moindre. Cette

tendance pourrait s’expliquer par le nombre élevé de projets financés qui n’ont jamais abouti du fait d’une

mauvaise responsabilisation du producteur dans le processus couplé au manque de suivi et de contrôle.

Insuffisance du cadre réglementaire

Par ailleurs, le cadre règlementaire et juridique existe mais reste insuffisant et mal adapté. En effet, les réflexions

sont en cours pour la mise en place d’un système en adéquation avec l’investissement de ce type de projet, au-

delà des procédures usuelles d’Appel d’Offres existantes.

Il existe un cadre pour le partenariat public/privé sous forme de contrat de concession en Build, Own, Operate and

Transfert (BOOT). Cependant, ce système devrait être mieux promu auprès des opérateurs locaux car il est

insuffisamment utilisé. Les atouts majeurs de ce dispositif demeurent les avantages fiscaux et la simplification des

procédures d’agrément par la mise en place d’un guichet unique.

Opportunités de développement du solaire

Le marché des EnR est en expansion au Mali et des opportunités existent tant au niveau des infrastructures

publiques que privées. Les opportunités de développement du solaire sont nombreuses et variées :

► Centrales réaccordées au réseau pour des puissances notables (180 MWc)

► Centrales hybrides sur mini-réseaux nombreuses prévues (plusieurs dizaines des MWc)

► Kits, lampes solaires et systèmes communautaires pour l’électrification rurale

Bien qu’aucune centrale solaire de grande capacité et connectée au réseau n’ait été réalisée, les perspectives pour

le développement de l’énergie solaire au Mali restent très optimistes. Toutefois, il n’y a pas d’études menées,

ciblant des objectifs de réalisation dans les cinq ou dix ans à venir. Sur la base de la puissance installée

actuellement au Mali, et sur la base des puissances prévues, selon l’AMADER les capacités installables d’ici 2020

pourrait avoisiner 899 MWh comme présenté ci-après.



2013 2016 2020

Puissance totale installée (MWh) 424,7 753,7 898,7

Puissance solaire (MWh) 120,0 180,0

Sources : AMADER

Les leviers à explorer demeure l'acquisition de fonds concessionnel pour l’investissement et le développement des

équipements à moindre coûts.



Mécanismes de financement/d’appui

Le principal mécanisme de financement proposé est l’assistance technique, la garantie du PPA et les subventions.

► Assistance technique



D’après les autorités publiques, il existe un réel besoin en termes d’assistance technique et celui-ci se situe à tous

les niveaux de la chaîne :

Au niveau de l’AMADER et de la DNE, la facilité devrait leur permettre de renforcer leur capacité dans

l’analyse des dossiers projets sur les aspects financiers, techniques et environnementaux.

Au niveau des promoteurs et développeurs, la facilité pourrait se présenter sous forme d’un contrat

d’assistance, de la finalisation du montage du dossier projet aux 2 premières années de l’exécution du

projet.

Il n’a pas été possible de quantifier ce mécanisme pour les différents acteurs.

► Garantie du PPA

Dans le cadre de la construction des centrales hybrides, il existe déjà au Mali un système de conclusion de PPA

avec des promoteurs privés dans le cadre à l'achat de l'électricité produite par EDM-SA.

► Prêts

Les acteurs maliens n’attendent que les moyens adéquats de financement pour parvenir à produire et distribuer

l'énergie à des coûts supportables pour les populations. A défaut d'avoir des subventions conséquentes, ils sont

disposés à souscrire aux prêts à taux réduit ou concessionnel (< 5 %) pour permettre la réalisation des

infrastructures nécessaires au développement du secteur de l'électricité.

La mise en place du crédit pour le secteur privé devrait être basée sur un mécanisme de financement adapté.

► Les subventions

Pour les différents acteurs, la facilité pourrait prendre la forme d’une subvention à mettre en place à 2 niveaux :

Le prix de cession du kWh doit être subventionné à hauteur de l’écart entre le prix de cession du kWh de

la production énergétique solaire et le prix de cession du kWh de la production énergétique thermique.

Par exemple, la subvention sur le prix du kWh sera de 30 XOF si le prix de cession de l’énergie thermique

est de 90 XOF et celui de l’énergie solaire est de 120 XOF.

Les coûts à supporter par les opérateurs durant la phase de développement des projets EnR et en

particulier les projets solaires pourraient être subventionnés à hauteur de 50 %. Mieux encore, le coût

total du projet pourrait être subventionné à hauteur de 50 %.

Pour le milieu rural, les subventions peuvent s’élever jusqu’à 80 %

Structure de gouvernance

La structure de gouvernance de la FRAED devrait correspondre à la structure classique d’un fonds

d’investissement mais avec des spécificités, étant donné que la facilité est un outil à caractère régional qui

s’inscrit dans les objectifs stratégiques de l’UEMOA pour faire face à la crise énergétique. La structure de

gouvernance devrait être définie autour des points suivants :

► Identification des fonctions

La structure de gouvernance de la FRAED devrait clairement identifier et affecter les fonctions opérationnelles et

de surveillance. Dans le cas où la FRAED est une entité indépendante, la forme juridique de ladite entité, sa

structure de gouvernance interne et ses principaux objectifs devraient être clairement spécifiés dans les statuts,

dans le contrat ou dans l’instrument fiduciaire de l'entité, ou dans les documents qui s'y rapportent.

► Organe directeur

La FRAED devrait être doté d’un organe directeur habilité à administrer la facilité et responsable, en dernier

ressort, de veiller au respect des conditions de l’arrangement et à la protection des intérêts des pays membres de

l’UEMOA et des bénéficiaires (le secteur privé). Les responsabilités de l’organe directeur devraient être cohérentes

avec les objectifs fondamentaux de la commission de l’UEMOA et la SABER.

► Responsabilité



L'organe directeur devrait être responsable vis-à-vis des membres et des bénéficiaires de la facilité, de son conseil

de surveillance (le cas échéant) et des autorités compétentes.

► Compétence

Les membres de l’organe directeur devraient être soumis à des normes de compétence minimale pour garantir un

haut niveau d'intégrité, de compétence, d’expérience et de professionnalisme dans la gouvernance du fonds de

pension. L’organe directeur doit avoir collectivement les compétences et les connaissances nécessaires. La

réglementation devrait clairement énoncer tous les critères qui peuvent empêcher la nomination d’un membre à

l’organe directeur.

► Auditeur

Un auditeur indépendant de la SABER, de l'organe directeur et du secteur privé, devrait être désigné par l'instance

ou l'autorité compétente pour effectuer un audit périodique qui réponde aux besoins de l'arrangement.

Critères d’éligibilité des projets

Les différents critères suivants pourraient être retenus pour les projets éligibles à la FRAED.

► Critères primaires

Expertise d’au moins 5 ans dans le développement des projets EnR

Expertise d’au moins 5 ans dans la production d’énergie solaire

Cohérence du montage financier du projet

Capacité financière

Caractère non utopique du montage technique

Capacité technique

Capacité de production

Prix de cession du kWh

► Critères secondaires

Prise en compte des aspects environnementaux

Efficience de la production

Population cible en cas d’exploitation concessionnelle

Niveau d’implication du promoteur dans la réalisation du projet

Système de suivi et d’évaluation

Pour les projets sélectionnés, le système de suivi/évaluation pourrait se composer des activités suivantes :

► Mettre en place un organe spécifique de contrôle

► Exiger des promoteurs la production un rapport d’étape semestriel sur l’état d’avancement du projet

► Mandater annuellement un expert indépendant pour le suivi du projet avec la production d’un rapport

sur toute la période du projet


Pour de l’électrification rurale, la mobilisation des ressources se fait essentiellement auprès de partenaires

extérieurs. Ces partenaires diversifiés sont :

► Les initiatives sous régionales : la Banque d’Investissement et de Développement de la CEDEAO (BIDC)

et l’Initiative Régionale Energie Durable (IRED) de la BOAD. Les ressources de ces institutions servent au

financement des grands réseaux et au développement de l’électrification rurale.

► Les banques multilatérales de Développement : le fonds de l’International Development Agency (IDA) de

la BM et le Fonds Africain de développement (FAD) de la BAD. Ces fonds sont accessibles sous forme de

dons ou de crédits concessionnels.

► Les institutions financières de coopération bilatérale : l’Agence Française de Développement (AFD), la

coopération allemande (kfW), la coopération danoise (DANIDA) et l’aide américaine (USAID). Les



financements sont octroyés en fonction des priorités définies dans le cadre de la coopération soit en prêt

souverain et rétrocédé aux acteurs chargés du secteur de l’énergie ou en don.

► Les initiatives internationales en matière d’accès à l’Energie : l’Initiative Energie de l’Union Européenne

(IEUE) et le CIF.

A cette liste, il faudra ajouter l’ECREE, IRENA, INDE, PNUD, GERES, qui constituent aussi des partenaires

privilégiés.

Quant à l’électrification urbaine, il n'y a pas de structures de financement identifiées pour le financement d’un projet d'envergure en EnR et en dehors de l'hydroélectricité gérer dans le cadre de l'Etat. L’EDM-SA finance les projets sur fonds propres comme ce fut le cas pour cinq centrales hybrides dans le pays.

Niger


Rapport de visite du Niger

Contexte général

Situation énergétique globale Le Niger est situé au cœur de l'Afrique de l'Ouest. Il est entouré au nord par l'Algérie et la Lybie, à l'est par le Tchad, au sud par le Nigéria et le Benin et à l'ouest par le Burkina Faso et au nord-ouest par le Mali. Le Niger est divisé en 8 régions : Agadez, Diffa, Dosso, Maradi, Niamey, Tahoua, Tillaberi, Zinder. La capitale, Niamey, est une communauté urbaine distincte.

L’économie est avant tout tirée par l'agriculture (50 % du PIB) et l’insertion du Niger dans les chaînes de valeur mondiales (CVM) est timide en raison d’un appareil de production peu développé. Le secteur industriel repose essentiellement sur les ressources d'uranium et, dans une moindre mesure, de pétrole du pays. Les perspectives économiques pourraient être optimistes mais la persistance de poches d’insécurité le long des frontières Sud et Nord du Niger, la forte exposition de l’économie aux chocs climatiques et la récurrence des crises alimentaires rendent incertaines les perspectives de croissance.

Données énergétiques générales au Niger

Population (millions, 2013) 17,8

RNB par habitant (USD, 2013) 410


Indépendance énergétique* (%, 2010) 31

Part de la production publique (%, 2014) 48


* Indépendance énergétique = production nette / (production nette - exports + imports) Sources : Banque Mondiale, Agence Internationale de l'Energie, ECOWREX/CEREEC/CEDEAO, UNdata

On compte 12 000 localités au Niger, dont 400 sont électrifiées. D’après l’UEMOA, le taux d’accès des ménages est de 10 % au niveau national, de 50 % en zones urbaines, et inférieur à 1 % en milieu rural.

Consommation énergétique par secteur (IRENA, 2013)

Répartition de la production électrique installée au Niger

Diesel Actuel : 121 MW (70 %) Attendu : 221 MW (32 %)

Charbon Actuel : 51 MW (30 %) Attendu : 301 MW (44 %)

Solaire Actuel : - Attendu : 29 M (5 %)

Hydro Actuel : - Attendu : 130 MW (19 %)

Sources : IRENA, UEMOA



L’approvisionnement en électricité du pays est essentiellement assuré par des importations à partir du Nigeria (80 %). Le reste est réparti comme expliqué dans le tableau ci-dessus. Le coût moyen de l’énergie appelée s’établit à 120 XOF/kWh et la tarification est calculée par péréquation sur l’ensemble du territoire. Le prix moyen de vente aux consommateurs finaux est de 59 XOF/kWh pour la tranche sociale et de 79,25 au-delà de 50 kWh.

Répartition de la production électrique (IRENA, 2013)

Contexte réglementaire et politique Le Ministère de l’Energie et du Pétrole élabore et met en œuvre des politiques et stratégies nationales de développement dans les secteurs de l’énergie et du pétrole. La Direction Générale de l’Energie (DGE) comprend une Direction des Energies Renouvelables et des Energies Domestiques. La production, le transport et la distribution de l’énergie électrique sont délégués sous forme de concession. Toutefois, la gestion du service public de l’électricité est actuellement déléguée à NIGELEC à travers le Traité de Concession du 3 mars 1993.

Une Autorité Nationale de Régulation du secteur de l’Energie est en cours de création.

Structure du secteur de l'électricité (IRENA, 2013)

La Société Nigérienne d’Electricité (NIGELEC) est l’établissement public (95 %) créé en 1968 qui dispose du monopole du transport et de la distribution de l’électricité sur tout le territoire. Le segment de la production est quant à lui ouvert. La concession NIGELEC se limite aux localités électrifiées dont elle assure la gestion. Le prix de vente moyen de l’électricité est de 80 XOF/kWh pour l’ensemble du réseau géré par la NIGELEC (environ 250 MW en comptant les importations du Nigéria). Le prix de l’électricité achetée au Nigéria est de 20 XOF en moyenne, et permet de financer les couts de production plus élevés de centrales sur des réseaux non interconnectés.



La Société Nigérienne de Charbon d’Anou Araren (SONICHAR) se charge de la production et du transport de l’énergie électrique destinée à alimenter la Zone Nord du pays. Elle exploite depuis une trentaine d’années le charbon minéral du site d’Anou-Araren, situé à 70 km au nord d’Agadez dans la localité de Tchirozerine. Un autre site minier porté par Areva est en projet à Imouraren.

Typologie d’acteurs Noms

Ministère - Ministère de l'Energie et du Pétrole, MoEP

Société nationale de production et de distribution d'énergie électrique

- Société Nigérienne d'Electricité, NIGELEC

Autorité de régulation - Autorité de Régulation Multisectorielle, ARM

Autre agence gouvernementale liée à l’électrification durable

- Centre National d’Energie Solaire, CNES (agence gouvernementale en charge de la promotion et de la diffusion des énergies renouvelables)

Producteur indépendant d’énergie électrique

- AGGREKO - Société des mines d'Azelik, SOMINA - Société de raffinage de Zinder, SORAZ (en projet) - Société Nigérienne du Charbon d'Anou Araren, SONICHAR

Autre acteur privé des énergies renouvelables

- Compagnie Sahelienne d'Industries, MATFORCE (solaire)

Source : ECOWREX/CEREEC/CEDEAO, Energypedia, Bloomberg

La Déclaration de la politique de l’énergie adoptée en 2004 (Décret n° 2004-031/PRN/MME du 30 janvier 2004) traite en partie des énergies renouvelables et le Plan d'Action national de la stratégie sur les énergies renouvelables qui l’accompagne s’est engagé sur un objectif chiffré : rehausser la part des énergies renouvelables dans le bilan énergétique à 10 % en 2025. De son côté, le Programme National de Référence d'Accès aux Services Énergétiques (PRASE), adopté en Janvier 2010, prévoit l'électrification des zones rurales isolées grâce à l’accès au système solaire photovoltaïque.

L’Agence d’Electrification Rurale (ANPER), la Direction des Energies Renouvelables et le Centre Nationale de L’Energie Solaire concourent à la promotion des EnR.

En revanche, il n’existe pas à ce jour de cadre commercial réglementaire établi pour la production indépendante d’origine renouvelable ni de mécanismes financiers adaptés à l’implication des acteurs privés dans le secteur des énergies renouvelables. En revanche, le code révisé de l’électricité prévoit la détaxation des équipements solaires et leur exonération pour l’électrification rurale.

Etat des lieux des projets d’énergie renouvelable Le potentiel des EnR est principalement concentré sur l’hydroélectricité (3 sites sont identifiés pour une capacité de 130 MW) et l’énergie solaire PV (55 MW).

La majorité des investissements dans le secteur énergétique ont été réalisés par les sociétés soutenues par l’Etat (NIGELEC, SONICHAR mais aussi les auto-producteurs SORAZ et SOMINA et le seul producteur indépendant Aggreko). Les principales institutions qui soutiennent ces investissements comptent la Banque Africaine de Développement, la Banque Islamique de Développement, la Banque Mondiale, la Banque Ouest-africaine de Développement ou l’Agence Française de Développement. Le manque d’investissements s’explique en grande partie par les importations d’énergie massives et économiques en provenance du Nigéria.

Le financement des énergies renouvelables est porté par des financeurs externe mais le Gouvernement dispose de quelques leviers :

L’Etat a budgétisé 0,8 millions d’USD pour 2012 et 2013 afin de favoriser l’électrification rurale. Ce

budget devrait être rehaussé à 6 millions d’USD par an jusqu’en 2016 ;

Une taxe sur les produits pétroliers vendus à la pompe (0,007 USD/L) permet d’alimenter un Fond

Energétique, pour l’instant dédié à subventionner le GPL et l'oxygène dans les hôpitaux ;

Le Code de l’Electricité autorise les IPP depuis 2003 ;

Une loi de 2012 autorise les PPP ;

Le Code d’Investissement protège les investisseurs étrangers des risques d’expropriation et de

nationalisation et fournit une série d’avantages (de type fiscal en particulier).



Nom du projet Avancement

Type de

central

e

Date Description Commentaires

Restructuration En cours PV 2014

Programme d’étude pour le renforcement des capacités du réseau de la NIGELEC.

Ce programme inclut un volet d’AT au gouvernement pour l’accompagnement à la définition d’un cadre juridique et réglementaire en faveur du développement de projets solaires.

Un des objectifs de ce volet d’AT est d’aboutir à la rédaction d’un appel à projet pour un projet de centrale solaire connecté au réseau, de 20 MW

Financeurs :

1/ AFD – prêt souverain à taux concessionnel de 30 M€

2/ UE : délégation de don à l’AFD pour 11 M€ dans le cadre de l’EU-AITF

Le bureau EY Côte d’Ivoire dispense l’AT.

Electrification rurale

A l’étude PV 2013 Projet d’électrification rurale pour fournir des services de base à près de 150 villages

Banque d’Investissement et de Développement de la CEDEAO (BIDC) :

Cout total 7 Milliard XOF (10,6 M€)

Financement India Exim Bank en attente de confirmation

Gorou Banda A l’étude PV NC Etude de pré-faisabilité de l’UEMOA pour une centrale solaire de 20 MW sur le site de la centrale diesel de Gorou Banda

Financement du projet à l’étude.

La société Source California Energy Services aurait proposé au gouvernement de développer une centrale solaire de 2x20 MW en parallèle de la centrale diesel

Guesselbodi En prévision PV NC 20 MW à Guesselbodi (près Niamey) extensible à 50 MW

Projet à l’étude

Malbaza A l’étude PV 2016 7 MW à Malbaza dans la région de Tahoua pour un coût total de 13 milliards XOF

DAO en cours.

Financement de India Exim Bank à l’étude

Centrale de Niamey

En prévision PV NC 20 MW prévu à proximité de l’aéroport de Niamey

Le gouvernement serait en discussion avec une société française, mais pas d’information à ce propos. Projet en suspens ou abandonné.

CNES Recherche de financement

PV mini-grid

NC

Le CNES et la NIGELEC étudient un projet de centrales hybrides PV-diesel pour alimenter des mini-réseaux dans des zones non interconnectées.

Le cout actuel au diesel fonctionnant 6h/jour est de 150 XOF/kWh et descendrait à 90 XOF/kWh en fonctionnant 18h/jour avec les centrales hybrides.

Démonstrateur sur deux centrales (sur un potentiel de 77 centrales diesel non interconnectées).

Etude de pré-faisabilité réalisée par le CNES et demande de financement de la CEDEAO.

Kandadji A l’étude Hydro 2019

Programme du barrage de Kandaji qui inclut une centrale de 130 MW, des lignes d’interconnexion, des programmes d’irrigation, etc.

Projet en attente d’un maitre d’œuvre pour la maitrise d’ouvrage générale pour lancer les AO pour le génie civil du barrage.

Projet de 160 milliards XOF.

Le contrat initial a été annulé et le projet repart d’un appel d’offre.

11 bailleurs de fonds (dont l’AFD pour un prêt concessionnel de 83 M€ en accord avec la Banque Mondiale)

Gorou Banda En

construction Diesel 2015

Centrale diesel de 100 MW au total. Première tranche de 80 MW + réseau d’interconnexion, sur le site de Gorou Banda.

Il est prévu d’établir une centrale solaire sur le même site, de potentiellement 2x20 MW (proposition Source California Energy)

Source Energy En discussion Charbo

n NC

Première tranche de 200 MW à Salkadamna, extensible à 600 MW, développée par Source California Energy et exploitée par CMEN

Le financement serait sécurisé pour la première tranche de 200 MW.

Source : UEMOA/IED





Eléments de conclusion Il n’existe à l’heure actuelle aucun projet de centrale EnR connectée au réseau, mise à part la centrale hydraulique de Kandadji, qui soit en cours de développement. Toutefois, les ressources, notamment solaire, sont importantes au Niger et restent encore inexploitées.

Un projet de centrale solaire est toutefois à l’étude sur le site de Gorou Banda, qui abritera dès 2015 une centrale thermique (diesel). Ce projet bénéficie déjà d’une étude de pré-faisabilité commandée par l’UEMOA. Le site, qui est pour l’instant à l’étude (une proposition de développeur Source California Energy est à l’étude), serait tout à fait indiqué pour abriter une centrale solaire connectée au réseau, car elle bénéficierait des interconnexions de la centrale diesel. La proposition de Source California, si elle était confirmée, pourrait ainsi être soutenue par un financement concessionnel de la FRAED pour abaisser les coûts de financements de la centrale et proposer un tarif compétitif d’électricité à la NIGELEC, de l’ordre de 80 XOF/kWh.

Toutefois, le contexte réglementaire et institutionnel qui encadre le développement de projets EnR n’est pas développé au Niger. Afin de capitaliser sur le programme d’appui de l’AFD/UE, il conviendrait que la FRAED intervienne en amont du développement des projets, en appui au secteur public. Le programme de l’AFD/UE prévoie la réalisation d’une étude de faisabilité pour le renforcement du réseau électrique, qui sera cruciale pour l’identification des opportunités de centrales solaires connectées. Le programme intègre également un volet d’assistance technique au gouvernement pour l’accompagner dans la définition d’un cadre de référence pour le développement de centrales solaires (1 cabinet recruté par la NIGELEC pendant 6 mois). La FRAED pourrait s’inscrire dans la continuité de ce programme.

Lors des entretiens avec le secteur public, et notamment avec la NIGELEC, il a été souligné la nécessité d’apporter du financement concessionnel supplémentaire pour permettre au secteur public d’abord et ensuite, dans un second temps, au secteur privé de se développer. Le financement concessionnel permettrait en effet d’abaisser les couts de développement et donc les coûts de production de l’électricité.

Enfin, l’option de mettre en place une facilité de subvention des tarifs de rachat serait un bon moyen de faciliter le développement des projets EnR, à la fois du côté du secteur public et de celui du privé.




Bailleurs de fonds

Suite à l’entretien réalisé avec l’AFD, l’agence locale a fait part de son intérêt dans la mise en place de la FRAED, sans toutefois proposer de participation ni de subvention. En revanche, si la FRAED contient un volet d’assistance technique qui viendrait s’inscrire dans la continuité du programme d’appui de l’AFD à la NIGELEC, un partenariat pourrait être étudié.

La BOAD ne souhaite pas participer par une subvention à la FRAED, mais a fait part de son intérêt à fournir une part de financement concessionnel (à préciser et valider lors de la phase de mobilisation des ressources financières de la FRAED).

Banques commerciales

La seule banque commerciale interrogée au Niger est la BSIC. Elle est intéressée par le projet de facilité et s’est déclarée ouverte à toute discussion pour une éventuelle participation, via un financement commercial (dont les tarifs seront à fixer en fonction du projet proposé), sur un projet IPP pour lequel la NIGELEC aurait déjà signé des contrats de rachat.

Recommandations Afin de s’inscrire dans la continuité du programme d’appui au gouvernement dans la structuration d’un cadre réglementaire et juridique clair et propice au développement de projets privés de centrales solaires, la FRAED pourrait inclure un volet d’assistance technique, financé par sa fenêtre de subvention issue de son financement initial par l’UEMOA. Ce programme permettrait au gouvernement d’élaborer un programme complet de développement des énergies renouvelables et la préparation de ses appels d’offres.

La principale opportunité de centrale solaire au Niger est la centrale de Gorou Banda, qui a fait l’objet d’une étude de pré-faisabilité de la part de l’UEMOA, et pour laquelle un développeur (Source Energy), a déjà manifesté son intérêt. Ce projet permettrait à la FRAED de participer au financement de 20 MW (à minima), au Niger.

Ainsi, la FRAED pourrait être structurée en deux volets :

Le premier volet serait de la subvention, proposée directement (ex : financement d’étude de stabilité du

réseau) ou sous forme d’assistance technique au secteur public (gouvernement ou société nationale

d’électricité), grâce au don de l’UEMOA et à la participation d’autres bailleurs de fonds (participation

possible de l’UE à confirmer) ;

Le second volet serait un outil mix de ressources concessionnelles (prêts concessionnels, financement

des tarifs de rachat grâce à la revente de crédits carbone, à préciser).

Sénégal


Rapport de visite du Sénégal

Contexte général Le Sénégal s’est engagé dans le développement des énergies renouvelables depuis plusieurs années. Cependant, les initiatives ont été le plus souvent des actions pilotes conduites de manière cloisonnée. Aussi, ces nombreuses expériences et tests n’ont pas été suffisamment capitalisés pour faire jouer pleinement aux énergies renouvelables leur rôle dans le développement économique et social du pays.

La sous-filière solaire photovoltaïque est celle qui a connu le développement le plus soutenu au Sénégal. Les premières installations réalisées dans les années 1980 se sont poursuivies au fil des années à un rythme régulier à travers des projets et programmes (Programme Régional Solaire (PRS) financé par l’Union Européenne, Projet Sénégalo-nippon financé par le Japon, etc).

Aujourd’hui, le Sénégal se trouve dans une phase transitoire de développement du secteur de l’énergie avec l’application de profondes réformes intervenues en 1998, année où la loi n° 98-29 relative au secteur de l’électricité a été adoptée. Cette loi, adoptée dans le cadre de la réforme de ce secteur, a pour objectif de favoriser les investissements privés et d'introduire, à terme, la concurrence dans la production, la vente en gros et l’achat en gros. Elle porte notamment sur :

- la refonte de la structure de l’industrie électrique ;

- l'institution d’un système de licences et de concessions ;

- la mise en place d’un organe indépendant de régulation ;

- le changement du régime de propriété des lignes électriques ;

- la création d’une agence dédiée à l’électrification rurale.

Les réformes dans le secteur de l’énergie, intervenues en 1998 à travers la loi n° 98-29 du 14 avril 1998, marquent un tournant décisif dans l’élaboration des politiques énergétiques avec le renforcement du cadre institutionnel par la création :

de l’Agence Sénégalaise d’Electrification Rurale (ASER) ;

de la Commission de Régulation du Secteur de l’Electricité (CRSE) ;

et du Comité National des Hydrocarbures (CNH).

A partir de 2008 le secteur de l’énergie a connu une évolution significative plus favorable au développement des énergies renouvelables avec notamment :

- l’élaboration d’une Lettre de Politique de Développement du Secteur de l’Energie (LPDSE 2008-2012)

signée en février 2008 qui fixe à 15 % la part des énergies renouvelables dans le bilan énergétique

national à l’horizon 2020 (l’ambition de cet objectif a depuis été rehaussé pour atteindre un mix de 20 %

d’ici 2017) ;

- la promulgation de deux lois d’orientation relatives à la promotion des énergies renouvelables et aux

biocarburants (loi n° 2010-21 du 20 décembre 2010 et loi n°2010-22 du 15 décembre 2010

respectivement) ;

- la création en 2010 d’un département ministériel exclusivement dédié aux énergies renouvelables ;

- la mise en place du Comité interministériel sur les Energies renouvelables (CIER) par arrêté primatorial

n°001577 du 17 février 2011 dont le rôle est de faciliter la concertation et la mise en cohérence des

activités conduites au sein du Ministère en charge de l’énergie et celui chargé des énergies renouvelables

;

- l’adoption du décret n°2011-2013 portant application de la loi d’orientation sur les énergies

renouvelables et relatif aux conditions d’achat et de rémunération de l’électricité produite par des

centrales à partir de sources d’énergie renouvelable ainsi que les conditions de leur raccordement au

réseau ;

- l’adoption du décret n°2011-2014 portant application de la loi d’orientation sur les énergies

renouvelables relatif aux conditions d’achat et de rémunération du surplus d’énergie électrique d’origine

renouvelable résultant d’une production pour consommation propre ;

- la mise en place du Comité d’Agrément des projets IPP par arrêté n° 004184 du 11 juin 2012 du

Ministre de l’Energie et des Mines ;

- la création, par décret n°2013-684 du 17 mai 2013, de l’Agence nationale pour les Energies

renouvelables (ANER), dont le rôle principal est d’impulser une nouvelle dynamique pour, d’une part,



concrétiser rapidement la réalisation des nombreuses offres de projets d’initiative publique ou privée et,

d’autre part, mobiliser les importants financements pouvant provenir des différents fonds mis en place en

particulier au niveau international ;

- la signature, le 10 juillet 2012, du protocole d’accord entre le Ministère de l’Energie et des Mines et la

Banque de l’Habitat du Sénégal (BHS), pour le financement de l’acquisition de kits solaires et de matériels

compatibles au profit des ménages ;

- la signature, en octobre 2012, de la Lettre de Politique de Développement du Secteur de l’Energie

(LPDSE 2013-2017) ainsi que la validation de son plan d’actions ;

- l’adhésion, en 2013, du pays à l’initiative des Nations Unies « Energie durable pour tous en 2030 »

SE4All.

La situation énergétique du Sénégal se caractérise par les problèmes majeurs suivants :

- une demande d’énergie « commerciale » dépendant entièrement des importations de pétroles ;

- une surexploitation des forêts naturelles qui permet de fournir plus de la moitié de l’énergie totale

consommée, provoquant des désastres écologiques potentiellement irrémédiables ;

- les énergies renouvelables demeurant marginalisées malgré un potentiel avéré ;

- une disparité entre les zones rurales et les zones urbaines ;

- un opérateur historique (SENELEC) qui est en difficulté.

On note, pour le Sénégal, un faible taux d’accès à l’électricité.

La SENELEC, qui est le service public chargé de la production et de la distribution de l’électricité, n'arrive pas à satisfaire la demande sociale. La demande est vraiment croissante alors que l'offre est réduite.

La SENELEC traverse actuellement d’importantes difficultés :

coût de production élevé,

compensation tarifaire de 105 milliard XOF par le biais de subvention versée par l’Etat,

mix énergétique inadapté,

difficultés financières,

vétusté des installations,

etc.

Cette situation de crise a poussé le gouvernement à se fixer des objectifs parmi lesquels figure l’objectif de « développer, comme base de sortie de crise, une politique de mix énergétique associant le thermique, l’hydroélectricité, le charbon, le gaz naturel, les énergies renouvelables en exploitant au mieux toutes les possibilités d’interconnexion régionale et sous-régionale ».

Par conséquent, la part des EnR dans le mix énergétique devrait considérablement augmenter dans les années à venir.

Des mesures incitatives ont été prises. Ainsi, l’article 8 de la loi n° 2010-21 portant orientation sur les EnR prévoit que des dispositions et modalités seront prises, mais ces derniers sont demeurés sans effet jusqu’à présent.

Situation énergétique globale La capacité installée atteint 835 MW et le mix électrique lié au sous-secteur de l’électricité est essentiellement composé d’énergie fossile et se décompose comme suit :



Source : Atelier de formation sur les mesures d’atténuation appropriées au niveau

national organisé par le Ministère de l’énergie et des Mines tenu le 26 juin 2013 à Dakar

Les principaux secteurs consommateurs sont :

le secteur des ménages (54,7 %),

le secteur des transports (25,4 %),

l’industrie (14 %),

les autres secteurs (5,9 %).

Les taux d’électrification se présentent comme suit :

54 % au niveau national,

90 % en zone urbaine,

24 % en zone rurale.

Le prix moyen de l’électricité est de 118 XOF/kWh (grille tarifaire du 1er août 2009).

La part des énergies renouvelables dans le mix est d’environ 10 % (cf. schéma ci-dessus) mais il n’est constitué que de grande hydraulique.

Le potentiel de développement des énergies renouvelables par technologie est présenté selon le classement suivant :

1. le solaire (potentiel élevé), 2. l’éolien sur la côte Nord, entre Lompoul et Saint-Louis essentiellement (potentiel intermédiaire), 3. la biomasse (potentiel limité), 4. la petite hydro sur des cours d’eau ou des fleuves (potentiel limité), 5. la géothermie (potentiel très marginal au Sénégal).


Cartographie des acteurs (producteur, distributeur, autorité de contrôle…) et réglementation du secteur de l’énergie

Producteurs

Trois opérateurs interviennent actuellement dans le secteur de l’électricité au Sénégal :

La SENELEC, société anonyme dont la totalité des actions est actuellement détenue par l’Etat du Sénégal, opérateur historique du secteur de l’électricité au Sénégal, détient le monopole du transport sur l’ensemble du territoire, à l’exception du réseau interconnecté de Manantali. Elle exploite un parc de production (835 MW en 2013) qui, est essentiellement composé de production Diesel, de centrales à vapeur et de turbine à gaz. Elle est liée par des contrats d’achat d’électricité signés avec des producteurs indépendants pour une période de 15 ans



(GTI, Manantali et quelques industries sénégalaises auto productrices). Elle détient également le monopole de la distribution sur son périmètre de concession. Son contrat de concession avec l’Etat du Sénégal n’a été formalisé que le 31 mars 1999 pour une durée de 10 ans. Avant cette date, il n’existait pas de document contractuel officiel entre les deux parties. Il semblerait que ce contrat a vu sa durée prolongée de 10 années supplémentaires. Ainsi, Il arriverait à expiration en 2019. Il était initialement prévu que les gros clients (des entreprises industrielles) pourraient s’approvisionner auprès de producteurs de leur choix titulaires d’une licence de vente mais l’extension de la durée du contrat de concession de la SENELEC n’est pas allé dans ce sens.

GTI-DAKAR, un producteur indépendant privé, qui a signé en 1996 un contrat de fourniture exclusif d’énergie électrique d’une durée de quinze années avec la SENELEC. Le contrat n’aurait finalement été exécuté qu’à partir de 1999. Un avenant a été signé courant 2014. Elle exploite aujourd’hui, une centrale en cycle combiné d’une puissance de 53 MW environ, composée d’une turbine à gaz (TAG) de 37 MW et d’une turbine à vapeur (TAV) de 16 MW.

ESKOM-Manantali, en charge de l’exploitation du barrage de Manantali (ouvrage commun au Mali, à la Mauritanie et au Sénégal, réalisé dans le cadre de l’OMVS : l’Organisation de Mise en Valeur du Fleuve Sénégal). Il s’agit d’une filiale d’Eskom Afrique du Sud qui, a signé un contrat avec la Société de Gestion de l’Energie de Manantali (SOGEM), pour l’exploitation et la gestion des ouvrages électriques de l’OMVS. Ces ouvrages sont composés d’une centrale de 5 groupes de 40 MW chacun et d’un réseau de transport d’une longueur totale de 1 683 km. La mise en eau de la centrale a eu lieu le 20 juillet 2001 et les trois capitales des pays membres de l’OMVS, à savoir Bamako, Dakar et Nouakchott, ont été alimentés respectivement le 3 février 2002, le 19 juillet 2002, et le 15 novembre 2002. Le Sénégal dispose d’un quota de 33 % du productible de cet ouvrage.

D’autres producteurs indépendants existent en dehors de ces trois « majors ». Il s’agit de Tobène Power, Kounoune Power, etc.

Distributeurs

Au Sénégal, la distribution est assurée à titre exclusif par la Senelec.

Autorité de contrôle et de réglementation

L’autorité est assurée par le Ministre chargé de l’énergie et la CRSE (Commission de Régulation du Secteur de l’Energie).

Le Ministre conçoit la politique générale et les normes applicables du secteur qu’il propose au Président de la République. Par ailleurs, il accorde/octroie les licences et les concessions par arrêté. La délivrance des licences et concessions est accompagnée d’un contrat signé entre le Ministre et le titulaire de la licence ou de la concession.

La Commission assure le contrôle de l’exécution des contrats de concession ou de licence des opérateurs du secteur afin de veiller, d’une part, au respect de leurs obligations contractuelles et, d’autre part, à la préservation des intérêts des consommateurs. Elle vise également à assurer les conditions de viabilité financière des entreprises du secteur de l’électricité.

Par ailleurs, elle a des attributions consultatives. A ce titre, elle a pour rôle de :

Conseiller le Ministre chargé de l ’Energie sur tous les projets de textes législatifs et réglementaires

concernant le secteur de l’électricité ;

Proposer au Ministre chargé de l’Energie des arrêtés concernant notamment: les droits et obligations

des entreprises, l’accès des tiers au réseau et les relations des entreprises avec leurs clients.

Elle contribue par ailleurs à la définition des stratégies nationales liées au secteur de l’électricité.

Stratégie EnR du pays (programmes d’appui existants, objectifs, feed-in-tariff (FIT)…)

Le Sénégal s’est orienté vers l’exploitation des énergies renouvelables. C’est dans ce cadre que, à partir de 2008, le secteur de l’énergie a connu une évolution significative plus favorable au développement des énergies renouvelables avec notamment l’élaboration d’une Lettre de Politique de Développement du Secteur de l’Energie (LPDSE 2008-2012) signée en février 2008. Au Sénégal, la stratégie est élaborée par le Ministère de l’énergie. Le Sénégal entend consacrer 20 % de son bilan énergétique aux EnR d’ici 2017. Il s’est doté depuis quelques années de l’ANER à cette fin.

L’ANER (Agence Nationale pour les Energies Renouvelables) a été créée en 2013 (Décret n°2013-684). Sa première attribution est de participer à la définition de la formulation de la politique générale. Elle est chargée notamment d’élaborer et d’exécuter des projets et programmes nationaux d’ENR.

L’ANER a identifié les axes de priorité suivants :

- une distribution géographique plus équitable pour l’accès au service énergétique,



- l’augmentation de la part des EnR dans le mix énergétique,

- le renforcement de l’accès aux services énergétiques modernes,

- la mise en place d’un dispositif d’accompagnement (environnement règlementaire, juridique, fiscal, …),

- une bonne communication auprès des acteurs.

En ce qui concerne la tarification, l’article 28 de la loi d’orientation 98-29 du 14 avril relative au secteur de l’électricité fixe les principes généraux présidant à la régulation des tarifs.

S’agissant des EnR, les tarifs d’achat et de vente sont régis par la loi n°2010-21 portant loi d’orientation sur les énergies renouvelables. Elle dispose en son article 14 de la fixation des tarifs sur décision de la CRSE. A ce jour, aucune décision n’a été prise par cette dernière. Dans ce contexte, le ministère de l’énergie aurait lancé une étude sur le Feed in Tariff (FIT) menée par un consultant. Son rapport aurait été soumis mais n’a toujours pas fait l’objet d’une validation du ministère.

Par conséquent, il n’y a pas de tarifs fixé pour les EnR. Pour le moment, les tarifs sont définis par Appel d’Offres (AO), sachant que c’est la procédure du « moins disant » qui est retenue. Par ailleurs, une étude portant sur la stratégie des EnR dans le mix énergétique a été lancée par la Senelec sur financement Banque Mondiale. Cette étude pourra déterminer les modalités pratiques d’intégration des EnR dans le mix en identifiant les besoins en quantité. A partir de là, les prix pourraient être fixés.

Etat des lieux des projets d’énergie renouvelable La plupart des projets EnR sont élaborés par l’ANER. De manière générale, le budget de l’ANER (d’environ 400 millions de XOF) provient de l’Etat, ensuite de la coopération bilatérale et multilatérale. Ce budget est destiné à financer les projets, qui font l’objet d’AO.

Les autres marchés sont financés par des privés (dans le cadre de partenariats publics-privés) qui apportent leur financement. Dans ce cas, le privé exige une garantie souveraine de l’Etat. Ce dernier requiert crédit concessionnel (emprunt à un taux concessionnel longue durée – généralement 25 ans).

Pour les centrales solaires, la différence serait d’environ 15 à 20 XOF entre le prix de production (90 XOF) et le coût de rachat (60 à 75 XOF).

Le mode de financement utilisé par l’ANER est le financement de type concessionnel ou le partenariat Public/Privé. L’exécution des projets se fait normalement par voie d’appel d’offres.

Les projets EnR identifiés par l’ANER sont présentés ci-dessous.

Intitulé Type de

technologie Puissance à installer Etat d’avancement

Coût de

l’investis-

sement

Financement

Autonomisation en énergie électrique des universités, Hôpitaux et Edifices publics au Sénégal

Solaire 10 MW au total4 Etudes de faisabilité

25 milliards XOF

Recherche de bailleurs de fonds ou de PTF

Programme national d’éclairage public par voie solaire

Solaire 35 000 lampadaires solaires (4,2 MWc de panneaux)

Réception d’offres pour un PPP

35 milliards XOF


Electrification par voie solaire d’infrastructures communautaires dans 1 000 villages isolés

Solaire

Environ un cumul de 2 MWc en kits solaires individuels pour des Postes de santé, des Ecoles, des Lieux de cultes, des Postes de polices, de gendarmeries et douanes ; etc.

Réception d’offres pour un PPP

14 milliards XOF


4 1 centrale de 4 MW pour Université de Dakar, 2 centrales de 1 MW chacune à Hopital Fann, à l’Assemblée Nationale et au

Conseil Economique Environnemental et Social, et 2 centrales de 2 MW chacune à l’Université de Saint-Louis et l’Hôpital Principal.



Projet d’électrification de 120 structures de santé en milieu rural (postes de santé avec maternité ou cases de santé dans le bassin arachidier)

Solaire

Environ 360 kWc en Kits solaires

individuels pour des postes et cases de

santé

Préparation de la signature de la convention de financement avec le bailleur

4 736 813 EUR

Coopération néerlandaise

Projet de centrale solaire photovoltaïque

Solaire 20 MW

Etude de faisabilité réalisée et tender agent mis à disposition

Don KfW

Projet de centrale solaire photovoltaïque de Niakhar

Solaire 15 MW

Etudes d’Impact environnemental et social, études de sol et relevés topographiques.

Don Don des Emirats Arabes Unis

Sources : EY

D’autres projets ont été identifiés par la SENELEC (voir tableau ci-dessous). Il semblerait que si ces projets ne s’exécutaient pas en 2015, l’Etat lancerait des AO pour sélectionner de nouveaux projets avec des IPP. Dans ce contexte, il pourrait certainement avoir besoin de fonds pour subventionner les prix si nécessaire. La FRAED pourrait lui apporter un appui.

Il faut noter que les porteurs de projets étaient tous agréées.

Attributaire Type de

technologie Etat d’avancement

Coût

d’investissements

(USD)

Puissance installée

(MW)

SENERGY 2 Solaire 2015-16 18 20

ENERGY RESSOURCES Solaire 2016 15 20

TENMERINA Solaire 2016 - 20

SARREOLE Eolien 2016-17 160 150

WIND SOLAR Sénégal Solaire En préparation 11,5 10

SENERGY Solaire En développement 18 20

SOLARIA - KIMA Solaire En préparation 25 20

TENERGIE Solaire En préparation 11,8 20

SOLAR CITY Solaire En préparation 34 30

EXIMAG Solaire En préparation 20 20

SATAREM Solaire En préparation 12 20

Sources : EY




Conclusions et recommandations pour la FRAED Il existe une réelle volonté politique clairement exprimée dans les documents de politique nationale de développer les EnR. Le Sénégal possède un potentiel considérable en matière de ressources d’énergies renouvelables. Ce fort potentiel (surtout du solaire) pourrait attirer un nombre important d’investisseurs, ce qui accélèrerait son développement. Ce développement pourrait être freiné par des facteurs bloquants. Nos travaux ont révélé les constats suivants :

Mécanismes de financement/d’appui (ex : garantie du PPA, FIT, assistance technique…)

Premier constat : le monopole de la Senelec

L’achat en gros qui lui a été conféré pose le problème de placement (distribution) de la production. En effet, la loi actuellement en vigueur impose aux promoteurs privés de vendre leur production à la Senelec. Or, cette société, avec toutes ses difficultés financières, pourrait être défaillante dans le paiement de ses dettes. Cette situation présente un risque significatif pour les investisseurs. De ce fait, ces derniers pourraient être découragés car la prise de risque est non négligeable pour eux, d’autant plus que l’accès aux financements relève du parcours du combattant. Les banques locales n’ont pas de lignes de crédit dédiées aux EnR. Ces privés doivent trouver des financeurs qui acceptent de garantir le paiement de leurs créances auprès de l’acheteur unique qu’est la Senelec. Par conséquent, tant que ce monopole existe, le développement des EnR risque d’être freiné.

La FRAED pourrait servir de garant. Les promoteurs privés pourraient y avoir recours pour se faire rembourser leurs créances. La garantie est l’un des instruments les plus adaptés dans le contexte sénégalais (cf. entretien avec la KfW).



L’exemple des télécommunications pourrait être suivi. Ainsi, la distribution pourrait être ouverte à la concurrence. Seul le transport serait assuré par la Senelec. De ce fait, les entreprises paieraient un loyer à cette dernière.

Second constat : les insuffisances relevées dans les réformes entreprises

Des lois ont été votées mais ne sont pas suivies de décrets d’application ou d’arrêtés ministériels qui précisent leurs modalités d’application. Par exemple, les mesures fiscales incitatives ne sont pas appliquées en l’absence de décret d’application de la loi. Ce qui entraîne dans les faits le maintien d’une taxation élevée des biens devant servir à la production des EnR. De plus, la loi prévoyait le plafonnement des tarifs par la CRSE. A ce jour, ces plafonds ne sont toujours pas fixés.

Afin de pallier ce vide juridique et de trancher définitivement les conflits d’intérêt qui peuvent exister entre le Ministère des Finances et celui de l’Energie, l’UEMOA pourrait intervenir en tant qu’arbitre-régulateur des Etats membres afin de fixer une liste non exhaustive et claire des matériels à exonérer. Ceci permettrait aux opérateurs économiques de participer pleinement à l’action de développement des ENR. Par ailleurs, elle pourrait, à travers la FRAED qu’elle souhaiterait ériger procéder au recrutement de consultants spécialisés (juristes, financiers, transaction advisory) dans les IPP. Ce genre d’appui serait plus pertinent que l’Assistance technique (M. Faschina – KfW).

En dehors de ces deux problèmes, un certain nombre de faiblesses et menaces ont été identifiées dans les sections précédentes.

A travers l’analyse et les différents entretiens réalisés, les recommandations pour structurer la FRAED afin de répondre aux besoins identifiés au Sénégal se présentent comme suit :

Planifier l’intégration du renouvelable dans le réseau (lieu, puissance, période, etc.). Ex : d’ici 2020 on va installer 500 MW de solaire planifié comme suit : 2015 100 MW à Richard Toll, 2016 …

Installer des laboratoires fiables au sein de chaque pays de l’UEMOA pour tester les matériels afin de prévenir l’utilisation de produits de mauvaise qualité pouvant ainsi entraver la promotion des EnR. Veiller à l’image des EnR,

Former voire certifier des ouvriers car ce sont eux qui font la pose et dépose, Labéliser les produits par les laboratoires des différents pays, Fixer des FIT pour les IPP et pour les auto-consommateurs (surplus à vendre à la compagnie nationale

chargée de l’électricité) au niveau de chaque pays car les coûts de production diffèrent suivant les pays ; Mettre en application une fiscalité avantageuse locale (taxation des terrains au niveau des collectivités

locales), nationale et communautaire (appliquer une taxe commune quasiment nulle au niveau de l’UEMOA) ;

Harmoniser les textes régionaux (UEMOA) et nationaux (lois d’orientation, loi fiscale, décret) ; Consentir des taux favorables aux opérateurs économiques par accord, soit au niveau local Etat-Banque,

soit au niveau sous-régional UEMOA-BCEAO ; Accorder des crédits avec un taux raisonnable en constituant une garantie ou en contractant une

assurance pour l’organisme prêteur pour impacter les prix de vente.

Structure de gouvernance Il serait plus pertinent de gérer la FRAED comme un fonds de garantie en s’appuyant sur le FONGIS (Fonds souverain d’investissement stratégique) pour mettre en place la FRAED. Ceci éviterait ainsi des dépenses de fonctionnement découlant de la création d’un organisme dédié spécifiquement à la gestion de cette Facilité.

Pour mutualiser, il serait judicieux de gérer un seul fonds pour l’ensemble des pays sans fixer de plafonds par pays pour ne pas léser les pays qui avancent plus vite.

Critères d’éligibilité des projets, système de suivi et d’évaluation Il serait judicieux de fixer des critères d’éligibilité des projets bénéficiaires de l’appui de la FRAED. Ainsi, les critères suivant peuvent proposés :

- l’objet du projet : il doit exclusivement concerner les EnR ; - la capacité minimum du projet EnR : elle pourrait être fixée à 5 MW car les réseaux électriques ne sont

pas très fiables et injecter de grandes capacités pourraient perturber le réseau. Plus la capacité est faible, plus l’injection est facile. Par ailleurs, le réseau n’est pas bouclé (continuité du réseau) à l’intérieur du territoire, d’où la puissance installée doit être fonction des besoins de la localité. S’il y a des excédents de production ces derniers ne peuvent pas être réinjectés pour alimenter une autre zone géographique ;



- la localisation géographique du projet : elle doit être localisée dans la zone UEMOA ;

- démontrer l’utilité pour la communauté (création d’emploi, impacts environnementaux très négligeables -

réduction d’émission des gaz à effet de serre, etc.) ;

- etc.

Cette Facilité devrait faire l’objet d’un suivi et d’une évaluation qui pourrait être assurés par les Agences nationales chargées des EnR.

Autre recommandation Il faudrait élaborer une short list permettant d’identifier les bailleurs de fonds sur le plan national (ONG, etc.) et international (Banque Mondiale, Union Européenne, etc.), A ce titre, la coopération allemande est très impliquée dans les EnR car « à l’avenir, la coopération entre les deux pays va se concentrer sur les Energies renouvelables et l’Efficacité énergétique ».

Togo


Rapport de visite du Togo

Contexte général Le Togo est un pays d’Afrique de l’Ouest, bordé à l’ouest par le Ghana, au nord par le Burkina Faso, à l’est par le Bénin et à l’ouest par l’Océan Atlantique. En 2010, le dernier Recensement Général de la Population et de l’Habitat avait permis d’établir la population à un peu plus de 6 millions d’habitants, avec une croissance de 2,4 % par an. Selon les agences de l’ONU, la population compterait actuellement environ 7 millions d’habitants et enregistre un taux d’accroissement de 2,7 % par an.

Données économiques générales au Togo

Population (millions, 2014e) 7,35

PIB par habitant (USD PPA, 2013e) 1 100

Croissance du PIB (%, 2013) 5,1

Inflation (%, 2013) 1,8

Sources : Banque Mondiale, CIA, PNUD

Si le Togo continue d’afficher de bonnes performances économiques, la croissance du PIB a légèrement reculé de 5,9 % en 2012 à 5,1 % en 2013, en grande partie sous l’effet d’une baisse de la production agricole consécutive à de faibles précipitations. La croissance, portée par l’agriculture (coton), le bâtiment et le secteur minier (phosphates), devrait rester soutenue au cours des trois prochaines années, projetée à 6,0 % en 2014 et 6,3 % en 2015.

L’inflation, qui se situe à 1,8 % en 2013, devrait rester faible en 2014, à 1,5 %. Suite à l’atteinte du point d’achèvement de l’Initiative en faveur des pays pauvres très endettés (PPTE), le rythme des réformes structurelles a significativement ralenti et la gestion de la dette publique s’est affaiblie.

La pauvreté a reculé, mais demeure élevée puisqu’elle concernait 58,7 % de la population togolaise en 2011. Et le climat des affaires reste difficile selon l’édition 2014 du rapport Doing Business de la Banque mondiale, qui classe le Togo au 157ème rang sur 189 pays.

Afin de remédier à ces difficultés, le Gouvernement s’est doté d’une nouvelle stratégie de réduction de la pauvreté pour la période 2013-2017. Cette « Stratégie de croissance accélérée et de promotion de l'emploi » (SCAPE) repose sur cinq piliers : (i) le développement de secteurs à fort potentiel de croissance : le Togo possède d’importants gisements de minerais (phosphate, calcaire, fer et manganèse) et devra en premier lieu développer les industries extractives et les unités de transformation. Les services portuaires et le transport régional constituent également des opportunités ; (ii) le renforcement des infrastructures économiques ; (iii) le développement du capital humain, des filets de protection sociale et de l’emploi ; (iv) l’amélioration de la gouvernance ; (v) et la promotion d’un développement durable, équilibré et participatif.

Situation énergétique au Togo

Chiffres clés

Le secteur de l’énergie au Togo est axé autour de trois piliers principaux: les produits pétroliers, le secteur de la biomasse et le secteur de l’électricité.

Concernant les hydrocarbures, le pays ne dispose pas à ce jour de réserves pétrolières ni gazières prouvées malgré des efforts d’exploration et des résultats positifs enregistrés dans les pays voisins (Benin, Ghana, Côte d’Ivoire), ce qui laisse malgré tout envisager un potentiel pour les hydrocarbures. Ce secteur est par ailleurs caractérisé par une absence totale d’infrastructures de transport (pipelines) et de raffinage (malgré la présence d’une petite raffinerie ancienne non fonctionnelle). Le Togo a recours à l’importation de ses besoins en produits pétroliers pour le secteur du transport, l’industrie et l’électricité d’origine thermique. La fourniture des produits pétroliers est sujette à des subventions par l’Etat.

Le secteur de la biomasse est quant à lui très est très important au Togo et pèse plus de 67 % dans le bilan énergétique en 2012. Toutefois, ce secteur souffre d’un manque d’organisation et d’encadrement malgré les efforts des Ministères de l’Environnement et des Ressources Forestières et celui des Mines et de l’Energie. Un niveau minimum d’efficacité dans la gestion et la production du charbon de bois gagne à être mis en œuvre afin de renforcer le caractère durable de cette ressource importante. La coopération multilatérale et bilatérale s’intéresse à ce secteur et travaille avec les autorités dans l’objectif d’en assurer l’organisation et la pérennité à travers des projets potentiels. Un tel effort permettrait de diminuer la dégradation chronique des forêts notamment à travers l’introduction massive de programmes de dissémination des fours à cuisson efficaces en énergie, la promotion de



l’utilisation du GPL, en particulier en milieu urbain, et l’organisation de la filière bois énergie, y compris la technologie de carbonisation, la distribution et la commercialisation.

Le secteur de l’électricité constitue un pilier majeur du développement économique et social du Togo. A l’heure actuelle, les plus grosses installations du pays sont un barrage hydroélectrique sur le fleuve Mono de 65 MW (Nangbéto) et deux turbines thermiques de 25 MW chacune. D’autres unités plus petites sont en place et le pays recourt également à l’importation, à travers les interconnexions électriques avec le Ghana, le Nigéria et la Côte d’Ivoire. Le niveau de dépendance du Togo par rapport à l’importation est estimé entre 70 et 75 %.

Chiffres clés du secteur électrique au Bénin


Capacité installée (MW, 2010)

dont publique (CEB, CEET)

dont indépendant (Contour Global)

dont renouvelable (hydro)

241

141

100

81


Demande en pointe (MW, 2014)

dont ménages

dont industriels

320

140

180

Importation (MW, 2014) 410

Indépendance énergétique (%, 2013) 30

Sources : Banque Mondiale, Agence Internationale de l'Energie, ECOWREX/CEREEC/CEDEAO, UNdata, CEB, SBEE

Politique énergétique

Le Ministère des Mines et de l’Energie (MME) a lancé plusieurs études concernant la politique énergétique du pays, le développement d’une stratégie pour le secteur électrique, et récemment l’élaboration d’un plan directeur de développement des infrastructures de l’énergie électrique dans le but de tracer une vision et une feuille de route qui permette au pays de réaliser ses objectifs à court, moyen et long termes. On peut citer notamment :

- la Politique Energétique Nationale (PEN) du Togo, éditée en 2010, qui reprend les principaux éléments relatifs aux ressources, à la demande, à la maîtrise de l’énergie, et au développement des énergies renouvelables et de l’électrification rurale ;

- l’Etude d’un Plan Stratégique du Sous-Secteur de l’Energie Electrique du Togo (PSEET), éditée en 2010 qui concerne les aspects règlementaires, institutionnels et juridiques relatifs au secteur de l’électricité.

- la Stratégie de Croissance Accélérée et de Promotion de l’Emploi (SCAPE) dans laquelle l'Etat s'est engagé à allouer en moyenne 1,73 % de ses ressources budgétaires au secteur de l'énergie et des mines entre 2013 et 2017.

- Et plus récemment, le Plan Directeur du Développement des Infrastructures d’Energie Electrique du Togo (PDDIEET), édité en 2014 mais non encore approuvé officiellement qui présente le programme d’investissement dans les infrastructures électriques, avec un focus particulier sur les besoins en milieu rural relatifs à l’extension des réseaux et la capacité de la population à prétendre à l’accès à l’énergie.

De façon générale, le secteur de l’énergie et le sous-secteur des énergies renouvelables restent une priorité pour l’Etat comme pilier du développement économique.

Cadre réglementaire

Juillet 1968 signe la définition d'un seul territoire énergétique bénino-togolais avec la création de la Communauté Electrique du Bénin (CEB), dont les instances de gouvernance (conseils administratif de surveillance) sont partagées entre les deux pays et dont le rôle est d’assurer la production, l'importation et le transport de l'électricité pour les deux pays.

En 2003, la législation est révisée amenant à la libéralisation de la production d’électricité. Toutefois, les activités de production exercées à des fins de fourniture d’énergie électrique sont exploitées dans le cadre d’une mission de service public. Cette soumission de la production aux exigences du service public fait que l’exploitation passe par la conclusion d’une convention de concession entre l’Etat et les entités publiques ou privées exploitant ces activités. La CEB reste l’unique acheteur et jouit du monopole du transport de l’énergie électrique produite.



Principaux acteurs

Acteurs publics

Le Ministère des Mines et de l’Energie (MME)

Le MME est l’Autorité de tutelle du secteur de l’énergie. Il est doté d’une Direction Générale de l’Energie (DGE), chargée d’appliquer la politique de l’Etat dans le secteur de l’énergie. Il est chargé de délivrer les autorisations des opérations dans le secteur de l’énergie (notamment les conventions de concession pour les producteurs d’énergie indépendants), de proposer et de faire adopter les réformes légales, institutionnelles et juridiques, et de publier les textes d’application des lois liées directement ou indirectement au secteur de l’énergie.

La Communauté Electrique du Bénin (CEB)

La CEB est l’organisme binational bénino-togolais en charge de la production, du transport, de la distribution (haute tension), de l’importation et de l’exportation de l’énergie électrique pour les deux pays.

En production, la CEB possède une centrale hydroélectrique de 65 MW, 2 turbines à gaz (1 au Togo et 1 au Bénin) de 25 MW chacune. Sur l'importation, la CEB dispose de 60 MW du Ghana, 150 MW du Nigéria étendu en janvier 2014 à 200 MW, 10 MW de Côte d'Ivoire aux heures de pointe. Le coût moyen de son mix énergétique est de 64 (à 70) XOF/kWh.

Elle revend l'électricité à :

- la Compagnie Energie Electrique du Togo (CEET) au prix de 58 XOF/kWh - aux industriels (cimenterie Lafarge et l'installation de production de phosphate de la SNTP notamment) au prix

de 63 XOF / kWh

Il n’y a pas de subvention directe de l’Etat et, d’après la CEB, l'équilibre financier serait atteint en jouant sur le taux de change avec le dollar pour les interconnexions avec le Nigéria, Ghana et Côte d'Ivoire.

La Compagnie Energie Electrique du Togo (CEET)

La CEET est la compagnie publique chargée de la distribution et de la commercialisation de l’énergie électrique moyenne et basse tension au Togo. La principale source d’approvisionnement de la CEET est l’achat d’énergie auprès de la CEB (90 %). Ses moyens de production sont limités (10 %) : il s’agit principalement du barrage de Kpimé (1,6 MW) et de quelques groupes électrogènes fonctionnant au diesel dans les zones reculées du pays représentant environ 10 MW, à un prix de production très élevé (environ 125 XOF/kWh) et qui ne servent qu’à palier provisoirement aux indisponibilités du réseau interconnecté de la CEB.

En ce qui concerne la distribution de l’électricité, la CEET possède un réseau de moyenne et de basse tension. Elle accuse des niveaux de pertes totales (techniques et commerciales) de l’ordre de 19 % en 2012. La plus grande part de la consommation d’énergie électrique est dans la capitale Lomé qui abrite plus de 25 % de la population du pays.

La CEET distribue l'électricité aux consommateurs selon différentes tranches tarifaires fixées par l'Etat :

- tranche sociale de 0 à 40 kWh : 63 XOF/kWh - 2ème tranche de 40 kWh à 200 kWh : 84 XOF/kWh - 3ème tranche au-delà de 200 kWh : 114 XOF/kWh

L’Autorité de Règlementation du Secteur de l’Electricité (ARSE)

L'ARSE régule le secteur de l’électricité (tarifs pratiqués et qualité de l’électricité), veille au respect des normes de sécurité des installations, supervise les appels d’offres nationaux/internationaux et arbitre les litiges.

L'ARSE (Autorité de Réglementation du Secteur de l'Electricité) a pour mission :

- d'exercer le contrôle des opérations dans le secteur de l'électricité ce qui recouvre les contrôles de conformité des installations, la révision des tarifs (de la CEB et CEET pour lesquels l'ARSE émet un avis aux autorités compétentes), et la gestion des cas d'expropriation ;

- de gérer les demandes de recours et plaintes émanant des parties prenantes du secteur ; - enfin, de superviser les appels d’offres (AOs) pour l'octroi des conventions de concession qui est nécessaire

pour pouvoir injecter sur le réseau.

Le Ministère de l’Environnement

Le Ministère de l'Environnement vient en appui des actions initiées et mises en place par le Ministère de l'Energie. Il apporte son expertise et ses recommandations en matière environnementale, comme par exemple la proposition



d'exonération fiscale pour tous les équipements EnR, ou encore la mise en place d'un programme de transition vers l'énergie durable à destinations des ménages – propositions qui n’ont néanmoins pas abouties jusque lors. Il mène également des actions de sensibilisation auprès de la population, comme par exemple la sensibilisation des populations rurales à l'énergie durable qui a lieu une fois par an en partenariat avec l’ONG, les Jeunes Volontaires pour l'Environnement.

Enfin, le Ministère intervient également dans l’octroi et le suivi des conventions de concession au travers :

i) de la revue des études d’impacts environnementales ; celles-ci sont obligatoires afin d'obtenir un certificat de conformité environnemental (ou un certificat de régularisation pour les projets d'extension ou de réhabilitation). Elles ont pour objectif premier d’éviter le déboisement ou de le compenser le cas échéant ;

ii) du contrôle de la qualité et de la conformité des équipements aux standards définis par le Ministère de l'Energie ;

iii) du suivi de l'exploitation via des audits périodiques afin de s'assurer que le cahier des charges définis au moment de l'octroi de la concession est bien suivi (notamment concernant l’exutoire des déchets dangereux).

Producteurs indépendants

Contour Global

Contour Global, un producteur indépendant disposant d’une capacité installée de 100 MW en turbines bicombustibles (fuel ou gaz) opérationnelle depuis 2010 dans le cadre d’un contrat d’EPC (Engineering, Procurement and Construction) de type « take or pay » de 25 ans avec la CEET.

Ce a fait l'objet d'un accord en gré à gré et le PPA a été signé avec la CEET, avec une garantie de l'Etat émise par l'OPIC.

Selon les responsables de la CEET, 16 milliards de XOF (24,4 millions d’EUR environ) sont payés annuellement comme étant la partie fixe du contrat « take or pay » même si aucune énergie n’est produite par Contour Global. La partie variable du contrat est fonction du combustible utilisé et de la maintenance (la CEET achète le combustible pas le kWh produit). Le Ministère de l'Energie bénéficie d'une assistance juridique de la Banque Africaine de Développement (BAD) pour renégocier certaines clauses du PPA au regard de l’évolution socio-économique du pays depuis 2010.

Par ailleurs, Contour Global comptait sur une fourniture de gaz naturel en provenance du Nigeria pour son fonctionnement depuis 2010. Toutefois, le gaz n’est pas disponible comme initialement prévu ce qui fait que l’opérateur est obligé de faire fonctionner les installations au fuel lourd, générant une électricité trop chère par rapport à un fonctionnement au gaz naturel - le coût du fioul lourd (120 XOF/kWh) est supporté par la CEET, qui, en suivant la hausse de la demande de 8 % par an, prévoit d’être en déficit dès 2016. Ainsi, Contour Global remplit à l’heure actuelle uniquement une fonction de secours et ne peut être programmée pour fonctionner en base pour des raisons économiques. Toutefois, des discussions sont en cours en vue d’une alimentation future et durable de ces installations à partir du gaz du Nigéria. Les infrastructures permettant l’approvisionnement en gaz côté nigérian sont en cours de finalisation, mais il restera l’arrangement commercial auprès du vendeur nigérian qui de l’avis de la CEET est compliqué car les vendeurs potentiels profitent de cette situation et demande un prix du gaz au kWh supérieur au prix du marché.

Néanmoins, si un tel concept voit le jour, Contour Global pourrait être considérée pour un fonctionnement en base et soulagerait la pression financière subie par la CEET. De plus, dans ce cas, Contour Global pourrait consentir l’investissement additionnel nécessaire à la mise en état de l’ancienne centrale de 90 MW qui fait partie de la concession générale avec l’Etat Togolais. Un tel scénario serait largement favorable à sécuriser davantage l’approvisionnement du pays et réduirait la dépendance aux importations.

Autoproducteurs industriels

Les plus grosses industries telles que la SNPT (Société Nationale de Phosphate du Togo), NIOTO (Nouvelle Industrie des Oléagineux du Togo) et les hôtels couvrent leurs consommations essentiellement grâce au réseau national. Ces entreprises possèdent toutefois leurs propres installations de secours pour faire face aux défaillances du réseau interconnecté.



Système d'approvisionnement du Togo en électricité (UEMOA, 2013)


Stratégie ENR De l’ensemble des parties prenantes interrogées, toutes s’accordent à dire que les énergies renouvelables sont une priorité pour le Togo. En effet, l'impact du changement climatique et la pression sur la ressource en bois (les foyers traditionnels ont un rendement de carbonisation de 15 % seulement) rend évident l'intérêt du Pays pour le développement des EnR afin de protéger l'environnement et de donner accès à l'énergie aux populations les plus pauvres et les plus reculées.

Le Ministère des Mines et de l’Energie a défini un plan stratégique de développement des énergies renouvelables visant 10 % de capacité installée (hors grand hydraulique) en 2020, puis 15 à 20 % d’ici 2030. La DGE est en train de décliner ces objectifs en un plan d’action en mettant l’accent sur les potentiels EnR les plus importants, à savoir solaire et micro-hydraulique.

Néanmoins, si l’ambition politique existe, elle ne se traduit pas par la mise à disposition de ressources et de financements suffisants : ainsi, de nombreux programmes ou idées de programmes ont déjà été définis – de point de vue, la DGE bénéficie de bonnes capacités techniques – mais qui ne débouchent faute de financements. A titre d’exemple, un audit énergétique des bâtiments publics a été réalisé il y a 3 ans et qui aurait dû déboucher sur un appel d’offres de 300 000 EUR mais qui n'a pas eu lieu faute de financement.

Enfin la priorité de l'Etat reste l'électrification du pays – via le développement de grands projets hydro notamment – et en particulier à l’électrification rurale, qui se fait avant tout par le biais des énergies conventionnelles.

Cartographie des projets ENR Le Togo dispose d’un potentiel intéressant en hydroélectricité notamment sur le fleuve Mono, avec plusieurs projets annoncés (147 MW pour Adjalara5, 50 MW pour Tetetou et 87 MW pour Jualé), en plus du potentiel en mini-hydro sur d’autres sites du pays. L’énergie solaire constitue également un potentiel intéressant mais non encore exploité malgré quelques tentatives réalisées à titre expérimental et malgré un effort de certains opérateurs privés qui ont pu électrifier quelques dispensaires et écoles en énergie solaire photovoltaïque. L’énergie éolienne n’est aussi qu’à ses débuts avec un site potentiel de 25 MW identifié par l’opérateur privé Eco Delta, mais dont le projet est suspendu. Par ailleurs, plusieurs études ont été menées pour identifier le potentiel

5 Le projet d’Adjarala (500 millions USD) est le plus avancé des projets de grand hydraulique : à l’origine, des financements de la Banque Mondiale, de la BAD et de l’AFD ont permis de financer les études de faisabilité et d’impact. Ces études ont montré des impacts environnementaux et sociaux important nécessitant un investissement préalable de 50 mUSD à financer par les Etats (Togo et Bénin). Le consortium de bailleurs proposait également un financement à un taux bonifié de 2,1 %. Le projet va finalement être financé par l’Etat Chinois qui fournit une proposition clé en main (construction de l'installation par SinHydro et financement par EximBank), à un meilleur taux, en passant outre l’accord cadre du FMI (qui encadre les taux d'endettement de l'Etat togolais) et la prise en compte des impacts socio-environnementaux.



en énergie renouvelable qui pourrait être développé en faveur de l’électrification rurale, ceci concerne l’énergie solaire et l’énergie hydroélectrique. Notamment, la CEET, en partenariat avec la SABER, participe à l’initiative PRODERE (Programme régional de développement des énergies renouvelables et de l’efficacité énergétique porté par l’UEMOA) qui entend assurer l’électrification rurale de 22 villages au Togo.

Projets à l’étude

Plusieurs appels à manifestation d’intérêt (AMI) et appels d’offres (AO) ont été lancés au Togo afin de voir émerger des projets pilotes dans les énergies renouvelables. On peut notamment citer :

- AMI de l’ARSE lancé en juin 2014 pour 3 projets pilotes (solaire, biomasse, et déchets végétaux) de petits capacités (5-10 MW). Les dossiers des soumissionnaires sont actuellement en cours d’instruction avec de nombreuses réponses pour le projet solaire (environ 23), et de 5 à 7 réponses pour les autres technologies. L’ARSE se donne 6 mois pour finaliser le processus de sélection (i.e. lancer l’AO et sélectionner le concessionnaire). D’après l’ARSE, le processus est quelque peu ralenti du fait des allers/retours avec la Direction National des Marchés Publics qui encadre ce type d’appel à projet.

- AMI de la CEB qui a été clôturé en septembre 2014 et qui vise au développement d’un projet solaire « clé en main » de 2*5 MW (1 projet au Togo et 1 projet au Bénin). La SABER a été désignée maître d’œuvre de cet AMI et du montage des projets, depuis les études de faisabilité technique jusqu’au montage financier – à noter que l’AMI a été porté par la CEB et non l’ARSE (normalement en charge des AO au Togo) car il porte sur les 2 pays, Bénin et Togo. Le type de montage en BOT (Build Operate Transfer) permet à la CEB de garder l'exploitation des centrales et ainsi de diminuer le coût des projets. Un prix plafond de 67 XOF/kWh aurait été fixé.

- AO de l’UEMOA pour 5 projets de solaire photovoltaïque, dont un projet de 20 MW au Togo, à horizon 2 ans, mais dont le développement doit être concomitant avec la construction d'un poste de raccordement et d'une ligne de transmission. Le financement pourrait être fourni par des banques émiraties.

- AMI de la CEET afin d’évaluer le potentiel EnR sur tout le territoire, toute technologie confondue (inclue marrée motrice, géothermie....). La pré-qualification du consultant a été faite et les résultats sont attendus pour le second semestre 2015.

Perspectives

En termes de potentiels, les technologies solaires ou solaires hybrides et de petit-hydrauliques semblent les mieux adaptées. Concernant l’identification des sites, les villes secondaires du pays, qui présentent un minimum d’activité économique, constituent les meilleurs potentiels.

Ainsi, le développement des technologies EnR pourrait être :

- au Nord, où les habitats sont très dispersés, les kits solaires restent la meilleure technologie à déployer ; - au Sud, pour la population rurale, le développement de mini-réseaux ou de centrales de moyenne capacité (20-

25 MW) sur la ligne d’interconnexion régionale ; - au Sud, pour les populations urbaines, déjà connectées, le renforcement du réseau reste la priorité.

La CEET et la CEB s’accordent à dire que les EnR sont les énergies du futur – un département dédié est d’ailleurs en cours de création à la CCET. Néanmoins, dans les faits, les perspectives sont moins optimistes. Ainsi, le schéma directeur de la CEET a comme actions prioritaires :

- Pour la production : 1/ la construction d'une usine à charbon de 450 MW (1ère tranche de 200 MW puis 150 puis 100) afin de pallier la question de la souveraineté énergétique. Type de montage : IPP. Type de financement : bailleurs de fonds malgré leur réluctance à financer ce type de technologie ; 2/ l’augmentation de la capacité de production de Contour Global (sous réserve que l'approvisionnement en GN soit sécurisé) ; 3/ le développement de petit-hydraulique : il y a 11 à 12 sites déjà identifiés, dont 5 sites prometteurs de 10 à 50 MW (dont le site de de Tététou de 50 MW avec un financement BOAD, BAD, etc.)

- Pour le transport : la réhabilitation du dispatch (qui est manuel à l'heure actuelle) - Pour la distribution : promouvoir l'électrification rurale

Ainsi, au niveau du schéma directeur, il n'y a pas de grosses ambitions pour les EnR, la priorité allant à l'accès à l'énergie et à la souveraineté énergétique, en attendant que le marché régional de l'énergie soit complètement opérationnel (le plan directeur de l’EEEOA, le système d’Echanges d’Energie Electrique Ouest Africain, se donne néanmoins pour objectif d'atteindre un taux de pénétration des ENR de 10 % en 2020).

Concernant l’efficacité énergétique, le potentiel est intéressant compte tenu du gisement important que pourrait représenter la maîtrise de l’énergie dans les divers secteurs de l’économie nationale. Les secteurs du transport, du bâtiment, de la production industrielle (ciments, industries de transformation, agro-alimentaire, phosphates, etc.) nécessitent la mise en place d’une campagne nationale de vérification, d’audit et d’optimisation de la consommation. La consommation de l’électricité en milieu urbain nécessite la mise en place d’un programme de



gestion de la demande auprès de la CEET afin non seulement d’identifier les pertes techniques et commerciales, mais surtout de les réduire et d’orienter la consommation vers des pratiques moins coûteuses. Le Ministère de l’Economie et des Finances travaille également avec la DGE sur l’efficacité énergétique des bâtiments administratifs. Il faudrait : i/ lister l'ensemble des bâtiments administratifs ; ii/ revoir les contrats de rachats avec la CEB (les capacités achetées étant trop élevées à l'heure actuelle comparées aux besoins) ; iii/ mener des audits énergétiques (la dernière étude date de plus de 10 ans) ; iv/ mettre en place des lampes basses consommations et des climatisations plus économes ; v/ sensibiliser le personnel ; vi/ mettre en place de la production hybride (panneaux solaires et approvisionnement CEB).

Montage des projets ENR Le cadre réglementaire impose aux producteurs d’énergie indépendants (IPP) de respecter le processus suivant :

i) Obtention d’une convention de concession auprès du gouvernement qui doit faire suite à un appel d’offre (AO) international émis par l’Autorité de Réglementation du Secteur de l’Electricité (ARSE) ;

ii) Signature d’un Power Purchase Agreement (PPA) avec la CEB fixant les conditions de rachat de l’électricité entre les deux parties (prix de rachat, durée, garantie, …) et qui fait partie des conditions suspensives de la convention de concession. Le PPA fait donc l’objet d’un accord tripartite entre le développeur, la CEB et l’Etat.

L’ARSE peut émettre un AO dans deux cas : 1/ afin de répondre aux besoins du secteur ou 2/ lorsqu’elle reçoit une offre spontanée d'un acteur, celle-ci est alors en théorie automatiquement mise en concurrence. Dans les AOs, l'ARSE met à disposition des informations sur l'état du réseau mais les études de faisabilité reviennent à la charge des promoteurs, de même pour la connexion au réseau, ce qui peut augmenter sensiblement les coûts de développement des projets. Un prix plafond de rachat devrait être fixé pour l’AO en cours pour lequel la sélection du concessionnaire se fera sur la base de la meilleure offre technique et financière soumissionnée.

Néanmoins, en pratique, l’obtention de la convention de concession peut se faire de gré à gré avec, à la clé, la signature d’un Power Purchase Agreement (PPA) avec la CEB qui reste l'unique acheteur au Togo sauf si a) la CEB n’a pas de réseau de transport à proximité du projet b) ne souhaite pas acheter l’électricité au prix proposé par l’IPP. Dans ces deux cas le PPA peut alors être négocié avec la CEET sous réserve que la capacité du projet ne dépasse pas les 100 MW.

S‘il est donc possible, dans la pratique, d’obtenir une convention de concession de gré à gré, les développeurs et financeurs interrogés font état d’une opacité et d’une lenteur administrative dans le processus de sélection des projets (il peut s’écouler jusqu’à deux ans entre le dépôt de candidature et l’octroi de la convention de concession). De plus, dans ce cas, le développement du projet se fait à l’encontre du cadre réglementaire, ce qui du point de vue des financeurs et des bailleurs de fonds internationaux notamment, augmente le risque associé au projet, en particulier le risque politique puisque tout changement de gouvernement pourrait entraîner la suspension de l’octroi de concession.

A l’inverse, les autorités publiques font état d’un nombre important de déclarations d’intention (de nombreux protocoles d’accord ont été émis par la DGE) sans que celles-ci débouchent sur des propositions concrètes et bancables de projets. Ceci est dû notamment au manque d’expertise de certains développeurs, parfois opportunistes, et aux difficultés rencontrées lors des négociations du PPA du fait d’un différentiel important entre le coût de production des projets et le tarif de rachat proposé par la CEB ou la CEET.

En effet, pour la technologie solaire, le coût de production se situe entre 90 et 120 XOF/kWh, alors que la CEET serait prête à racheter le kWh produit entre 70 et 80 XOF pour une capacité d’excédant pas 50 MW. Le différentiel moyen se situe donc autour des 20 XOF/kWh.

Financement des projets ENR

Banques commerciales

Les banques locales financent avant tout les besoins en fonds de roulement des entreprises et sont peu positionnées sur les opérations de haut de bilan – en dehors de quelques projets d’infrastructure dans les activités portuaires notamment. Les banque locales n’ont pas la connaissance suffisante du secteur de l’électricité et encore moins celui des EnR, même si elles ont pu être approchées par quelques porteurs de projets (projets solaires et de biocarburants essentiellement).

Par ailleurs, en termes de financements, les conditions proposées par les banques locales ne permettent pas le financement long terme requis pour le développement des projets EnR : les banques locales proposent des prêts n’excédant pas 7 ans avec des taux très élevés à partir de 9 % (à noter que les banques locales se financent elles-mêmes auprès de la BCEAO à un taux de 5 %). A l’inverse, la taille des tickets n’est a priori pas problématique



puisque les banques locales bénéficient d’un réseau régional de filiales avec lesquelles elles peuvent partager le risque associé aux projets.

Les banques locales sont mieux positionnées sur le secteur de l’efficacité énergétique avec une vraie demande de la part de leurs clients, notamment industriels, comme les cimentiers, l’agro-industrie et la sidérurgie.

Concernant les banques commerciales internationales, aucune n’a pu être identifiée comme étant active dans le secteur des énergies renouvelables au Togo. En effet, les banques internationales interviennent généralement sur de gros projets (>100 MW), sur des géographies et auprès de clients historiques.

Banques de développements

Les rencontres avec les divers bailleurs de fonds à savoir la BAD, l’AFD, l’UE et la BOAD, ont permis de constater que leurs interventions concernent essentiellement les projets régionaux notamment d’interconnections électriques permettant de contribuer à la création d’un marché régional de l’électricité, de renforcement des capacités réseau et d’électrification rurale. Quelques éléments de stratégie d’intervention de l’AFD, l’UE et de la BOAD dans le secteur des énergies et des ENR sont précisés ci-dessous :

L’Agence Française de Développement (AFD)

L'AFD est actuellement positionnée sur le secteur de l’énergie au Togo à travers deux axes :

- le Schéma directeur des investissements de la CEET au Togo. L'AFD est engagée dans la réhabilitation des infrastructures notamment la rénovation des transformateurs et un plan d'action pour éviter les pertes commerciales pour un montant de 12 à 15 millions d'euros.

- l’initiative SUNREF qui vise à promouvoir le financement des petits projets EnR/EE par l’ouverture de lignes de crédits auprès des banques locales. L'enveloppe est de 30 millions d'euros pour les lignes de crédit, proposées à un taux LIBOR 6 mois + 100 bp (soit environ 4 à 4,5 %) et de 7,5 millions d'euros pour les subventions (apportées par l'UE et le FFEM) en assistance technique pour aider les banques à monter un pipeline de projets et gagner les compétences nécessaires en analyse de crédit. Les projets éligibles sont les projets EnR jusqu’à 10 MW et doivent être portés par des PME/PMI locales ou internationales. Les projets d’efficacité énergétiques doivent quant à eux présenter une économie d'énergie de 20 % minimum. Enfin, la taille des projets ne doit pas excéder 7 millions d’euros (avec un financement via la ligne de crédit de 3 millions maximum). Concrètement le financement se fait en euros auprès des banques partenaires (le risque de change n'est pas trop important, le XOF étant indexé sur l'euro, il n'y a pas eu de décrochage depuis 1994) qui rétrocèdent à leurs clients à un taux moyen de 7 % (à comparer aux taux du marché autour de 8-9 % pour des opérations classiques mais qui peut aller au-delà des 10 % pour les projets EnR peu connus des banques locales) avec une possible prime à l'investissement. En novembre 2014, l’AFD avait finalisé une ligne de crédit de 5 millions d'euros avec Ora Group (rétrocédé à ses filiales au Togo, Côte d’Ivoire, Bénin, Sénégal et Burkina Faso). L’Union Européenne (UE)

Dans le cadre du 11ème FED (Fonds Européen de Développement), la délégation de l’Union Européenne au Togo dispose de :

- 30 millions d’EUR pour l'énergie. Il existe en supplément une enveloppe de 30 millions d’EUR d'assistance technique mise à disposition au niveau régional dans le cadre de l’initiative SE4ALL ;

- 73 millions d’EUR pour les projets d'eau et d'assainissement ; - 100 millions d’EUR pour la gouvernance.

Sur l'énergie, la délégation de l’UE est encore au début de ses réflexions avec comme priorité : 1/ augmenter l'accès à l'électricité ; 2/ développer les EnR ; 3/ contribuer à diminuer la dépendance à la biomasse (foyers améliorés, promotion du gaz naturel….) ; 4/ appuyer le secteur de l’énergie (et la CEET notamment).

La Banque Ouest Africaine de Développement (BOAD)

La BOAD n’intervient pas dans le secteur des EnR au Togo mais le secteur de l’énergie reste une priorité. En termes de mécanismes de financement, la BOAD propose :

- des prêts au taux du marché à 8-8,5 %, avec une maturité de 12 ans et une taille de ticket ne dépassant pas 50 % du montant total du projet financé (le pourcentage final dépend du risque associé au projet).

- du capital-investissement avec des TRI de 14-15 % sur des projets d'avant-garde pour montrer la voie aux autres investisseurs. Les projets solaires dans la région rentreraient parfaitement dans cette catégorie.

Du fait des tarissements des subventions, la BOAD ne propose plus d’assistance technique ni de prêt concessionnel.



La BOAD va également chercher à se couvrir avec une garantie bancaire : la signature du PPA engageant des sociétés publiques (et donc l'Etat) c'est un premier pas mais ce n'est pas suffisant. La problématique réside avant tout dans la solidité des projets – ce constat est partagé par l’ensemble des bailleurs qui regrettent le manque de projets EnR bancables du fait notamment du manque de capacités et de la faible qualité des promoteurs.

Enfin, même si à l'heure actuelle, la BOAD est plutôt engagée sur de gros PPA, le système d'intervention est en train de changer pour favoriser le développement des petits projets, notamment de petites poches de production d'énergie raccordées ou non au réseau. Car si les économies d’échelles sont limitées sur les petites projets, ils sont malgré tout plus faciles à mettre en place et les financements sont plus facilement déblocables, comparés aux grands projets qui demandent beaucoup de temps pour les due diligences et l'octroi de financement.

De façon plus générale, les bailleurs de fonds internationaux font état en premier lieu d’un cadre réglementaire peu clair et qui n’est pas propice au développement des projets EnR. Le processus d’octroi de la convention de concession est parfois méconnu, et dans tous les cas considérés comme long et incertain. Par ailleurs, comme précisé plus haut, les bailleurs de fonds ne souhaitent pas intervenir lorsque le montage du projet se fait de gré à gré, à cause du risque politique associé. A l’inverse, dans le cas d’appel à projets, le cadre définissant les appels d’offres n’est souvent pas abouti et donc les réponses des soumissionnaires sont de faible qualité.

Crédits carbone

Une étude du PNUD a été réalisée sur les potentiels MDP (mécanisme de développement propre) au Togo. Le potentiel reste faible pour les projets identifiés dans l’étude, car de trop petite taille. Par ailleurs, il y a une problématique générale au niveau des Etats Africains de pouvoir établir un niveau de référence pour les crédits carbone. Enfin, les processus d'obtention restent longs et compliqués, ce qui nécessite des capacités et des connaissances que les promoteurs locaux en particulier ne possèdent pas.

Analyse SWOT pour le développement de projets EnR Le tableau ci-dessous dresse une synthèse des principaux constats ayant trait au développement des projets ENR au Togo.



Conclusions et recommandations pour la FRAED En conclusion, la FRAED pourrait intervenir au Togo via :

1- la mise en place d’une assistance technique auprès des autorités publiques afin de :

a. renforcer les capacités juridiques dans le montage des appels d’offres et la définition des PPA ; la mise en place de PPA standardisés (à l’image du Get Fit en Ouganda) pourrait faire partie du « pré-packaging » à mettre en place par les Etats pour faciliter le développement des projets EnR par le secteur privé – qui pourrait inclure également la mise à disposition des études de faisabilité, études d’impact et études de raccordement au réseau. L’engagement des Etats est un des facteurs clés de succès de la FRAED.

b. renforcer le cadre réglementaire dans le sous-secteur des EnR en aidant à la mise en place de mesures incitatives comme la mise en place d’obligations d’achat (par la CEB ou la SBEE), la fixation d’un tarif de rachat en fonction des technologies EnR (ce qui donne de la visibilité aux porteurs de projets et investisseurs privés), ou encore l’exonération fiscale des équipements EnR (ce qui permettrait d’abaisser le coût de production et donc l’écart avec le prix de rachat proposé par la CEB ou la SBEE ce qui faciliterait la négociation du PPA) ;

c. canaliser le secteur EnR en définissant des normes de qualité et créer un répertoire d’acteurs agréés (pour garantir la qualité des acteurs intervenant dans le secteur et la pérennisation des installations).

2- une enveloppe de subvention qui viendrait :

a. Financer les études de stabilité du réseau qui seraient mise à disposition lors des appels d’offres (montant de l'étude estimée à 100 millions de XOF) ; ce qui permettrait à la fois d’abaisser les coûts de développement et de démontrer la faisabilité des projets ;



b. Financer les études de faisabilité et d’impacts afin d’aider les promoteurs à la définition de business model solide (montant estimé entre 3 et 5 % des CAPEX d’un projet). Les développeurs interrogés soulignent en effet les difficultés de financement des phases amont des projets.

3- des prêts concessionnels afin de :

a. Abaisser le coût de financement des projets et combler le différentiel entre le coût de production et le prix de rachat (de l’ordre de 20 XOF/kWh) ;

b. Pallier le manque de financement des banques locales. Les banques locales n’ont pas les capacités nécessaires pour financer les projets EnR sur des durées de 15 à 20 ans. Par ailleurs, les taux proposés par les banques locales sont trop élevés (de l’ordre de 10 à 12 %).

Concernant le type de montage et de projet :

- Les projets de 5 MW présentent l’avantage d’une rapidité de mise en œuvre qui correspond davantage aux besoins et à la géographie du pays.

- L’implication du Gouvernement est un des facteurs clés de la réussite des projets. Un montage en PPP plutôt qu’en IPP peut être envisagé car dans ce cas, l’Etat est sponsor du projet et fournit une garantie supplémentaire.


Analyse globale des principaux résultats des visites pays

Le tableau ci-dessous résume les principaux instruments identifiés dans la région et précise s’ils ont déjà été mobilisés par les pays de l’UEMOA. Un descriptif plus détaillés des instruments en Afrique sub-saharienne est disponible en Annexe 1.

Table 7: Mobilisation des principaux instruments identifiés dans les pays de l'UEMOA (EY, 2015)

Instruments

Bé

nin

Bu

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a

Fa

so

Cô

te

d'I

vo

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Gu

iné

e-

Bis

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Ma

li

Nig

er

Sé

né

ga

l

To

go

AREF (SABER, Berkeley Energy) – Investissement en equity pour les

projets entre 5 et 55MW x x x x x x x x

AGDF (SABER) – Investissement en dette et equity dans les PME pour

favoriser le transfert des technologies ENR x x x x x x x x

ACE TAF (SABER) – Assistance technique pour les études de

faisabilité des projets x x x x x x x x

SE4All (BEI) – Initiative globale visant un accès universel à l’énergie x x x

FEM (BAfD, BAsD, BERD, BID et BM) – Electrification rurale x x x x

ACP-EU (UE) – Financement de l’électrification rurale et gouvernance x x x x x x x x

UE-AITF (UE et Union Africaine) x

SREP (BAfD, BAsD, BERD, BID et BM) - Définition d’un cadre

stratégique pour les ENR x x

Les visites pays ont permis de recenser les facilités existantes au sein de l’UEMOA. On distingue notamment :

les instruments régionaux portés par la SABER au travers de l’AREF – fonds de private equity qui investit dans les projets d’énergies renouvelables de 5 à 50MW – de l’AGDF – qui vise à faciliter le transfert de technologies auprès des PME dans le secteur des EnR – et de l’ACE TAF – qui apporte de l’assistance technique pour les études de faisabilité des projets ;

des initiatives globales, portées notamment par l’UE, la BAD et la Banque Mondiale et qui visent en premier lieu un accès universel à l’énergie (SE4ALL) via des programmes d’électrification rurale (FEM, ACP-UE) et de gouvernance (SREP).

Le Fonds de développement Energie (FDE), piloté par l’UEMOA avec le concours de la BOAD, qui vise à participer directement au financement de projets d’infrastructures énergétiques (pas forcément renouvelables, les capacités de production thermique ou de réseau tant également éligibles) dans le cadre de l’IRED.

L’ensemble de ces facilités participent toutes à la promotion des énergies renouvelables au sein de l’UEMOA mais aucune ne permet d’apporter tout à la fois un appui institutionnel aux Etats (pour la définition des PPA, le cadre réglementaire des appels d’offre, la définition d’une stratégie politique de développement des EnR, etc.) et une facilité de financement au secteur privé afin de favoriser le développement des projets EnR. Par ailleurs, certaines des initiatives recensées visent avant tout le développement de l’électrification rurale, à savoir le développement de projets EnR de faible capacité (quelques kW) off-grid, donc très éloignés des projets visés par la FRAED, à savoir des projets de 5 à 25 MW environ, connectés au réseau.

Des synergies sont néanmoins évidemment possibles et souhaitables : au Bénin et au Mali, la FRAED devra notamment s’inscrire dans le cadre stratégique défini par le SREP pour le développement des projets EnR. La FRAED pourra également capitaliser sur l’expérience de l’AREF notamment concernant le développement des projets d’IPP, et de l’ACE TAF pour les phases amont de développement des projets. Enfin, la FRAED devra


s’inscrire dans le cadre de l’initiative globale SE4ALL, dont les fonds délégués à ses agences d’implémentation – dont font notamment partie les délégations de l’Union Européenne – pourront être mobilisés pour son financement.

Par ailleurs, deux conclusions s’imposent à ce stade de l’étude. D’abord, comme les études bibliographiques le laissaient déjà entendre, il apparaît clairement que les huit Etats membres (et leurs agences) ont des niveaux d‘expérience différents vis-à-vis du développement de projets d’énergies renouvelables. En effet, lorsque certains gouvernements ont mis en place des dispositifs de soutien pour favoriser le développement des EnR en se munissant d’une politique de développement du secteur énergétique qui inclut un volet correspondant spécifiquement aux EnR, avec parfois des objectifs chiffrés et des politiques incitatives qui favorisent les investissements privés (ex : incitations fiscales, cadre législatif qui facilite le développement de partenariats publics-privés voire même de projets de producteurs indépendants d’électricité comme au Burkina Faso), d’autres ont encore une très faible expérience des EnR et n’ont pas encore créé les conditions favorables à l’élaboration de tels projets. Toutefois, il est indispensable, pour favoriser les investissements privés dans ce secteur, de rendre le marché prédisposé aux EnR par l’intermédiaire de politiques publiques volontaristes et claires – c’est l’objet notamment du programme SREP dont le Bénin vient de bénéficier.

La seconde conclusion est une conséquence immédiate de ces conditions de marché plus ou moins attractives pour les investisseurs privés, les projets EnR tels que ceux visés par la FRAED, c’est-à-dire connectés au réseau et d’une puissance entre 5 et 25 MW environ, sont à des stades de développement variables suivant les Etats membres, le préalable à tout développement de projet étant l’analyse d’un potentiel de développement et l’identification de sites potentiels pour accueillir ces projets (qui sont notamment fonction de l’état du réseau). Il en résulte un second niveau d’avancement des Etats membres en fonction de leur niveau de développements des EnR à court/moyen terme.

Le tableau ci-dessous répertorie les projets en fonction de leur degré d’avancement. Ainsi qu’il a été précisé dans les rapports de visites pays présentées plus haut dans ce rapport, tous les pays ont au minimum un projet en développement qui correspond aux critères de la FRAED. En revanche, il n’existe aucun projet déjà actif dans les huit pays qui ne soit pas hydroélectrique. Les seuls projets d’énergie renouvelable opérationnels sont des barrages hydroélectriques à grande échelle qui ne rentrent pas dans le périmètre de l’étude. La dernière colonne du tableau, ‘Projets en recherche de financement’, résume les opportunités en termes de mégawatts à installer et à financer. Ces projets, à un stade peu avancé de développement présentent donc autant d’opportunités pour la FRAED. L’ampleur de ces opportunités varie significativement d’un pays à l’autre.

Table 8 : Synthèse des projets EnR dans l'UEMOA (EY, 2015)

Projets en

fonctionnement

Projets en construction (closing financier

atteint)

Projets en développement

(partiellement financés)

Projets en recherche de financement

Bénin - - 40 MW 15 MW

Burkina Faso 32 MW (hydro) 50 MW - 70 MW

Côte d’Ivoire 604 MW (hydro) 275 MW (hydro) 40 MW 55 MW

Guinée-Bissau 10 MW 2,5 MW 5 MW

Mali 184 MW (hydro) 60 MW (hydro) 143 MW 92 MW

Niger - 130 MW (hydro) - 67 MW

Sénégal 80 MW (hydro) - 230 MW 175 MW

Togo 81 MW (hydro) - 25 MW 35 MW

Note : ci-dessus, les projets de grands barrages ne sont pas pris en compte dans les projets en recherche de financement car ils ne sont pas concernés par la FRAED.

Ainsi, le potentiel de développement de projets d’énergie renouvelable raccordés au réseau, de petite et moyenne capacités est considérable dans les 8 Etats membres, et bien supérieur aux 200 MW visés par la FRAED. Le premier constat est donc de cibler les projets déjà identifiés (dont certains ont été identifiés suite à des études de préfaisabilité financées par l’UEMOA) et de ne pas repartir de zéro.

L’analyse du degré d’avancement des différents Etats membres vis-à-vis du développement de la filière renouvelable, d’une part dans l'incitation et le soutien des Etats aux projets EnR et d’autre part dans


l'identification et le développement de ces projets, souligne à quel point les pays sont dispersés et montre le besoin de la FRAED de traiter chaque pays au cas par cas. Suivant le pays, l’action de la FRAED sera différente car les besoins identifiés ne seront pas les mêmes pour permettre d’attirer les investissements privés. En effet, les actions de la FRAED peuvent venir soutenir les travaux préliminaires en phase de développement des projets, avec les pouvoirs publics, ou plus en aval dans le financement des projets pour permettre aux investisseurs privés d’atteindre un niveau de rentabilité souhaité.

Ainsi, les leviers d’actions identifiés pour la FRAED peuvent se diviser en deux groupes, qui dépendent donc des besoins de chaque pays, intrinsèquement lié à l’expérience et de la volonté des pouvoirs publics comme des acteurs privés, vis-à-vis du développement de projets EnR raccordés au réseau.

Figure 5 : Leviers d'actions de la FRAED (EY, 2015)

Toutefois, il est important de souligner que les besoins évoqués précédemment et les actions qui en découlent avec le secteur public ou privé ne doivent pas être considérés comme exclusifs. En effet, chaque pays pourra bénéficier d’un appui au développement des phases amont et d’une aide au financement des projets.

Avant de conclure sur les recommandations spécifiques à la structuration de la FRAED qui découle directement de cette analyse synthétique des observations et recommandations rapportées des visites pays, deux instruments méritent d’être détaillés en raison des pistes de synergie qu’ils suggèrent : le GET FiT et la Facilité Energie.


Analyse comparée de deux instruments emblématiques : le Get FIT de la KfW et la Facilité Energie d’ACP-EU L’annexe 1 du présent rapport présente l’ensemble des initiatives analysées lors de l’étude et détaille pour chaque facilité : le type et la taille de l’instrument, les montants décaissés, le nombre de projets et capacités installées ainsi que les géographies concernées, avec, pour ce dernier point une carte illustrant la répartition géographique de ces initiatives en Afrique subsaharienne. Par ailleurs, sont développés ci-après les acquis et retours d’expérience de deux facilités particulièrement intéressantes et pertinentes dans le cadre de la mise en place de la FRAED le GET FiT de la KfW en Ouganda et l’ACP-EU Energy Facility de l’UE.

GET FiT

Mécanisme et fonctionnement

Le GET FiT programme en Ouganda, initié depuis 2010 par la KfW, consiste en 2 facilités :

► le GET FIT Premium Payment Mechanism (GFPPM) qui consiste à fournir un premium (par kWh produit) en sus du REFIT déjà mis en place en Ouganda pour les technologies de petit hydraulique, bagasse et biomasse. Le versement se fait en 2 étapes :

o 50 % up-front, à la date du début de l’exploitation commerciale (COD) ;

o 50 % lissé sur les 5 premières années d’exploitation, sur la base de l’énergie produite.

Cette distribution anticipée du premium permet d’améliorer le service de la dette et donc de diminuer les coûts de financement.

Tableau 6 : Premium versés au titre du GET FiT (GET FiT Ouganda, 2015)

Technologie REFiT existant

(USD/kWh) GET FiT Premium

(USD/kWh) Période

(ans)

Hydro (>9 et ≤20 MW) 0,079 0,02 20

Hydro (>1 et ≤8 MW) 0,082 - 0,092 0,02 20

Hydro 0,109 exclu 20

Bagasse 0,081 0,01 20

Biomasse 0,103 0,01 20

► le GET FiT Solar Facility (GFSF) qui vise à combler l’écart entre le tarif de rachat de l’ERA (Electricity Regulatory Authority) et le tarif offert par le développeur (l’énergie solaire ne bénéficie pas d’un REFIT en Ouganda), en ayant recours à des appels d’offres par enchères inversées.

La troisième facilité envisagée (Deutsche Bank Private Financing mechanism) qui consistait à faciliter l’accès au financement en proposant des taux compétitifs n’a finalement pas été retenue. Le GET FiT accompagne néanmoins les investisseurs et les prêteurs dans la conduite des due diligences. Pour les investisseurs, le GET FiT participe à l’instauration d’un climat de confiance en apportant un cadre robuste et clair (PPA standardisé, calendrier prédéfini, parties prenantes identifiées). Pour les prêteurs, le GET FiT s'assure que seuls les projets bancables émergent et partage les due diligences effectuées avec les financeurs (sur demande et en accord avec les développeurs).

Le GET FiT a également mis en place une facilité d’assistance technique (1,2 millions d’USD) auprès du Gouvernement ougandais (GoU) afin de mettre en place les appels d’offres associés au programme, d’optimiser la conduite des due diligences par l’ERA et d’assurer la revue du REFIT. L'AT prévoit une formation au quotidien de


certains membres de l'ERA par des consultants externes ainsi qu’un accompagnement pour la fixation du REFIT, la définition d’un plan de développement des EnR à moindre coût, la mise en place des AO et la réalisation des due diligence. Elle inclut enfin un accompagnement sur la communication externe ainsi que dans les négociations. Par ailleurs l'ERA et le GoU font partie du comité de pilotage du programme.

L’initiative est supportée par le Gouvernement Norvégien (EUR 16,4 m), l’EU-AITF (EUR 20 m), UK DFID / DECC (EUR 12,5- 26,5 m) et le Gouvernement Allemand (EUR 15,5 m). Les fonds alloués pour le GFPPM sont de EUR 67,8 m et de EUR 15 m pour GFSF. Au total, environ EUR 2 m ont été déboursés en AT en 2013. Les premiums n'ont pas été encore versés. La projection des décaissements à horizon 2023 est illustrée sur la Figure 7. Les objectifs sont de participer au développement de 15 à 20 projets, représentant 170 MW et 830 GWh/an (pour un levier cible de 1:5).

Enfin, l’initiative propose également en option la couverture du risque de liquidité (dans le cadre d’une PRG de la BM). Cette couverture n’a néanmoins pas suffit à attirer les banques commerciales pour qui le risque de défaillance de l’UETCL (Uganda Electricity Transmission Company Limited) et/ou du GoU restait trop important. En effet, les projets sélectionnés lors du premier appel d’offre ont été essentiellement financés par les banques de développement, même si certaines banques commerciales ont pu montrer leur intérêt. La couverture a donc été complétée par une garantie d’emprunt. La PRG couvre ainsi le risque de liquidité, la dette commerciale et inclut une indemnité en cas de terminaison résultant d'un défaut du GoU ou de l'off-taker dans le cadre du PPA et de l'IA (Implementation Agreement). La possibilité d’étendre encore cette couverture aux capitaux propres en cas de terminaison est actuellement à l’étude.

Figure 7 : Projection des paiements annuels du programme GET FiT (GET FiT Ouganda, 2013)

Projets financés et impacts

A ce jour, les principaux résultats sont :

► la définition de PPA standardisés (1 pour les projets entre 1 et 10 MW et 1 pour les projets entre 10 et 20 MW) approuvé en février 2014 suite à un processus de consultation entre investisseurs, décideurs, banques de développement et banques privées afin de garantir l’aspect bancable du PPA. Même si à ce jour aucun PPA n’a encore été signé, il est prévu que 5 à 6 PPA soient signés d’ici la fin juin 2014 ;


► 2 appels d’offres ont déjà été lancés dans le cadre du GFPPM. Au total, 12 projets ont été retenus (sur 23 candidatures) pour une capacité totale de 103 MW. L’ensemble de ces projets sont portés par des développeurs internationaux. Un dernier appel d’offre devrait être lancé au quatrième trimestre 2014 ;

► l’expression d’intérêt lancée dans le cadre du GFSF a déjà permis de présélectionner 9 projets.

Leçons pour la FRAED

En conclusion, les facteurs clés de succès de cette initiative s’articulent autour de 3 piliers :

► les tarifs de rachats supérieurs aux conditions du marché afin de garantir la viabilité du projet et une visibilité pour les investisseurs ;

► l’atténuation des risques en aidant la SPV et les prêteurs à accéder à des instruments de garanties ;

► l’assistance technique aux développeurs (accès au financement) et au Gouvernement (définition des PPA et des procédures d’appel d’offres).

Toutefois, bien qu'initié en 2010, le programme est encore trop récent pour avoir un retour d'expérience concret sur les actions engagées. Le temps de mis en œuvre (pour la définition des PPA, le déploiement de la IDA/PRG) peut cependant être souligné comme une limite aux succès récents du programme. Il est également à noter que les projets sélectionnés jusqu'à maintenant sont uniquement portés par des développeurs internationaux et que les financements proviennent en grande majorité voire exclusivement des DFIs. Enfin, la garantie proposée dans un premier temps par la BM ne couvrait que le risque de liquidité. Le risque de solvabilité est dorénavant couvert, et le programme prévoit maintenant des indemnités de terminaison. Par ailleurs, afin d'attirer les banques commerciales, le programme a organisé le 24 février 2014 une table ronde intitulée “Facilitating Commercial Banks involvement in RE project financing in Uganda” et réunissant une trentaine de participants issus notamment de : Citi, Stanbic, Standard Chartered, DFCU, Barclays, FMO, EIAF, DEG, PTA, Norfund, UECCC, ERA, MEMD. Ce genre d’initiative permet d’attirer d’autres acteurs sur le marché et ainsi de faciliter le financement de projets d’EnR.

ACP-UE FE

La Facilité Energie (FE) veut concourir à l’atteinte des Objectifs de Développement du Millénaire en matière de pauvreté et s’inscrit dans la philosophie de l'initiative Energie Durable pour Tous (SE4All) : (i) assurer l'accès universel à des services énergétiques modernes ; (ii) doubler le taux d'amélioration de l'efficience énergétique ; (iii) doubler la part d'énergie renouvelable dans le mix énergétique global. Les éléments clés de cette initiative sont de contribuer à l’amélioration de l’accès à des services énergétiques adéquats, abordables et durables pour les pauvres dans des zones économiquement et socialement défavorisées de la région Afrique-Caraïbes-Pacifique (ACP).

Le Conseil ACP-UE et la Commission Européenne (CE) par l’intermédiaire d’EuropeAid ont travaillé ensemble pour lancer en 2005 la première Facilité Energie (FE I), une facilité d'investissement financée à hauteur de 220 millions EUR sur le 9ème Fonds européen de Développement (9ème FED). Suite à la mise en œuvre réussie de la 1ère Facilité, il a été décidé d’inclure une nouvelle Facilité Energie (FE II) dans la stratégie Intra-ACP du 10ème FED et de refinancer la Facilité à hauteur de 200 millions EUR. Enfin, le Groupe d'Etats ACP et la Commission se sont récemment accordés sur un accroissement de 25 millions EUR de cette dernière enveloppe.

Pour EuropeAid, cette Facilité complète une panoplie plus large d’instruments dédiés au développement de l’énergie durable et qui se concentre plus particulièrement sur l’Afrique sub-saharienne : le Fonds fiduciaire UE-Afrique pour les infrastructures (FFUEAI ou EU-AITF en anglais – 721 millions EUR), le Fonds mondial pour la promotion de l'efficacité énergétique et des énergies renouvelables (GEEREF – 128 millions EUR), le Programme de coopération Afrique-UE dans le domaine des énergies renouvelables (RECP – 7 millions EUR), une Plateforme d’Assistance Technique (65 millions EUR), etc.

Mécanisme et fonctionnement Pour qu’une action proposée soit éligible au financement, celle-ci doit tout d’abord entrer dans le cadre de l’objectif général de la Facilité énergie et dans un des objectifs spécifiques :

Composante 1 : accroître et améliorer l’accès aux services énergétiques modernes, abordables et durables

pour les pauvres en milieu rural et périurbain en mettant l’accent sur des solutions d’énergie renouvelable d’une part et des mesures d’efficacité énergétique d’autre part.


Composante 2 : améliorer la gouvernance et les conditions cadre dans le secteur énergétique au niveau

régional, national et local, et en particulier celles ayant pour but la promotion de l’énergie renouvelable et de l’efficacité énergétique.

De plus, l’action doit adhérer aux principes suivants :

1. Accent : se concentrer sur le groupe cible, par exemple des personnes habitant dans des implantations disséminées, des villages, des villes rurales, des zones périurbaines et des îles éloignées.

2. Efficacité : augmenter et améliorer durablement l’accès à l’énergie et l’économie des ménages.

3. Propriété : montrer l’appropriation d’un projet par le bénéficiaire et assurer la cohérence et l’alignement du projet avec les Plans de Développement locaux, nationaux ou régionaux et d’autres politiques qu’elles soient spécifiques au secteur, liées à l’énergie ou à la réduction de la pauvreté.

4. Partenariats : pour les actions soumises par des participants n’ayant pas la nationalité du pays où l’action proposée doit être entreprise, un partenariat avec au moins un acteur local est indispensable. La Commission européenne accordera une importance particulière à la qualité du partenariat. Dans ce contexte, le candidat devra clairement prouver les avantages attendus et la valeur ajoutée du partenariat proposé.

5. Durabilité : assurer la durabilité économique, sociale et environnementale, notamment via des modèles économiques viables, une gestion compétente et du développement de capacités à tous les niveaux.

La spécificité de la Facilité réside dans son mécanisme de pooling. Ce mécanisme, doté de 40 millions EUR, est mis en place pour financer des projets d’accès de taille moyenne dont l’échelle et la complexité dépassent le cadre de l’appel à propositions (coût total d'investissement se situerait approximativement entre 10 et 50 millions EUR). Il a pour objectif d’améliorer la participation du secteur privé afin de maximiser l’impact des subventions de la Facilité Énergie en les combinant à des ressources supplémentaires (prêts et financements privés) pour augmenter leur potentiel. En outre, il vise à mieux coordonner les ressources et l’expertise au niveau de l’UE, et est ouvert aux contributions des États membres de l’UE.

Les demandeurs éligibles du mécanisme de pooling sont exclusivement la BEI et les États membres de l’UE, leurs agences de coopération au développement et leurs institutions financières de développement. Le mécanisme fournit (i) des subventions pour financer une partie des coûts d’investissement initial des projets, (ii) des bonifications de taux d’intérêt : en fournissant une somme globale pour permettre aux prêteurs i) d’offrir des prêts à long terme à taux d’intérêt réduit, ii) de financer des lignes de crédit pour des prêts au secteur privé local pendant une période adéquate et à taux d’intérêt réduit ou iii) de fournir un financement adéquat pour des paquets de projets en coopération avec des agences et fonds d’électrification rurale. Un montant limité sera fourni pour (iii) l’assistance technique afin de financer les études préparatoires finales de projets éligibles et les activités de renforcement des capacités lorsqu’elles sont directement liées à un projet d’investissement éligible particulier.

Cet instrument prévoit un processus continu de soumission ouverte de projets par les demandeurs, la discussion approfondie et la négociation, permettant ainsi une mise en œuvre fluide des actions approuvées. Ces projets bénéficient d’une préparation très complète par les institutions financières de l’UE, démontrant une coordination avec les programmes des États membres ainsi que l’adhésion aux stratégies nationales et sectorielles des pays partenaires :


Figure 8 : Mécanisme de la Facilité Energie ACP-UE (EuropeAid, 2015)

Projets financés et impacts En Afrique 117 projets sont mis en œuvre, dans les Caraïbes ce sont 16 projets, 8 projets dans le Pacifique, et 1 projet a une portée globale couvrant l'ensemble de la région ACP.

Figure 9 : Carte des projets financés par la FE ACP-EU (EuropeAid, 2015)

Dans les pays de l’UEMOA, 46 projets ont été lancés entre 2007 et 2014. Cela représente un peu moins de 30 % de l’ensemble des projets financés par la Facilité Energie depuis sa création (Figure 10). Parmi ces projets, on en dénombre une vingtaine basé sur l’énergie solaire : des installations hors réseau et de faible capacité pour la grande majorité. L’investissement pour ces projets atteint un peu plus de 90 millions EUR (Figure 11).


Figure 10 : Nombre de projets financés par la FE ACP-UE (EuropeAid, 2015)

Figure 11 : Projets solaires financés par la FE ACP-UE dans l'UEMOA (EuropeAid, 2015)

En ce qui concerne les projets de structuration de la gouvernance et de création de capacité dans les pays d’ACP, la Facilité Energie n’a financé que 8 projets dans l’UEMOA.

Leçons pour la FRAED Le mécanisme de pooling de la FE ACP-UE met à disposition trois types de levier : des subventions, des bonifications de taux d’intérêt et une assistance technique. Cela étant dit, on le voit, la FE ACP-UE portent ses efforts davantage sur des projets de mini-réseaux ou hors réseau que sur des capacités de plusieurs MW comme entend le faire la FRAED. Par ailleurs, les efforts sur la gouvernance ne sont pas la priorité de cet instrument.

Parallèlement, le mécanisme de pooling ne sert pas directement le secteur privé et reste suspendu à l’initiative des bailleurs de fonds internationaux. En revanche, le mode de coordination entre les différents acteurs pourrait inspirer celui de la FRAED dans sa capacité à attirer d’autres bailleurs de fonds. Ce point sera approfondi dans le volume 2 de ce rapport.

Le chapitre suivant s’attache à traduire en termes d’outils de financement, les différentes conclusions tirées des parties précédentes.

0

50

100

150

200

2007 '08 '09 '10 '11 '12 '13 2014

ACP

UEMOA

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0

10

20

30

40

No

mb

re

M E

UR

Nombre de projets solaire

Montant


Recommandations pour la structuration de la FRAED

Constat général

L’analyse des rapports de visite pays révèle différents degrés d’avancement vis-à-vis du développement de projets d’énergies renouvelables. Ce degré d’avancement est lié à l’expérience des principaux acteurs du secteur (ministères des énergies, sociétés nationales d’électricité, développeurs et investisseurs privés, banques locales) en matière de montage de projet (études préliminaires, analyse d’opportunité et de plan d’affaire, financement et négociation des contrats, construction et maintenance de l’ouvrage).

En dehors de barrages hydroélectriques à grandes échelles, il n’existe pour l’instant aucune centrale solaire photovoltaïque ou biomasse connectée au réseau qui soit en fonctionnement dans les huit Etats membres de l’UEMOA. Toutefois, les expériences des Etats membres sont variées et le niveau de préparation des projets diffère selon les cas. Certains pays, comme le Burkina Faso, disposent par exemple déjà de projets solaires en construction, dont un projet développé en Independent Power Producer (IPP), lui conférant à la fois l’expérience de l’élaboration et de la négociation d’un PPA, ainsi que les différentes étapes préliminaires au développement d’un IPP.

Les différents degrés d’expérience des Etats membres et des autres parties prenantes locales vis-à-vis du développement de projets d’énergie renouvelable ne permettent pas d’envisager une approche unique d’intervention. Ce constat oriente la FRAED vers un outil flexible capable de s’adapter aux besoins des dossiers qui seront soumis. Cette approche, rapidement décrite dans le paragraphe précédent, est détaillée dans cette partie.

La nature d’intervention de la FRAED doit être adaptable et évolutive en fonction de chaque projet, afin de s’adapter aux besoins identifiés et d’y répondre avec les bons outils : assistance technique, financement des phases préliminaires, ou amélioration des conditions de financement des projets. Cette flexibilité doit se traduire dans la structure de la FRAED et dans son mode opératoire, en précisant la nature des financements apportés. Les deux guichets décrits ci-après et illustrés dans le schéma ci-dessous ne doivent pas être conditionnés à un groupe de pays en particulier : les deux guichets de la FRAED peuvent être combinés sur un même pays, ce qui permettra de renforcer à la fois le socle qui conditionne le montage de projets, et d’améliorer leur rentabilité en facilitant l’accès à un financement direct et attractif.


Figure 1 : Structure de la FRAED (EY, 2015)


Guichet 1 : Appui institutionnel aux Etats

Au regard du diagnostic établi dans les différents Etats de la région, il ressort qu’une priorité consiste à accompagner les Etat membres dans la préparation et l’émergence de projets crédibles et attractifs pour les développeurs privés. Cet enjeu sera traité par le Guichet 1 au travers des modes d’intervention suivants :

> La définition d’un plan de développement du secteur des énergies renouvelables, qui nécessite en tout premier lieu de la part des gouvernements de montrer une véritable volonté politique qui se traduise avant tout par des objectifs chiffrés de développement des énergies renouvelables mais également un cadre réglementaire, juridique et fiscal clair et favorable au développement de projets EnR. Cela permettra notamment de donner de la visibilité aux développeurs et investisseurs privés.

> Le financement des études de préfaisabilité d’un projet donné (identification de site potentiels et de faisabilité) qui vont permettre d’identifier les opportunités, et de les chiffrer, ainsi que les études de stabilité du réseau (identification de la capacité d’injection maximale supportée par le réseau) et d’impacts environnemental et social. Le financement des phases préparatoires des projets permettra de soulager les développeurs privés qui prennent en général à leur charge les frais engendrés par ses études. Ces actions sont considérées comme primordiales pour permettre l’émergence de projets crédibles et attractifs pour les contreparties de la FRAED (développeurs privés susceptibles de répondre aux appels d’offres et contributeurs financiers). Le retour d’expérience tiré du Fonds de Développement Energie (FDE) mis en œuvre par l’UEMOA avec le concours de la BOAD dans le cadre de l’IRED met en avant cette nécessité de faire émerger des projets visibles et suffisamment bien préparés pour faire l’objet d’appels d’offres.

> La préparation des appels d’offres (AOs). En la matière, il semble que la rédaction d’un PPA standardisé apparaisse comme un objectif prioritaire pour la FRAED dans la mesure où le bon établissement de ce type de contrat sera clé pour mobiliser le secteur privé. De même un modèle de contrat de raccordement réseau devra être intégré aux AOs. Il s’agit également de proposer des appels d’offres bien construits et définis en termes de critères et de délais afin de donner de la visibilité aux développeurs et garantir la qualité des réponses.

> L’analyse des offres des développeurs (analyse des plans de financement, des plans d’affaires, des études techniques etc.) afin de ne retenir que les offres les plus pertinentes, démontrant à la fois une solide expérience en matière de développement et d’exploitation de projets similaires, une viabilité et solidité financière suffisante et une bonne maitrise des spécificités locales des projets.

Le choix de la technologie renouvelable proposée reste à la discrétion des Etats, et fonction du potentiel enregistré dans leur pays (notamment pour la Côte d’Ivoire, la biomasse est plus adaptée que le solaire).

Par ailleurs, et en accord avec les Etats membres, le guichet 1 de la FRAED n’aura pas pour vocation de venir en soutien direct aux développeurs de projets dans l’élaboration de leur plan d’affaires, tout du moins dans sa phase initiale. En effet, la FRAED vise le développement de projets par appels d’offres afin de faire émerger des projets pilotes dans chacun des Etats membres qui serviront de démonstrateurs sur le plan international. Les projets retenus doivent donc s’appuyer sur des entreprises ayant déjà les compétences et l’expérience nécessaire au montage de ce type de projets. De plus, la FRAED vise un processus de sélection clair et transparent afin d’éviter tout conflit d’intérêts susceptibles de dissuader les contributeurs financiers.

Pour garantir néanmoins des retombées économiques locales et dynamiser le développement d’activités locales dans le secteur des énergies renouvelables, la FRAED cherchera à promouvoir les joint-ventures entre un développeur international expérimenté et un développeur local. Cela se traduira notamment par la nécessité de faire porter les projets bénéficiant de la FRAED par une société de droit local, comme cela est exigé par la réglementation en vigueur dans certains pays de la zone.

La FRAED aura pour objectif principal de promouvoir les investissements privés dans le secteur des EnR. Il s’agit via ce premier guichet de proposer aux développeurs privés un pré-packaging des offres en garantissant un cadre de développement favorable et en mettant à leur disposition les études nécessaires au développement des projets, réduisant ainsi le coût global du projet et la période de cash-burn puisque l’ensemble des permis et des autorisations d’exploitation seront mis à leur disposition par les Gouvernements et des modèles de contrats de rachat et de raccordement seront également intégrés aux appels d’offres.

Ce premier guichet de la FRAED n’est en revanche finançable que grâce à un mécanisme de subvention de la FRAED, qui va permettre de financer les études de faisabilité et de stabilité du réseau, nécessaire à l’élaboration d’un plan de développement du secteur des EnR ainsi que de préparer la structuration d’appels d’offres « bankables ».


Estimation des moyens financiers à mobiliser pour le 1er guichet Les coûts de développement d’un projet de centrale solaire varient entre 1,5 millions EUR (1 milliard XOF) et 2,5 millions EUR (1,6 milliard XOF) pour des centrales de tailles moyennes (entre 5 et 25 MW environ) – ces données ont été communiquées par les parties prenantes rencontrées lors des visites terrains. Ces coûts représentent environ 3 % à 5 % des coûts totaux d’investissement des projets (qui incluent développement, construction, raccordement et O&M).

Cette étude vise le développement d’environ 200 MW de projets connectés au réseau. Ainsi, le financement des phases préparatoires nécessite une dotation initiale entre 15 et 20 milliard XOF.

Le tableau ci-dessous résume les hypothèses de coûts prisent en compte dans cette estimation.

Table 9 : Hypothèses des coûts de la FRAED (EY, 2015)

Hypothèse économique Fourchette basse Fourchette haute

Nombre de projets bénéficiaires 10 projets de 20 MW 20 projets de 10 MW

Coûts de développement par projet 2,5 M€ <-> 1 milliards XOF 1,5 M€ <-> 1,6 milliards XOF

Coût de la subvention 16,4 milliards XOF 19,7 milliards XOF

Rappelons ici que selon les besoins identifiés pour chaque projet, cette enveloppe de financement pourra servir

préférablement à la conduite des études de faisabilité et stabilité réseau et/ou à la construction des appels d’offres

et des modèles de contrats et/ou au lancement des AOs et analyse des offres etc.

Les huit Etats membres sont éligibles et pourront bénéficier du guichet 1 de la FRAED. A l’inverse, si un projet

donné rassemble l’ensemble des conditions pour la réalisation d’un AO considéré « bankable », la FRAED pourra

intervenir via son Guichet 2 directement pour proposer des conditions de financement avantageuses afin de

d’améliorer les conditions de rentabilité des projets..

Guichet 2 : Améliorer les conditions de rentabilité des projets

La plupart des acteurs interrogés lors des entretiens, tant du côté du secteur privé que public, ont fait part d’un manque d’accès à des sources de financement qui puissent convenir aux caractéristiques des projets d’énergie renouvelable visés par la FRAED. En effet, les banques locales ne peuvent prêter sur des durées supérieures à 5 ou 7 ans, et uniquement à des taux élevés (entre 8 et jusqu’à 10-12 % en fonction des pays). Les sources de financement actuelles ne proviennent que des bailleurs de fonds bilatéraux (ex : AFD, KfW) et multilatéraux (ex : BAD, BOAD, UE, Banque Mondiale, SFI). Ainsi, de nombreuses opportunités identifiées peinent à trouver le financement adéquat pour produire de l’électricité à un prix compétitif, c’est-à-dire de l’ordre de 80-90 XOF/kWh en moyenne dans les Etats membres de l’UEMOA. Sur le long terme, la FRAED vise à atteindre un prix de l’électricité à 60 XOF/kWh dans toute la région en 2020 et 30 XOF/kWh en 2030 (en sortie de production).

En réponse à ce constat, le deuxième guichet de la FRAED visera à améliorer la rentabilité des projets. La FRAED n’est pas dimensionnée et n’est pas vouée à proposer ses propres lignes de crédit. Toutefois, cette enveloppe de subvention peut être utilisée de plusieurs manières.

Le premier outil de ce guichet 2 est la subvention directe. La FRAED pourra par exemple apporter jusqu’à 10 % de subvention dans un projet, ce qui représente pour un projet de 25 MW environ 2,5 milliards XOF (soit 20 milliards XOF pour 8 projets de 25 MW). Ces 10 % permettront de doubler l’effet de levier pour les investisseurs, qui apporteraient les 10 % restant de capital dans un montage dette/capitaux propres de 80/20. Ce système de financement est donc très intéressant pour les investisseurs et augmente considérablement la rentabilité du projet et donc son attractivité.

Le deuxième outil mise en place dans le cadre du guichet 2 est un fonds de garantie qui couvrira le développeur contre le risque de défaut de la contrepartie publique, en cas de non-respect de ses obligations contractualisées dans le PPA. En effet, la situation financière des opérateurs publics d’électricité est généralement fragile, ce qui du point de vue des développeurs et des financeurs augmentent le risque associé au projet et donc le coût de la dette. Il convient de rappeler ici que des instruments de garantie existent déjà, comme les garanties de risques partiels (PRG) de la Banque Mondiale (BM) et de la Banque Africaine de Développement (BAD) ou encore les


garanties proposées par l’OPIC (Overseas Private Investment Corporation). Néanmoins ces instruments restent très peu utilisés par manque de sensibilisation des parties prenantes. De plus, de l’avis des développeurs rencontrés et initiés à ce type d’outils, ces garanties restent complexes, difficiles à mettre en œuvre et souvent jugées trop chers d’autant que les risques couverts et les conditions de recours ne seraient pas suffisant définis et et rationalisés. Par ailleurs les PRG de la BM et de la BAD nécessitent une contre-garantie d’Etat alors que l’OPIC ne couvre que les investisseurs états-uniens.

Ainsi, cet outil de garantie semble particulièrement bien adapté à la FRAED qui jouerait ainsi un rôle de modérateur entre le secteur public et le secteur privé. Les facteurs clés de succès identifiés pour un instrument de garantie sont de :

définir un mandat d’application clair et précis, définir et rationaliser systématiquement les risques couverts et les conditions de recours, être sécurisé par un fort pouvoir de coercition du garant qui implique les gouvernements, réduire les coûts et délais de transaction.

Enfin, les montants devant être provisionnés correspondent à un minimum de 6 mois de facturation, qui atteignent environ 1,5 milliards XOF dans le cadre d’un projet de 20 MW (soit 15 milliards XOF pour les 200 MW visés initialement par la FRAED).

De façon plus indirecte mais néanmoins réelle, un projet développé sous l’égide de la FRAED pourra faciliter l’accès au financement et permettre aux développeurs d’avoir accès à des taux plus intéressants et ainsi de diminuer le coût de la dette. En effet, en diminuant le coût global du projet et en proposant un outil de garantie, la perception du risque sera moindre pour les financeurs qui pourront alors proposer un taux bonifié par rapport aux conditions de marché actuelles (ex: 6 % sur 20 ans au lieu d’un taux commercial de 8-9 %). La FRAED pourrait même envisager de monter un réseau d’institutions financières partenaires afin de faciliter cet accès au financement.

Estimation des moyens financiers à mobiliser pour le 2ème guichet Les moyens financiers à mobiliser pour le guichet 2 de la FRAED ont donc été évalués à 35 milliards XOF constitués des deux enveloppes suivantes :

Une première enveloppe de subventions de 20 milliards XOF qui couvrira un apport en capitaux propres pouvant aller jusqu’à 10 % du coût des projets ;

Une seconde enveloppe de 15 milliards XOF qui permettra de provisionner 6 moins de facturations pour les 200 MW visés par la FRAED.

Afin de tester l'efficience et l’efficacité de ces différents outils, nous avons effectué une modélisation sur la base d’un projet de 20 MW, d’une valeur totale de 30 milliards XOF environ.

L’étude Nodalis réalisée en Juin 2014 pour l’« analyse et le conseil pour le développement de la filière solaire au Burkina Faso » fournit un modèle-type de plan d’affaires simplifié d’un IPP photovoltaïque

6. Ce modèle financier

permet, en première approximation et en utilisant les données recueillies lors des visites pays sur les montants estimés des coûts de développement notamment, de réaliser une première estimation des coûts liés au paiement du service de la dette. Le modèle permet également d’estimer à la fois le TRI obtenu pour un tarif de l’électricité proche du tarif visé par la FRAED, ainsi que le tarif auquel il conviendrait de vendre l’électricité si on vise un taux de rendement de 15 % environ pour les investisseurs.

Le tableau ci-après synthétise à la fois les hypothèses retenues dans la modélisation financière des coûts de financement, ainsi que les résultats, c’est-à-dire l’impact sur le taux de rentabilité du projet et le prix de vente de l’électricité des outils mis à disposition par la FRAED.

Plusieurs constats peuvent être tirés de cette modélisation. Le premier est que le financement de la bonification d’un prêt commercial sur 20 ans est extrêmement couteux. Il s’élève à environ 18-20 milliards XOF. Il est calculé comme étant la différence entre le coût de la dette dans le premier scénario et dans les deux autres. Ce coût est élevé et représente des moyens importants (environ 5 milliards XOF) en comparaison de ceux dont sera doté la FRAED à court terme, à savoir les 10 milliards XOF de subvention déjà accordés par l’UEMOA. Toutefois, la FRAED ne s’exposera pas sur l’ensemble de la dette du projet.

L’exposition de la FRAED ne dépassera pas 10% de la valeur totale des projets. Ce coût global de bonification d’un prêt commercial peut être abaissé en jouant sur certains paramètres d’entrée tels que la maturité de la dette et le taux d’intérêt cible, ou encore sur le taux d’intérêt du prêt commercial, en négociant par exemple avec le

6 Etude d’analyse et de conseil pour le développement de la filière solaire au Burkina Faso, Nodalis, 2014


partenaire financier en amont du montage. Ces paramètres ne doivent pas être considérés comme décorellés des résultats du projet en termes de tarif de l’électricité et de taux de rentabilité atteint et/ou visé.

En effet, le deuxième constat est que les tarifs visés par la FRAED (autour de 60 XOF), ne sont pour l’instant pas atteignables si l’on considère les autres paramètres fixés. En particulier, le prix de vente de l’électricité et le taux de rentabilité du projet ne peuvent être obtenus simultanément selon les objectifs de la FRAED.

Dans le scénario le plus favorable, c’est-à-dire celui où il n’y aurait pas les coûts de développement à inclure dans le financement des projets (ayant été financé par ailleurs soit par le Guichet 1 de la FRAED soit par d’autres moyens), un rendement de 15 % sur un projet de 20 MW ne serait atteint, pour un financement de la dette à 6 % sur 20 ans, qu’avec un prix de vente de l’électricité de 88 XOF/kWh.

Les valeurs cibles de rentabilité et de tarif de vente de l’électricité produite par un IPP solaire dans les Etats membres de l’UEMOA semblent donc optimistes en l’état. La FRAED pourra envisager d’atteindre ces objectifs de manière progressive, en démarrant à un tarif cible de 70-80 XOF/kWh par exemple, ce qui est compétitif à l’heure actuelle dans plusieurs pays de la zone compte tenu des informations récoltées lors des entretiens. De même, la FRAED pourrait commencer par appliquer ce mode de financement à un premier projet pilote dans chacun des pays membres de l’UEMOA. Ce projet servirait de vitrine et de preuve du fonctionnement d’un tel mécanisme de financement, afin d’attirer d’autres partenaires financiers qui abonderaient en subventions pour augmenter les moyens de la FRAED.

En conclusion, l’analyse qui précède renforce la nécessité pour la FRAED de venir en soutien du financement des projets EnR afin d’en améliorer et de sécuriser leur rentabilité. Ainsi, le guichet 2 de la FRAED pourrait être doté d’une enveloppe initiale de 35 milliards XOF dont 20 milliards XOF sous forme de bonification pour financer une partie sur service de la dette et 15 milliards XOF sous forme de garantie afin de couvrir le risque de contrepartie.

Financement et refinancement de la FRAED

A la lumière de ce qui précède la dotation initiale envisagée pour la FRAED s’élève à 50 milliards XOF répartis de la façon suivante :

- Guichet 1 – Appui institutionnel aux Etats : 15 milliards XOF visant le financement des phases amont de développement des projets (étude de faisabilité, étude de raccordement et de stabilité réseau, études d’impact environnemental et social, études sur la demande en électricité, etc.) et l’appui à la définition d’un cadre réglementaire favorable au développement de projets EnR par le secteur privé (stratégie de développement, appels d’offres bancables et modèles de contrats) ;

- Guichet 2 – Amélioration de la rentabilité des projets : 35 milliards XOF dont 20 milliards XOF sous forme de subvention directe et 15 milliards XOF sous forme de garantie afin de couvrir le risque de contrepartie.

La Commission de l’UEMOA compte apporter une contribution sous forme de subvention afin d’alimenter ces deux guichets. Les sources de financement complémentaires sont actuellement à l’étude et devront être apportées par d’autres institutions financières internationales.

Enfin, plusieurs pistes de refinancement sont envisagées :

1 Le partage des bénéfices au-delà d’un certain seuil de rentabilité convenu avec les investisseurs : la FRAED pourrait par exemple récupérer une part convenue des cash-flows dégagés de manière progressive (25 % les 5 premières années qui comptent pour le TRI investisseur, et 75 % ensuite). Ce montage sera à étudier et préciser avec les investisseurs.

2 la récupération des bids bonds issus des appels d’offres.

3 Les revenus issus des primes d’assurance issus du fonds de garantie (entre 3 et 5 % du montant garanti).

4 les crédits carbone générés par le projet : le refinancement de la FRAED grâce aux crédits carbone générés par les projets est hypothétique et doit encore être discuté avec l’UNFCCC.


Figure 12 : Mécanisme de la FRAED (EY, 2015)

Le Volume 2 de l’étude, qui vise notamment à définir les modalités de gouvernance de la FRAED, apporte des compléments sur les modalités de son fonctionnement.

Il convient enfin de souligner dès à présent que le contexte mondial en 2015, avec la tenue de la COP21 à Paris – avec un accord attendu sur le climat - et la mise en place du Green Climate Fund – visant le financement des projets d’atténuation et d’adaptation climatique dans les pays en voie de développement avec déjà plusieurs milliards engagés – est favorable à la mise en place de la FRAED et ouvre d’autres voies possibles pour son financement et refinancement.


Conclusion

Les données collectées lors des 81 entretiens menés au cours de la phase de visite des Etats membres et des interviews des principaux acteurs du secteur énergétique montrent clairement que les pays (et les acteurs des secteurs publics et privés dans ces pays) ont des degrés d’avancement vis-à-vis du développement de projets d’énergies renouvelables, très différents. En effet, lorsque certains gouvernements ont mis en place des dispositifs de soutien pour favoriser le développement des énergies renouvelables (plan de développement du secteur, politiques incitatives, cadre législatif, etc.), d’autres ont encore une très faible expérience des énergies renouvelables et n’ont pas encore créé les conditions favorables à l’élaboration de tels projets.

Ce degré d’avancement est également lié à l’expérience des principaux acteurs du secteur public et privé (ministères des énergies, sociétés nationales d’électricité, développeurs et investisseurs privés, banques locales) en matière de montage de projet : depuis les études préliminaires, l’analyse d’opportunité et de plan d’affaire, le financement et négociation des contrats jusqu’aux phases de construction, d’exploitation et de maintenance de l’ouvrage.

Ainsi, certains pays de la région disposent déjà de projets solaires en construction, dont certains développés en Independent Power Producer (IPP), et ont à la fois l’expérience de l’élaboration et de la négociation d’un PPA (Power Purchase Agreement), ainsi que les différentes étapes préliminaires au développement de projet (étude de faisabilité et de raccordement réseau, étude d’impact environnemental et social, etc.).

La structure de la FRAED doit donc être adaptée à l’ensemble des types de projets et répondre efficacement aux besoins identifiés pour favoriser l’émergence et la préparation de ces projets : appui institutionnel aux Etats par de l’assistance technique, aide au financement des phases préliminaires de développement des projets, ou amélioration des conditions de financement des projets via un outil de garantie. Deux guichets ont ainsi été envisagés pour la FRAED. Leur action complémentaire doit permettre de faire émerger des projets attractifs pour les développeurs privés, afin d’augmenter le nombre de projets EnR développés en IPP dans les 8 Etats membres de l’UEMOA.

Le premier guichet sera dédié à l’appui institutionnel aux Etats, sous plusieurs formes (assistance technique pour l’amélioration d’un cadre réglementaire favorable aux EnR et financement des études de faisabilité). Ce guichet permettra de favoriser l’émergence d’un cadre favorable au développement de projets d’énergies renouvelables dans les Etats membres d’une part, et de soulager les développeurs de la charge financière liée à ces études d’autre part. Les montants à mobiliser ont été évalués dans un premier temps à 15 milliards XOF environ qui correspondent au financement des phases amont de 8 projets de 25 MW. Ce financement doit être effectué en étroite collaboration avec les gouvernements des Etats membres. En effet, le succès du montage d’un IPP ne peut être atteint que par l’implication de tous les acteurs, et en particulier des pouvoirs publics, qui sont responsables de la définition d’un cadre réglementaire et juridique favorable au développement de tels projets.

Le second guichet de la FRAED vise à diminuer le coût de financement des projets pour les développeurs privés au moyen de subventions directes et la mise en place d’une garantie contre le risque de défaut de la contrepartie publique (risque de liquidité). Afin de limiter l’exposition de la FRAED et le risque moral, l’enveloppe de subventions sera limitée à environ 10 % des montants des projets, soit 2,5 milliards XOF environ pour un projet de 25 MW (et donc 20 milliards XOF pour les 200 MW prévus initialement).

Concernant l’outil de garantie, il est prévu de provisionner 6 mois de facturation qui atteignent environ 1,5 milliards XOF dans le cadre d’un projet de 20 MW (soit 15 milliards XOF pour les 200 MW visés initialement par la FRAED). Cet outil de garantie semble particulièrement bien adapté à la FRAED qui jouerait ainsi un rôle de modérateur entre le secteur public et le secteur privé.

Ainsi, la mise en place complémentaire des guichets 1 et 2 en fonction des besoins rencontrés sur les projets permettra de rendre ces derniers plus attractifs vis-à-vis des développeurs privés, tout en permettant une production d’électricité à des tarifs abordables pour les populations locales. Un des enjeux majeurs restera la négociation des conditions du partenariat avec les institutions financières qui fourniront le prêt commercial mais dont la FRAED participera à en améliorer les conditions financières.

La dotation initiale envisagée pour la FRAED est de 50 milliards XOF. Début 2015, la Commission de l’UEMOA a déjà approuvé une contribution à hauteur de 10 milliards XOF sous forme de subvention afin d’alimenter ces deux guichets. Les sources de financement complémentaires sont actuellement à l’étude et devront être apportées par d’autres institutions financières internationales et partenaires du développement. Les entretiens réalisés lors des visites pays auprès de différentes institutions financières (notamment la Banque Mondiale, l’Union Européenne, la BEI, l’AFD, la BAD, la BOAD, etc.) ont d’ores et déjà permis de présenter et de promouvoir la facilité ainsi que d’identifier de possibles contributions.


La FRAED a pour objectif ambitieux une mise en place opérationnelle en octobre 2015, avec le chronogramme suivant :

Figure 13 : Chronogramme proposé pour la mise en place de la FRAED (EY, 2015)


Annexes


ANNEXE 1 : Liste des différents instruments financiers comparés dans le cadre de l’étude

Le tableau ci-dessous liste les initiatives les plus actives recensées sur les projets analysés dans l’échantillon de l’étude, en les classant par nature. Ces initiatives ne sont pas nécessairement très actives sur la région Afrique de l’Ouest, ce qui laisse un champ libre à la FRAED pour opérer sans interférer avec ces instruments, à l’exception du programme SREP de subvention, très actif au Mali sur le même créneau, et des instruments de garantie de la Banque Mondiale ou de la BAD avec lesquels il serait plus judicieux de discuter d’un partenariat potentiel avec la FRAED que de remonter un fonds de garantie qui serait en doublon dans la région.

Instrument Administration Type d'instrument Bénéficiaire Taille de

l’instrument (Mio EUR)

Montant décaissé en ASS sur ENR

(fin 2013, Mio EUR)

Nombre de projets ENR

MW installés en ASS

Géographies concernées

Initiatives publiques multilatérales

SE4All

BEI (initiative INFCCC repris par l'UE)

Initiative ONU

Fonds d'investissement (ex: GEEREF, AITF) et initiatives multilatérales de la BEI (AEGF, ASEF, REPP)

400 329 M€ (AITF), 20

M€ (GEEREF), 50 M€ (EFP)

cf. AEGF, ASEF, REPP

N.D Afrique sub-saharienne

(ASS)

FEM BAfD, BAsD, BERD, BID, BM

Fonds de subvention Gouvernements et collectivités

N.D 30 11 N.D ASS

CTF BAfD, BAsD, BERD, BID, BM

Fonds de soutien (subvention, prêt concessionnel, garantie, AT)

Gouvernements et collectivités

3000 382 4 >300MW Afrique du Sud, Nigéria

ACP – UE (Pooling Mechanism)

UE Fonds de subvention Gouvernements et collectivités

420 293 (approuvés) 98 N.D ASS

UE - AITF UE (avec l'Union Africaine)

Fonds de soutien (subvention et AT)

Gouvernements, société-projets, banques locales

470 23-49 N.D N.D

Sénégal, Gambie, Sierra Leone, Côte d’Ivoire, Ghana, Burkina Faso,

Ethiopie, Kenya, Ouganda, Tanzanie,

Rwanda, Zambie, Mali, Maurice, Burundi,

Namibie

SREP BAfD, BAsD, BERD, BID, BM

Programme d'aide (subvention, prêt concessionnel, garantie, AT)

Gouvernements et société-projets

283 83 6 > 530MW Mali, Ethiopie, Liberia,

Kenya, Tanzanie

MIGA OPIC BM (MIGA), OPIC PRI (garantie du risque Développeurs et banques N.D 720 5 1048MW Ouganda, Angola, Kenya, Rwanda,


politique) commerciales Madagascar

BM, BAfD BM, BAfD PRG (garantie du risque de contrepartie)

Banques commerciales et publiques de développement

N.D >220 4 >330MW Kenya (BAD), Tanzanie

(BM), Sierra Leone (BM)

Initiatives publiques bilatérales / régionales

RTAP AFD Programme d'appui (subventions, AT)

Gouvernement et banques locales

29 + 2 27 9 22MW Kenya

GET FIT KfW (+ Norvège, EU-AITF, UKDFID, DECC)

Programme d'appui (subventions, AT)

Société-projets et investisseurs privés

91 Env. 2 en AT + 45

commissionnés 12 103 MW Ouganda

SEFA BAfD (initiative US Africa Power)

Fonds de soutien (subventions, capitaux propres, AT)

Société-projets 31 3 4 152MW Madagascar, Djibouti,

Maurice

FASEP-Etude DG Trésor français Fonds de subventions Privé 19 / an N.D N.D N.D ASS

Initiatives PPP

GuarantCo Standard Bank, EMP Fonds de garantie infrastructures

Banques locales 170 0,7 1 1,6MW Ouganda

GEEREF UE, BEI Fonds de fonds Fonds d'investissement (ex: DI Frontier, Evolution One)

147 15

cf. Evolution One et DI Frontier Market

N.D ASS, Afrique du Sud

SCAF PNUD, BAsD, BAfD, Frankfurt School

Fonds de fonds Fonds d'investissement (ex: DI Frontier) et investisseurs privés

6,6 2,2 7 190MW Afrique du Sud,

Tanzanie, Kenya, Ouganda

AIIF2 Old Mutual & Mac Quarie Fonds d'investissement Société-projets 367 30 3 280MW Afrique du Sud, Kenya

DI Frontier Market

Industrie danoise, SCAF, GEREEF

Fonds d'investissement Société-projets 41 7-11 4 62MW Ouganda

Evolution One Finnfund, GEEREF, IFC, SCAF, AfDB

Fonds d'investissement Investisseurs privés (PME), société-projets

66 18 6 432MW Afrique du Sud

ARB Energy Africa

Arborescence Capital Fonds d'investissement Société-projets 150 N.D 1 N.D Tchad

Sources : EY (2014)


La carte ci-dessous illustre la répartition géographique de ces initiatives en montrant, grâce à un code de couleur explicite, les pays dans lesquels le plus grand nombre d’initiatives sont déployées.

+10 9 7 6 5 3 2 1


D’autres acteurs méritent d’être mentionnés, tels que les fonds d’investissement présents dans le domaine des infrastructures d’énergie en Afrique. Ces derniers sont aussi susceptibles de bénéficier de la FRAED.

Nom du Fonds Structure Ressources Produits Performance

Fonds de développement des infrastructures de l’Afrique émergente (EAIF)

Autonome, géré par Frontier Markets Fund

Managers Limited (FMFML)

600 millions $ 25 % capitaux propres des fondateurs, 14 % des dettes subordonnées des IFD, 61% de dette senior à long terme fourni

moitié par des IFD, moitié par des banques commerciales

Dette senior à long terme, produits de

financement de dette avec une maturité

maximale de 15 ans

28 projets depuis janvier 2010, investissements

de presque 600 millions

$US

Fonds Actis Infrastructure (Actis)

Autonome, géré par une équipe de 105 partenaires des investissements

4,6 milliards de $US, totalement investis

Pourvoyeur de capital à risque privé

Son portefeuille se compose de 65 projets

ou entreprises

Fonds panafricain de développement des infrastructures (PAIDF)

Autonome, Société d’investissement à

capital fixe, géré par le gestionnaire de fonds

panafricain Harith

630 millions de $US (10% investi dans l’Afrique de l’Ouest), apportés par des

IFD mais aussi par une banque sud-africaine et des investisseurs

institutionnels

Investissements en fonds propres ou quasi-fonds

propres, cycle de vie limité à 15 ans

Capitaux investis dans les secteurs de

télécommunications, services pétroliers et

Transports

Argan Infrastructure Fund (ARIF)

Autonome, conseillé par InfraInvest (groupe

marocain Finance Com) 66 millions de $US en août 2010

Fond d’investissement privé, cycle de vie limité

à entre 12 et 14 ans

17% des engagements sont en Afrique subsaharienne

African Infrastructure Fund (AIF)

Autonome, Fonds de capitaux propres privés

405 millions de $US disponibles en 2000. Outre des IFD, les principaux

investisseurs sont AIG et El Paso Energy

Utilise les instruments de fonds propres ou quasi-fonds propres

Plus de 90 transactions dans 30 pays en 2004

African Infrastructure Investment Fund (AIIF2)

Autonome, géré par African Investment

Managers (AIIM), une jv Macquarie OMIGSA

600 millions de $US (cible) Financement par capitaux propres

500 millions de $US sécurisé des

investisseurs (octobre 2011)

Sources : Nodalis, 2012


ANNEXE 2 : Exemple pratique de la structure des coûts d’une centrale solaire de 20 MW

Le tableau ci-dessous illustre les coûts de développement, construction et exploitation-maintenance d’une centrale solaire de 20 MW développée au Burkina Faso

7. Ces hypothèses ont été considérées pour modéliser les

prix de vente de l’électricité proposés dans le dernier chapitre de recommandations du présent document.

7 Source : ‘Modèle-type de plan d'affaires simplifié d'un IPP solaire photovoltaïque’, Nodalis, 2014

MWc 20

% 18%

MWh 31 536

Développement Si puissance installée <= 10MW FCFA 656 000 000

Si puissance installée >10MW FCFA 1 312 000 000

EPC Matériel FCFA/Wc 393,60

Travaux et études FCFA/Wc 262,40

Transport FCFA/Wc 98,40

Divers et imprévus FCFA/Wc 26,24

Total FCFA 15 612 800 000

Raccordement FCFA 196 800 000

Coût total études et construction FCFA 15 809 600 000

O&M FCFA/MWc/an 16 400 000

Assurance bris de machine% du coût du

matériel0,3%

Assurance pertes d'exploitation % du CA 0,5%

Démantèlement Coût démantèlement réel FCFA 262 400 000

Paramètres techniques d'un projet type

Puissance installée

Facteur de charge

Découpage des coûts

CAPEX

OPEX

Démantèlement

Productible centrale annuel moyen


ANNEXE 3 : Liste des acteurs interrogés

Bénin

# Nature de l’acteur interrogé Nom de la société Nom du contact

1 Autorité Ministère

Direction Générale de l’Energie

Bill AKOUE, Directeur Général

2 Autorité Régulateur public

CEREEC Clément Bill AKOUEDENOUDJE, Directeur des EnR


ANADER Seh DAN OROU BATTA, DG Anader


SBEE Jean-Paul AHOYO

5 Financeur Institution financière bilatérale

BOAD Mahamadou BIGA, Chef de mission résident


AFD Gaston HOUNTONDJI, Economiste, Chargé de projet (Eau, Energie, Assainissement)


BAD Daniel NDOYE, Economiste pays résident


Banque Mondiale Franklin Koffi S.W. GBEDEY


UE Baptiste BOBILLIER, Section "Infrastructures et Environnement"

10 Financeur Banque commerciale locale

EcoBank Justin DOSSOU, Senior Account Officer / SME Domestic Bank


Ecosolaris Martin LAMBERT, Gérant Franck KPASSASSI, Contact local

12 Développeur Développeur privé

Enerdas Faustin DAHITO, Président


Objectifs Bénin SARL Erick YESSOUFOU


ENI Bénin Gervais CODO, Représentant au Bénin


ML Technologie M. ARMELE, Directeur Exploitation ML Technologie Bénin

Burkina Faso



Ministère de l’Energie Jean de Dieu YAMEOGO, Directeur des EnR


UEMOA (antenne locale)

Ouedraogo LASSANE, Chargé des énergies

3 Producteur d’électricité Producteur national

SONABEL Daniel SERME, Directeur Des Etudes, de la Planification et de l’Equipement


AFD (siège)

Stéphane TROMILIN, Chef de projet énergie (division TED)


AFD (antenne locale)

Quentin LEBEGUE, Coordinateur



BEI Dan TATAR, Division Energie


FMO Marc BUITING, Division Energie Afrique de l’Ouest


Scatec Paul-François GAUVIN, Directeur Général

Les entretiens au Burkina Faso ont été écourtés suite à des évènements politiques qui ont secoués le pays à partir de la semaine du 27 octobre 2014.

Certains entretiens téléphoniques ont pu être réalisés en amont des visites sur place (prévues initialement du 29/10 au 3/11), et certains entretiens ont pu être poursuivis par téléphone (AFD et UEMOA principalement) au retard des visites de terrain.

Toutefois, les informations recueillies sont partielles et ne reflètent que peu le point de vue du secteur privé, pour lequel uniquement Scatec (positionné sur un des projets de 10 MW qui était en appel d’offre avant les évènements).

Les principaux enseignements des entretiens, montrent, de manière équivalente parmi les acteurs interrogés, les 3 faiblesses suivantes :

i/ Le cadre réglementaire est encore trop fragile pour permettre d’attirer les investisseurs privés et leur permettre de développer des PPA dans des bonnes conditions,

ii/ Les instances publiques n’ont pas encore les compétences ni les capacités techniques pour analyser les projets privés qui sont proposés au gouvernement ;

iii/ L’accès au financement, en particulier à un financement peu couteux reste un problème majeur pour la plupart des développeurs qui ne peuvent pas proposer de tarif attractif à la SONABEL.

Côte d’Ivoire



Ministère de l’Energie Konan Norbert N’GORAN, Directeur des EnR


CI-Energies

Bagaman KASSI, Chef de service EnR et Développement Durable Birama DIOURTE, Chef de division, Expert EnR


Anaré

Henri Pépin KROU, Conseiller technique du DG Honoré BOGLER, Directeur des études juridiques Napian Nanhoua SORO, Directeur des études techniques


Coris Bank Côte d’Ivoire Seydou SANOU, Directeur des risques et des affaires juridiques


Sunze technologies Constant NZI, Gérant-Interlocuteur Paris


NOA Trading Jackie BERTHO, Directeur général


Scatec Solar Paul-François GAUVIN, Directeur Général


Rica Services Mamadou SANANKOUA, Directeur Général


Entretien avec les acteurs publics et para-publics Les acteurs des EnR bénéficient d’une bonne connaissance du secteur. Les échanges se sont déroulés comme prévu mais il n’y avait pas assez d’informations sur le secteur des EnR, plus spécifiquement de statistiques relatives aux réalisations dans le secteur.

Entretien avec les acteurs privés Les différents acteurs ont été coopérants et ont affiché leur volonté à fournir les informations complémentaires. Certains n’ont pas hésité à nous recommander d’autres acteurs que nous n’avions pas pu rencontrer compte tenu du calendrier.

Dans la communication des projets en cours et/ou futurs, ces opérateurs privés n’ont pas pu donner d’informations exhaustives. En effet, la plupart des opérateurs privés qui sont dans la production de l’énergie solaire sont plus tournés vers la vente des kits solaires, l’installation des ballons solaires, l’installation des panneaux solaires et des chauffe-eau solaires pour les particuliers. Les projets de construction de centrales solaires ne sont pas imminents à cause du monopole de la CIE sur la distribution publique de l’électricité qui constitue un facteur de blocage.

Entretien avec les structures de financement Coris Bank a été la seule structure rencontrée. Cette banque n’a jamais financé un projet EnR en Côte d’Ivoire et notre interlocuteur n’avait pas une bonne connaissance du secteur des énergies renouvelables. En conséquence, l’échange a été peu fructueux.

Guinée-Bissau



Ministère de l’Energie

Barros Bacar BANJAI, Secrétaire d'Etat à l'environnement M. LORENZO, Directeur de Cabinet du Secrétaire d'Etat à l'Environnement Guilherme DA COSTA, Inspecteur Général Jean RAIMONDO, Ingénieur électrotechnicien


CEREEC

Carlos DE PINHO BRANDAO, Directeur Général de l'Energie Julio Antonio RAUL, Directeur des Energies Renouvelables


EAGB René BARROS, Directeur Général Mario SANCA, Directeur des Etudes/Projets

4 Producteur d’électricité Producteur privé

IMPAR Patricio RIBEIRO, Directeur Technique


PROSOLIA Isahac ESTEVE, Chargé du Développement des Affaires


DURA ENERGY Yuri Lima HANDEM, Directeur Général


BAO Antonio MONTEIRO, Directeur Commercial Umaro BALDE, Directeur du Risque


BCEAO Georges THOMAS, Contrôleur des opérations en Guinée-Bissau


EcoBank Tene Sonia ABO, Directrice Générale Oumar DIOUM, Directeur Banque d’Entreprise

Mali




Ministère de l’Energie (Direction Nationale de

l'Energie, DNE)

Moussa OMBOUTIMBE, Directeur Général Adjoint Birama DIOURTE, Chef de division, Expert EnR


Commission de Régulation de l'Electricité et de l'Eau (CREE)

Moctar TOURE, Président Fousseynou BAH, Economiste Aliou Aminata SOW, Analyste financier


Centre National d’Energie Solaire et des Energies

Renouvelables (CNESOLER)/Agence des

Energies Renouvelables (AER)

Issa Allhousseini MAIGA, Chef du service production


Agence Malienne de l’Electrification Rurale

(AMADER)

Mamadou OUATTARA, Directeur de l'électrification rurale


Energie du Mali SA (EDM)

Siraba COULIBALY, Chef du département Etudes Générales et Ingénierie des projets Fousseni DIARRA, Chef du département des énergies renouvelables


BAD/SREP Florence RICHARD, Spécialiste changement climatique/Coordinatrice ACCF


BOA Mali Seïdina Oumar WAIGALO, Directeur Général Adjoint


Banque de Développement du Mali (BDM)

Amidou GUINDO, Responsable adjoint de pôle directeur Mamadou BERTHE, Directeur de l'international et de l'électronique bancaire


Ecobank Mali Camille TRAORE, Directeur des Grandes Entreprises


Scatec Solar Paul François GAUVIN, Directeur Général, France et Afrique de l'Ouest


Rica Services Mamadou SANANKOUA, Directeur Général


Vica Technologies LLC Azuka ANYIAM, Directeur


SSD Yeelen Kura Djibril SEMEGA, Directeur Général


WAWA Groupe International Bamari DIABATE, Directeur

Entretien avec les acteurs publics et para-publics Les acteurs des EnR bénéficient d’une bonne connaissance du secteur, compte tenu de la longue expérience du Mali en la matière. Tous les acteurs ci-dessus énumérés ont fournis de la documentation complémentaire.

Entretien avec les acteurs privés Les différents acteurs ont été coopérants et ont affiché leur volonté à fournir les informations complémentaires. Certains n’ont pas hésité à nous recommander d’autres acteurs que nous n’avions pas pu rencontrer compte tenu du calendrier. Les documents en anglais nous ont été transférés par Vica Technologies LLC.

L’entretien avec les correspondants de la société SOITEC n’a pas permis de collecter les informations car ces derniers malgré leur volonté affichée, n’ont pas d’activité au Mali et ne maîtrise pas encore la région. En effet, SOITEC développe une technologie solaire appelée CPV nécessitant une forte ressource en énergie de solaire. Cependant, malgré la disponibilité de cette ressource au nord du Mali, il n’y existe pas encore un bassin de consommation dans cette partie du pays comme au Maroc ou en Algérie. Ce pourquoi, SOITEC n’a pas encore développé ses activités au Mali.


Dans la communication des projets en cours et/ou futurs, ces opérateurs privés n’ont pas pu donner les informations exhaustives. Pour les projets futurs, par exemple, il se trouverait que les études de faisabilité sont en cours et donc il ne peut pas y avoir de communication d’information.

Entretien avec les structures de financement A part les correspondants du SREP, ceux des banques commerciales ne n’ont pas une bonne connaissance du secteur des énergies renouvelables. Avec les banques commerciales, les échanges ont été moins riches mais ont toutefois permis de saisir le degré d’implication de ces banques dans le financement du secteur des EnR. Le SREP nous a fourni une documentation sur leurs différents projets au Mali. Les banques commerciales ne disposent pas de documentation sur le secteur des EnR.

Niger



Ministère de l’Energie Nouhou ZAKAOUANOU, Directeur électricité


CNES Saleye YAHAYA, Directeur Général


CMEN Ibrahim MAMANE, Directeur Général


AFD Philippe RENAULT, Directeur

Habibou BOUBACAR, Chargé de projets


NIGELEC Mahamadou ARZIKA, Secrétaire Général


BSIC Mamadou DIOUF, Directeur Général Niger

Les visites de site au Niger ont pâtis des évènements politiques récents au Burkina Faso, car les deux pays devaient être visités à la suite. Ainsi, seulement 5 entretiens ont pu être effectués sur place, complétés par un entretien téléphonique.

En raison du faible nombre d’acteurs rencontrés, les informations recueillies sont partielles et ne reflètent notamment pas le point de vue du secteur privé, pour lequel aucune société privée n’a pu être contactée.

Les principaux enseignements des entretiens, montrent, de manière équivalente parmi les acteurs interrogés, les 3 faiblesses suivantes :

i/ Le cadre réglementaire est largement insuffisant pour cadrer le développement de projets solaires et attirer des investisseurs privés. Il n’y a pas de mécanisme incitatif, au contraire, les taxes sont mêmes anormalement élevées sur les produits électroniques (52%),

ii/ Les instances publiques n’ont pas encore les compétences ni les capacités techniques pour analyser les projets privés qui sont proposés au gouvernement. Toutefois, la NIGELEC est en cours de restructuration et le gouvernement se fait accompagné pour structurer un cadre propice à attirer le secteur privé dans le développement des ENR ;

iii/ L’énergie renouvelable n’est pour l’instant pas la source privilégiée par le gouvernement pour le développement de l’accès à l’électricité, en raison d’un manque de volonté réel d’une part, et de son apparente inadéquation avec la courbe de charge du Niger dans le cas du solaire (i.e. un pic de demande existe la nuit). Toutefois, le potentiel existe et a même fait l’objet d’une étude de préfaisabilité de l’UEMO qui conclut sur un potentiel de développement d’une centrale solaire de 20 MW sur le site de Gorou Banda.

iv/ Le solaire pourrait être une solution envisagée par les autorités publiques, dès lors que le prix de vente de l’électricité serait compétitif, ce qui ne peut être atteint que par l’accès à du financement concessionnel qui abaisserait le cout de financement des projets.


Sénégal



Ministère de l’Energie Ibrahima NIANE, Directeur de l’électricité El Hadj Moussa THIAM, Secrétaire Permanent à l’électricité


CRSE Marie-Paul Sagna LAKH, Ingénieur électricien


Agence Nationale pour les Energies Renouvelables

(ANER)

Djibril NDIAYE, Directeur Général Ibrahima LO, Directeur des études et de la planification Moussa A. SECK, Directeur des projets et programmes


SENELEC Pape Momar NIAYE, Chef de service statistiques et reporting


KFW Sénégal Markus FASCHINA


Bernasol M. BERNARD, Directeur Général


Bonergie Moussa THIANDOUME, Directeur Général

Togo



Ministère de l’Environnement Didier Tahontan BAMALI, Chargé de l'Adaptation au Changement Climatique et de l'Energie


Ministère de l’Economie et des Finances

K. Michel ADOUVO


Autorité de Réglementation du Secteur de l'Electricité

(ARSE) Abbas ABOULAYE, Directeur Technique


Direction Générale de l’Energie (DGE)

Tharabalo ABIYOU


CEREEC Traoré K. TCHAKPIDE


Compagnie Energie Electrique du Togo (CEET)

François Bolidja TIEM, Directeur Planification et Investissements


Communauté Electrique du Bénin (CEB)

Jonas Tchaa ALI, Directions des Etudes et du Développement


BOAD

Halidou Minkaïlou TOURE, Analyste Financier Principal Sidi MAIGA, Chef de Division du Secteur Public Marchand (DSPM)


AFD

Christel GOA, Chargé de Projets Secteur Eau, Assainissement, Energie de Développement Rural Adrien MAYAUX, Chargé du secteur privé et des Banques Régionales (Programme SUNREF)


UE Lénaïc GEORGELIN, Chef de Section Infrastructure



EcoBank Kodjo César ALLAGLO, Analyste de Risque


Réseau professionnel pour l'énergie renouvelable

(REPER)

Amah-Telou BANLA, Directeur Africa Digi Bio Tech


ANNEXE 4 : Bibliographie & webographie

Bénin 1. Aide -mémoire conjoint sur la revue du secteur de l'énergie, exercice 2013, Cotonou-Bénin, les 08 et 09 mai

2014, AFD.

2. Projet Développer le Bénin à partir des sources d’énergies renouvelables, UNDP, 2010

3. Système d’information énergétique du Bénin, Direction Générale de l’Energie, 2010

4. Plan stratégique du développement du secteur de l’Energie au Bénin, Rapport 2009

5. Document de politique et de stratégie de développement du secteur de l’énergie au Bénin, 2008

6. Accord international portant code bénino-togolais de l’électricité

7. Extrait du relevé n" 04 des décisions prises par le Conseil des Ministres en ses séances du mercredi 12 et du vendredi 14 février 2014' relatives à la communication n° Prix de cession à la SBEE de l’électricité produite à partir des sources d’énergies renouvelables par des producteurs indépendants d’énergie électrique.

Burkina Faso 1. Rapport d’étape sur les énergies renouvelables et l’efficacité énergétique de la CEDEAO

2. Etude de faisabilité et d’installation de centrales solaires dans le cadre de l’IRED dans l’espace UEMOA

3. http://www.energyaccessafrica.org/documents_ase/Rapport_definitif_UEMOA_Electricit%C3%A9_VOL_I%20.pdf

4. http://www.energyfacilitymonitoring.eu/index.php/en/newsletters/164-energy-facility-monitoring-newsletter-may-2012

5. http://www.peracod.sn/IMG/pdf/Dossier_Energies_Renouvelables_VIE_No14_Partie_2_.pdf

Côte d’Ivoire 1. AIENR (2014) « Programme annuel d’activité et budget prévisionnel 2014-2015 », Côte d’Ivoire.

2. Commission de Régulation de l’Energie (2014) « Couts et rentabilité des énergies renouvelables en France métropolitaine, France.

3. Commission européenne (2006), « Profil environnemental de la Côte d’Ivoire », Rapport final, Agrifor Consult, Belgique.

4. ESMAP (2002) « Atelier sur l’énergie rurale pour un développement durable en milieu rural », Abidjan, Côte d’Ivoire.

5. Journal Officiel de la République de Côte d’Ivoire (2014) « Loi n°2014-132 du 24 Mars 2014 portant Code de l’Electricité », Côte d’Ivoire.

6. Ministère des Mines, du Pétrole et de l’Energie (2012) « Arrêté interministériel N° 569/MMPE/MPMEF du 20 Décembre 2012 portant modification des tarifs de l’électricité », Côte d’Ivoire.

7. Ministère des Mines, du Pétrole et de l’Energie (2012) « Séminaire National sur l’énergie 2012 : Défis et enjeux du secteur de l’énergie en Côte d’Ivoire : Mesures d’urgence et plans à moyen et long termes » Rapport de synthèse, Côte d’Ivoire.

8. Ministère des Mines, du Pétrole et de l’Energie (2012) « Séminaire National sur l’énergie 2012 : Défis et enjeux du secteur de l’énergie en Côte d’Ivoire : Mesures d’urgence et plans à moyen et long termes-Plans d’actions et d’investissements en énergies renouvelables et maîtrise de l’énergie », Côte d’Ivoire.

9. Ministère du Pétrole et de l’Energie (2014), « DAO : Construction en BOO de la PCH Mankono de 8 MW, connectée au réseau électrique interconnecté en République de Côte d’Ivoire », DGE, Côte d’Ivoire.

10. Ministère du pétrole et de l’énergie (2014), « DAO : Construction et exploitation d’une centrale à biomasse d’une puissance totale de moins de 20 MW, connectée au réseau électrique interconnecté en République de Côte d’Ivoire, phase 1 », DGE, Côte d’Ivoire.

11. Ministère du pétrole et de l’énergie (2014), « DAO : Construction et exploitation en BOO d’une centrale photovoltaïque d’une puissance totale de 20 MWc au réseau électrique interconnecté en République de Côte d’Ivoire », DGE, Côte d’Ivoire.

12. N’ZORE Kadja « La situation du bois-énergie en Côte d’Ivoire », Archives de la FAO.

13. NOA Trading (2013) « Note sur la filière solaire en Côte d’Ivoire », Côte d’Ivoire.

14. République de Côte d’Ivoire (2012), « Evaluation rapide et analyse des gaps de la Côte d’Ivoire », Conférence des Nations Unies sur le développement durable, Rio de Janeiro, Brésil

http://www.energyaccessafrica.org/documents_ase/Rapport_definitif_UEMOA_Electricit%C3%A9_VOL_I%20.pdf


http://www.energyfacilitymonitoring.eu/index.php/en/newsletters/164-energy-facility-monitoring-newsletter-may-2012


http://www.peracod.sn/IMG/pdf/Dossier_Energies_Renouvelables_VIE_No14_Partie_2_.pdf


15. République de Côte d’Ivoire «Projet de Loi portant Code de l’Electricité », Côte d’Ivoire

16. SUNZE Technologies (2014) « Structures de financements possibles pour une centrale solaire ». France

Guinée-Bissau 1. Rapport d’étape sur les énergies renouvelables et l’efficacité énergétique de la CEDEAO

2. Etude de faisabilité et d’installation de centrales solaires dans le cadre de l’IRED dans l’espace UEMOA

3. http://www.energyaccessafrica.org/documents_ase/Rapport_definitif_UEMOA_Electricit%C3%A9_VOL_I%20.pdf

4. http://www.energyfacilitymonitoring.eu/index.php/en/newsletters/164-energy-facility-monitoring-newsletter-may-2012

5. http://www.peracod.sn/IMG/pdf/Dossier_Energies_Renouvelables_VIE_No14_Partie_2_.pdf

Mali 1. Africa Power Forum (2013), « Energie électrique en Afrique : nouveaux relais de croissance », Rapport post

évènement.

2. AMADER (2011), «Note d’information sur l’électrification rurale au mali », Conseil d’administration, Mali.

3. AMADER (2014), « Electrification rurale, Enjeux-Défis-Propositions de solutions »,

4. Christine Heuraux (2013), « Formation en Afrique : défis et enjeux », EDF, Africa Forum Energy, Côte d’Ivoire.

5. CNESOLER AER (2011), « Liste provisoire des opérateurs dans le domaine des énergies renouvelables », Mali.

6. CNESOLER AER (2012), « Projets en exécution au CNESOLER »,

7. CNESOLER/AER (2013), « Bilan complet des principales activités menées en 2013 et perspectives 2014 du CNESOLER », Mali.

8. Direction Nationale de l’Energie, « Energies renouvelables Mali : Réalisations, défis et opportunités », Résumé exécutif, Ministère de l’Energie et de l’Eau, Mali.

9. EDF (2013), « EDF et l’accès à l’énergie dans les pays en développement », Africa Forum Energy, Côte d’Ivoire.

10. Gouvernement du Mali (2009), « Lettre de Politique Sectorielle de l’Energie (LPSE) »,

11. Ministère de l’Eau et de l’Energie (2011), « Evaluation du programme d’actions du gouvernement (PAG) pour la période juillet 2011-juin 2012 », Mali.

12. Ministère de l’Energie et de l’Eau (2013), « La politique énergétique nationale », Mali,

13. Ministère des Mines, de l’Energie et de l’Eau (2006), « La politique énergétique nationale », Bamako, Mali.

14. Moctar TOURE (2012), « Le secteur de l’électricité au Mali : Aspects institutionnelles et réglementaires, potentialités et opportunités d’investissement, CREE

15. National Directorate of Energy (2011), “Scaling Up Renewable Energy in Mali, SREP MALI, Investment Plan”, Volume 1&2, Ministry of Energy and Water, Mali.

16. Primature, « Ordonnance portant organisation du secteur de l’électricité » (2000), Mali,

17. Secrétariat Général du Gouvernement du Mali (2011), « Journal officiel de la république du Mali », 7 juin.

Niger 1. Etude de faisabilité et d’installation de centrales solaires dans le cadre de l’IRED dans l’espace UEMOA |

UEMOA, 2013

2. NIGER, Renewables Readiness Assessment 2013 | IRENA, 2013

Sénégal 1. Commission de Régulation du Secteur de l’Electricité http://www.crse.sn

2. SENELEC http://www.senelec.sn





http://www.peracod.sn/IMG/pdf/Dossier_Energies_Renouvelables_VIE_No14_Partie_2_.pdf

http://www.crse.sn/

http://www.senelec.sn/


3. Coopération allemande http://www.dakar.diplo.de/Vertretung/dakar/fr/00-startseite/fr-broschuere2013.html

4. Document de stratégie de développement des énergies renouvelables au Sénégal - Agence Nationale pour les Energies Renouvelables -

5. Lettre de Politique de Développement du Secteur de l’Energie (LPDSE) – Ministère de l’Energie

6. Loi n° 98-29 du 14 avril 1998 relative au secteur de l’électricité

7. Loi 2010 – 21 Portant loi d’orientation sur les énergies renouvelables

8. Décret n° 2013-684 portant création, organisation et fonctionnement de l’Agence Nationale pour les énergies renouvelables (ANER)

9. Révision tarifaire 2009 publié par la CRSE

10. Plan Sénégal Emergent

11. Contrat de concession entre l’Etat et la SENELEC

Togo 1. Technical Assistance Facility for the Sustainable Energy for All Initiative (SE4ALL), West and Central Africa,

Rapport de mission draft, Mission Taf, République du Togo. Union européenne, 2014.

2. Renewables interactive map, Country Profile, REN21

3. Communiqué de presse, Eco Delta : 1er parc éolien d'Afrique de l'Ouest 25,2 MWe au Togo. 2012

4. STRATEGIE NATIONALE DE RENFORCEMENTDES CAPACITES POUR LA GESTION DE L’ENVIRONNEMENT. UNDP, Octobre 2008.

5. Accord international portant code bénino-togolais de l’électricité

http://www.dakar.diplo.de/Vertretung/dakar/fr/00-startseite/fr-broschuere2013.html

http://www.dakar.diplo.de/Vertretung/dakar/fr/00-startseite/fr-broschuere2013.html


ANNEXE 5 : Objectifs de l’étude selon les Termes de Référence

L’étude à réaliser va déterminer les conditions de faisabilité ainsi que les contours juridiques, fiscaux et administratifs de la Facilité. Elle devra notamment couvrir les points ci-après :

mettre en exergue l’objectif général et les objectifs spécifiques ;

faire le lien en mettant l’accent sur la synergie entre la FRAED, les fonds et les facilités existants au niveau de la Commission de l’UEMOA ;

s’assurer de la complémentarité entre ces fonds et facilités existants et la FRAED et mettre en exergue la plus que générerait la FRAED ;

faire ressortir les acquis et les difficultés des mécanismes similaires existant dans d’autres régions du monde, en particulier l’Union Européenne ;

s’assurer que les mécanismes de financement existants ne permettent pas de catalyser les investissements privés dans le secteur de l’énergie ;

définition des critères d’éligibilité des projets bénéficiaires ;

proposition d’une structure de gouvernance ; proposition d’une stratégie, d’un calendrier de mise en œuvre et d’un système de suivi/évaluation qui

permettent d’adapter régulièrement ce mécanisme de financement à l’environnement énergétique des Etats membres ;

présentation d’un mémorandum d’information pour la mobilisation des ressources auprès des sponsors identifiés ;

identification des mécanismes de récupération des fonds investis dans les projets ; proposition d’un manuel de procédures pour la gestion des fonds ;

proposition d’un projet de texte instituant le mécanisme de financement et définissant son mode opératoire.

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