Rapport ICA: « WHEN THE POWER COMES: AN ANALYSIS OF IPPS IN AFRICA »

18 juillet 2012

Ce rapport analyse les résultats des projets de mise en œuvre d'énergie indépendante (IPP) en Afrique subsaharienne. Environ 23 projets de ce type ont pris racine à ce jour, principalement dans 11 pays. Différents facteurs, tant au niveau national qu'au niveau des projets, ont joué un rôle essentiel dans la réussite de ces derniers, à savoir : le lien cohérent entre la planification, les achats et la conclusion de contrats, le rôle des institutions de financement du développement et les origines du développement des sociétés et des rehaussements de crédit. 

RÉSUMÉ
Qu'est-ce qui a suscité le développement des producteurs d'énergie indépendants (IPP) et pourquoi font-ils actuellement partie des éléments les plus visibles de la réforme du secteur de l'électricité ? Où et comment a eu lieu leur essor ? Et quels sont les domaines au sein desquels le succès a été moins marqué ? 

Au début des années 90, la quasi totalité de la production électrique de l'Afrique a été financée par des offres publiques, comprenant des prêts concessionnels accordés par des institutions de financement du développement. Ces actifs de production financés publiquement étaient considérés comme un élément essentiel des systèmes publics de production d'électricité intégrés verticalement. Toutefois, au début des années 90, plusieurs facteurs ont convergé en entraînant un bouleversement significatif. En s'appuyant sur le constat que les fonds publics ne suffisaient pas à renouveler la production, et suite à des décennies de mauvais résultats des services publics, les pays africains ont commencé à adopter un nouveau modèle « standard » pour leurs systèmes de production électrique, sous l'influence des réformes innovantes mises en œuvre aux États-Unis, au Royaume-Uni, au Chili et en Norvège. Plusieurs pays, encouragés par les organismes de développement multilatéraux et bilatéraux s'étant largement retirés des projets de financement publics, ont adopté des programmes de décentralisation de leurs systèmes de production d'électricité afin de permettre une participation privée et de développer la concurrence. Les projets de mise en œuvre d'énergie indépendante, financés par le secteur privé, exploitant des terrains vierges, soutenus par des prêts sans recours ou à recours limité, avec des accords d'achat d'électricité à long terme conclus avec les services publics ou d'autres intermédiaires financiers, sont devenus prioritaires dans le cadre de la réforme générale du secteur énergétique. Les IPP ont été considérés comme une solution aux contraintes persistantes d'approvisionnement, et pourraient également servir de référence pour l'approvisionnement public en ouvrant progressivement le marché à la concurrence. Les IPP pourraient être mis en œuvre avant la décentralisation du secteur. Il n'était pas non plus indispensable de disposer d'un régulateur du fait de la forme de règlementation stipulée par le contrat d'achat d'électricité. 

Ce rapport analyse les résultats des IPP, en mettant particulièrement l'accent sur l'Afrique subsaharienne.* Environ 23 de ces projets, d'ampleur moyenne à importante, ont pris racine à ce jour, principalement dans 11 pays. Au total, environ 4,1 GW de capacité en IPP ont été ajoutés. À quelques exceptions près, cette production représente une petite fraction de la capacité totale de production et a largement complété les services publics actifs. Toutefois, les IPP ont constitué une source importante de nouveaux investissements dans le secteur énergétique dans plusieurs pays africains ; prenons par exemple le Togo, où Centrale Thermique de Lomé (CTL), le premier IPP du pays, a augmenté la capacité installée d'environ 40 pour cent (de 149 MW à 249 MW) ; quant à l'Ouganda, Bujagali devrait augmenter sa capacité installée de 250 MW d'environ 30 pour cent. Les projets couverts dans ce rapport représentent la majorité de la capacité IPP installée et des investissements en Afrique subsaharienne. 

La majorité des projets ont abouti, et la plupart de leurs contrats ont été maintenus (à savoir CIPREL et Azito en Côte d’Ivoire, Takoradi II au Ghana, Iberafrica, Tsavo, OrPower4 et Rabai au Kenya, Afam VI au Nigeria, CTL au Togo, et Namanve en Uganda). Un certain nombre d'IPP supplémentaires sont arrivés à la phase de clôture financière et sont en cours de construction (Bujagali en Ouganda et Itezhi Tezhi en Zambie). De plus, au Kenya, trois autres IPP sont actuellement en phase de financement à la suite d'un appel d'offres concurrentiel (ainsi que trois autres projets négociés directement). Un financement est également recherché pour le très attendu complément au premier IPP du Ghana, Takoradi II, ainsi que pour les 1 000 MW de nouvelle production électrique produites par trois usines différentes en Zambie. Enfin, bien que la production soit en deçà des 1 000 MW d'abord envisagés, Eskom va exploiter 376 MW dans le cadre de son programme d'achat d'électricité à moyen terme pour aider à combler au manque d'électricité en Afrique du Sud, avec une sélection de producteurs indépendants. 

Plusieurs problèmes très médiatisés ont par contre potentiellement mitigé le bilan de l'Afrique subsaharienne. L'un des projets a récemment conclu sa procédure d'arbitrage (AES Barge au Nigeria), tandis qu'un autre arbitrage (IPTL en Tanzanie) est actuellement en cours. Toutefois, ces deux projets occupent toujours une place importante dans l'offre énergétique de ces pays. Les frais d'un autre IPP en Tanzanie (Songas) ont augmenté suite à la conclusion imprévue (et ensuite contestée) d'un contrat avec IPTL. Le projet Okpai au Nigeria a également été marqué par un litige concernant une augmentation des frais d'investissement. De plus, au Sénégal, la société GTi Dakar est confrontée à des problèmes financiers, et le deuxième IPP du pays, Kounoune I, doit faire face à plusieurs difficultés, notamment son incapacité à fournir un carburant adéquat. Des changements ont également été observés dans les contrats d'une usine du Kenya (OrPower4, qui a réduit ses tarifs lors de la deuxième phase du projet). L'un des projets (Westmont au Kenya) était régi par un contrat initial de 7 ans qui n'a pas été renouvelé. L'autre IPP du Kenya (IberAfrica) a renouvelé son contrat, bien qu'avec des droits de capacité bien inférieurs, et a récemment doublé sa capacité. 

Une fois les modifications contractuelles effectuées, les projets ont largement contribué à l'offre de production énergétique du pays (à l'exception de Westmont, qui a cessé ses activités, et d'IPTL, dont l'activité a été intermittente durant et après la procédure d'arbitrage la concernant). Qu'est-ce qui différencie ces projets qui n'ont connu aucun changement à ce jour ? Dans quelle mesure les résultats de développement et d'investissement pourront-ils être perçus comme équilibrés ou déséquilibrés ? Quels sont les éléments contribuant à la réussite de chacun de ces projets ? 

Il est apparu que différents facteurs, tant au niveau national qu'au niveau des projets, ont joué un rôle essentiel dans la réussite de ces derniers, à savoir : le lien cohérent entre la planification, les achats et la conclusion de contrats, le rôle des institutions de financement du développement et les origines du développement des sociétés et des rehaussements de crédit. Ces facteurs, parmi d'autres, sont spécifiés avec d'autres annexes détaillées pour chacun des 23 IPP présentés. 

En somme, bien qu'il soit démontré que certains contrats aient échoué au sein du pool des IPP de l'Afrique subsaharienne, lorsqu'un déséquilibre est perçu entre les résultats de développement et d'investissement, lesdits échecs ne signifient pas forcément la fin d'exploitation d'un projet. De nouveaux contrats durables peuvent être conclus. Entretemps, il convient de continuer à travailler à réduire l'écart entre les investisseurs et la perception et le traitement des pays organisateurs en matière de risque (pour empêcher plus d'échecs de contrats). Enfin, l'augmentation des nouvelles protections - comprenant la garantie partielle des risques ou l'assurance contre les risques politiques - n'est pas la seule manière de réduire cet écart. Cette réduction peut passer par le traitement systématique des nombreux éléments contribuant à la réussite définie dans ce rapport. 

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*La décision de se concentrer sur l'Afrique subsaharienne (plutôt que d'étendre l'analyse à l'ensemble du continent africain) a été prise principalement par rapport à l'environnement clairement différent des pays nord-africains, ce qui a un impact sur la taille, l'échelle et le développement des projets. En moyenne, les IPP nord-africains ont plus que doublé par rapport à leurs équivalents en Afrique subsaharienne (avec une moyenne de 491 MW contre 177 MW pour l'Afrique subsaharienne). 

Télécharger le rapport complet WHEN THE POWER COMES: AN ANALYSIS OF IPPS IN AFRICA 

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Catégories: Energie, Publications

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