L’acces pour tous en Afrique

etude de capitalisation

IED-Axenne-Novalis

7th annual meeting club-ER, Mombasa, 23-26 march 2010

Constats/enjeux de l’ER• Des montants financiers importants • mais pas si importants au regard des besoins• et des enjeux (même si impact d’ER difficiles à

mesurer)

Constats• Montants inégalement répartis entre les pays

(Ghana, Maroc) et entre zones d’un même pays• Certaines « success story » (Maroc) mais qui ne

paraissent pas nécessairement reproductibles partout

Besoin de capitaliser sur ces différentes expériences

Notamment questions de design institutionnel et financier

Pour alimenter la stratégie AFD Etude réalisée par consortium

IED-Axenne-Novalis

Plan de la présentation

1. Quelques éléments clés de l’étude1.1. Resituer l’accès au sein d’une vision politique globale 1.2. Bilan des réformes institutionnelles1.3. Quels coûts/tarifs/gestion commerciale?1.4. Un continuum de solutions techniques

2. Enseignements pour la stratégie AFD2.1. stratégie AFD2.2. les « bonnes idées » de projets pour des projets « bancables »

1.1. Resituer l’accès au sein d’une vision politique globale

L’accès peut avoir différentes formes : • L’extension du réseau électrique dans le cadre de la

Concession Nationale de la compagnie d’électricité – nationale ou privatisée ;

• L’électrification des bourgs et des centres secondaires – et plus largement des pôles de développement hors de la Concession Nationale de la compagnie d’électricitéréseau national ou moyens de production locaux avec un réseau de distribution MT et BT  ;

• L’électrification des localités très isolées et de petite taillesystèmes individuels ou limités aux services communs – typiquement le photovoltaïque, ou encore par réseaux villageois (généralement diesel) ;

• L’électrification périurbaine  question de la densification des connections

Répondant à différents objectifs : aménagement territoire/équité

Conséquence : un manque de clarté dans la répartition des responsabilités

compagnie d’électricité, opérateurs privés, Fonds d’ER/Agence

Compagnie

d’électricité

(Publique or

privée)

Agence d’ER ou Fonds d’ER

Opérateurs spécialisés

(ONGs, Ministères

…)

Électrification des pôles de développement à l’intérieur des zones de concession principale

Viable

Électrification des pôles en dehors des zones de concession principales

Viable Viable

Localités isoléesNon

rentableNon

rentableNon rentable

Zones périurbaines

Non rentable

Non rentable

Viable économiquement

Non rentable, nécessite un soutien public

Grisé: peut être assuré par l’opérateur national

1.2. bilan des réformes institutionnelles

• Il y a 15 ans, réformes sectorielles : compagnie d’électricité (publique ou nationalisée) et un fonds/agence d’ER : uniformisation des modèles

• Bilan: souvent les agences d’ER simplement juxtaposées à un système électrique urbaindifficile planification, peu de synergie

• Rôle clé du « champion » public : Côte d’Ivoire, Ghana, Afrique Sud, Maroc, Tunisie

• Un trop plein d’acteurs institutionnels : problème de simplification post-réforme sectorielle (Mauritanie eau/ER) .

Multiplicités d’opérateurs mais les fonctions nécessaires pour réaliser un programme d’accès

avec succès sont-elles remplies ?Fonction

industrielleFonction financière Fonction

réglementaire

•Y a-t-il des opérateurs pour faire la P, T, D – où les compagnies d’électricité voient leurs prérogatives réduites

•Y a-t-il des standards techniques optimisés ?

•Y a-t-il un réseau adéquat de fabricants et installateurs ?

• Avant le PPP, il faut du PSD – Private Sector Development

•Quel est le système financier pour financer l’ER ? Est-il bien pensé aux vues du niveau d’investissement requis et du faible niveau de demande et de capacité à payer ? La demande rurale est-elle marginale par rapport au système principal ?

•Y a-t-il un effet de levier sur les rares subventions nationales et internationales disponibles ? A travers les fonds d’ER ?

•Les systèmes de crédit aux opérateurs privés sont-ils une réalité? Les outils de partage du risque sont-ils en place ?

•Doit être incitative, claire et suffisamment fiable et transparent pour donner confiance au secteur privé

• Doit garantir que la planification opérationnelle soit réalisée

•Garantir la clarté des rôles des différents acteurs

•Détermine les besoins de capacité d’investissements, formule et réalise les activités de renforcement de capacité nécessaires

1.3. capacités de paiement/tarifs/gestion commerciale

• Capacités à payer la facture mensuelle d’électricité• Dépenses en énergie plus élevées en zone rurale

(3-10$/mois) rapide saturation tx connection• Problème du coût de branchement :100-300€/dép.

annuelle <50€pbesfinancements ad hoc du raccordement : subvention FER, partage coûts, emprunt, mécanismes de revolving fund (Kenya)

• Enjeux de la gestion commerciale/distribution (compteurs prépaiement) pour baisser les coûts

1.4. Un continuum de solutions techniques, des options de production complémentaires

Les technologies de production doivent être adaptées à des situations geo-économiques contrastées :

Extension du réseau Solution principale Nécessite une production centralisée et peu coûteuse

Production décentralisée Nécessite un réseau de distribution local Avec coûts locaux variables Le faible niveau de demande rurale implique qu’un gros acheteur est nécessaire pour rendre l’option viable

Hors-réseau Difficile à atteindre et Coûteux à gérer

Un coût compétitif – à certaines conditions: heures d’utilisation/an et durée de vie + coût

actualisé…

Energies Reneouvelables - Formation AFD, janvier 2009

Filière Invest. € /kW

Coût ct€ / kWh

Cap mondiale installée

Fonctionnemt(h/an)

Photovoltaïque

5 GWc 1000 – 1200

- Sur réseau 3000 - 7000

20 - 40 Sur ~20 ans

- Isolé 7000 – 12 000

35 - 100 Sur ~20 ans

Eolien 94 et 1,3 GW

- terrestre 1000 4 - 8 Sur 5 à 10 ans

2000 - 2500

- Off shore 1200 - 1500

4 - 8 > 10 ans 2500 - 3000

Hydraulique

- Grande 1400 - 2000

2 - 8 Sur 15 ans 3000 - 8000

-Petite <10MW

900 - 4000 1 – 9,5 Sur 6 à 15 ans

3000 - 8000

Géothermie 1000 - 3900

1,2 - 9 8,9 GW 8000

Charbon 900 - 1400 4,2 – 5,6 8000

Fuel / diesel 400 - 1500 15 - 50 indifférent

2. Enseignements pour la stratégie AFD

• Enseignement 1 : impliquer tous les acteurs du Enseignement 1 : impliquer tous les acteurs du systèmesystème

1.1. Grands porteurs de projet : agro industries; Grands porteurs de projet : agro industries; investisseurs; partage des risques / retoursinvestisseurs; partage des risques / retours

2.2. Compagnies d’électricité – en particulier pour Compagnies d’électricité – en particulier pour intégrer les énergies renouvelablesintégrer les énergies renouvelables

3.3. Utilisateurs finaux afin de faciliter la connexion et Utilisateurs finaux afin de faciliter la connexion et réduire les coûts de gestion de la distributionréduire les coûts de gestion de la distribution

4.4. Petits opérateurs (soutien technique, gestion, Petits opérateurs (soutien technique, gestion, financement)financement)

5.5. Fonds ER / Agences et intermédiaires financiers : Fonds ER / Agences et intermédiaires financiers : mise en place de mécanismes de financement mise en place de mécanismes de financement adéquatsadéquats

6.6. Institutions nationales pour la planification Institutions nationales pour la planification stratégique - technique et financièrestratégique - technique et financière

• Enseignement 2 : Besoin de “vraies” innovationsEnseignement 2 : Besoin de “vraies” innovations

- - mobilisation de moyens financiers et humains dédiésmobilisation de moyens financiers et humains dédiés

- consolider une liste de projets/approches à développer : constituent-elles des solutions pour l’avenir?- consolider une liste de projets/approches à développer : constituent-elles des solutions pour l’avenir?

- identifier des partenaires africains pour mettre en œuvre ces idées- identifier des partenaires africains pour mettre en œuvre ces idées

- identifier des partenaires-bailleurs pour développer des approches intégrées- identifier des partenaires-bailleurs pour développer des approches intégrées

• Enseignement 3 : Enjeu d’une diffusion à large échelleEnseignement 3 : Enjeu d’une diffusion à large échelle

– Limiter les “projets pilotes” : enjeu de la réplicabilitéLimiter les “projets pilotes” : enjeu de la réplicabilité

– Mixer prêts (pour les investissements)/subventionsMixer prêts (pour les investissements)/subventions

Enseignement 4 : Financement de projets par la mobilisation de prêts et de dons

Compte tenu des caractéristiques économiques des projets d’accès, la bonification des financements est une nécessité, avec la composante subvention visant plus particulièrement:

A. Études amont et renforcement de capacitéCadre institutionnel et réglementaire; planification stratégique; inventaire des ressources et études de faisabilité; formation technique et gestion

B. Soutien à la mise en œuvre:Montage financier, ingénierie, maîtrise d’œuvre, renforcement de capacités

C. Soutien à l’investissement: partage des risques, concessionnalité (durée, taux, période de grâce), subventions à l’investissement

Agro industrie

Résidu agricole

Production d’électricité(500kW 10MW)

50%

40%

10%

Compagnie d’électricité

Viable économiquement Ligne de crédit concessionnelle

Non rentable subvention à l’investissementProjet

1.i

30%

20%

50%

Electrification Rurale

Projet 1.i: Grands porteurs de projet (agro industries)Prêt direct ou lignes de crédit à travers les banques

commerciales nationales

Porteur(s) de projet : agro industriesLignes de crédit à travers les banques commerciales nationales qui prêtent à leur tourPays: Kenya, Cameroun, Ouganda, Tanzanie, …

• Une agro industrie investit dans la co-génération pour réduire sa facture énergétique

• A assez de résidus agricoles (balle de riz, huile de palme, déchets de bois, …) pour produire un excédent d’énergie (sans rivalité d’usage)

• Une banque de développement octroie un prêt à une banque intermédiaire qui à son tour prête à l’agro industrie

• La rentabilité de l’investissement additionnel dépend des conditions de vente de l’excédent d’énergie– Proximité du réseau et PPA– Emplacement des villages non électrifiés et niveau de demande; conditions de

rachat– Risque perçu par le développeur au vu de la fiabilité de l’acheteur à long terme

• Question: les banques locales vont-elles prêter à l’agro industrie ? (risque commercial et de projet)

Site hydroProduction d’électricité

100kW 15MW

Électrification rurale

Compagnie d’électricité

IPP

40%

25%

35%

@ 10 cts

@ 5 cts

@ 13 cts

Risque du à l’hydrologie

Viable économiquement Ligne de crédit, concessionnelle

pour s’adapter au profil d’investissement hydro

Non rentable Subvention à l’investissement

Acheteurs captifs; réseau privé

Projet 1.ii

Accès des tiers au réseau?

Projet 1.ii: Grands porteurs de projet – Producteurs Autonome (IPP)

Prêt direct pour les opérations de tailleou lignes de crédit à travers les banques commerciales

Porteur(s) de projet : IPPsLignes de crédit internationales à travers les banques commerciales nationales qui prêtent à leur tour Pays: Kenya, Cameroun, Ouganda, Tanzanie, Guinée, …

• Un développeur privé investit dans une unité hydro• Évalue la qualité du site et le risque physique• Cherche acheteurs solvables :

– Clients industriels importants et solvables avec demande stable– Compagnie d’électricité : distance au réseau ? Tarif de rachat ?– Les communautés locales sont les dernières sur la liste: l’IPP n’est pas

une entreprise de distribution et préfère s’associer à un distributeur fiable

• Problème: l’IPP sera-t-il capable de mobiliser des fonds à long terme (15 ans) nécessaires pour atteindre des coûts du kWh attractifs (~5 cents / kWh)?

• Les banques nationales ne sont généralement pas intéressées par ces nouveaux projets à long terme

Compagnie d’électricité nationale

• investissement : 700€/kW

• coût du kWh : 80% fioul

Diesel @ 90cts/L : Coût > 30cts/kWh

Groupe électrogène

Injection solaire• investissement : 8000€/kW

• Coût : 20-25 cts/kWh

• avec financement long terme,

• sans stockage avec batterie

Compagnie d’électricité nationale

Emprunte et maximise le nombre de connexions à court terme, …

Mais subit des coûts opérationnels élevés sur le long terme

Ne veut pas utiliser sa capacité à emprunter pour un faible nombre de connexion par $

Malgré la durabilité garantie à long terme Projet 2

Les coûts d’invest baisent, ici coûts conservateurs pour petites opérations isolées

Projet 2 : Compagnies d’électricitéS’assurer d’une stabilité du coût de l’énergie à long terme à travers les

énergies renouvelables nécessite la mobilisation de financements bonifiés et de LT

Emprunteur – opérateur technique et financier: Compagnie d’électricitéPays: Région sahélienne: Burkina Faso, Mauritanie, Mali, Nord du Cameroun, Tchad, Sénégal…

• Pour les villages éloignés du réseau interconnecté, la norme reste l’électrification par groupe électrogène

• Les compagnies d’électricité se concentrent sur les grandes villes, souvent les capitales administratives et sur les clients les plus rentables au sein des localités (grands consommateurs, regroupés)

Visent à connecter un maximum de localités avec les faibles ressources disponibles

Conséquences négatives à long terme, avec des coûts opérationnels toujours plus élevés (coût du carburant et vieillissement des générateurs qui résulte en baisses de rendement)

• Le solaire PV injecté est une alternative viable aujourd’hui – mais les compagnies d’électricité ne veulent pas mobiliser leurs maigre ressources financières pour un faible nombre de connexions

Projet 4i

Fonds/Agence d’ER (AMADER)

Gazogènes biomasse

(3 à 500 kW)

Subvention à l’investissement… ~80%

Opérateurs locaux,Mali : PCASER

Soutien technique et financier

PCASER incapable de couvrir les coûts opérationnels

Pôle de compétence

Projet 4i: Petits Opérateurs PrivésSoutien technique et financier pour l’intégration de

la gazéification biomasse et pour réduire la dépendance aux carburants fossiles

Emprunteur: Gouvernement national, qui rétrocède au Fonds d’Électrification Rurale (FER)Contrepartie: FER ou Agence, puis petits opérateurs privésPays possibles: Mali, Guinée, Cameroun

•Les opérateurs locaux électrifient le plus souvent à partir de diesel (connaissance de la technologie, faible coûts d’investissement)

• Nécessite 80% à 90% en subvention initiale à l’investissement, le reste étant apporté sur fonds propres;

•FER donne une subvention directe et n’est généralement qu’un compte en banque et non un intermédiaire financier; très peu de banques locales prêtent en réalité

•Après quelques mois/années, les opérateurs locaux sont coincés entre l’augmentation des coûts du diesel et la faible capacité à payer des clients: il est impératif de réduire les coûts opérationnels

•Là où la biomasse est disponible au niveau du village, la gazéification avec mélange au diesel (jusqu’à 90%) est une option mais nécessite:

o informationo savoir-faire technique au niveau localo disponibilité du gazogène et capacité à le fabriquer

23

Fonds/Agence d’ER (AMADER) Subvention

à l’investissement… ~80%

Opérateurs locaux,Mali : PCASER

Soutien technique et

financier

PCASER incapable de couvrir les coûts opérationnels

Pôle de compétence

biodiesel

Projet 4ii

Projet 4.ii: Petits Opérateurs PrivésUnité bio-diesel locale pour substituer du carburant

dans un groupe de systèmes diesel

Emprunteur: Gouvernement national, qui rétrocède au Fonds d’Électrification Rurale (FER)Contrepartie: FER ou Agence, puis PME industriellePays possibles: Mali, Guinée, Cameroun, … la plupart des pays Africains

•… pareil qu’au 4i…..

• Ou la biomasse est disponible localement, mettre en place une petite unité de bio-diesel nécessite:

o Information o Évaluation de la ressource biomasseo Savoir-faire techniqueo Cadre contractuel avec opérateurs locaux pour guarantir l’achat du biocarburant à un tarif définio Financement de l’investissement

Gouvernement national

Banques et agences de

développement

Transferts de fonds

Financements concessionnels

Petits opérateurs

Prêt concessionnel

Don

compagnie

fabricant

…

Banques nationales

Prêts concessionnels

Prêts concessionnels, dons

Instruments de partage du risqueAutonomie

financière, à travers l’émission d’obligations LT…

Fonds/Agence d’Électrification

Rurale

Projet 5

Projet 5: Mise en place d’un Fonds d’Électrification Rurale (FER)

en tant qu’opérateur financier capable de mobiliser des fonds

FER / Agence d’ER

Pays: Madagascar, Congo-Brazzaville, Mali, Guinée – tous les pays engagés politiquement

• Aujourd’hui, FERs ne sont pas structurés comme intermédiaires financiers, ie:– Avec la capacité légale d’emprunter auprès d’agences internationales– De se refinancer à travers l’émission d’obligations (comme la « Rural

Electrification Corporation » le fait en Inde)– Autorisée à prêter aux opérateurs locaux– La réalité: les banques locales ne souhaitent pas s’engager sur ce secteur

(sauf si banques de développement à mandat particulier) Le FER est un compte pour transférer des subventions Les agences internationales fournissent des prêts sectoriels aux

Gouvernement qui en rétrocèdent une petite partie comme don au FER Il n’y a aucun effet de levier sur don dans les sous-secteurs de l’Electrification

Rurale ou Périurbaine Il est crucial de structurer le FER pour faire levier sur les montants de dons qui

resteront modestes

Financements concessionnels nécessaires pour soutenir tous les acteurs des programmes

d’accès

Type de projet Soutien

1- Grand porteurs de projet (ex. agro industries ou Producteurs Autonomes) financés directement ou par banques commerciales

A,B,C

2 - Compagnies d’électricité, pour intégrer énergies renouvelables pour garantir stabilité des coûts à long terme de l’ER

A,B,C

3 - Utilisateur finaux, compagnies d’électricité, opérateurs pour augmenter les taux d’accès en zone électrifiée

A,B,C

4 - Petits opérateurs privés – pour l’intégration des énergies renouvelables et faire baisser les coûts du kWh et donc augmenter la soutenabilité à LT

A,B,C

5 - Structuration du Fonds d’Électrification Rurale en tant qu’intermédiaire financier

A,B,C

6 - Institutions nationales A

A. Renforcement de capacité et études amont

B. Soutien à l’implémentation de projetC. Soutien à l’investissement: partage de

risque, prêts concessionnels, dons

Préparer l’avenir…

Quelles idées sont-elles reproduites dans un autre contexte?

Type of project Projects : project idea under study

on going project

Large sponsors (eg agroindustries or Independant Power Producers) financed directly or through commercial banks

• Kenya : agroindustrial cogeneration by credit lines to local banks / Implementation on the 16th 2009

• Jatropha in West Africa (Mali, Bénin, Sénégal, Burkina Faso) and Laos

Utilities, to integrate renewables to ensure LT sustainability for rural electrification

• Sahelian Countries : mini-local grids diesel-solar • Mauritania: mini-local grids diesel-solar • Senegal : PASER phase 2

End-users, utilities, operators for increasing access rates in electrified areas

• Kenya : financial mechanism (revolving fund) to prefinance connection phase 2

• Benin : grid extension including prepayment/cost reduction

• CAR : enhance production capacity in Bangui (hydroelectric) implementation early 2010

Private small scale operators - for integrating renewable energy and bringing down LT kWh costs, thus ensuring LT sustainability

• Botswana : Renewable Energy-based Rural Electrification PG (project idea, AFD loan in 2010)

• Cameroon: extension of mini-hydro and minigrid to Rumpi's area Morocco : global ER next phase

Rural Electrification Fund structuring as a financing intermediary

Project idea? Kenya?

Planning capacity building • Kenya : Technical Assistance

Indicative pipe of activities