L’acces pour tous en Afrique etude de capitalisation IED-Axenne-Novalis 7th annual meeting club-ER, Mombasa, 23-26 march 2010.

Présentation au sujet: "L’acces pour tous en Afrique etude de capitalisation IED-Axenne-Novalis 7th annual meeting club-ER, Mombasa, 23-26 march 2010."— Transcription de la présentation:

1 L’acces pour tous en Afrique etude de capitalisation IED-Axenne-Novalis 7th annual meeting club-ER, Mombasa, march 2010

2 Constats/enjeux de l’ER
Des montants financiers importants mais pas si importants au regard des besoins et des enjeux (même si impact d’ER difficiles à mesurer) Constats Montants inégalement répartis entre les pays (Ghana, Maroc) et entre zones d’un même pays Certaines « success story » (Maroc) mais qui ne paraissent pas nécessairement reproductibles partout

3 Etude réalisée par consortium
Besoin de capitaliser sur ces différentes expériences Notamment questions de design institutionnel et financier Pour alimenter la stratégie AFD Etude réalisée par consortium IED-Axenne-Novalis

4 Plan de la présentation
Quelques éléments clés de l’étude 1.1. Resituer l’accès au sein d’une vision politique globale 1.2. Bilan des réformes institutionnelles 1.3. Quels coûts/tarifs/gestion commerciale? 1.4. Un continuum de solutions techniques 2. Enseignements pour la stratégie AFD 2.1. stratégie AFD 2.2. les « bonnes idées » de projets pour des projets « bancables »

5 1.1. Resituer l’accès au sein d’une vision politique globale
L’accès peut avoir différentes formes : L’extension du réseau électrique dans le cadre de la Concession Nationale de la compagnie d’électricité – nationale ou privatisée ; L’électrification des bourgs et des centres secondaires – et plus largement des pôles de développement hors de la Concession Nationale de la compagnie d’électricitéréseau national ou moyens de production locaux avec un réseau de distribution MT et BT  ; L’électrification des localités très isolées et de petite taillesystèmes individuels ou limités aux services communs – typiquement le photovoltaïque, ou encore par réseaux villageois (généralement diesel) ; L’électrification périurbaine  question de la densification des connections Répondant à différents objectifs : aménagement territoire/équité

6 compagnie d’électricité, opérateurs privés, Fonds d’ER/Agence
Conséquence : un manque de clarté dans la répartition des responsabilités compagnie d’électricité, opérateurs privés, Fonds d’ER/Agence Compagnie d’électricité (Publique or privée) Agence d’ER ou Fonds d’ER Opérateurs spécialisés (ONGs, Ministères…) Électrification des pôles de développement à l’intérieur des zones de concession principale Viable Électrification des pôles en dehors des zones de concession principales Localités isolées Non rentable Zones périurbaines Viable économiquement Non rentable, nécessite un soutien public Grisé: peut être assuré par l’opérateur national

7 1.2. bilan des réformes institutionnelles
Il y a 15 ans, réformes sectorielles : compagnie d’électricité (publique ou nationalisée) et un fonds/agence d’ER : uniformisation des modèles Bilan: souvent les agences d’ER simplement juxtaposées à un système électrique urbaindifficile planification, peu de synergie Rôle clé du « champion » public : Côte d’Ivoire, Ghana, Afrique Sud, Maroc, Tunisie Un trop plein d’acteurs institutionnels : problème de simplification post-réforme sectorielle (Mauritanie eau/ER) . L’action de cette Agence et/ou de ce fonds l’électrification s’inscrit dans le cadre d’un « périmètre » d’électrification rurale et semi- ou péri-urbaine aux contours mal définis le plus souvent simplement juxtaposé à celui des systèmes électriques urbains. Cet état de fait a pour conséquence de rendre difficile la nécessaire coordination de la fonction de planification des deux secteurs, la recherche de synergies et d’une efficience globale – qui devraient être de la responsabilité d’un Ministère fort. Pour autant, ces deux périmètres régis par des règlementations différentes ou communes connaissent des évolutions respectives qui ne peuvent s’ignorer. L’évolution respective de ces périmètres (extension du réseau, domaine réservé exclusivement au « hors Concession »,…) et leur interface (tarif de rachat et de revente au réseau, indemnisation des opérateurs/investisseurs en cas d’extension de la « Concession nationale ») constituent des éléments clés de la cohérence des politiques nationales d’extension de l’accès au service électrique. Mal clarifiés, ils peuvent être un blocage à l’extension du service. La multiplication des structures « indépendantes », institutions et agences ne signifie pas que toutes les fonctions requises pour améliorer l’accès à l’électricité soient remplies; cette multiplication mène souvent à des situations conflits & tensions

8 Fonction industrielle Fonction réglementaire
Multiplicités d’opérateurs mais les fonctions nécessaires pour réaliser un programme d’accès avec succès sont-elles remplies ? Fonction industrielle Fonction financière Fonction réglementaire Y a-t-il des opérateurs pour faire la P, T, D – où les compagnies d’électricité voient leurs prérogatives réduites Y a-t-il des standards techniques optimisés ? Y a-t-il un réseau adéquat de fabricants et installateurs ? Avant le PPP, il faut du PSD – Private Sector Development Quel est le système financier pour financer l’ER ? Est-il bien pensé aux vues du niveau d’investissement requis et du faible niveau de demande et de capacité à payer ? La demande rurale est-elle marginale par rapport au système principal ? Y a-t-il un effet de levier sur les rares subventions nationales et internationales disponibles ? A travers les fonds d’ER ? Les systèmes de crédit aux opérateurs privés sont-ils une réalité? Les outils de partage du risque sont-ils en place ? Doit être incitative, claire et suffisamment fiable et transparent pour donner confiance au secteur privé Doit garantir que la planification opérationnelle soit réalisée Garantir la clarté des rôles des différents acteurs Détermine les besoins de capacité d’investissements, formule et réalise les activités de renforcement de capacité nécessaires

9 1.3. capacités de paiement/tarifs/gestion commerciale
Capacités à payer la facture mensuelle d’électricité Dépenses en énergie plus élevées en zone rurale (3-10$/mois) rapide saturation tx connection Problème du coût de branchement : €/dép. annuelle <50€pbesfinancements ad hoc du raccordement : subvention FER, partage coûts, emprunt, mécanismes de revolving fund (Kenya) Enjeux de la gestion commerciale/distribution (compteurs prépaiement) pour baisser les coûts

10 1.4. Un continuum de solutions techniques, des options de production complémentaires
Les technologies de production doivent être adaptées à des situations geo-économiques contrastées : Extension du réseau Solution principale Nécessite une production centralisée et peu coûteuse Production décentralisée Nécessite un réseau de distribution local Avec coûts locaux variables Le faible niveau de demande rurale implique qu’un gros acheteur est nécessaire pour rendre l’option viable Hors-réseau Difficile à atteindre et Coûteux à gérer

11 Un coût compétitif – à certaines conditions: heures d’utilisation/an et durée de vie + coût actualisé… Filière Invest. € /kW Coût ct€ / kWh Cap mondiale installée Fonctionnemt (h/an) Photovoltaïque 5 GWc 1000 – 1200 - Sur réseau Sur ~20 ans - Isolé 7000 – Eolien 94 et 1,3 GW - terrestre 1000 4 - 8 Sur 5 à 10 ans - Off shore > 10 ans Hydraulique - Grande 2 - 8 Sur 15 ans -Petite <10MW 1 – 9,5 Sur 6 à 15 ans Géothermie 1,2 - 9 8,9 GW 8000 Charbon 4,2 – 5,6 Fuel / diesel indifférent Baisse des coûts d’investissements Mais le coût du kWh produit dépend de la disponibilité de la ressource naturelle: l’équipement fonctionne à sa puissance nominale pendant quel pourcentage des 8760 heures de l’année? Implique de calculer le prix du kWh sur la durée de vie de l’investissement, ou du moins sur 10 ans: ce qui implique que l’investisseur puisse investir sur une telle durée ou puisse mobiliser des financements longs. Au niveau du connecté réseau (grands ouvrages) tout va dépendre de l’existence de contrats de rachat longs et attractifs, et de la confiance que les investisseurs et banquiers auront dans la valeur de ce contrat. Au niveau des plus petits ouvrages isolés ou en extrémité de ligne avec une moins bonne qualité de service La comparaison se fait avec un groupe diesel ou fuel: aujourd’hui, les opérateurs électriques se voient obligés de payer le « vrai prix du diesel » y compris le transport (exemple Indonésie, Cambodge, Mauritanie, Burkina Faso: 0,5 à 0,8€ / kWh) Pour les ouvrages qui peuvent se connecter au réseau, typiquement de la co génération au niveau des agro industries, le coût est d’autant plus intéressant que l’on peut vendre au réseau quand on produit – et racheter quand on en a besoin. Cela se pratique aussi sous la forme de « troc » moyennant un coût du service (wheeling and banking scheme en Inde). Raisons de variabilité du coût d’investissement : accessibilité et nombre sur lequel amortir, aussi bien pour le PV que la PCH ou le diesel difficulté du Génie Civil pour la pch : aujourd’hui, la turbine + contrôle commande vaut 700 à 1000$ pour la géothermie, un coût « caché » est dans le coût / risque d’exploration Diesel: dépendant si on part en BT distribution ou en MT / HT. Si on se situe en Inde ou en Chine avec production locale de l’équipement Charbon et fuel: au prix de 2007 / 2008 Energies Reneouvelables - Formation AFD, janvier 2009 11

12 2. Enseignements pour la stratégie AFD
Enseignement 1 : impliquer tous les acteurs du système Grands porteurs de projet : agro industries; investisseurs; partage des risques / retours Compagnies d’électricité – en particulier pour intégrer les énergies renouvelables Utilisateurs finaux afin de faciliter la connexion et réduire les coûts de gestion de la distribution Petits opérateurs (soutien technique, gestion, financement) Fonds ER / Agences et intermédiaires financiers : mise en place de mécanismes de financement adéquats Institutions nationales pour la planification stratégique - technique et financière

13 Enseignement 2 : Besoin de “vraies” innovations
- mobilisation de moyens financiers et humains dédiés - consolider une liste de projets/approches à développer : constituent-elles des solutions pour l’avenir? - identifier des partenaires africains pour mettre en œuvre ces idées - identifier des partenaires-bailleurs pour développer des approches intégrées Enseignement 3 : Enjeu d’une diffusion à large échelle Limiter les “projets pilotes” : enjeu de la réplicabilité Mixer prêts (pour les investissements)/subventions

14 Enseignement 4 : Financement de projets par la mobilisation de prêts et de dons
Compte tenu des caractéristiques économiques des projets d’accès, la bonification des financements est une nécessité, avec la composante subvention visant plus particulièrement: Études amont et renforcement de capacité Cadre institutionnel et réglementaire; planification stratégique; inventaire des ressources et études de faisabilité; formation technique et gestion Soutien à la mise en œuvre: Montage financier, ingénierie, maîtrise d’œuvre, renforcement de capacités Soutien à l’investissement: partage des risques, concessionnalité (durée, taux, période de grâce), subventions à l’investissement

15 Production d’électricité
Non rentable  subvention à l’investissement Projet 1.i Electrification Rurale Viable économiquement  Ligne de crédit concessionnelle Résidu agricole Agro industrie 50% 10% 50% 30% Production d’électricité (500kW 10MW) 40% 20% Compagnie d’électricité

16 Porteur(s) de projet : agro industries
Projet 1.i: Grands porteurs de projet (agro industries) Prêt direct ou lignes de crédit à travers les banques commerciales nationales Une agro industrie investit dans la co-génération pour réduire sa facture énergétique A assez de résidus agricoles (balle de riz, huile de palme, déchets de bois, …) pour produire un excédent d’énergie (sans rivalité d’usage) Une banque de développement octroie un prêt à une banque intermédiaire qui à son tour prête à l’agro industrie La rentabilité de l’investissement additionnel dépend des conditions de vente de l’excédent d’énergie Proximité du réseau et PPA Emplacement des villages non électrifiés et niveau de demande; conditions de rachat Risque perçu par le développeur au vu de la fiabilité de l’acheteur à long terme Question: les banques locales vont-elles prêter à l’agro industrie ? (risque commercial et de projet) Porteur(s) de projet : agro industries Lignes de crédit à travers les banques commerciales nationales qui prêtent à leur tour Pays: Kenya, Cameroun, Ouganda, Tanzanie, …

17 Production d’électricité
Viable économiquement  Ligne de crédit, concessionnelle pour s’adapter au profil d’investissement hydro Projet 1.ii Non rentable  Subvention à l’investissement Acheteurs captifs; réseau privé 35% IPP @ 13 cts Accès des tiers au réseau? Production d’électricité 100kW 15MW 40% Site hydro Électrification rurale @ 10 cts Risque du à l’hydrologie 25% Compagnie d’électricité @ 5 cts

18 Porteur(s) de projet : IPPs
Projet 1.ii: Grands porteurs de projet – Producteurs Autonome (IPP) Prêt direct pour les opérations de taille ou lignes de crédit à travers les banques commerciales Un développeur privé investit dans une unité hydro Évalue la qualité du site et le risque physique Cherche acheteurs solvables : Clients industriels importants et solvables avec demande stable Compagnie d’électricité : distance au réseau ? Tarif de rachat ? Les communautés locales sont les dernières sur la liste: l’IPP n’est pas une entreprise de distribution et préfère s’associer à un distributeur fiable Problème: l’IPP sera-t-il capable de mobiliser des fonds à long terme (15 ans) nécessaires pour atteindre des coûts du kWh attractifs (~5 cents / kWh)? Les banques nationales ne sont généralement pas intéressées par ces nouveaux projets à long terme Porteur(s) de projet : IPPs Lignes de crédit internationales à travers les banques commerciales nationales qui prêtent à leur tour Pays: Kenya, Cameroun, Ouganda, Tanzanie, Guinée, …

19 Groupe électrogène Injection solaire
investissement : 700€/kW coût du kWh : 80% fioul 90cts/L : Coût > 30cts/kWh Compagnie d’électricité nationale Emprunte et maximise le nombre de connexions à court terme, … Mais subit des coûts opérationnels élevés sur le long terme Groupe électrogène Compagnie d’électricité nationale Injection solaire Ne veut pas utiliser sa capacité à emprunter pour un faible nombre de connexion par $ Malgré la durabilité garantie à long terme investissement : 8000€/kW Coût : cts/kWh avec financement long terme, sans stockage avec batterie Projet 2 Les coûts d’invest baisent, ici coûts conservateurs pour petites opérations isolées

20 Projet 2 : Compagnies d’électricité S’assurer d’une stabilité du coût de l’énergie à long terme à travers les énergies renouvelables nécessite la mobilisation de financements bonifiés et de LT Pour les villages éloignés du réseau interconnecté, la norme reste l’électrification par groupe électrogène Les compagnies d’électricité se concentrent sur les grandes villes, souvent les capitales administratives et sur les clients les plus rentables au sein des localités (grands consommateurs, regroupés) Visent à connecter un maximum de localités avec les faibles ressources disponibles Conséquences négatives à long terme, avec des coûts opérationnels toujours plus élevés (coût du carburant et vieillissement des générateurs qui résulte en baisses de rendement) Le solaire PV injecté est une alternative viable aujourd’hui – mais les compagnies d’électricité ne veulent pas mobiliser leurs maigre ressources financières pour un faible nombre de connexions Emprunteur – opérateur technique et financier: Compagnie d’électricité Pays: Région sahélienne: Burkina Faso, Mauritanie, Mali, Nord du Cameroun, Tchad, Sénégal…

21 Soutien technique et financier
Projet 4i Opérateurs locaux, Mali : PCASER PCASER incapable de couvrir les coûts opérationnels Subvention à l’investissement… ~80% Fonds/Agence d’ER (AMADER) Pôle de compétence Gazogènes biomasse (3 à 500 kW) Soutien technique et financier

22 Projet 4i: Petits Opérateurs Privés Soutien technique et financier pour l’intégration de la gazéification biomasse et pour réduire la dépendance aux carburants fossiles Les opérateurs locaux électrifient le plus souvent à partir de diesel (connaissance de la technologie, faible coûts d’investissement) Nécessite 80% à 90% en subvention initiale à l’investissement, le reste étant apporté sur fonds propres; FER donne une subvention directe et n’est généralement qu’un compte en banque et non un intermédiaire financier; très peu de banques locales prêtent en réalité Après quelques mois/années, les opérateurs locaux sont coincés entre l’augmentation des coûts du diesel et la faible capacité à payer des clients: il est impératif de réduire les coûts opérationnels Là où la biomasse est disponible au niveau du village, la gazéification avec mélange au diesel (jusqu’à 90%) est une option mais nécessite: information savoir-faire technique au niveau local disponibilité du gazogène et capacité à le fabriquer Emprunteur: Gouvernement national, qui rétrocède au Fonds d’Électrification Rurale (FER) Contrepartie: FER ou Agence, puis petits opérateurs privés Pays possibles: Mali, Guinée, Cameroun

23 Soutien technique et financier
Projet 4ii Opérateurs locaux, Mali : PCASER PCASER incapable de couvrir les coûts opérationnels Fonds/Agence d’ER (AMADER) Subvention à l’investissement… ~80% Pôle de compétence biodiesel Soutien technique et financier 23

24 Contrepartie: FER ou Agence, puis PME industrielle
Projet 4.ii: Petits Opérateurs Privés Unité bio-diesel locale pour substituer du carburant dans un groupe de systèmes diesel … pareil qu’au 4i….. Ou la biomasse est disponible localement, mettre en place une petite unité de bio-diesel nécessite: Information Évaluation de la ressource biomasse Savoir-faire technique Cadre contractuel avec opérateurs locaux pour guarantir l’achat du biocarburant à un tarif défini Financement de l’investissement Emprunteur: Gouvernement national, qui rétrocède au Fonds d’Électrification Rurale (FER) Contrepartie: FER ou Agence, puis PME industrielle Pays possibles: Mali, Guinée, Cameroun, … la plupart des pays Africains

25 Fonds/Agence d’Électrification Rurale
Petits opérateurs Projet 5 Prêts concessionnels fabricant Transferts de fonds compagnie … Fonds/Agence d’Électrification Rurale Gouvernement national Don Banques nationales Prêt concessionnel Financements concessionnels Prêts concessionnels, dons Banques et agences de développement Instruments de partage du risque Autonomie financière, à travers l’émission d’obligations LT…

26 Projet 5: Mise en place d’un Fonds d’Électrification Rurale (FER) en tant qu’opérateur financier capable de mobiliser des fonds Aujourd’hui, FERs ne sont pas structurés comme intermédiaires financiers, ie: Avec la capacité légale d’emprunter auprès d’agences internationales De se refinancer à travers l’émission d’obligations (comme la « Rural Electrification Corporation » le fait en Inde) Autorisée à prêter aux opérateurs locaux La réalité: les banques locales ne souhaitent pas s’engager sur ce secteur (sauf si banques de développement à mandat particulier) Le FER est un compte pour transférer des subventions Les agences internationales fournissent des prêts sectoriels aux Gouvernement qui en rétrocèdent une petite partie comme don au FER Il n’y a aucun effet de levier sur don dans les sous-secteurs de l’Electrification Rurale ou Périurbaine Il est crucial de structurer le FER pour faire levier sur les montants de dons qui resteront modestes FER / Agence d’ER Pays: Madagascar, Congo-Brazzaville, Mali, Guinée – tous les pays engagés politiquement

27 Financements concessionnels nécessaires pour soutenir tous les acteurs des programmes d’accès
Type de projet Soutien 1- Grand porteurs de projet (ex. agro industries ou Producteurs Autonomes) financés directement ou par banques commerciales A,B,C 2 - Compagnies d’électricité, pour intégrer énergies renouvelables pour garantir stabilité des coûts à long terme de l’ER 3 - Utilisateur finaux, compagnies d’électricité, opérateurs pour augmenter les taux d’accès en zone électrifiée 4 - Petits opérateurs privés – pour l’intégration des énergies renouvelables et faire baisser les coûts du kWh et donc augmenter la soutenabilité à LT 5 - Structuration du Fonds d’Électrification Rurale en tant qu’intermédiaire financier 6 - Institutions nationales A Renforcement de capacité et études amont Soutien à l’implémentation de projet Soutien à l’investissement: partage de risque, prêts concessionnels, dons

28 Préparer l’avenir… Quelles idées sont-elles reproduites dans un autre contexte?

29 Projects : project idea
Indicative pipe of activities Type of project Projects : project idea under study on going project Large sponsors (eg agroindustries or Independant Power Producers) financed directly or through commercial banks Kenya : agroindustrial cogeneration by credit lines to local banks / Implementation on the 16th 2009 Jatropha in West Africa (Mali, Bénin, Sénégal, Burkina Faso) and Laos Utilities, to integrate renewables to ensure LT sustainability for rural electrification Sahelian Countries : mini-local grids diesel-solar Mauritania: mini-local grids diesel-solar Senegal : PASER phase 2 End-users, utilities, operators for increasing access rates in electrified areas Kenya : financial mechanism (revolving fund) to prefinance connection phase 2 Benin : grid extension including prepayment/cost reduction CAR : enhance production capacity in Bangui (hydroelectric) implementation early 2010 Private small scale operators - for integrating renewable energy and bringing down LT kWh costs, thus ensuring LT sustainability Botswana : Renewable Energy-based Rural Electrification PG (project idea, AFD loan in 2010) Cameroon: extension of mini-hydro and minigrid to Rumpi's area Morocco : global ER next phase Rural Electrification Fund structuring as a financing intermediary Project idea? Kenya? Planning capacity building Kenya : Technical Assistance