Les freins à l investissement dans le secteur électrique en Afrique

Les freins à l investissement dans le secteur électrique en Afrique 12 mai 2015 Sidy Diop, Vice-Président L'énergie électrique en Afrique : investissements, régulation et privatisation Conférence de l'association des économistes de l'énergie, Mines ParisTech Avertissement : les opinions exprimées dans cette présentation sont les opinions personnelles de l auteur et n engagent en rien la responsabilité du cabinet Microeconomix, ni a fortiori celle de ses clients

Introduction : l Afrique sub-saharienne souffre d un déficit patent en infrastructures En comparaison avec d autres pays en développement, l Afrique accuse un retard significatif Hormis le réseau routier, les pays africains affichent un retard pour toutes les autres infrastructures Le déficit est plus marqué pour les pays d Afrique à faible revenu Ils ont 4 fois moins de routes revêtues vs.2 fois moins pour les pays africains à moyen revenu Le déficit dans le secteur électrique est marqué pour tous les pays africains 8 fois moins de capacité de génération d électricité (39 MW vs. 346 MW par million d habitants) pour les faibles revenus 700 600 500 400 300 200 100 0 Comparaison internationale sur les conditions d offre d infrastructures (2010) Pays d'afrique à faible revenu Routes revêtues Téléphone mobile Autres à faible revenu Capacité de génération Pays d'afrique à revenu moyen Réseau routier Internet Autres à revenu moyen Couverture électrique Page 2 2 fois moins pour les pays à moyen revenu Eau Source : données AICD

Introduction : le manque d infrastructures est prononcé dans le secteur électrique L Afrique affiche le plus bas taux d électrification Seuls 30 % de la population ont accès à l électricité et 14 % dans les zones rurales Le manque d investissement dans le secteur électrique a des impacts négatifs sur la croissance économique Plus de 12 % du temps de travail est perdu à cause des pannes électriques Pourcentage de la population ayant accès à l'électricité en 2010 Pourcentage d'heures de travail perdues à cause des pannes d'électricité (2009) 120 14% 100 12% 80 60 40 10% 8% 6% 4% 20 2% 0 Asie de l Est Europe et Asie centrale AL et Amérique Caraïbes du Nord OCDE Afrique SS 0% Afrique Asie de l'est Europe de l'est et Asie centrale AL Asie du Sud Page 3 Source : données Banque mondiale Source : données AICD

Plan 1. Les besoins d investissement en électricité en Afrique Subsaharienne 2. Les freins à l investissement en Afrique Subsaharienne 3. Les réformes électriques en cours en Afrique de l ouest 4. Difficultés dans la construction d un nécessaire marché régional Page 4

1. Les besoins d investissements en électricité en Afrique Subsaharienne Les investissements actuels sur le secteur de l énergie sont concentrés sur les produits exportables (gaz, pétrole, charbon) et non sur la fourniture de la demande d énergie interne Investissement par secteur (2000-2013) Electricité 10% Biomasse 1% Charbon 3% Gaz 14% Pétrole 72% Source : Agence Internationale de l Energie (Africa Enegy Outlook 2014) Page 5

Milliards US$2013 1. Les besoins d investissements en électricité en Afrique Subsaharienne Les besoins d investissements sont énormes D après la Banque mondiale, il faudrait investir 40 milliards de dollars chaque année pendant 10 ans dans le secteur électrique africain (11 milliards de dollars ont été investis en 2013) D après l Agence Internationale de l Energie : total d investissement cumulé 2014-2040 : 1249 Milliards US$ dont 608 Milliards US$ dans la production et 641 Milliards US$ dans le transport et la distribution 80 Investissement (moyenne annuelle) 70 60 50 Investissement transport et distribution 40 30 20 10 0 Investissement production d'électricité Investissement total (production, transport et distribution) Page 6 Source : Agence Internationale de l Energie (Africa Enegy Outlook 2014) Scénario «New Policies»

Demande d'électricité (TWh) Croissance moyenne annuelle (%) 1. Les besoins d investissements en électricité en Afrique Subsaharienne En 2040, la demande d électricité devait tripler (par rapport au niveau de 2012 1300 TWh) 1. Pour les «connectés» : croissance des besoins (croissance économique de 5,1 % moyenne annuelle pour la période 2012-2040) 2. Augmentation de la population (de 850 millions en 2012 à 1,75 milliards en 2040) : en 2040, 20% de la demande concernerait l accès à l électricité des nouveaux consommateurs 3. Amélioration de l accès à l électricité (population rurale notamment) 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 2000 2012 2020 2030 2040 Croissance moyenne annuelle Demande d'électricité (TWh) 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 0% Page 7 Source : Agence Internationale de l Energie (Africa Enegy Outlook 2014)

2. Les freins à l investissement en Afrique Subsaharienne Les freins à l investissement dans le secteur électrique sont les mêmes que ceux rencontrés pour les autres infrastructures Risques politiques et macroéconomiques Incertitude juridique et faible protection des contrats et des droits de propriété Capacité et expertises / ressources techniques de la région Mécanismes de gouvernance Dans les ¾ des pays de la CEDEAO les principaux outils de gouvernance du secteur de l énergie sont en cours de construction et/ou de validation : cadres institutionnel et réglementaire, schémas d exploitation, schémas tarifaires, etc.) Corruption et problèmes de transparence (compagnies d électricité collecte beaucoup de ressources et passent beaucoup de contrats) Page 8

2. Les freins à l investissement en Afrique Subsaharienne Illustration de l impact des problèmes de gouvernance sur les investissements électrique (et la qualité) Relation entre indicateurs de gouvernance et qualité de service de l offre d électricité en Afrique Sub-Saharienne Source : Agence Internationale de l Energie (Africa Enegy Outlook 2014) Page 9

2. Les freins à l investissement en Afrique Subsaharienne Les freins spécifiques au secteur électrique L accessibilité tarifaire : prix trop faibles (les tarifs ne couvrent pas les couts) Instrument de politique publique ou électorale Tarifs subventionnés : dépendance vis-à-vis de l Etat, risques de non versement des subventions Risque sur : l approvisionnement du combustible (contrats, tarifs), les investissements, la maintenance, etc. L accessibilité tarifaire : prix trop élevés! Les tarifs sont encore trop élevés par rapport au pouvoir d achat : pauvreté des populations, notamment rurales et périurbaines La distribution en dehors des grandes agglomérations est très en retard : entre 5 % et 15 % des populations en milieu rural (dispersion des habitats /faible densité de consommation, ouvrages non rentables). Le coût de branchement du foyer au poteau électrique reste très onéreux pour les ménages africains Fraude sur l électricité (parfois complicité des agents) et branchements sauvages. Exemple la SENELEC a déclaré pour 2013 une perte liée à ce phénomène de 27 milliards de Francs CFA (9 % de son CA) Gestions complexe de ce type de structures : Objectif multiples : pas seulement gestion efficace du secteur (Ex: barges de 50 MW Sénégal) Page 10

2. Les freins à l investissement en Afrique Subsaharienne La participation du secteur privé dans le domaine de l électricité est faible Comparée à la participation du secteur privé dans le pétrole ou le gaz Secteur qui dépend ainsi de l investissement public, or: Faible capacité nationale de financement (public et privé) Forte dépendance au financement extérieur public et privé (Obstacle financier) Réformes et ouverture à la concurrence : une marche complexe Difficultés dans la construction d un nécessaire marché régional Page 11

Eléments de base d une réforme électrique 1. Privatisation des actifs électriques 3. Les réformes électriques en cours en Afrique de l ouest Objectifs Incitation à l amélioration des performances industrielles et financières Barrière aux pressions économiques et politiques des pouvoirs publics Les objectifs d intérêt général doivent être gérés de manière transparente (sans distorsion du marché) 2. Accès des tiers au réseau et création d une autorité indépendante de gestion des flux électriques Le réseau étant un monopole naturel ne peut pas être dupliqué Accéder au réseau est une condition nécessaire pour pouvoir échanger l électricité La gestion de l accès au réseau doit être réalisés d une manière non discriminatoire afin d assurer les mêmes conditions pour tous les acteurs du réseau 3. Séparation verticale des segments concurrentiels (production et fourniture) et des segments devant rester sous régulation publique (réseaux de transport et réseaux de distribution/vente) 4. Démantèlement horizontal des segments concurrentiels Limiter les conflits d'intérêt (e.g. bloquer l'arrivée des nouveaux entrants à leur connexion ou accès au réseau) Garantir que l accès des tiers au réseau ne sera pas discriminatoire Limiter les subventions croisées entre les segments Créer un nombre suffisant d acteurs sur les différents marchés (de gros et de détail) Augmenter les échanges possibles et la liquidité du marché 5. Création d un régulateur indépendant Anciennes structures de réglementations peu performantes Etre bien informé sur les opérateurs (coûts, qualité de service, respect des règles de concurrence) et posséder l autorité et les moyens suffisants pour mettre en œuvre efficacement la surveillance des opérateurs à la fois sur les activités de réseaux et sur les activités concurrentielles Page 12

3. Les réformes électriques en cours en Afrique de l ouest Rappel des structures d organisation du secteur de l électricité (1) Modèle 1 Monopole régulé Modèle 2 Acheteur unique Modèle 3 Concurrence marché de gros uniquement Modèle 4 Concurrence Marché de gros Et marché de Détail Monopole Concurrence Page 13 Efficacité théorique Complexité de mise en œuvre

Production Transport Distribution / Vente 3. Les réformes électriques en cours en Afrique de l ouest Rappel des structures d organisation du secteur de l électricité (modèle 1) Structure historique: monopole verticalement intégré Clients Page 14

Transport Distribution / Vente 3. Les réformes électriques en cours en Afrique de l ouest Rappel des structures d organisation du secteur de l électricité (modèle 2) Structure d Acheteur Unique Acheteur unique P1 Producteurs indépendants (IPP en anglais Independent Power Producer) Page 15 P2 P3 Contrat d achat d énergie (Power Purchase Agreement PPA) Clients

Transport Distribution Vente Vente 3. Quel type de réforme électrique peut générer les conditions pour attirer les investissements? Rappel des structures d organisation du secteur de l électricité (modèle 3) Structure dé-intégrée et partiellement ouverte à la concurrence Tarif régulé P1 P2 Clients régulés P3 Accès des tiers au réseau (ATR) Marché de gros de l électricité Clients éligibles Page 16

Transport Distribution Vente Vente 3. Quel type de réforme électrique peut générer les conditions pour attirer les investissements? Rappel des structures d organisation du secteur de l électricité (modèle 4) Structure entièrement dé-intégrée et ouverte à la concurrence P1 P2 P3 Marché de gros de l électricité Accès des tiers au réseau (ATR) Marché de détail Clients Page 17

3. Les réformes électriques en cours en Afrique de l ouest Niveau de concurrence Complexité de mise en œuvre (par rapport au monopole intégré) Besoin de séparation verticale Besoin de séparation horizontale Compatibilité avec un marché régional Possibilité d un tarif régulé =/= coût réel Possibilité de minimiser les risques des investisseurs Acheteur unique (pas d accès des tiers au réseau) Concurrence dans l investissement Marché de gros + accès des tiers au réseau (ATR) Concurrence production Marché de gros + ATR + marché de détail Concurrence production et vente Faible Moyenne Haute Faible Moyen Haut Faible Moyen Haut Faible (les acheteurs uniques sont les seuls participants du marché, transits difficiles) Possible (l acheteur unique peut avoir des tarifs régulés) Haute (PPA avec l acheteur unique, prix stable, pas de risque d accès au réseau) Moyen (consommateurs éligibles et IPP, transits possibles) Possible pour les clients non éligibles ou régulés Moyenne (PPA avec consommateur éligible, concurrence, risque d accès au réseau) Haut (tous les consommateurs sont éligibles) Pas possible Faible Page 18

3. Les réformes électriques en cours en Afrique de l ouest Le modèle d acheteur unique avec des IPP semble posséder les propriétés adaptées Ses avantages sont notamment Possibilité d offrir aux investisseurs des contrats de long terme L organisation de l accès des tiers au réseau n est pas nécessaire Permettre au pouvoir politique de garder un certain contrôle sur les choix des technologies Permettre de mettre en place une reforme tarifaire pour diminuer les subventions de manière graduelle Bien évidemment, ce modèle possède également des désavantages Par exemple, les contrats de long terme peuvent rendre rigide la contractualisation et l efficacité de court terme (clause take or pay, priorité d utilisation dans les interconnections) Si l acheteur unique n est pas solide financièrement, les contrats de long terme ne seront pas crédibles (ou la demande des garanties) Si l acheteur unique n est pas cadré par un régulateur indépendant, le développement des IPP peut être freiné Page 19

4 Niveau de séparation et concurrence 3. Quel type de réforme électrique peut générer les conditions pour attirer les investissements? Production Transport Distribution / vente 3 Production en concurrence sur le marché de gros IPPs Gestionnaire du réseau de transport Marché de gros en concurrence Vente de détail régulée assurée par le distributeur Nigéria Ghana 2 IPPs Acheteur unique assurant les fonctions de production, transport, distribution et vente Bénin Togo Mali Sénégal Côte d Ivoire Gambie Niger 1 Monopoles intégrés verticalement Burkina Faso Guinée Guinée Bissau Libéria Sierra Leone Page 20

3. Les réformes électriques en cours en Afrique de l ouest Ghana et Nigeria : seuls pays jouissant d un accès effectif tiers au réseau : Textes législatifs et de régulation en place, y compris règles de marché Dé-intégration effective de l'opérateur historique et GRT indépendant Concurrence au niveau de la production (IPPs) Clients éligibles au Ghana avec contrats bilatéraux directs à coté de clients régulés Eligibilité des clients en attente au Nigeria faute d'un équilibre offre/demande Distributeurs (multiples) gestionnaires des réseaux distribution et fournisseurs des client Bénin, Togo, Sénégal, RCI, Mali, Gambie, Niger : IPP et Acheteur unique assurant les fonctions de production, transport, distribution et vente Diversité des situations : Pas systématiquement de comptabilité analytique pour l'opérateur historique Seuls 2 pays ont inscrit dans leur loi de l'électricité le principe de l'accès à terme de clients éligibles au réseau; Pas d'existence généralisée des IPP Etc. Page 21

3. Les réformes électriques en cours en Afrique de l ouest Autres pays CEDEAO (Burkina, Guinée Bissau, Guinée Conakry, SL) Les pays sont encore en régime d'acheteur unique par l opérateur historique, lui-même verticalement intégré Pas encore de comptabilité analytique en place chez l'opérateur historique (sauf 2 pays) Pas d'existence d IPP Equilibre offre demande à court/ moyen terme encore fragile Absence de Régulateur national indépendant Page 22

Investissements engagés (Millions US$) 3. Les réformes électriques en cours en Afrique de l ouest 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 Participation privée dans les investissements du secteur de l'énergie (électricité + T&D gaz) 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Togo Sierra Leone Senegal Nigeria Mali Liberia Guinea-Bissau Guinea Ghana Gambia, The Gabon Côte d'ivoire Burkina Faso Benin Total WAPP Source : Private Participation in Infrastructure (PPI) Project Database; http://ppi.worldbank.org Page 23

4. Difficultés dans la construction d un nécessaire marché régional SAPP WAPP CAPP EAPP Southern Africa Western Africa Central Africa Eastern Africa Power Pool Power Pool Power Pool Power Pool Page 24

4. Difficultés dans la construction d un nécessaire marché régional Système d'échanges d'énergie électrique ouest-africain (EEEOA/WAPP), : regroupe 14 des 15 pays membres Cedeao) et les 26 sociétés publiques et privées de production, de transport et de distribution d'électricité. Objectif général : amélioration de l équilibre offre-demande pour plusieurs pays de la CEDEAO, avec des projets à vocation régionale (projets WAPP, projets OMVS, projets OMVG) Plusieurs pays utilisent des systèmes de connexion de petite taille et des moyens de production coûteux. L'interconnexion permet de réduire les coûts de production, et d augmenter la fiabilité du réseau (secours en cas de défaillances dans un pays ) Accès au réseau régional peut constituer un incitant puissant pour la venue de nouveaux IPP En Afrique de l'ouest, la géographie esquisse ce que sera le schéma de production et de transport électrique: Au Sud, les pays côtiers disposant de ressources hydroélectriques et fossiles, qui ont vocation à être exportateurs d'électricité : le Nigeria, le Ghana, la Côte d'ivoire et la Guinée. (Ghana et Côte d'ivoire déjà exportatrice d'électricité). Au Nord, les pays sahéliens enclavés, importateurs (qui perdent un peu de leur souveraineté). Exemple : Burkina Faso, Sénégal, Mali, Page 25

4. Difficultés dans la construction d un nécessaire marché régional Projet en deux phases Dans la première phase : 1 acteur par pays ayant accès à ce marché. En seconde phase : contrats bilatéraux transfrontaliers entre producteurs et certains consommateurs Exemple de projets à vocation supranationale supportés par EEEOA : Production : CC Ghana : 450 MW; CC Benin : 450 MW ; Zone OMVS :150 MW ; Zone OMVG : 368 MW Transport : ligne 330 kv Sud Ghana - Nord Ghana ; ligne 225 KV CLSG (Côte d Ivoire Liberia Sierra Leone Guinée: une société de transport régionale, Transco CLSG, réalise et exploite cette ligne, estimée à 329 millions ) Recommandation sur base de l'exemple de l'ue Directive par la Commission de la CEDEAO pour obliger les systèmes nationaux de l'énergie électrique à évoluer vers un modèle harmonisé permettant un accès au réseau pour un nombre croissant d'utilisateurs Page 26

4. Difficultés dans la construction d un nécessaire marché régional De nombreux défis Financements à mobiliser estimés à plus de 26 milliards de dollars Préparation de projets bancables ( complexes et très coûteux) + Mise en œuvre long et difficile (procédures d approbations nationales, procédures d acquisitions, implémentation longue des projets Retards entrainés par les instabilités politiques et les insuffisances natioanales (Guinée par exemple) Réseau de transports : critiques et dépend quasi exclusivement du public (et donc des bailleurs de fonds) Sécurité et indépendance énergétique : préoccupations nationales Les institutions régionales manquent encore de force pour piloter l intégration Risque d'être trop tourné vers l'interconnexion et de négliger la construction de réseaux de distribution au niveau national Page 27

Conclusion Les réformes sont nécessaires pour assurer la hausse des investissements privés Incertitude sur le degré d ouverture à la concurrence Renforcer le modèle d acheteur unique + IPPP (limite risque des investissements + limite la complexité d une gestion des ATR) Désintégration complète et accès au tiers au réseau (moins d intervention de la puissance publique) Marché regional d éléctricité «Délestron anti-super héro ivoirien» Réformes doivent aussi prendre en compte l imbrication avec la construction des marchés régionaux Processus qui prend du temps mais consitue l avenir des pays africains à la fois pour les pays peu dotés en ressources énégetiques (deficit à combler) que pour les pays avec des ressources importantes (opportunités) Page 28