FONDS AFRICAIN DE DEVELOPPEMENT

République Démocratique de Sao Tome et Principe

PROJET ELECTRICITE I

RAPPORT D’ACHEVEMENT

Département de l’Infrastructure, Régions Centre et Ouest août 2004

SAO TOME ET PRINCIPE : RAPPORT D’ACHEVEMENT DU PROJET ELECTRICITE I

TABLE DES MATIERES

Résumé analytique i Données de bases du projet iii Equivalences et abréviations vi Matrice du projet vii

1. INTRODUCTION 1

2. OBJECTIFS ET FORMULATION DU PROJET 1 2.1. OBJECTIFS DU PROJET 1 2.2. DESCRIPTION DU PROJET 1 2.3. ORIGINE ET FORMULATION DU PROJET 2 2.4. PREPARATION, EVALUATION, NEGOCIATION, ET APPROBATION 2 3. EXECUTION DU PROJET 2 3.1. ENTREE EN VIGUEUR ET DEMARRAGE 2 3.2. MODIFICATIONS 3 3.3. CALENDRIER D’EXECUTION 4 3.4. RAPPORTS 4 3.5. PASSATION DE MARCHES 5 3.6. SOURCES DE FINANCEMENT ET DECAISSEMENTS 5

4. PERFORMANCE DU PROJET 6 4.1. EVALUATION GLOBALE 6 4.2. RESULTATS D’EXPLOITATION 6 4.3. PERFORMANCE INSTITUTIONNELLE 7 4.4. EFFICACITE EN MATIERE D’ORGANISATION ET DE GESTION 8 4.5. RENFORCEMENT, FORMATION ET PERFECTIONNEMENT DU PERSONNEL 8 4.6. PERFORMANCE DES CONSULTANTS, DES ENTREPRENEURS, DES FOURNISSEURS ET DE L’ORGANE D’EXECUTION 9 4.7. CLAUSES ET CONDITIONS INSTITUTIONNELLES 10 4.8. PERFORMANCE FINANCIERE 10 4.9. PERFORMANCE ECONOMIQUE 12

5. INCIDENCES SOCIALE ET ENVIRONNEMENTALE DU PROJET 13 5.1. INCIDENCES SOCIALES 13 5.2. INCIDENCES ENVIRONNEMENTALES 13 6. VIABILITE DU PROJET 14

7. PERFORMANCE DE LA BANQUE ET DE L’EMPRUNTEUR 14 7.1. PERFORMANCE DE LA BANQUE 14 7.2. PERFORMANCE DES AUTRES BAILLEURS DE FONDS 15 7.3. PERFORMANCE DE L’EMPRUNTEUR 15 8. PERFORMANCE GLOBALE ET NOTATION 15

9. CONCLUSION, ENSEIGNEMENTS TIRES ET RECOMMANDATIONS 15 9.1. CONCLUSIONS 15 9.2. ENSEIGNEMENTS TIRES 16 9.3. RECOMMANDATIONS 17

ANNEXES 18

__________________________________________________________________________________ Le présent rapport a été rédigé par M. Z. AMADOU, Ingénieur Electromécanicien, OCIN.1 et M. M. HASSAN, Analyste financier, OCIN.1 à la suite de la mission qu’ils ont effectué au Sao Tomé et Principe du 11 au 22 avril 2004. Toute question y afférente peut être posée aux personnes suscitées ou à Mme F. SYLLA, Chef de Division p.i., OCIN.1

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RESUME ANALYTIQUE 1 Le projet de réhabilitation, de renforcement et d'extension des réseaux de transport et de distribution d'électricité à Sao Tomé, dénommé "Electricité 1", est un volet du Programme d'urgence de réhabilitation et de renforcement des infrastructures électriques (PURIE) de la République Démocratique de Sao Tome et Principe et du plan de restructuration technique, financière et commerciale de l’EMAE. Le PURIE a été défini dans le cadre de l'étude du schéma directeur du réseau électrique de Sao Tomé financée par la Banque européenne d’investissement (BEI). 2 Le projet Electricité I a été identifié en 1992 lors la réunion des bailleurs de fonds du secteur de l’énergie convoquée par le Gouvernement et le Programme des Nations unies pour le Développement (PNUD). Les objectifs du projet étaient, d'une part, la réhabilitation, le renforcement et l'extension des réseaux de transport et de distribution d'électricité en vue de l'amélioration quantitative et qualitative de la fourniture d'énergie électrique et, d'autre part, l'amélioration des performances techniques, financières et administratives de l'EMAE. Dans sa conception initiale, le projet comprenait les composantes suivantes : A) Construction et renforcement de sous-stations 30/6 kV ; B) Extension et renforcement du réseau MT ; C) Création, réhabilitation et renforcement de postes MT/BT ; D) Renforcement du réseau BT ; E) Réalisation de 3300 branchements BT ; F) Cellule de projet, formation et audit ; G) Ingénierie, contrôle et supervision des travaux ; et H) Assistance technique à la comptabilité. Il a été cofinancé par la Banque européenne d’investissement (BEI) et le FAD. 3 Après son évaluation sur la base des résultats provisoires de l’étude du schéma directeur suscitée, le projet a subi plusieurs modifications en ce qui concerne les conditions de mise en vigueur du prêt FAD, les coûts et le plan de financement et les modes d’acquisitions des services. Les changements ont été nécessaires en raison des difficultés de satisfaction de deux des conditions du prêt et suite à la modification du planning d’exécution des volets BEI et FAD ainsi qu’à une détermination plus précise des coûts du projet à la fin de l’étude du schéma directeur. 4 Le projet a effectivement démarré en début 1998 et s’est terminé en septembre 2002. Il a été exécuté en 60 mois (contre 29 prévus) avec quatre ans et six ans de retard par rapport, respectivement, aux dates initiales de démarrage et d’achèvement. Le retard au démarrage est principalement imputable au long délai de mise en vigueur du prêt. En ce qui concerne la durée de réalisation du projet, il convient de noter que les délais d’exécution des différents contrats ont été respectés et les travaux de réhabilitation et d’extension du réseau BT ont même été achevés en avance. Le délai d’exécution du projet a été plus long que prévu en raison de la difficulté à trouver un centre de formation pour les cadres comptables et des retards dans le processus d’acquisition des travaux et des services. Le calendrier d’exécution établi à l’évaluation était réaliste. Les retards et les changements du projet n’ont pas entraîné un dépassement du crédit. Par contre, les infrastructures de distribution, en particulier le réseau BT, se sont détériorées davantage. Ce qui rend nécessaire d’autres travaux de réhabilitation. Les objectifs du projet en terme de réalisations physiques ont été atteints, mais le succès du projet a été limité par la faiblesse des performances institutionnelles et du fait des dégradations supplémentaires dues au retard de démarrage des travaux. 5 Les installations du projet ont été réalisées conformément aux règles de l’art. Dans les conditions normales d’utilisation, elles ne nécessitent pas d’entretien à part l’élagage de la végétation. Les recettes qui seront générées par le projet permettront à l’entreprise de disposer de ressources pour l’achat des pièces de rechange pour le réseau. La réalisation de connexions additionnelles aux nouvelles lignes engendrera des recettes supplémentaires. Toutefois, l’EMAE devra à court terme renforcer ses capacités de production pour faire face à l’augmentation soutenue de la demande d’électricité. En outre, des mesures doivent être prises pour lutter contre le vol d’électricité et adopter une structure tarifaire en vue d’améliorer les finances l’EMAE. 6 Malgré un retard au démarrage et un long délai de réalisation, les objectifs quantitatifs et qualitatifs du projet ont été globalement atteints avec une économie substantielle de coût. Le projet obtient les notes 2,75 et 2,73 sur 4 pour, respectivement, la performance à l’exécution et la notation des résultats (voir formulaire IP1 et formulaire P01 en annexe 8). La performance à l’exécution et les résultats du projet sont satisfaisants. La performance globale du projet est satisfaisante. De manière spécifique, les performances de l’Emprunteur, de la Banque, de l’entreprise et des consultants sont satisfaisantes,

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tandis que celle de l’organe d’exécution est insuffisante. Les leçons tirées de l’exécution du projet concernent : son instruction, l’utilisation des consultants et l’acquisition des services de formation. 7 Les contraintes opérationnelles de la Banque et l’urgence des travaux de réhabilitation ont conduit au non-respect du cycle du projet au cours de son instruction. Le prêt avait été rapidement octroyé, mais le gain de temps qui en a résulté avait été vite résorbé par les retards dus aux ajustements techniques, financiers et institutionnels qui s’étaient révélés indispensables par la suite. Le respect du cycle du projet et son instruction sur la base d’études détaillées complètes est un préalable pour bien exécuté un projet dans les délais. 8 Au cours de l’exécution du projet, il y a eu, pendant une certaine période, la présence simultanée de 5 à 6 assistants techniques supervisés par seulement trois cadres soit un ratio de deux assistants par cadre. L’EMAE n’a pas été en mesure d’encadrer l’assistance technique qui a paru mal acceptée. Il en a résulté un mauvais climat de travail qui n’a pas permis d’atteindre les objectifs visés. Compte tenu de la situation de l’entreprise, une partie des fonds d’assistance technique aurait pu être consacré à des formations de longue durée. 9 Une partie des prestations de la CEP ne nécessitait pas la présence continue de tous ses membres. Les tâches d’acquisition de biens et services peuvent être accomplies au travers de missions ponctuelles. Cela à l’avantage de réduire les coûts d’assistance technique et de faire intervenir des experts spécialisés pour les différentes prestations. 10 L’appel d’offres sur la base d’une liste restreinte de centres de formation a été infructueux car ces dernières, coutumiers des inscriptions directes, ne sont pas familières à la confection des dossiers d’appel d’offres. La sélection sur la base d’une proposition de services ou d’une négociation directe se révèle être le mode le plus approprié pour assurer la formation dans le cadre des projets. 11 Pour renforcer les résultats du projet et de l’EMAE et pour améliorer les futures interventions de la Banque il est recommandé :

i. A la Banque : de n’entreprendre l’évaluation d’un projet qu’une fois que les études détaillées seront achevées et de veiller aux respects des étapes d’instruction des projets ; d’envisager la poursuite de ses interventions dans le sous-secteur de l’électricité dans le cadre d’un appui institutionnel à l’EMAE et pour parachever la réhabilitation des infrastructures électriques et l’augmentation des capacités de production d’électricité ; ii. A l’Emprunteur : d’inclure dans le projet de code de l’électricité des dispositions visant à réprimer la fraude ; adopter le projet de code de l’électricité ; rechercher les financements requis pour parachever la remis en état du réseau de distribution et pour augmenter les capacités de production d’électricité en veillant à transférer la centrale thermique du centre ville vers un site mieux approprié du point de vue environnemental et ; appliquer la nouvelle structure des tarifs recommandée par l’étude tarifaire. iii. A l’organe d’exécution : de mettre en place un système de comptabilité analytique.

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DONNEES DE BASE DU PROJET

1. Numéro de prêt : 2100150000912 (anciennement F/STP/ELC-1/94/12)

2. Emprunteur : Gouvernement de la République Démocratique de Sao Tomé et Principe 3. Bénéficiaire : Empresa de Agua e Electricidade (EMAE) 4. Organe d’exécution : EMAE A. PRET FAD

Prêt Estimation à l'Evaluation Chiffres réels 1. Montant (en millions d'UC) 3,50 1,94 2. Commission de service 0,75% 0,75% 3. Commission d'engagement 1% 1% 4. Période de remboursement 50 ans 50 ans 5. Différé d'amortissement 10 ans 10 ans 6. Dates de négociation octobre 1993 22/10/1993 7. Date d'approbation Novembre 1993 24/11/1993 8. Date de signature Mai 1994 11/05/1994 9. Date d'entrée en vigueur Décembre 1994 30/05/1997

B. DONNEES DU PROJET

Projet Estimation à l'évaluation Estimation à la réévaluation Réalisation Devises M.L. Total Devises M.L. Total Devises M.L. Total

1. Coût total (en milliers d'UC) 4.803 501 5.304 4.803 501 5.304 4.385 571 4.956 2. Plan de financement FAD 3.405 96 3.501 3.405 96 3.501 1.938 - 1.938 BEI 1.398 - 1.398 1.398 - 1.398 2.447 - 2.447 Gouvernement - 405 405 - 405 405 - 571 571 3. Date du premier décaissement Mars 1994 Mars 1994 28 mai 1998 4. Date du dernier décaissement 31 décembre 1998 31 décembre 1998 04 septembre 2003 5. Date de démarrage du projet avril 1994 avril 1994 Avril 1998 6. Date d'achèvement du projet Août 1996 Août 1996 Septembre 2002 C. INDICATEURS DE PERFORMANCE

Intitulé 1. Reliquat (millions UC) 1,56 44,57 2 . Retards par rapport au calendrier Durée % Décalage par rapport à l'entrée en vigueur 29 mois 483 Décalage par rapport à la date d'achèvement 60 mois 207 Décalage par rapport au dernier décaissement 56 mois 140 Nombre de prorogation de la date limite de dernier décaissement 2 3 . Etat d'exécution du projet Achevé 4. Liste des indicateurs vérifiables et stade d'achèvement (en % des stades prévus) Quantité réalisée % Sous-station MT (nombre) 5 100 Postes MT /BT (nombre) 57 78 Ligne MT (km) 41 173 Ligne BT (km) 82 103 Branchements (nombre) 4700 114 5. Performance insuffisant Passable Satisfaisant Performance institutionnelle X Performance de l'entrepreneur X Consultants X

Cellule d’exécution du Projet X Ingénieur chargé de la surveillance des travaux X Audit X Centre de Formation X

6. Rentabilité Evaluation Achèvement Taux de rentabilité financière 31 % 41,14% Taux de rentabilité économique 47,80 % 47,26 %

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D. MISSIONS

Composition Personnes-jours

Dates Nombre de

Personnes Ingénieur Analyste financier Environnementaliste

1. Identification Novembre 1992 1 1 7 2. Préparation 3. Evaluation 23/02 au 10/03/1993 2 1 1 32 4. Reévaluation Août 1993 5. Supervisions Supervision 1 09 au 22/07/1996 2 1 1 28 Supervision 2 24/02 au 10/03/98 1 1 15 Supervision 3 25/04 au 09/05/99 1 1 15 Supervision 4 17 au 29/10/99 1 1 13 Supervision 5 11 au 25/04/2000 2 1 1 30 Supervision 6 24/11 au 01/12/2000 1 1 8 Supervision 7 08 au 14/04/2001 1 1 7 Supervision 8 24/11 au 03/12/2001 1 1 10 6. RAP 11 - 22 avril 2004 2 1 1 24 Total 15 11 3 1 189

E. DECAISSEMENTS FAD (milliers d’UC)

Année 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Total Décaissements prévus 592 1683 1225 - - - - - - - 3500 Décaissements réalisés - - - - 275 696 616 245 81 25 1938

F. ENTREPRENEUR

– Nom : RMT Industrie und Elektrotechnik Gmbh – Responsabilité: Réhabilitation et extension du réseau électrique BT Marché initial – Date de signature du contrat : 27/08/1999 – Date de mise en vigueur : 27/08/1999 – Durée du contrat : 16 mois – Montant : 10.607.142 FRF

Avenant N°1

– Objet de l’avenant : Branchements additionnels – Date de signature de l’avenant : 27/12/2000 – Durée de l’avenant : 4 mois – Montant : 954.042,6 FRF

G. CONSULTANT : Cellule d’exécution du projet

– Nom : EPS / Groupe Lahmeyer International – Responsabilité : Cellule d’exécution des travaux Marché initial – Date de signature du contrat : 05/03/1998 – Date de mise en vigueur : 05/03/1998

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– Durée du contrat : 30 mois – Montant : 5.653.600 FRF Avenant – Objet de l’avenant : Prolongation de la durée initiale du contrat – Date de signature de l’avenant : 23 novembre 2000 – Durée de l’avenant : 4 mois – Montant : 386.750 FRF

H. CONSULTANT : Surveillance des travaux

– Nom : Electricité de France International – Responsabilité : Surveillance des travaux – Date de signature du contrat : 25/11/1999 – Date de mise en vigueur : 25/11/199 – Durée du contrat* : 16 mois – Montant * : 396.000 FRF

* Bien que la durée des travaux soit de 16 mois, le montant des prestations facturées correspond à 4 mois étant donné que pendant les 12 autres mois, Electricité de France qui assure concomitamment la surveillance des travaux financés par la BEI a accepté d’assurer celles des travaux financés par le FAD sans frais supplémentaires.

I. CONSULTANT : Audit du projet

– Nom : ACECA – Responsabilité : Révision des comptes du projet – Date de signature du contrat : 24 mai 2000 – Date de mise en vigueur : 24 mai 2000 – Durée du contrat : 28 mois – Montant : 260.000 FRF

J. CONSULTANT : Formation

– Nom : Centre africain d’études supérieures en gestion – Responsabilité : Formation d’un cadre comptable – Date de signature du contrat : octobre 2001 – Date de mise en vigueur : 26 mars 2002 – Durée du contrat : 10 mois – Montant : 11.500.000 FCFA

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EQUIVALENCES ET ABREVIATIONS

Evolution du taux moyen de change UC/Dobras

Année Dobras Francs français 1997 1705.52 7.98 1998 9228.12 8.02 1999 9579.44 8.38 2000 10045.92 9.38 2001 10901.76 9.38 2002 11624.41 9.34 2003 12481.57 9.05

Unités de mesure

Les unités de mesure sont celles du système métrique

1 km = Kilomètre V = Volt, unité de mesure de tension W = Watt, unité de mesure de puissance 1 kV = kilovolt = 103 volts (V) 1 kW = kilowatt = 103 watts (W) 1 kWh = Kilowatt-heure 1 MW = mégawatt = 103 kilowatts 1 MWh = megawatt-heure = 103 kilowatt-heures 1 GWh = Gigawatt-heure = 106 kilowattheures

Sigles et abréviations AFD : Agence française de développement BAD : Banque africaine de développement BEI : Banque européenne d’investissement BT : Basse Tension CEP : Cellule d’Exécution du Projet CFD : Caisse française de développement DRNE : Direction des Ressources Naturelles et de l’Energie EDF : Electricité de France EMAE : Empresa de Agua e Electricidade FAC : Fonds d’aide et de coopération FAD : Fonds africain de développement MT : Moyenne Tension M.L. : Monnaie Locale PAEF : Programme d’assainissement économique et financier PNUD : Programme des Nations Unies pour le développement PURIE : Programme d’urgence de réhabilitation des infrastructures électriques RAP : Rapport d’achèvement de projet UC : Unité de Compte USD : Dollar des Etats Unis d’Amérique

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Sao Tomé et Principe : MATRICE DU PROJET ELECTRICITE I

Indicateurs Vérifiables (IOV) Description Narrative (DN) A l’évaluation A l’achèvement

Moyens de Vérification (MV)

Suppositions Importantes

Objectif Sectoriel : 1 Amélioration de la desserte et satisfaction des besoins en énergie électrique de Sao Tomé

1.1 Raccordement de nouveaux abonnés MT pour une puissance installée de 3 MW à la fin du projet 1.2 Alimentation de 3300 foyers à la fin du projet

1.1 En 2001, Raccordement de trois abonnés MT 1.2 Alimentation de 4700 foyers en fin 2001

1.1 Statistiques commerciales et de production de l’EMAE

Objectif du projet : 1. Réhabilitation et extension des réseaux de transport et de distribution d’électricité de la région de Sao Tomé 2. Amélioration des performances techniques, financières et administratives de l’EMAE.

1.1 Réduction du taux des pertes techniques de 37% en 1997 à 20% à la fin du projet. 1.2 Réduction du nombre de coupures 2.1 Réduction de temps de coupure et de la quantité d’énergie non distribuée. 2.2 Délai de production et fiabilité des documents comptables

1.1 Réduction du taux de perte de 40% en 1998 à 28% en 2002 1.2 Nombre de coupures de courant réduit 2.1 Energie non distribuée passée de 1365 MWh en 1998 à 490 MWh en 2002

Rapport annuel d’exploitation de l’EMAE Idem 1.1 Rapport annuel d’exploitation technique et états financiers de l’EMAE

1 Les efforts de soutien à la restructuration de l’EMAE sont accentués. L’EMAE et l’Etat respectent les contrats de performances qui les lient.

Réalisations : 1. Des réseaux MT et BT fiables de transport et de distribution d’électricité établis dans les règles de l’art, sont réalisés dans la région de Sao Tomé 2. Des procédures adéquates de gestion technique, comptable et administrative sont élaborées et mises en place 3. Formation de deux agents comptables

1.1 A la fin du projet : - 4 sous-stations MT renforcées - 1 sous-station construite - 13 postes MT/BT sont établis - 60 postes renforcés ou réhabilités - 80 km de ligne BT construits - 15 km de lignes MT construits - 3300 branchements réalisés 2.1 Manuels et consignes d’exploitation élaborés 3.1 Un cadre et un agent comptable sont formés

- 4 sous-stations MT renforcées - 1 sous-station construite - 11 postes MT/BT sont établis - 46 postes renforcés ou réhabilités - 82 km de réseaux BT construits - 41 km de ligne MT construits - 4700 branchements sont réalisés

Rapports périodiques d’avancement et rapport d’achèvement du projet Constat des missions de supervision et rapport d’achèvement du projet

L’EMAE a mis en place une politique commerciale performante.

Activités : 1.1 Appels d’offres pour le recrutement des Consultants et de l’entreprise de travaux 1.2 Recrutement de la Cellule du Projet 1.3 Recrutement de l’ingénieur-conseil chargé de la supervision et du contrôle des travaux 1.4 Adjudication du marché de travaux 1.5 Contrôle et surveillance des travaux 1.6 Fourniture et travaux de construction de réseau 1.7 Formation 1.8 Assistance technique 1.9 Audit

Source Dev. ML Total ------------------------------------------ FAD 3,40 0,10 3,50 BEI 1.40- 1,40 Gvt. - 0.40 0,40 ------------------------------------------ Total 4,80 0,50 5,30

Source Dev. ML Total ----------------------------------------- FAD 1,94 - 1,94 BEI 2,45 - 2,45 Gvt. - 0.57 0,57 ----------------------------------------- Total 4,34 0,57 4,96

1.1 Rapports d’avancement 1.2 Rapports de l’Ingénieur-Conseil et de la Cellule du projet IDEM Rapports annuels d’audits

Nota : La matrice a été reprise telle qu’elle figure dans le rapport d’évaluation du projet. Seule la colonne ‘A l’achèvement’ a été rajoutée pour les besoins de comparaison.

1 INTRODUCTION 1.1 Le projet de réhabilitation, de renforcement et d'extension des réseaux de transport et de distribution d'électricité à Sao Tomé, dénommé "Electricité 1", est la première et, à ce jour, l’unique intervention financée par le Groupe de la Banque dans le secteur de l’énergie à Sao Tomé et Principe (STP). Le projet qui porte sur la remise en état et l’extension du réseau de distribution est un des volets du Programme d’urgence de réhabilitation des infrastructures électriques (PURIE) de Sao Tomé et Principe. Ce programme comprend également la remise à niveau et l’augmentation des capacités des deux centrales hydroélectriques et de la centrale thermique de la ville de Sao Tomé, exploitées par la société nationale d’électricité Empresa de Agua e Electricidade (EMAE). La zone du projet couvre le réseau de distribution du centre ville et les quartiers périphériques de la capitale Sao Tome. 1.2 La remise en état des infrastructures électriques que visait le projet est un des axes de développement du sous-secteur qui comprend également la restructuration commerciale et financière de l’EMAE. Dans le contexte de cette restructuration, le Gouvernement a promulgué une loi définissant un nouveau cadre institutionnel et assurant une grande autonomie administrative et financière à l’EMAE. En contrepartie de cette autonomie, l’EMAE s’était engagée, dans le cadre d’un contrat plan, à assurer son équilibre et à améliorer sa performance opérationnelle. 1.3 La gestion de l’entreprise a alors été confiée, à partir de 1993, à une société privée en vertu d’un contrat de régie intéressée. Toutefois, le contrat de régie intéressé a été résilié suite à l’incapacité du Gouvernement à payer le régisseur. La direction de l’EMAE avait été confiée à des cadres de l’EMAE auxquels il a été prévu d’apporter une forte assistance technique étrangère dans le domaine de l’informatique, de la gestion des projets, de la comptabilité et de la production d’électricité. Vers la fin de la mission des assistants techniques, le Gouvernement avait lancé une étude d’organisation de l’EMAE destinée à dégager une proposition de solution pour une gestion de l’EMAE. Cette étude a été achevée en 2000 mais ses recommandations n’ont pas été mises en œuvre. A partir de 2001, le Gouvernement a confié la gestion de l’EMAE à une équipe de gestion constituée de 3 experts santoméens qui ne sont pas membres du personnel de l’EMAE. 2 OBJECTIFS ET FORMULATION DU PROJET 2.1 Objectifs du projet Sur le plan sectoriel, le projet visait la satisfaction des besoins en énergie électrique de la région de Sao Tomé. Les objectifs spécifiques du projet étaient, d'une part, la réhabilitation, le renforcement et l'extension des réseaux de transport et de distribution d'électricité en vue de l'amélioration quantitative et qualitative de la fourniture d'énergie électrique et, d'autre part, l'amélioration des performances techniques, financières et administratives de l'EMAE.

2.2 Description du projet Dans sa conception initiale, le projet comprenait les composantes suivantes :

A) Construction et renforcement de sous-station 30/6 kV ; B) Extension et renforcement du réseau MT ; C) Création, réhabilitation et renforcement de postes MT/BT ; D) Renforcement du réseau BT ; E) Réalisation de 3300 branchements BT ;

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F) Cellule du projet, formation et audit ; G) Ingénierie, contrôle et supervision des travaux ; et H) Assistance technique à la comptabilité.

2.3 Origine et formulation du projet 2.3.1 Le projet a été identifié par la Banque lors de la réunion des bailleurs de fonds du secteur énergie convoquée par le Gouvernement de STP et le PNUD en novembre 1992. Il a été retenu par la Banque dans le programme de prêt 1993 du FAD. Le projet Electricité 1, est un volet du PURIE et du plan de restructuration technique, financière et commerciale de l’EMAE. Ce programme a été défini dans le cadre de l'étude du schéma directeur du réseau électrique de Sao Tomé financée par la BEI. Dans le domaine de la production d’électricité, le programme comprenait : l’augmentation de la puissance de la centrale thermique de Sao Tomé ; la construction d’une nouvelle centrale de 3 MW à Blu Blu près de Sao Tomé ; la réalisation d’une centrale hydroélectrique de 1,8 MW (Centrale d’Abade 3) et ; le lancement des études de faisabilité des centrales de Manuel Jorge. Dans le domaine de la distribution, le PURIE comprenait la remise en état des réseaux basse tension (BT) et moyenne tension (MT).

2.3.2 La conception du projet Electricité I reposait sur la prise en compte des problèmes techniques et institutionnels du sous-secteur de l’électricité et de ses besoins d’investissement. C’est ainsi que le projet comporte des composantes visant d’une part, à remettre en état l’infrastructure électrique et, d’autre part, à remédier aux insuffisances des capacités de gestion de l’EMAE. En vue de réaliser l’ensemble du PURIE dont la réalisation concomitante des différents volets était requise pour la mise à niveau de l’EMAE, il a été fait recours à plusieurs sources de financement. L’obtention des financements nécessaires à la réalisation des volets les plus importants du programme a été une des conditions du prêt de la Banque. 2.4 Préparation, évaluation, négociation, et approbation

Après son identification en novembre 1992, le projet a été évalué en février 1993 sans avoir fait l’objet d’une mission de préparation systématique. Une mission de réévaluation s’était rendue à Sao Tomé en août 1993 pour affiner les composantes relatives à l’assistance technique après la conclusion d’un contrat de régie intéressée pour la gestion de l’EMAE. Les négociations se sont déroulées le 22 octobre 1993 au siège de la Banque. Les conditions du prêt, énoncées dans le rapport d’évaluation ont été acceptées par les deux parties. Le prêt a été approuvé le 24 novembre 1993. L’accord de prêt d’un montant de 3,5 millions d’UC a été signé le 11 mai 1994. 3 EXECUTION DU PROJET 3.1 Entrée en vigueur et démarrage 3.1.1 L’entrée en vigueur du prêt était subordonnée à la réalisation de sept ‘conditions préalables au premier décaissement’ (voir annexe 4). La mise en vigueur du prêt était intervenue le 30 mai 1997 soit 36 mois après sa signature. Ce retard s’explique essentiellement par les difficultés rencontrées par l’Emprunteur pour satisfaire et la condition n° (iii), ‘fournir la preuve de l’obtention du financement de la réalisation des investissements liés à l’augmentation d’au moins 3 MW de puissance installée à Sao Tomé’ et la condition n° (iv), ‘fournir la preuve de l’obtention des ressources nécessaires au financement du contrat de régie pour la période allant de juin 1994 à décembre 1996’. Cette dernière condition a dû

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être changée et l’accord de prêt a été amendé en conséquence. Les activités du projet ont démarré en avril 1998 avec la mise en place de la Cellule d’exécution du projet (CEP) composée de deux assistants techniques. 3.2 Modifications 3.2.1 Les premières modifications du projet ont été effectuées en raison des difficultés rencontrées par l’Emprunteur pour poursuivre le financement de la régie après l’arrêt du financement de Caisse française de développement. Il a été convenu de mettre en place, en remplacement de la régie, une assistance technique dans les domaines de la comptabilité et de l’informatique. En conséquence, la condition préalable (iv) précitée a été reformulée comme suit : ‘l’Emprunteur devra fournir la preuve de l’obtention du financement de l’assistance technique à la comptabilité et à l’informatique’. Le libellé de la composante H était devenu ‘Assistance technique au département administratif’ au lieu de ‘Assistance technique à la comptabilité’. 3.2.2 Toutefois, la composante ‘Assistance technique au Département administratif’ n’a pas été exécutée en raison de la décision du Gouvernement, prise au courant de l’année 2000, d’engager un opérateur privé pour assurer la gestion de l’EMAE. Des démarches ont été engagées auprès des sociétés d’électricité des pays voisins, notamment la Société d’électricité du Gabon (SEEG)1, en vue de leur confier la gestion de l’EMAE. L’exécution de cette composante avait été jugée inopportune étant donné que l’équipe du gestionnaire privé qui devait être recrutée allait comporter un directeur administratif. En conséquence, le processus de recrutement d’un expert administratif a été arrêté. 3.2.3 Une autre modification concernant les aspects financiers a été effectuée après la finalisation des études d’exécution qui a abouti à une détermination plus précise des coûts. Le plan de financement par composantes et le nombre de branchements à réaliser ont été modifiés. Il a été convenu que la BEI finance la composante C en plus des composantes A et B initialement prévues. Le nombre de branchements à réaliser a été réduit de 4.100 à 3.300. Au final 4.700 branchements ont été réalisés. 3.2.4 Enfin, deux modifications de mode d’acquisition ont été opérées au cours de l’exécution du projet. Le premier changement concernait le recrutement d’un bureau d’ingénieurs-conseils chargé de l’ingénierie, du contrôle et de la supervision des travaux. Au lieu d’un appel d’offres sur la base d’une liste restreinte, un contrat de gré à gré a été conclu avec le bureau d’ingénieurs-conseils auquel avait déjà été confiée la surveillance des travaux financés par la BEI. Etant donné que les deux volets (FAD et BEI) étaient exécutés dans la même période, le bureau d’ingénieurs-conseils avait accepté d’assurer la surveillance des travaux financés par le FAD en ne facturant que les 4 mois de prestation (au lieu de 16) exclusivement consacrés aux travaux BT. Cette modification a permis (i) une réduction d’environ 10 % des coûts du projet et (ii) une meilleure coordination des travaux BT avec ceux financés par la BEI. Le deuxième changement de mode d’acquisition concernait la sous-composante ‘Formation’. A l’issue d’une consultation infructueuse de centres de formation, sur la base d’une liste restreinte par la Banque, l’Emprunteur était entré directement en

1 Il convient de souligner que la gestion de la SEG est assurée par un opérateur privé dans le cadre d’un contrat de concession. Une négociation directe avait été préférée au lancement d’un appel d’offres pour la reprise des activités de l’EMAE. Cette démarche se justifie au regard de la très petite taille de l’EMAE et du retour d’expérience des tentatives de réformes du sous-secteur électricité en Afrique de l’Ouest et du centre. Très peu d’opérateur privé répond aux appels d’offres de privatisation.

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négociation, après autorisation de la Banque, avec le Centre africain d’études supérieures en gestion (CESAG) pour conclure le contrat de formation. 3.2.5 Les changements opérés au cours de l’exécution du projet n’ont pas entraîné une augmentation de son coût. Par contre, ils sont la cause d’une partie du retard de démarrage du projet, particulièrement en ce qui concerne le changement de la condition (iv) et la recherche d’un financement pour l’assistance technique. 3.3 Calendrier d’exécution 3.3.1 A l’évaluation, il était prévu que le projet démarre en janvier 1994 pour se terminer en août 1996, soit une durée prévisionnelle totale de 29 mois. Le projet n’a démarré en début 1998 et s’est terminé en septembre 2002. Il a été exécuté en 60 mois avec quatre ans de retard par rapport à la date initiale de démarrage et six ans par rapport à la date d’achèvement. 3.3.2 Le retard au démarrage est imputable au délai de mise en vigueur du prêt (3 ans) et au délai de recrutement (1 an) de la Cellule d’exécution. L’exécution du projet a pris le double du temps initialement prévu, conduisant ainsi à un retard à l’achèvement de six ans. En ce qui concerne la durée de réalisation du projet, il convient de noter que les délais d’exécution des différents contrats ont été respectés et les travaux de réhabilitation et d’extension du réseau BT ont même été achevés avec deux mois d’avance. Le délai d’exécution du projet a été plus long que prévu en raison de la difficulté à trouver un centre de formation pour les cadres comptables et des retards dans le processus d’acquisition des travaux et services. 3.3.3 Le calendrier global d’exécution établi à l’évaluation était, de manière générale, assez réaliste. Toutefois il n’était pas suffisamment détaillé pour faire apparaître l’exécution des sous-composantes de la composante ‘Cellule du projet, Audit, formation’. Les délais d’exécution des composantes et sous-composantes était réaliste sauf en ce qui concerne le volet audit pour lequel il fallait prévoir la révision des comptes de la dernière année du projet, quelques mois après son achèvement. 3.3.4 Les retards enregistrés dans la réalisation du projet n’ont pas entraîné un dépassement du crédit du projet. Par contre, les infrastructures de distribution en particulier le réseau BT se sont détériorées davantage. De ce fait, l’amélioration du rendement de réseau a été inférieure à ce qui a été prévu. Deux prorogations de la date de décaissement du prêt ont été effectuées du fait du retard dans la réalisation du projet. 3.4 Rapports 3.4.1 Dans le cadre de l’exécution du projet, la production des rapports suivant a été prévue : rapport d’avancement des travaux ; rapports de la CEP ; rapports d’audit ; rapports de formation et ; rapports trimestriels et rapport d’achèvement de l’Emprunteur. Tous les rapports ont été produits à l’exclusion des rapports de formation, ce qui a conduit la Banque à ne pas procéder au paiement des frais de formation au profit du CESAG. La formation a été finalement financée par l’EMAE.

3.4.2 Les rapports mensuels d’avancement des travaux, rédigés par l’Ingénieur conseil chargé de la surveillance des travaux, et les rapports de la CEP ont été régulièrement produits. Les versions provisoires des rapports d’audits des comptes des exercices 1998, 1999, 2000 ont soumis dans les délais à la Banque et à l’Organe d’exécution. Toutefois, la finalisation de ces rapports a souvent accusé du retard en raison des délais mis par l’EMAE pour

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communiquer ses observations. Tous les rapports rédigés par les consultants étaient de qualité acceptable, car ils contenaient les informations requises malgré les limitations dues à la mauvaise tenue de la comptabilité générale et le manque de comptabilité analytique.

3.4.3 Les rapports trimestriels d’avancement du projet n’ont pas été régulièrement transmis à la Banque par l’Organe d’exécution malgré l’assistance de la CEP. Les rapports, préparés dans les délais par la CEP, étaient approuvés par l’EMAE, avec de longs délais, avant leur envoi à la Banque. Cette situation a conduit la Banque à envoyer, en octobre 2002, une lettre de préavis de suspension de décaissement à l’Emprunteur. A la suite de ce préavis, la transmission des rapports s’est améliorée. L’Organe d’exécution du projet avait rédigé et soumis à la Banque le rapport d’achèvement du projet. Toutefois, ce rapport ne contient pas toutes les informations requises sur l’exécution du projet et n’analyse pas les performances des divers intervenants du projet. En outre, le format du rapport, qui a été pourtant fournie par la Banque, n’a pas été suivi. La demande de reprise du rapport faite par la Banque n’a pas eu de suite. 3.5 Passation de marchés

Cinq contrats et deux avenants ont été conclu dans le cadre du projet. Les biens, services et travaux ont été acquis conformément aux règles de procédure de la Banque. Les principales difficultés rencontrées dans le processus d’acquisition étaient dues à l’utilisation, dans le cas du marché de travaux et de la CEP, de dossiers d’appel d’offres non-standard dont l’adaptation a entraîné des retards. Ces difficultés ont été accentuées par la faible connaissance par l’Organe d’exécution des règles de la Banque. Elles ont engendré des retards dans le lancement des appels d’offres et la finalisation des contrats. En outre le processus d’acquisition a été handicapé par les longs délais d’approbation par l’EMAE des rapports d’évaluation des offres. Toutefois, la forte compétition dans le cadre du marché de travaux et le changement de mode d’acquisition pour la surveillance des travaux ont permis de réaliser des économies sur les coûts du projet. 3.6 Sources de financement et décaissements

Coûts et financement du projet

3.6.1 Les coûts du projet à l’évaluation et à l’achèvement sont donnés dans le tableau figurant à l’annexe 5. Le coût effectif du projet s’élève à 4,96 millions d’UC contre 5,34 millions d’UC prévus à l’évaluation. Malgré le glissement important du calendrier d’exécution, le coût réel est inférieur au coût prévisionnel en raison des économies réalisées sur le contrat de contrôle et surveillance des travaux. En effet, selon la répartition du financement à l’évaluation, le FAD devait financer cette composante, mais compte tenu du fait que la BEI avait commencé le financement de sa partie avant celle de la Banque (travaux) et qu’elle avait donc déjà recruté le bureau de contrôle et de surveillance des travaux, il a été proposé que ce même bureau effectue la même prestation pour les travaux financés par la Banque. Par conséquent, la Banque n’a eu qu’à financer que 4 mois de prestations pour ce bureau au lieu de 18 mois prévus à l’évaluation, le reste ayant été pris en charge par la BEI.

3.6.2 Le projet a été conjointement financé par le FAD et le Gouvernement et en parallèle avec la BEI. Le FAD devait financer 66 % (3,5 millions d’UC) du coût total du projet, la BEI 26% (1,39 million) et le Gouvernement 8% (0,40 million). Les contributions effectives du FAD, de la BEI et du Gouvernement ont été respectivement de 39% (1,94 million), 49% (2,45 millions) et 12% (0,57 million). Comme évoqué ci-dessus, la diminution de la part du FAD et

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l’augmentation de celle de la BEI s’expliquent par le fait que le contrôle et la surveillance ont été pratiquement financés par la BEI, le FAD n’ayant eu à financer que 4 mois du contrat de cette activité. La part de financement de l’Emprunteur est passée de 8% à 12% en raison du financement par l’EMAE de la construction des locaux de la CEP et de la dépose des anciennes lignes remplacées et des frais de formation en comptabilité. La construction des locaux et la dépose des lignes n’ont pas été budgétisées tandis que le financement des frais de formation étaient initialement prévues sur les fonds FAD. 3.6.3 Un reliquat de 1,56 millions a été dégagé sur les ressources du FAD. En fin 2001, le Gouvernement avait introduit auprès de la Banque une demande d’utilisation du reliquat pour poursuivre la réhabilitation du réseau. Toutefois, la Banque n’a pas donné une suite favorable à cette requête en raison de l’âge du projet. Le reliquat a donc été annulé.

Décaissements des composantes FAD 3.6.4 Le tableau ci-dessous donne le calendrier des décaissements. Les décaissements se sont étalés sur 5années et demi au lieu de 3 années prévues à l’évaluation.

Calendrier des décaissements (en milliers d’UC)

Année 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Total Décaissements prévus 592 1683 1225 - - - - - - - 3500 Décaissements réalisés - - - - 275 696 616 245 81 25 1938

3.6.5 Le projet a pris beaucoup de retard en raison des problèmes mentionnés au point 3.1.1. Cependant, l’on peut noter que 95% du prêt de la Banque a été décaissé en 6 années d’exécution. Par conséquent, en terme de la durée des dépenses, le projet n’a eu qu’une année de retard puisque les dépenses étaient prévues sur 3 années (1994-1996). 4 PERFORMANCE DU PROJET

4.1 Evaluation globale

La performance du projet en termes de réalisations physiques est satisfaisante car les

objectifs quantitatifs du projet ont été atteints, voire dépassé dans la plupart des cas. Par contre, les difficultés d’accomplissement des conditions du prêt ont retardé son démarrage et prolongé sa durée d’exécution. En effet, certaines conditions se sont avérées difficiles à remplir notamment la condition (iv) relative à la preuve du financement du contrat de régie pour la période de juin 1994 en décembre 1996. Cette exigence aurait du tenir compte de la capacité financière de l’EMAE qui manifestement ne permettait pas le financement de ce contrat. Dès le départ il aurait fallu prévoir soit le financement de cette régie par un bailleur de fonds soit la mise en place d’une assistance technique pour aider l’EMAE à améliorer sa gestion accompagnée d’un plan de formation des cadres.

4.2 Résultats d’exploitation

La performance opérationnelle du projet est satisfaisante. En effet, de manière

générale, les objectifs du projet ont été atteints et même dépassés. Les réalisations du projet sont les suivantes :

Réseaux MT (sur financement de la BEI)

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- Construction de : 1 sous-station 30/6 kV ; 7 postes maçonnés en 6kV/400V ; 4 postes maçonnés en 30 kV/400V

- Construction de : 13.492 m de lignes 30 kV ; 27.213 m de lignes 6 kV

- Réhabilitation de : 4 sous-stations ; 38 postes

Réseaux BT (financement FAD) :

- Construction de 26.280 m de lignes souterraines BT ; - Construction de 55.206 m de lignes aériennes; - Réalisation de 4.700 branchements 4.3 Performance institutionnelle 4.3.1 La performance institutionnelle est insuffisante. A l’évaluation, la responsabilité du service de l’électricité et de l’eau relevait de l’EMAE qui était une société publique. La gestion de l’EMAE s’exerçait dans le cadre d’un contrat-plan signé avec l’Etat pour une durée de 4 années couvrant la période du 01/01/93 au 31/12/96. Ce contrat prévoyait de doter l’entreprise des infrastructures et ressources humaines nécessaires afin d’assurer sa viabilité économique et financière par la réalisation d’un programme d’investissement prioritaire. La gestion quotidienne était confiée à une société française privée en vertu d’un contrat de régie intéressée d’une durée de 4 ans passé avec le Gouvernement santoméen et financé jusqu’en mai 1994 par l’ancienne Caisse française de Développement. Après cette date le niveau des tarifs de l’eau et de l’électricité devait permettre le financement de cette régie. Cependant, compte tenu du retard dans la mise en place des investissements prévus pour l’augmentation de la production et de la réhabilitation des installations, les augmentations tarifaires n’ont pas suffi à assurer ce financement et ceci a constitué l’une des raisons de la résiliation de ce contrat par le Gouvernement en septembre 1996. Depuis le départ du régisseur, l’EMAE est gérée par les cadres Santoméens avec au début l’appui des assistants techniques pour la comptabilité, l’informatique, la production d’électricité et la gestion des projets. Malgré la réalisation des investissements de production et de réhabilitation des réseaux avec l’exécution du projet, et les recommandations des différentes études institutionnelles entreprises, la tarification de l'électricité et de l'eau n'a pratiquement pas fait de progrès substantiels qui puissent permettre d’améliorer l’équilibre financier précaire de la société. 4.3.2 Le Gouvernement a initié un programme d’assainissement économique et financier (PAEF) de l’EMAE en 2001 avec la conclusion d’un contrat d’assistance technique avec une équipe de gestion constituée de 3 experts santoméens et une importante réduction du personnel, qui a fait passer le nombre d’agents permanents de 294 à 136. Cependant, même s’il est trop tôt pour évaluer les résultats de ce programme, on peut néanmoins constater que certaines faiblesses de gestion n’ont pas encore été éliminées : retards de plusieurs années dans l’élaboration des rapports d’activités, comptes non audités, activités irrégulières du Conseil d’administration etc. Par ailleurs, le caractère provisoire de l’équipe de direction constitue un des inconvénients de la formule de management actuelle, notamment en ce qui concerne la planification et le développement de l’entreprise. La question de la privatisation de l’EMAE continue toujours d’être évoquée depuis la période de l’évaluation du projet sans que, toutefois, des décisions aient été prises dans ce domaine.

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4.3.3 Concernant la gestion commerciale, les procédures et les outils de la gestion clientèle n’ont pas évolué significativement. Cependant, l’EMAE semble avoir réalisé des progrès au cours des dernières années et notamment au niveau de l’augmentation de son rendement électrique global2. 4.4 Efficacité en matière d’organisation et de gestion 4.4.1 A l’évaluation, le Conseil d’Administration (CA) de l’EMAE qui est le principal organe de gestion de l’EMAE n’avait pas été mis en place alors que le décret fixant ses compétences et sa composition avait été approuvée depuis le 31/12/91. Le CA a été finalement installé depuis le 28/01/94 et a fonctionné jusqu’à la restructuration du management de l’EMAE intervenu le 01/09/01. En effet, dans le cadre du PAEF, il a été crée une Commission de Coordination (CC) constitué de 3 membres qui est officiellement un organe consultatif qui se réunit une fois par mois pour émettre des avis sur les rapports et les budgets produits par l’EMAE. Bien que la CC n’ait pas autorité pour approuver les comptes de l’entreprise, elle a supplanté pratiquement le CA au point qu’actuellement on ne connaît pas l’organe qui est juridiquement responsable de la gestion de l’entreprise. 4.4.2 La principale différence entre l’organigramme actuel de celui en vigueur à l’évaluation (voir organigrammes en annexe 3) est l’éclatement de l’ancienne Direction Technique en deux directions : (i) la Direction de l’Electricité comprenant 4 départements dont un cabinet de suivi de projets nouvellement crée et (ii) la Direction de l’Eau organisée en deux départements (exploitation et qualité). Bien que cette réorganisation reflète clairement les principales activités de l’entreprise, il aurait été plus efficace de rattacher la section informatique qui relève de la Direction Commerciale à la Direction Générale afin d’en faire un service indépendant qui puisse fournir un appui à toutes les Directions. Par ailleurs, en terme d’organisation comptable, il était prévu de mettre en place une comptabilité analytique afin de permettre la séparation des comptes des deux activités (Eau et Electricité). A ce jour, rien n’a été réalisé dans ce domaine. 4.4.3 Les performances de gestion d’EMAE sont insuffisantes, particulièrement dans le domaine financier. Les tarifs existants ont été réajustés plusieurs fois au cours de l’exécution du projet. Cependant, comme mentionné ci-dessus, les tarifs recommandés par l’étude tarifaire réalisée en 2000, après avoir connu un début d’application en juin 2000 ont été abandonnés en juin 2002 par décision gouvernementale suite aux protestations des consommateurs. Finalement, l’EMAE a procédée à un nouvel ajustement tarifaire en janvier 2003 qui devrait apporter une légère hausse des recettes. 4.5 Renforcement, formation et perfectionnement du personnel 4.5.1 A l’évaluation l’EMAE avait un effectif de 362 personnes dont 11 cadres supérieurs, 6 cadres moyens, 19 ouvriers spécialisés et 317 agents d’exécution. La restructuration du management de l’EMAE en 2001 a été suivie d’une sévère réduction du personnel. En effet, en octobre et novembre 2001, 158 agents ont été licenciés et l’entreprise a conservé un personnel de 136 agents permanents et a recruté 20 contractuels. Cette réduction du personnel n’a pas été accompagnée par une diminution de la masse salariale, l’EMAE ayant procédé à une augmentation de salaire car l’objectif de l’opération était de disposer d’un personnel de 2 Rendement électrique = rapport entre l’énergie vendue et l’énergie produite

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qualité et motivé. La gestion des ressources humaines n’a pas connu d’amélioration depuis l’évaluation du projet. Il semble que la dernière restructuration a aggravé cette situation puisque tous les départements ont changé de responsable et plusieurs cadres expérimentés ont quitté l’entreprise à cette occasion et d’autres sont restés avec des affectations qui ne mettent pas en valeur leurs capacités professionnelles. Cela a provoqué des difficultés dans, par exemple, l’acquisition des routines de travail par les nouveaux arrivants. Les problèmes proviennent principalement de la faiblesse des moyens financiers l’entreprise et de la rareté dans le pays de cadres qualifiés et expérimentés du pays. 4.5.2 Dans le cadre du projet, il était prévu de former un cadre et un agent comptable de l’EMAE. Seul le cadre a été envoyé en formation en comptabilité dans une école à Dakar. Toutefois, en raison de problèmes financiers, celui-ci n’a pas pu finaliser son mémoire de fin d’études. De manière générale, il n’existe aucune véritable politique de formation du personnel. 4.6 Performance des consultants, des entrepreneurs, des fournisseurs et de l’organe

d’exécution

Performance des consultants 4.6.1 Les services de consultant ont été utilisés pour les prestations suivantes : assistance à l’exécution du projet et mise en place d’un système d’information et de contrôle de gestion confiée à EPS/LAHMEYER INTERNATIONAL ; contrôle et surveillance des travaux confiée à EDF International ; audit du projet confié au cabinet ACECA ; formation du personnel confiée au CESAG et à EPS en ce qui concerne la formation sur le tas. 4.6.2 EPS n’a pas atteint les objectifs qui lui avaient été assignés notamment en matière d’établissement d’un système d’information et de contrôle de gestion et de formation en raison de mauvaises relations de travail avec la Direction de l’EMAE et l’insuffisance de qualification de ses experts dans certains domaines de la mission. La mauvaise collaboration de l’EMAE dont la Direction acceptait mal l’assistance technique a servi de prétexte à EPS pour masquer ses insuffisances. En effet, l’EMAE n’a pas donné suite aux propositions d’organisation de la mission faite par la CEP dès la prise de fonction de ses experts. Au cours de l’exécution du projet, l’EMAE accusait systématiquement des retards importants dans l’approbation des rapports soumis par la CEP. Alors que la CEP était chargé de la mise en place d’un système d’information et de contrôle de gestion ainsi qu’à l’établissement des demandes de décaissement, elle n’avait pas accès aux documents comptables. Cette situation a conduit l’EMAE à ne pas prolonger le contrat de la CEP malgré le glissement du calendrier d’exécution du projet. Les prestations qui étaient à la charge de la CEP ont été assurées par deux cadres de l’EMAE avec un relâchement en matière de production de rapport. La performance de la Cellule d’exécution du projet est insuffisante. 4.6.3 A la différence d’EPS, les relations de travail entre EDF et l’EMAE étaient bonnes. EDF a accompli ses tâches de manière professionnelle et a régulièrement rédigé les rapports rendant compte de l’avancement des travaux. La performance de l’Ingénieur-conseil EDF est jugée satisfaisante. 4.6.4 Le cabinet ACECA a réalisé de manière satisfaisante la révision des comptes du projet. L’audit avait mis à jours plusieurs insuffisances de l’organe d’exécution et fait des recommandations dont la mis en œuvre a permis d’améliorer l’exécution du projet.

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4.6.5 Le CESAG n’a produit aucun rapport permettant d’apprécier la qualité de la formation. De ce fait la Banque n’a pas procédé au règlement des frais qui était conditionné par la production de rapport de formation. Au démarrage de la formation, l’Emprunteur avait procédé au paiement partiel du coût de la formation. Toutefois le déroulement de la formation a été perturbé en raison du non-paiement de la totalité du coût. La performance du CESAG est insuffisante.

Performance de l’entreprise 4.6.6 La fourniture du matériel et les travaux de réhabilitation et d’extension des réseaux ont été assurés par l’entreprise RMT. Le matériel livré est conforme aux spécifications techniques et s’est révélé adapté au contexte d’utilisation. Les travaux ont été exécutés conformément aux règles de l’art et avec de l’avance par rapport aux délais contractuels. Les installations construites par le projet fonctionnent normalement. La performance de l’entreprise est satisfaisante. La performance de l’entreprise aurait pu être jugée très satisfaisante n’eût été ses manquements en ce qui concerne la remise en état de certaines chaussées.

Performance de l’organe d’exécution 4.6.7 La performance de l’Organe d’exécution n’est pas satisfaisante. Plusieurs insuffisances dans l’exécution du projet sont imputables à l’Organe d’exécution : irrégularité dans la rédaction des rapports d’avancement trimestriels du projet qui ont conduit à l’envoi à l’Emprunteur d’un préavis de suspension des décaissements ; lenteurs dans la préparation et d’approbation par l’organe d’exécution des documents relatifs aux acquisitions de travaux et services ; mauvaise tenue des comptes du projet ; lenteur dans l’établissement des demande de décaissement. Certes, la faible capacité de l’EMAE a été identifiée à l’évaluation du projet, mais l’assistance technique mise en place devrait faciliter son rôle dans la réalisation du projet. Toutefois, l’EMAE n’a pas été en mesure de tirer pleinement profit de cette assistance en raison notamment du mauvais climat de travail. 4.7 Clauses et conditions institutionnelles 4.7.1 Le prêt était subordonnée à l’accomplissement de sept (7) conditions préalables au premier décaissement des fonds et à trois (3) ‘autres conditions’ (voir annexe n°4). Trois conditions (conditions n° 1, 2 et 5) et une ‘autre condition’ (autre condition n°1) se rapportaient aux aspects institutionnels. Les conditions institutionnelles concernaient la mise en place du Conseil d’administration de l’EMAE, l’établissement d’une comptabilité analytique et le renforcement du service comptable par le recrutement d’un cadre comptable. 4.7.2 Ces conditions étaient appropriées car il s’est confirmé, depuis l’évaluation du projet, que les problèmes d’organisation et de comptabilité constituent une des entraves à la bonne gestion de l’EMAE. Cependant, malgré ses efforts, l’Emprunteur n’a pas été en mesure de satisfaire la condition relative au recrutement d’un cadre comptable en raison de la faiblesse de l’offre dans la discipline et des salaires peu compétitifs de l’EMAE. 4.8 Performance financière

Résultats financiers

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4.8.1 La performance financière de l’EMAE n’est pas satisfaisante. Les résumés des bilans et comptes d’exploitation de l’EMAE figurent en annexes 10 et 9. Les projections financières à l’évaluation concernaient uniquement l’exploitation de l’électricité par l’EMAE et prévoyaient des résultats bruts d’exploitation positifs sur toute la durée d’exécution du projet et une évolution favorable par la suite. L’analyse des comptes de l’EMAE ne permet pas de distinguer la situation financière des deux activités (Electricité et Eau) de manière séparée. L’introduction d’une comptabilité analytique prévue depuis l’époque de l’évaluation du projet n’est toujours pas réalisée à ce jour. Aussi, l’analyse portera sur les comptes de l’EMAE pour les deux activités. La situation financière de l'entreprise est restée déficitaire au cours de ces dernières années qui correspondent aussi à la période d’exécution effective du projet (1999-2002). Ce n’est qu’en 2002 que l’EMAE a réalisé un léger bénéfice (1,7% du CA). L’analyse de l’évolution des différents postes du compte d’exploitation au cours de cette période, permet de constater le poids prédominant du combustible consommé (gasoil) qui représente près de la moitié des charges totales (48%) et un dérapage des frais de personnel, qui constituent le second poste en importance dans le total des charges. Ces frais de personnel ont augmenté de 172% (doublement tous les 2 ans) tandis que le chiffre d’affaire a connu une croissance de 68% au cours de la période considérée. Comme évoqué ci-dessus, la restructuration intervenue en 2001 avec le licenciement massif du personnel n’a pas permis de faire baisser le poids de la masse salariale, car les salaires ont été augmentés. 4.8.2 Les totaux de bilan ont doublé durant le période considérée (1998-2002) en raison des investissements réalisés dans le cadre des projets de réhabilitation et de renforcement de la société dans les deux sous-secteurs ( électricité et eau) notamment en 1999 et 2000. La structure du bilan est déséquilibrée durant les 5 années avec un Fonds de roulement continuellement négatif (-67 milliards de Dobras en 2002) et assez stable sur la période. Les besoins en fonds de roulement ont fortement augmenté en 2002 (16 millions de Dobras) contre 3 millions de Dobras l’année précédente à cause des dettes envers le personnel suite aux licenciements importants intervenus en 2001. Le bilan de l’EMAE se caractérise également par un niveau d’endettement relativement limité (26% du total des capitaux permanents) et par un montant de subventions d’équipement élevé, qui correspond à la prise en charge par l’Etat de la plupart des financements ayant servi à réaliser les investissements. Le bilan de l’entreprise reste assez fragile car cette dernière ne dispose pas de réserves financières pour pouvoir faire face aux aléas hydrauliques ou au renouvellement des investissements. 4.8.3 Face aux difficultés graves et persistantes de l’EMAE, il est évident que l’amélioration de la gestion et des performances opérationnelles et financières devra être poursuivie. Néanmoins il faudrait que l’entreprise fasse des efforts d’assainissement sensibles de ses performances économiques et financières en : i) réduisant ses pertes surtout non techniques à tous les niveaux ; ii) réduisant l’utilisation du gasoil et en le remplaçant par le fuel lourd qui est moitié moins cher ; iii) mettant en place des tarifs d’un niveau approprié pour lui assurer son équilibre.

Taux de rentabilité 4.8.4 Malgré les mauvaises performances financières de l’EMAE, le projet dégage, un taux de rentabilité financière (TRIF) de 41,14 % (voir annexe 6), nettement supérieur au taux de rentabilité prévu à l’évaluation (31%). Ce résultat s’explique par la réduction des coûts d’investissement et par l’augmentation substantielle des branchements et donc des abonnés grâce à la mise place du projet. Cette augmentation des abonnements a permis de générer des

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ventes additionnelles qui atteignent 7770 kW en 2002 (année 5). Contrairement aux hypothèses à l’évaluation, les ventes ont été considérées constantes à partir de cette année-là. Les prix de vente de l’électricité durant la période d’exécution sont les prix réellement appliqués. Ces prix ont connu une inflation importante. 4.8.5 Les autres hypothèses faites à l’évaluation ont été conservées. Les calculs du TRIF ont été maintenus en Dobras bien que celui-ci ait connu des fortes variations. Compte tenu de l’inflation de la monnaie locale (voir équivalence à la page ii), les recettes ont subi une augmentation plus forte que les dépenses d’investissement réalisées sur une période plus courte.

Satisfaction des conditions et clauses financières 4.8.6 Quatre des sept conditions préalables au premier décaissement et deux des trois ‘autres conditions’ concernaient les aspects financiers du projet. Les conditions financières étaient appropriées et valables car, pour l’essentiel, elles visent à assurer le recouvrement des coûts et le financement bouclage du financement du PURIE comprenant les investissements de production sans lesquels les infrastructures de distribution ne pouvaient être rentabilisées. Toutefois, la condition sur la régie intéressée s’était révélée très contraignante en raison de son coût relativement élevé comparativement aux capacités financières de l’EMAE et de l’Etat santoméen. Le contrat de régie, qui a été financée par la Coopération française pendant une année, a été résilié par la suite à cause de l’incapacité de l’Emprunteur à payer le régisseur. 4.9 Performance économique 4.9.1 Comparées à la situation au moment de l’évaluation, on peut estimer que les performances économiques du projet sont satisfaisantes. En 1991 l’EMAE fournissait de l’électricité à 10 350 clients dont 6 020 étaient facturés au forfait tandis que les 4 330 clients restant disposaient d’un compteur. Le renforcement et l’extension des réseaux électriques BT a permis la réalisation de 4700 branchements et une augmentation du nombre de clients desservis. En effet, le nombre d’abonnées a progressé depuis le démarrage du projet en 1998 de 14 334 à 17 379 en 2002 soit une augmentation de 21%. Cette progression aurait été plus importante si les conditions de financement des branchements et l’ouverture des abonnements avaient été aménagées de façon satisfaisante. En effet, le coût encore élevé des branchements et le manque de facilités de paiements constituent une contrainte au développement des abonnements. 4.9.2 Le taux de rentabilité économique calculé est de 47,26 % contre 47,80% à l’évaluation du projet. Ce taux a été calculé sur la base du coût économique du kW produit par l’EMAE. Bien que ce taux soit acceptable, il faudrait noter que la quantité et la qualité de l’électricité fournie par l’EMAE restent encore à améliorer dans la mesure où certains autoproducteurs continuent à ne pas s’alimenter à partir du réseau de l’EMAE.

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5 INCIDENCES SOCIALE ET ENVIRONNEMENTALE DU PROJET

5.1 Incidences sociales

5.1.1 Le projet a réalisé au total 4700 branchements dont 4000 raccordements domestiques, favorisant ainsi l’amélioration des conditions de vie d’environ 20.000 personnes. Il a permi l’alimentation en électricité de diverses infrastructures socio-économiques. Dans le domaine de l’éducation et de la santé, la connexion de 13 écoles et 1 centre de santé permet de faire bénéficier la population de meilleures conditions d’enseignement et de soins sanitaires. Le raccordement de près de 350 clients ‘commerciaux’ (ateliers de soudures, menuiseries, restaurants, boutiques) a permis la création d’emplois et de revenus pour une partie de la population. 5.1.2 Deux autres impacts sociaux très importants sont la remise en état de l’éclairage de la ville de Sao Tomé qui était en panne depuis plusieurs années et surtout l’amélioration de la sécurité des installations. Par le passé, plusieurs accidents mortels avaient été déplorés du fait de branchements non conformes aux règles de l’art. 5.1.3 Les retombées environnementales positives du projet sont importants et concernent : la réduction des pertes techniques ; l’amélioration de la sécurité des usagers de l’électricité ; l’amélioration de la qualité et de la quantité de l’électricité ; une amélioration du cadre de vie des populations (opportunité pour les familles d’un accès plus facile aux médias, possibilité d’utiliser des appareils électroménagers, amélioration de la conservation des aliments, meilleures conditions d’études pour les scolaires ) ; opportunité de création d’emploi et de développement du petit commerce. 5.2 Incidences environnementales 5.2.1 A son évaluation, le projet avait été classé en catégorie environnementale III et ne nécessitait à ce titre aucune étude d’impact environnemental et social spécifique. Le rapport d’évaluation n’a considéré que les impacts environnementaux négatifs directement concernés par la construction des lignes électriques à l’exclusion de tout autre impact indirect pouvant exister au niveau des autres composantes du Programme d’urgence. Au cours de son exécution, le projet a été reclassé en catégorie II sur l’initiative de l’Unité de l’Environnement. Suite à ce reclassement, une analyse environnementale avait été effectuée par une mission de supervision. En outre, un mini audit environnemental concernant les impacts induits par le projet a été réalisé par la mission de la Banque à l’achèvement du projet.

5.2.2 S’agissant d’un projet de réhabilitation et d’extension de réseaux électriques, localisé dans une zone déjà électrifiée, les impacts négatifs directs sont limités à la phase de construction des ouvrages. Les mesures de mitigations ont été prises en compte pendant la conception des installations et grâce à l’application des mesures de sécurité pendant les travaux. Les lieux du chantier ont été remis en état à l’exception de certaines chaussées sous lesquelles des câbles sont enterrés. Aucune mesure de compensation liée à l’expropriation de terrains prévue n’avait été prévue à l’évaluation du projet, mais l’EMAE a procédé au dédommagement financier des propriétaires là où des problèmes ponctuels s’étaient posés. 5.2.3 Les impacts négatifs indirects du projet résultent de l’augmentation de puissance de la centrale thermique située en plein centre ville. L’installation de groupes électrogènes supplémentaires a entraîné des nuisances additionnelles (pollution sonore et atmosphérique,

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stockage dangereux de combustible, rejets de combustible et d’huile). Il y a lieu de signaler que le transfert la centrale sur un site plus approprié, prévu dans le cadre du programme d’urgence, n’a pas été réalisé faute de financement. Ce transfert aurait pu atténuer les impacts négatifs indirects du projet. 6 DURABILITE DU PROJET 6.1 Les installations du projet ont été réalisées conformément aux règles de l’art. Dans les conditions normales d’utilisation, elles ne nécessitent pas d’entretien à part l’élagage de la végétation. L’utilisation des câbles torsadés à la place des fils nus entraînera d’ailleurs une réduction de la fréquence des élagages. Durant l’exécution du projet, le personnel de l’EMAE s’est familiarisé avec la technique du câble torsadé et est en mesure d’assurer une maintenance adéquate des installations. L’entretien des réseaux de distribution d’électricité consomme peu de pièce de rechange. Les recettes qui seront générées par le projet (économies sur les coûts de combustible et de pièces de rechange pour moteurs, ventes additionnelles) permettront à l’entreprise de disposer de devises au-delà des besoins pour l’achat du peu de pièces de rechange pour le réseau. La réalisation de connexions additionnelles aux nouvelles lignes engendrera des recettes supplémentaires avec les nouveaux clients et l’augmentation des consommations des clients déjà raccordés. Le projet est durable. 6.2 Toutefois, l’EMAE devra à court terme renforcer ses capacités de production pour faire face à l’augmentation soutenue de la demande d’électricité (en moyenne 5% par an). En plus de l’augmentation des capacités de production d’électricité, des mesures urgentes doivent être prises pour lutter contre le vol d’électricité et adopter une structure tarifaire en vue d’améliorer les finances l’EMAE. Il existe une impunité totale en ce qui concerne la fraude d’électricité. L’entreprise ne dispose d’aucun moyen légal pour contenir le phénomène de vol d’électricité qui augmente le niveau des pertes commerciales. Un projet de code de l’électricité a été élaboré mais il n’y ait prévu aucune disposition de répression de la fraude. La structure tarifaire est très compliquée (elle comporte 7 tarifs) et ne reflète pas les coûts des différents niveaux de consommation. Une nouvelle structure plus simple et plus rationnelle du point de vue économique a été recommandée à l’issue d’une étude réalisée en 2000, mais elle n’a pas encore été appliquée. 7 PERFORMANCE DE LA BANQUE ET DE L’EMPRUNTEUR 7.1 Performance de la Banque 7.1.1 La précipitation à évaluer le projet sur la base des résultats provisoires de l’Etude du plan directeur d’électrification, sans entreprendre au préalable une mission de préparation, a conduit à une mauvaise estimation des coûts du projet et à l’adoption de conditions contraignantes de mise en vigueur du prêt. Toutefois, par la suite, la Banque a procédé à une révision des coûts et a fait preuve de souplesse en amendant l’accord de prêt en vue de faciliter sa mis en vigueur. La Banque a également apporté une assistance soutenue à l’Emprunteur à travers de huit missions de supervision qui ont permis non seulement de trouver des solutions aux problèmes qui se posaient mais aussi d’apporter les modifications requises pour s’adapter au contexte d’exécution du projet.

7.1.2 Les décaissements des fonds du projet par la Banque été effectués dans des délais raisonnables, ce qui a contribué à l’exécution des différents marchés dans les délais

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contractuels. Toutefois, quelques problèmes ont été rencontrés dans le paiement de certaines factures à cause du manque de justificatifs requis ou du changement de coordonnées bancaires des fournisseurs. Ces problèmes ont été notifiés en leurs temps à l’Emprunteur. Les actions de la Banque ont contribué à assurer l’exécution des différents marchés dans les délais contractuels, d’économiser les coûts du projet et d’atteindre les objectifs du projet en terme de réalisations physiques. La performance de la Banque est satisfaisante. 7.2 Performance des autres bailleurs de fonds

Outre la BEI qui a cofinancé le projet électricité I, les Fonds de l’OPEP (Organisation des pays exportateurs de pétrole) et l’Agence française de développement avaient participé au financement du Programme d’urgence en ce qui concerne le volet de la production d’énergie. L’intervention des autres bailleurs de fonds a contribué au succès du projet en mettant en place les capacités de production supplémentaires pour améliorer la fourniture d’électricité. La performance des autres bailleurs de fonds est satisfaisante. 7.3 Performance de l’emprunteur

L’Emprunteur a fourni des efforts appréciables en mobilisant à temps les financements du volet production du programme d’urgence dont la réalisation était indispensable au succès du projet. En dépit de ses difficultés il a assuré la part des financements à sa charge. Tout au long de l’exécution du projet, l’Emprunteur est intervenu, chaque fois qu’il est sollicité pour prendre les actions requises en vue du respect des conditions de l’accord de prêt. L’Emprunteur a contribué à hauteur de 12% au financement des coûts du projet à la fin duquel il a préparé un rapport d’achèvement. La performance de l’emprunteur est satisfaisante.

8 PERFORMANCE GLOBALE ET NOTATION Les objectifs quantitatifs et qualitatifs du projet ont été globalement atteints avec une économie substantielle de coût. Le projet obtient les notes 2,75 et 2,73 sur 4 pour, respectivement, la performance à l’exécution (formulaire IP1, annexe 8) et la notation des résultats (formulaire P01, annexe 8). La performance à l’exécution et les résultats du projet sont satisfaisants. La performance globale du projet est satisfaisante. 9 CONCLUSION, ENSEIGNEMENTS TIRES ET RECOMMANDATIONS 9.1 Conclusions 9.1.1 L’instruction rapide du projet et surtout son manque de préparation et son évaluation sur la base des résultats provisoires de l’étude du plan directeur d’électrification étude n’a pas permis un examen approfondi des problèmes identifiés par les équipes de la Banque. Les difficultés de mise en œuvre des solutions retenues et les modifications qui ont résulté ont contribué à retarder le démarrage du projet. Certaines conditions financières et institutionnelles du prêt n’ont pas tenu compte de la capacité de l’Emprunteur et du marché de l’emploi. 9.1.2 Toutefois, les changements opérés au cours de l’exécution du projet ont permis d’aboutir à un résultat très satisfaisant en terme de réalisation physique, d’économie de coût

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et d’amélioration de la fourniture d’électricité. Cependant, le succès du projet a été limité par la faiblesse de ses performances institutionnelles et de l’insuffisance de capacités de l’EMAE. 9.1.3 La synergie d’intervention des différents bailleurs de fonds a permis de remettre l’infrastructure électrique du pays à un niveau acceptable comme en témoigne la souscription d’abonnement par de nouveaux clients importants qui avaient jusque là choisi de produire leur propre électricité. Toutefois, en raison du retard dans la réalisation de tous les volets du Programme d’urgence de réhabilitation des installations électriques, le réseau a subit des dégradation supplémentaires. La mise en place rapide par le Gouvernement de nouveau financement est requise pour renforcer les résultats du projet. 9.2 Enseignements tirés 9.2.1 Les contraintes opérationnelles de la Banque et l’urgence des travaux de réhabilitation ont conduit au non-respect du cycle du projet au cours de son instruction. Le prêt avait été rapidement octroyé, mais le gain de temps qui en a résulté avait été vite résorbé par les retards dus aux ajustements techniques, financiers et institutionnels qui s’étaient révélés indispensables par la suite. Le respect du cycle du projet et son instruction sur la base d’études détaillées couvrant les aspects technique, financière, institutionnel et environnemental est un préalable pour bien exécuter un projet dans les délais. 9.2.2 Après la résiliation du contrat de régie et à la mise en place d’une direction de l’EMAE composée de cadre santoméens, une forte assistance technique avait été mise en place pour palier l’insuffisance de capacités humaines de l’entreprise. Au cours de l’exécution du projet, il y a eu, pendant une certaine période, la présence simultanée de 5 à 6 assistants techniques supervisés par seulement trois cadres soit un ratio de deux assistants par cadre. Les assistants étaient placés sous l’autorité du Directeur général qui devait approuver tous les documents qu’ils préparaient. L’EMAE n’a pas été en mesure d’encadrer l’assistance technique qui a paru mal acceptée. Il en a résulté un mauvais climat de travail qui n’a pas permis d’atteindre les objectifs visés. Compte tenu de la situation de l’entreprise, une partie des fonds d’assistance technique aurait pu être consacrée à des formations de longue durée afin de renforcer l’EMAE. 9.2.3 Au cours de l’exécution du projet, des périodes de très faible occupation sont apparues dans le plan de charge de la Cellule d’exécution du projet en raison notamment des délais d’approbation par l’EMAE de divers documents et de préparation des offres. Une partie des prestations de la CEP ne nécessitait pas la présence continue de tous ses membres. Les tâches d’acquisition de biens et services peuvent être accomplies au travers de missions ponctuelles. Cela à l’avantage de réduire les coûts d’assistance technique et de faire intervenir des spécialistes au lieu d’un expert multidisciplinaire. 9.2.4 L’appel d’offres sur la base d’une liste restreinte de centres de formation a été infructueux car ces dernières, coutumiers des inscriptions directes, ne sont pas habitués à la confection des dossiers d’appel d’offres. La sélection sur la base d’une proposition de services ou d’une négociation directe se révèle être le mode le plus approprié pour assurer la formation dans le cadre des projets. A cet effet les centres de formation doivent être identifiés dès l’évaluation du projet.

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9.3 Recommandations

9.3.1 A la Banque, il est recommandé : i.) de n’entreprendre l’évaluation d’un projet qu’une fois les études détaillées seront achevés et de veiller aux respects des étapes d’instruction des projets ; ii.) d’envisager la poursuite de ses interventions dans le sous-secteur de l’électricité dans le cadre d’un appui institutionnel à l’EMAE et pour parachever de la réhabilitation des infrastructures électriques et l’augmentation des capacités de production d’électricité ; 9.3.2 A l’Emprunteur, il est recommandé de : iii.) inclure dans le projet de code de l’électricité des dispositions visant à réprimer la fraude ; iv.) adopter le projet de code de l’électricité ; v.) rechercher les financements requis pour parachever la remise en état du réseau de distribution et pour augmenter les capacités de production d’électricité en veillant à transférer la centrale thermique du centre ville vers un site mieux approprié du point de vue environnemental ; vi.) appliquer la nouvelle structure des tarifs recommandée par l’étude tarifaire ; 9.3.3 A l’organe d’exécution et bénéficiaire du projet, il est recommandé de mettre en place un système de comptabilité analytique.

ANNEXES

Annexe 1 : Carte de Sao Tomé et Principe Annexe 2 : Carte du réseau électrique de Sao Tome et Principe Annexe 3 : Organigrammes Annexe 4 : Conditions du prêt Annexe 5 : Réalisations du projet / Coût réel et financement du projet par composante Annexe 6 : Calcul des taux de rentabilité financière Annexe 7 : Calcul des taux de rentabilité économique Annexe 8 : Evaluation de la performance et notation Annexe 9 : Résumé des comptes d’exploitation (1998 à 2002) Annexe 10 : Bilans (1998 à 2002) Annexe 11 : Matrice des recommandations Annexe 12 : Source d’informations

ANNEXE 1 CARTE DE SAO TOME ET PRINCIPE

Cette carte a été fournie par le Personnel du Groupe de la Banque africaine de développement exclusivement à l’usage des lecteurs du rapport auquel elle est jointe. Les dénominations utilisées et les frontières figurant sur cette carte n’impliquent de la part du Groupe de la BAD et de ses membres, aucun jugement concernant le statut légal d’un territoire ni aucune approbation ou acceptation de ses frontières.

Réseau de transport

Annexe 2

PROJET ELECTRICITE I

Aeroporto2(50) Praia Gamboa P1013

Aeroporto1(49) Atraz Hospital P1016 Banco(34)

Rosema(59) Quartel(37) DCC(28) Alfandega(2)

Aeroporto Hospital(10) Sporting(6) Conceição(5) P. Duarte(4)

Generosa(1026) Neves Cima P1005 Praia Francesa P1014 Roque(36) Vila Dolores P1001

Campo Milho Palacio(8) P1017

Neves(14) P1012 P33 Nautico

P.Figo(60)

P1009 Boa Morte(35) Chacara(7) Benfica(1)

Rio Leça(71)

Bairro dos Port.(68) Victor Fortuoso(70)

Vila Conde(67) Sto Amoro(12) O K D P1007 P1020 3Fevereiro(3) Miramar(29)

Guadalupe(13) Central (0)

Riboque(25)

P1000 Fruta-fruta P0069 Kilombo P1025 PNUD Estadio(27)

Incubação(56) Mesquita1(47) Penha P1008 Palacio Congresso(30)

P1024 Obô Izaquente Madre Deus(38) Consulado franc.(42)

P1023 ISP

Ceramica(40) A. Porca P1003 Olaria(43) San Gabriel(31) Pantufo(9)

Atelier Central(39)

Qta Sto Antonio(41)

Blublu P1002 Agua Arroz(21) P1018 Santo Antonio

P1011 Palha

Bobo Forro(22) Estacao ter.sat(32)

Ganda(44)

P1010 Pema Pema

Bombom(18) Almas(19)

Boa Entreda(53)

Roça Amparo(46)

Caixão Grande(20)

Montalvão(64)

Poto(52) Capela(26) Cruzeiro(66)

Santana1(16)

Madalena(15) Zandrigo Santana

Monte Cafe(72) P1006

Favorita P1021 Folha Féde P1019 Réseau 6 kV

Santana2(17) Réseau 30 kV

San Jose(23) Trindade (11) Bonivicultura(62)

Postes Avec Reseaux BT Rehabilité a 100%

Pousada(54) Catap(65) Agua Ize(61)

Mouro Piedade Trindade P1004

Ribeira Afonso(63) Postes Avec Reseaux BT Rehabilité Partillement

RESEAU ELECTRIQUE DE SAO TOME

P1022 San Guembu

Limite de la zone du projet

P24

CENTRAL

P1015

SE1 SE2

SE3

GUEGUE

SE4

CONTADOR

Annexe 3

ORGANIGRAMME ACTUEL

DEPARTEMENTADMINISTRATIF

DEPARTEMENTFINANCIER

DIRECTIONADMINISTRATIVEET FINANCIERE

DEPARTEMENTRELATIONCLIENTELE

DEPARTEMENTINTERVENTIONS

DIRECTIONCOMMERCIALE

DEPARTEMENTPRODUCTION ETEXPLOITATION

DEPARTEMENTMAINTENANCE

DEPARTEMENTRESEAU

ELECTRIQUE

DIRECTION DEL'ELECTRICITE

DEPARTEMENTEXPLOITATION

DEPARTEMENTCONTROLE DE

QUALITE

DIRECTEUR DEL'EAU

DIRECTIONGENERALE

ORGANIGRAMME A L'EVALUATION

DEPARTEMENTADMINISTRATIF

DEPARTEMENTGESTION COMPTABLE

ET FINANCIERE

DIRECTIONADMINISTRATIVEET FINANCIERE

INFORMATIQUEDE L'INFORMATIQUE

DIRECTIONCOMMERCIALE

DEPARTEMENTETUDE ETPROJET

DEPARTEMENTATELIERS

DEPARTEMENTEAU

DEPARTEMENTDISTRIBUTIONELECTRICITE

DEPARTEMENTPRODUCTIONELECTRICITE

DIRECTIONTECHNIQUE

DIRECTIONGENERALE

SECTION ETUDES ET

Annexe 4

CONDITIONS DU PRET

I. Conditions de mise en vigueur du prêt L'emprunteur devra : i) fournir la preuve de la mise en place effective du Conseil d'Administration de

l’EMAE ; ii) fournir l’avenant signé au contrat-plan intégrant le financement de la mise en place de

comptabilité analytique dans le Programme d'investissement prioritaire ; iii) fournir la preuve de l'obtention du financement de la réalisation des investissements

liés à l'augmentation d'au moins 3 MW de la puissance installée à Sao Tomé ; iv) fournir la preuve de l'obtention des ressources nécessaires au financement du contrat

de régie pour la période allant de juin 1994 à décembre 1996 ; v) fournir la preuve du recrutement par l’EMAE d’un cadre santoméen en comptabilité et

finances ; vi) Fournir la preuve que les accords de financement avec la BEI ont été signés ou que ce

dernier s'est engagé par écrit à participer au financement du présent projet ; vii) s'engager à porter le tarif moyen du kilowattheure à 71 Dobras en 1994 à 105 Dobras

en 1995, conformément aux dispositions du contrat-plan. II Autres conditions L'emprunteur devra en outre : i) élaborer et soumettre au FAD, pour approbation, au plus tard le 31 décembre 1994, un

plan de formation du personnel ii) porter le tarif moyen du kilowattheure à 71 Dobras au moins au plus tard le 30/09/94 iii) porter le tarif moyen du kilowattheure à 105 Dobras au moins au plus tard le 30/09/95

REALISATIONS DU PROJET

Annexe 5

Composantes A L'EVALUATION A L’ACHEVEMENT Volet FAD Volet BEI Total Volet FAD Volet BEI Total

Sous-stations 30/6 kV (nombre) - 5 5 - 5 - Réseaux MT (km) 15 km - 15 - 41 41 Poste MT/BT (nombre) 73 - 73 - 73 Réseaux BT (km) 80 km - - 82 - 82 Branchements BT (nombre) 4110 - 4110 4295 405 4700

COUT REEL ET FINANCEMENT DU PROJET PAR CATEGORIE DE DEPENSES

(en milliers)

EVALUATION ACHEVEMENT

Devises M.L. Total Devises M.L. Total

1. Sous-stations 30/6 kV 552 36 588

2. Réseaux MT 846 112 958

3. Poste MT/BT 478 34 512

2240 - 2240

4. Réseaux BT 977 132 1109 787 - 787

4. Branchements 542 34 576 377 273 650

5. Cellule du projet, Formation et audit

903 - 903 737 265 1002

6. Ingénierie, contrôle et supervision

411 57 468 243 33 276

7. Assistance technique 190 - 190 - - -

Total 3501 405 5304 4384 571 4955

* Lors de l’établissement des factures, les dépenses relatives aux catégories 1 à 4 ont été regroupées sur une facture unique.

Annexe 6

Calcul du taux de rentabilité financière

1. Hypothèses pour le calcul des taux de rentabilité

1.1 Coûts d’investissement : Les coûts d’investissement sont constitués par les dépenses effectuées par le FAD, la BEI et l’Emprunteur.

Année Coûts d'investissements (Dobras) Coûts d’Investissement (UC) 1998 8717622801 944680 1999 12790914498 1335247 2000 12590541490 1253299 2001 9886097530 906835 2002 3267737895 281110 2003 3029551634 242722 Total 50282465848 4 963 893

Les décaissements de la BEI n’ont pas pu être obtenus. Il a été retenu que les contrats financés

par cette institution ont été décaissés sur 4 années.

1.2 Coûts de maintenance et d’exploitation : En l’absence de comptabilité analytique faisant ressortir les coûts de maintenance pour les deux activités ( électricité et eau) et pour les différentes phases (production, transport et distribution) d’exploitation, il a été considéré que ces coûts représentent 2 % du montant total des investissements.

1.3 Recettes : Les recettes (R) sont constituées par i) la diminution du taux de perte globale engendré par le projet et ii) l’accroissement du nombre d’abonnés consécutif à la réhabilitation et le renforcement du réseau grâce au projet.

2. Calcul du TRIF

Année Investissements

(Dobras)

Charges d'exploitation

(Dobras)

Gain production

(MWh)

Gain de production (Dobras)

Ventes additionnelles (kW)

Ventes additionnelles (Dobras) Total Produits Total Charges Cash Flow

1 1998 8,717,622,801 174,352,456 0 8,891,975,257 -8,891,975,257 2 1999 12,790,914,498 436,808,447 0 13,227,722,946 -13,227,722,946 3 2000 12,590,541,490 709,890,083 2,643 3,964,564,963 2,769,616 3,119,418,501 7,083,983,464 13,300,431,573 -6,216,448,109 4 2001 9,886,097,530 968,089,553 4,727 7,090,665,680 4,972,600 6,456,423,840 13,547,089,520 10,854,187,083 2,692,902,437 5 2002 3,267,737,895 1,097,616,510 9,416 14,124,507,673 7,770,000 10,088,568,000 24,213,075,673 4,365,354,406 19,847,721,267 6 2003 3,029,551,634 1,239,143,519 9,887 14,830,733,056 7,770,000 10,424,232,000 25,254,965,056 4,268,695,153 20,986,269,904 7 2004 1,212,142,788 10,382 15,572,269,709 7,770,000 10,424,232,000 25,996,501,709 1,212,142,788 24,784,358,921 8 2005 1,212,142,788 10,901 16,350,883,195 7,770,000 10,424,232,000 26,775,115,195 1,212,142,788 25,562,972,407 9 2006 1,212,142,788 11,446 17,168,427,354 7,770,000 10,424,232,000 27,592,659,354 1,212,142,788 26,380,516,566

10 2007 1,212,142,788 12,018 18,026,848,722 7,770,000 10,424,232,000 28,451,080,722 1,212,142,788 27,238,937,934 11 2008 1,212,142,788 12,619 18,928,191,158 7,770,000 10,424,232,000 29,352,423,158 1,212,142,788 28,140,280,370 12 2009 1,212,142,788 13,250 19,874,600,716 7,770,000 10,424,232,000 30,298,832,716 1,212,142,788 29,086,689,928 13 2010 1,212,142,788 13,912 20,868,330,752 7,770,000 10,424,232,000 31,292,562,752 1,212,142,788 30,080,419,964 14 2011 1,212,142,788 14,608 21,911,747,290 7,770,000 10,424,232,000 32,335,979,290 1,212,142,788 31,123,836,502

15 2012 1,212,142,788 15,338 23,007,334,654 7,770,000 10,424,232,000 33,431,566,654 1,212,142,788 32,219,423,866

16 2013 1,212,142,788 15,798 23,697,554,694 7,770,000 10,424,232,000 34,121,786,694 1,212,142,788 32,909,643,906

17 2014 1,212,142,788 16,272 24,408,481,335 7,770,000 10,424,232,000 34,832,713,335 1,212,142,788 33,620,570,547

18 2015 1,212,142,788 16,760 25,140,735,775 7,770,000 10,424,232,000 35,564,967,775 1,212,142,788 34,352,824,987

19 2016 1,212,142,788 17,263 25,894,957,848 7,770,000 10,424,232,000 36,319,189,848 1,212,142,788 35,107,047,060

20 2017 1,212,142,788 17,781 26,671,806,583 7,770,000 10,424,232,000 37,096,038,583 1,212,142,788 35,883,895,795

21 2018 1,212,142,788 18,315 27,471,960,781 7,770,000 10,424,232,000 37,896,192,781 1,212,142,788 36,684,049,993

22 2019 1,212,142,788 18,864 28,296,119,604 7,770,000 10,424,232,000 38,720,351,604 1,212,142,788 37,508,208,816

23 2020 1,212,142,788 19,430 29,145,003,192 7,770,000 10,424,232,000 39,569,235,192 1,212,142,788 38,357,092,404

24 2021 1,212,142,788 20,013 30,019,353,288 7,770,000 10,424,232,000 40,443,585,288 1,212,142,788 39,231,442,500

25 2022 1,212,142,788 20,613 30,919,933,887 7,770,000 10,424,232,000 41,344,165,887 1,212,142,788 40,132,023,099 TRIF 41,14 %

Annexe 7

Détermination du taux de rentabilité économique/TRE 1. Hypothèses de calcul 1.1 Coûts d’investissement : pour tenir compte de l’écart des taux entre le marché officiel et le marché parallèle entre le Dobra et les principales devises (dollar, Euro), un coefficient correctif de 10% a été appliqué au coût d’investissement. 1.2 Charges d’entretien et d’exploitation : Il a été considéré que les coûts d’exploitation et d’entretien ont été estimés à environ 2 % des coûts d’investissement 1.3. Produits : Les produits sont constitués par les ventes (énergie facturée) d’électricité BT et MT aux clients additionnels alimentés grâce au projet. Les recettes ont été calculées sur la base du coût économique du kWh produit par l’EMAE. 1.4. Durée de vie : La durée de vie économique du projet est celle qui est indiquée dans le rapport d’évaluation, soit 25 ans.

Calcul du TRE

Année

Investissements

en UC Investissements

en Dobras

Charges d'exploitation

(Dobras)

Gain production

(MWh)

Gain de production (Dobras)

Ventes additionnelles(kW)

Ventes additionnelles (Dobras) Total Produits Total Charges Cash Flow

1997 0

1998 944.680 9.589.385.081 174.352.456 0 9.763.737.537 -9.763.737.537

1999 1.335.247 14.070.005.948 436.808.447 0 14.506.814.395 -14.506.814.395

2000 1.253.299 13.849.595.639 709.890.083 2.643 4.757.477.956 2.769.616 4.985.308.800 9.742.786.756 14.559.485.722 -4.816.698.966

2001 906.835 9.886.097.530 968.089.553 4.727 8.508.798.816 4.972.600 8.950.680.000 17.459.478.816 10.854.187.083 6.605.291.733

2002 281.110 3.594.511.685 1.097.616.510 9.416 16.949.409.207 7.770.000 13.986.000.000 30.935.409.207 4.692.128.195 26.243.281.012

2003 242.722 3.332.506.797 1.239.143.519 9.887 17.796.879.668 7.770.000 13.986.000.000 31.782.879.668 4.571.650.316 27.211.229.352

2004 1.212.142.788 10.382 18.686.723.651 7.770.000 13.986.000.000 32.672.723.651 1.212.142.788 31.460.580.863

2005 1.212.142.788 10.901 19.621.059.834 7.770.000 13.986.000.000 33.607.059.834 1.212.142.788 32.394.917.046

2006 1.212.142.788 11.446 20.602.112.825 7.770.000 13.986.000.000 34.588.112.825 1.212.142.788 33.375.970.037

2007 1.212.142.788 12.018 21.632.218.467 7.770.000 13.986.000.000 35.618.218.467 1.212.142.788 34.406.075.679

2008 1.212.142.788 12.619 22.713.829.390 7.770.000 13.986.000.000 36.699.829.390 1.212.142.788 35.487.686.602

2009 1.212.142.788 13.250 23.849.520.859 7.770.000 13.986.000.000 37.835.520.859 1.212.142.788 36.623.378.071

2010 1.212.142.788 13.912 25.041.996.902 7.770.000 13.986.000.000 39.027.996.902 1.212.142.788 37.815.854.114

2011 1.212.142.788 14.608 26.294.096.748 7.770.000 13.986.000.000 40.280.096.748 1.212.142.788 39.067.953.960

2012 1.212.142.788 15.338 27.608.801.585 7.770.000 13.986.000.000 41.594.801.585 1.212.142.788 40.382.658.797

2013 1.212.142.788 15.798 28.437.065.632 7.770.000 13.986.000.000 42.423.065.632 1.212.142.788 41.210.922.844

2014 1.212.142.788 16.272 29.290.177.601 7.770.000 13.986.000.000 43.276.177.601 1.212.142.788 42.064.034.813

2015 1.212.142.788 16.760 30.168.882.930 7.770.000 13.986.000.000 44.154.882.930 1.212.142.788 42.942.740.142

2016 1.212.142.788 17.263 31.073.949.417 7.770.000 13.986.000.000 45.059.949.417 1.212.142.788 43.847.806.629

2017 1.212.142.788 17.781 32.006.167.900 7.770.000 13.986.000.000 45.992.167.900 1.212.142.788 44.780.025.112

2018 1.212.142.788 18.315 32.966.352.937 7.770.000 13.986.000.000 46.952.352.937 1.212.142.788 45.740.210.149

2019 1.212.142.788 18.864 33.955.343.525 7.770.000 13.986.000.000 47.941.343.525 1.212.142.788 46.729.200.737

2020 1.212.142.788 19.430 34.974.003.831 7.770.000 13.986.000.000 48.960.003.831 1.212.142.788 47.747.861.043

2021 1.212.142.788 20.013 36.023.223.946 7.770.000 13.986.000.000 50.009.223.946 1.212.142.788 48.797.081.158

2022 1.212.142.788 20.613 37.103.920.664 7.770.000 13.986.000.000 51.089.920.664 1.212.142.788 49.877.777.876

TRE 47,26%

Annexe 8 Evaluation de la performance et notation Page 1 de 2

FORMULAIRE IP1 : PERFORMANCE D’EXECUTION

Indicateurs des composantes Note

(1 à 4)Observations

1. Respect du calendrier général 1 Retard de plus de neuf mois 2. Respect du barème des coûts 4 Coûts inférieurs aux prévisions

3. Respect des clauses 4 Toutes les clauses ont été respectées 4. Adéquation du suivi, de l'évaluation des rapports 2 5. Opérations satisfaisantes s'il y a lieu TOTAL 11 Evaluation globale de la performance à l'exécution 2,75 La performance à l’exécution du projet est

satisfaisante

FORMULAIRE P01 : RESULTATS DU PROJET N°

INDICATEURS DES COMPOSANTES NOTE(1 à 4)

OBSERVATIONS

1 Pertinence et réalisation des objectifs 3 i - Politique macroéconomique s.o. ii - Politique sectorielle 3 iii - Volet matériel (dont production) 4 iv - Volet financier 3 v - Réduction de la pauvreté, aspect social et problématique hommes-femmes

3 Le projet a amélioré le cadre de vie des Populations et les conditions de travail des femmes et des jeunes

vi - Environnement 2 vii - Promotion du secteur privé Pas d'objectif fixé à l’évaluation viii - Autres (à préciser)

2 Renforcement institutionnel 1,33 i - Cadre institutionnel (dont restructuration) 2 Les objectifs de renforcement institutionnel n’ont

pas été atteints ii - Systèmes financiers et intégrés (dont restructuration)

1

iii - Transfert de technologie Pas d'objectif fixé iv - Dotation en effectif qualifié (dont rotation), formation et personnel de contrepartie

1

3 Durabilité 2,63 i - Engagement continu de l'emprunteur 2 ii - Politique environnementale 3 Il n’y a pas de politique environnementale

spécifique au secteur, mais les ouvrages sont construits suivant les règles de l’art.

iii - Cadre institutionnel 2 iv - Viabilité technique et dotation en effectifs 3 v - Viabilité financière et mécanismes de recouvrement des coûts

2

vi - Viabilité économique 3 vii - Viabilité environnementale 3 viii - Continuité de l'exploitation et de l'entretien (disponibilité des fonds pour couvrir les charges récurrentes, des devises, des pièces de rechange, des ateliers, etc.)

3 L’entretien des réseaux de distribution est simple est peu onéreux. Le projet dégage suffisamment de ressources pour permettre l’acquisition des pièces de rechanges.

4 Taux de rentabilité économique 4 TRE à l'achèvement =25% > 10,5% prévu TOTAL 10,93 Evaluation globale des résultats 2,73 Le résultat du projet est satisfaisant

Annexe 8 (suite) Page 2 de 2

FORMULAIRE BP1 : PERFORMANCE DE LA BANQUE

Indicateurs des composantes Note (1 à 4)

Observations

1. Lors de l’identification 3 2. Lors de la préparation du projet 1 Le projet n’a pas été préparé.

3. A l'évaluation 2 Le projet a été évalué sur la base des résultats provisoires d’études, ce qui a conduit à une révision des coûts et des composantes.

4. Lors de la supervision 3 Durant son exécution le projet a été supervisé deux fois par année.

5. Opérations satisfaisantes s'il y a lieu Evaluation globale de la performance de la Banque

2,25 La performance de la Banque est satisfaisante

Annexe 9

RESUME DES COMPTES D’EXPLOITATION DE 1994 à 1999 (en millions de dobras) 1998 1999 2000 2001 2002 PRODUITS M.Db 25105.37 23111.97 27936.33 43111.94 54565.03Ventes (chiffre d'affaires) 18914.02 19034.72 2379.10 31869.67 48134.2- Ventes d'électricité 1470.95 1425.22 17775.48 22282.80 34410.95- Ventes d'eau 2043.38 239.11 2915.79 5083.17 13212.51- Location de compteurs et services 32.04 66.12 603.37 787.04 695.77- Facturation élect/eau exerc. antérieur 1840.75 1730.25 2496.33 3716.66 -185.03Travaux faits par l'entreprise pour elle-même 40.56 22.93 304.43 350.10 516.82Produits divers d'exploitation 15.89 165.78 169.41 3265.99 217.83Subventions d'exploitation reçues 3544.04 0.00 0.00 339.15 172.95Produits financiers : intérêts reçus 6.64 0.00 0.00 0.99 0.45Quote-part subvention d'équipement 1792.03 3522.22 3432.56 3050.61 5693.65Réduction des provisions pour charges 3.75 40.94 8.69 1011.02 0Réduction des provisions pour dépréciation créances 223.03 53.58 137.06 328.95 0Autres produits hors exploitation 57.39 65.45 93.20 2895.47 704.38 CHARGES 18816.22 25521.08 30749.51 44618.75 53725.3Gasoil consommé centrales électriques 7208.78 7704.96 14480.11 21365.07 19323.15Lubrifiants consommés centrales électriques 197.21 29.65 79.62 298.63 635.11Pièces. matières et fournitures consommées 3641.86 4511.59 2112.98 2941.49 3265.53Transports et déplacements 34.32 22.18 2.93 426.30 1339.97Honoraires et services extérieurs 158.50 22.45 1898.43 2491.82 3669.13Assurances 244.00 193.48 17.33 0.00 0Autres charges et dépenses d'exploitation 10.67 61.65 13.51 38.69 296.99Charges de personnel 19.34 28.93 3871.97 5253.39 7197.2Impôts et taxes 10.68 12.14 1.36 73.63 114.32Frais financiers 36.68 11.51 0.00 0.00 116.21Dotation aux amortissements 3196.31 5909.29 5771.94 5391.15 11358.93Dotation provisions dépréciation : clients douteux 40.94 8.69 328.95 230.03 0Dotation provisions pour charges 49.41 137.06 10.11 1941.81 331.6Pertes de change nettes -41.84 -249.81 -451.54 -277.49 6922.7Autres charges hors exploitation 167.16 900.19 191.94 4096.04 29.55 0.00 0.00 0.00 0.00 RESULTAT 6289.15 -240.91 -2813.18 -1506.81 839.73Impôt sur bénéfice 5.66 0.00 0.00 0.00 0Résultat net à affecter 5723.57 -240.91 -2813.18 -1506.81 839.73

Annexe 10

RESUME DES BILANS DE L’EMAE (en millier de dobras) 1998 1999 2000 2001 2002 Immobilisations brutes 115.280.680 132.113.841 159.462.549 204.144.827 Amortissements cumulés 57.139.975 63.087.949 68.859.890 73.772.855 Immobilisations nettes 58.140.705 69.025.892 90.602.659 130.371.972 136.372.429 Stock matières et fournitures 1.065.952 973.398 1.057.929 3.054.562 4.170.035 Valeurs réalisables à court terme 8.838.086 9.050.993 11.512.604 9.526.794 19.119.133

- Avances aux fournisseurs 1.433.607 170.705 2.193.982 6.998 - Clients, montant net 4.455.405 5.533.904 5.007.361 5.582.083

(Provision dépréciation : clients douteux) 40.943 8.694 328.947 230.026 - Etat 455.282 571.710 571.710 1.673.804 - Autres débiteurs 2.493.791 2.774.673 3.739.552 2.263.909

Actif circulant net 9.904.038 10.024.391 12.570.533 12.581.356 23.289.168 PASSIF 75.479.934 82.129.885 108.707.852 146.660.591 161.553.837 Fonds propres situation nette 25.160.326 30.891.246 28.482.133 23.416.224 21.909.413

- Capital social 4.167.968 4.167.968 4.167.968 4.167.968 - Réserve de réévaluation 20.805.791 20.813.139 20.813.139 20.813.139 - Report à nouveau 186.567 5.910.139 3.501.026 -1.564.883

Fonds disponibles à long terme 39.567.642 49.243.523 77.012.499 115.182.413 131.804.802 - 37.577.299 43.867.172 47.798.092 76.781.681 - Emprunts à long terme 1.532.687 4.568.624 27.528.854 36.214.103 43.205.002 - Cautions clients 408.248 670.668 859.687 1.100.206 - Provisions pour risques et charges 49.409 137.059 825.866 1.086.423

Fonds exigibles à court terme 5.028.393 4.404.229 6.026.402 9.568.765 6.999.893 - Fournisseurs 3.879.150 3.241.571 4.883.757 4.102.691 - Avances des clients 21.941 99.003 105.217 61.465 - Etat 1.029.238 982.501 591.955 4.486.587 - Autres créditeurs 98.064 81.155 445.473 918.022

Résultat net de l'exercice 5.723.572 -2.409.113 -2.813.182 -1.506.811 839.729 CARACTERISTIQUES

Besoin en fonds de roulement 4.875.644 5.620.161 6.544.131 3.012.590 16.289.275

Ratio dette / capitaux permanents 2.4% 5.7% 26.1% 26.1% 28%

Ratio d'endettement net 6.1% 14.8% 96.7% 154.7% 197%

Ratio d'indépendance financière 40.9% 34.7% 23.6% 14.9% 14%

Annexe 11

MATRICE DES RECOMMANDATIONS ET DES ACTIONS DE SUIVI

PRINCIPALES CONSTATATIONS ET CONCLUSIONS ENSEIGNEMENTS TIRES RECOMMANDATIONS ACTIONS DE SUIVI RESPONSABILITE Les contraintes opérationnelles de la Banque et l’urgence des travaux de réhabilitation ont conduit au non respect du cycle du projet au cours de son instruction. Le prêt avait été rapidement octroyé, mais le gain de temps qui en a résulté a été vite résorbé par les retards dus aux ajustements techniques, financiers et institutionnels qui s’étaient révélés indispensables par la suite.

Le respect du cycle du projet et son instruction sur la base d’études détaillées couvrant les aspects technique, financière, institutionnel et environnemental est un préalable pour bien exécuter un projet dans les délais

L’évaluation d’un projet ne doit être entreprise qu’une fois les études détaillées y relatives seront achevé. Le cycle du projet doit être respecté.

Banque

Après la résiliation du contrat de régie et à la mise en place d’une direction de l’EMAE composée de cadre santoméen, une forte assistance technique a été mise en place pour palier l’insuffisance de capacités humaines de l’entreprise. Au cours de l’exécution du projet, il y a eu, pendant une certaine période, la présence simultanée de 5 à 6 assistants techniques supervisés par seulement trois cadres soit un ratio de deux assistants par cadre. Les assistants ont été placés sous l’autorité du Directeur général qui devait approuver tous les documents qu’ils préparaient.

L’EMAE n’a pas été en mesure d’encadrer l’assistance technique qui a paru mal acceptée. Il en a résulté un mauvais climat de travail qui n’a pas permis d’atteindre les objectifs visés. Compte tenu de la situation de l’entreprise, une partie des fonds d’assistance technique aurait pu être consacré à des formations de longue durée afin de renforcer l’EMAE.

Tenir compte de la capacité de supervision du bénéficiaire lors de la mise en place d’une assistance technique massive Privilégier la formation diplômante à l’assistance technique nombreuse et de longue durée

Banque

Au cours de l’exécution du projet, des périodes de très faible occupation sont apparues dans le plan de charge de la Cellule d’exécution du projet en raison notamment des délais d’approbation par l’EMAE de divers documents et de préparation des offres. Une partie des prestations de la CEP ne nécessitait pas la présence continue de tous ses membres.

Les tâches d’acquisition de biens et services peuvent être accomplies au travers de missions ponctuelles. Cela à l’avantage de réduire les coûts d’assistance technique et de faire intervenir des spécialistes au lieu d’un expert multidisciplinaire.

Pour certaines prestations d’assistance technique telles que l’appui pour les acquisitions, la revue de rapports, il convient, pour réduire le coût des services, d’examiner la possibilité de faire d’organiser des missions d’appui ponctuel de spécialistes à la place la mise en place d’une cellule permanente.

Banque

L’appel d’offres sur la base d’une liste restreinte de centres de formation a été infructueux car ces dernières qui reçoivent normalement des inscriptions directes, ne sont pas habitués à la confection des dossiers d’appel d’offres.

La sélection sur la base d’une proposition de services ou d’une négociation directe se révèle être le mode le plus approprié pour assurer la formation dans le cadre des projets.

Privilégier la négociation directe comme mode d’acquisition des services pour la formation.

Banque

La synergie d’intervention des différents bailleurs de fonds a permis de remettre l’infrastructure

Toutefois, en raison du retard dans la réalisation de tous les volets du

- Mettre en place des financements complémentaires pour parachever

Dialogue sectoriel avec le Gouvernement et les

Gouvernement Bailleurs de fonds

Annexe 11(suite) Page 2 de 2

électrique du pays à un niveau acceptable comme en témoigne la souscription d’abonnement par de nouveaux clients importants qui avaient jusque là choisi de produire leur propre électricité.

Programme d’urgence de réhabilitation des installations électriques, le réseau a subit des dégradations supplémentaires.

la réhabilitation du réseau.

autres bailleurs de fonds

Il existe une impunité totale en ce qui concerne la fraude d’électricité. L’entreprise ne dispose d’aucun moyen légal pour contenir le phénomène de vol d’électricité qui augmente le niveau des pertes commerciales. Un projet de code de l’électricité a été élaboré mais il n’y ait prévu aucune disposition de répression de la fraude.

Inclure dans le projet de code de l’électricité des dispositions visant à réprimer la fraude ; Adopter le projet de code de l’électricité ;

Suivi du secteur Condition d’octroi d’un nouveau prêt

Gouvernement

La structure tarifaire est très compliquée (elle comporte 7 tarifs) et ne reflète pas les coûts des différents niveaux de consommation. Une nouvelle structure plus simple et plus rationnelle du point de vue économique a été recommandée à l’issue d’une étude réalisée en 2000, mais elle n’a pas encore été appliquée.

Appliquer la nouvelle structure des tarifs, recommandée par l’étude tarifaire.

Suivi du secteur Condition d’octroi d’un nouveau prêt

Gouvernement

Annexe 12

SOURCES D’INFORMATIONS 1. SAO TOME ET PRINCIPE : Rapport d’évaluation du Projet Electricité I 2. Accord de prêt N° F/STP/ELC-1/94/12 3. Rapports de supervision du projet 4. Rapport de revue du secteur de l’énergie, Rwanda 5. SAP : Ledger résumé en UC ; Détail des décaissements par prêt et par catégorie ; Détail

des décaissements par contrat 6. Rapport de fin de mission de l’ingénieur-conseil 7. Rapport d’achèvement de l’Emprunteur 8. Rapports d’activités de l’EMAE 9. Rapport d’audit des comptes du projet, 1998, 2000, 2001, ACECA 10. Amélioration des performances financières et opérationnelles de l’entreprise publique

EMAE