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Chapitre 5. Études de cas de la région de l’Afrique subsaharienne

Author(s):
Benedict Clements, David Coady, Stefania Fabrizio, Sanjeev Gupta, Trevor Alleyne, and Carlo Sdralevich
Published Date:
February 2014
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Author(s)
Antonio David, Farayi Gwenhamo, Mumtaz Hussain, Clara Mira, Anton Op De Beke, Vimal Thakoor and Geneviève Verdier 

Subventions Aux Produits Pétroliers

Ghana

Contexte

Le Ghana est un pays de plus de 24 millions d’habitants, riche en ressources naturelles, notamment en terres arables et en minéraux. Le Ghana a récemment découvert des réserves de pétrole au large de ses côtes, qui ont fait l’objet d’une première année complète de production en 2011. Même si les réserves pétrolières sont relativement faibles à l’échelle mondiale (la production du gisement actuel de Jubilée devrait être au maximum de 120.000 barils par jour), les nouvelles découvertes représentent un potentiel considérable d’amélioration de la situation. Par ailleurs, le Ghana intensifie la construction d’infrastructures pour commercialiser ses réserves de gaz, ce qui pourrait considérablement contribuer à réduire les coûts énergétiques et à développer des industries en aval.

Depuis 2004, la déréglementation a permis aux entreprises de commercialisation du pétrole d’entrer sur le marché de l’importation et de la distribution du pétrole brut et des produits pétroliers. Jusque-là, la raffinerie Tema Oil Refinery (TOR) détenait le monopole de la production et de l’importation de produits raffinés. Le système actuel comporte une formule de tarification qui s’applique à tous les produits pétroliers. Ce mécanisme d’ajustement des prix est le résultat des réformes de 2005, même s’il n’a pas toujours fonctionné comme prévu au départ. L’Agence nationale du pétrole (NPA), aussi créée en 2005, analyse les prix pétroliers deux fois par mois et émet des recommandations au Ministre de l’énergie sur les ajustements nécessaires pour assurer le recouvrement des coûts, sur la base d’une formule rétrospective tenant compte des fluctuations des cours mondiaux durant les deux précédentes semaines.

La décision d’ajuster les prix à la pompe est prise à la discrétion de l’exécutif. Si les hausses de prix sont justifiées mais non appliquées, c’est en principe le budget de l’État qui prend en charge le coût des subventions. Néanmoins par le passé, la TOR assumait le coût des subventions et du fait de la sous-tarification des produits pétroliers, elle était en proie à des pertes considérables qui se propageaient au secteur financier sous forme de prêts improductifs. Le gouvernement a finalement été obligé d’apurer les arriérés de la TOR envers le secteur bancaire, à un coût élevé pour le budget. Depuis octobre 2010, un dispositif de couverture reposant sur des options d’achat a également assuré une certaine protection temporaire contre les fluctuations à la hausse des cours du pétrole. Le gouvernement acquiert des options d’achat mensuelles, qui génèrent des recettes dans les cas où les cours pétroliers mondiaux subissent des chocs à la hausse. Ces recettes sont utilisées pour couvrir les décalages momentanés d’ajustement des prix intérieurs des produits pétroliers jusqu’aux niveaux de recouvrement des coûts (FMI, 2011a).

Tableau 5.1Ghana: Principaux indicateurs macroéconomiques, 2000–11
20002003200820102011
PIB par habitant (dollars)4005631.2661.3581.580
Croissance du PIB réel (%)4,25,18,48,014,4
Inflation (%)25,226,716,510,78,7
Solde budgétaire global, base caisse (% du PIB)−6,7−3,3−8,5−7,2−4,1
Dette publique (% du PIB)123,382,833,646,343,4
Solde des transactions courantes (% du PIB)−6,60,1−11,9−8,4−9,2
Importations de pétrole (% du PIB)−7,1−5,0−8,3−6,9−8,3
Exportations de pétrole (% du PIB)0,00,00,00,07,2
Consommation de pétrole par habitant (litres)néant91,191,498,7110,7
Ratio de pauvreté/habitant à 1,25 dollar/jour (PPA) (% de la population)39néant30néantnéant
Sources: Agence internationale de l’énergie (AIE); Banque mondiale, Indicateurs du développement dans le monde; FMI, Perspectives de l’économie mondiale.Note: PPA = parité de pouvoir d’achat.
Sources: Agence internationale de l’énergie (AIE); Banque mondiale, Indicateurs du développement dans le monde; FMI, Perspectives de l’économie mondiale.Note: PPA = parité de pouvoir d’achat.

Réformes depuis 2001

Les dix dernières années ont été marquées par plusieurs tentatives de déréglementation des prix des carburants au Ghana (graphique 5.1). En 2001, un ajustement de 91 % des prix pétroliers à la pompe a été entraîné en partie par la volonté de rétablir la santé financière de la TOR. Les retards d’ajustement des prix pétroliers en 2000 avaient entraîné pour l’entreprise énergétique d’État une accumulation considérable de pertes, qui avaient atteint 7 % du PIB (FMI, 2001). La réforme a vite été abandonnée néanmoins, face à la hausse des cours mondiaux et à la dépréciation de la monnaie. Les pertes de la TOR ont en grande partie été absorbées par la Ghana Commercial Bank, dont la solvabilité s’est trouvée menacée.

Graphique 5.1Ghana: évolution des prix des carburants, 2000–12

Les réformes de 2005 ont introduit une période où la tarification des carburants a été basée sur le marché mais des considérations d’ordre politique ont parfois entravé ce processus.

Sources: Agence nationale du pétrole du Ghana et estimations des services du FMI.

Début 2003, conscient de la situation financière intenable dans laquelle se trouvaient à la fois la TOR et la Ghana Commercial Bank, le gouvernement a réitéré son engagement en faveur d’un système de prix permettant le recouvrement des coûts, en augmentant les prix à la pompe de 90 %. Face à la forte opposition à cette mesure, le gouvernement a en partie annulé cette hausse à l’approche des élections de 2004 et abandonné les ajustements destinés à assurer la récupération des coûts jusqu’en 2005. En 2004, les subventions versées à la TOR ont atteint 2,2 % du PIB et la raffinerie a continué à emprunter à la Ghana Commercial Bank pour financer ses activités (FMI, 2005a).

Mesures stratégiques et mesures d’atténuation

La déréglementation des prix des produits pétroliers en 2005 a été accompagnée de mesures stratégiques destinées à susciter une forte adhésion de l’opinion publique à la réforme. La stratégie a été étayée par des travaux de recherche et de communication et des programmes destinés à atténuer l’impact sur les catégories les plus vulnérables de la population, le tout permettant d’assurer le succès de sa mise en œuvre.

  • Recherche. Une analyse d’impact sur la pauvreté et la situation sociale, évaluant l’impact de l’élimination des subventions des carburants, a démontré que le programme était mal ciblé puisque les riches se taillaient la part du lion des avantages de la réforme (Coady et Newhouse, 2006).

  • Communication. Le gouvernement a lancé une vaste campagne de communication, avec notamment des déclarations publiques faites par le Président et le Ministre des finances, pour expliquer les avantages de la réforme. Les résultats de l’analyse d’impact sur la pauvreté et la situation sociale ont été rendus publics et ont fait l’objet d’un dialogue avec les diverses parties prenantes, notamment les syndicats. Le gouvernement a aussi expliqué les façons dont les ressources libérées par l’élimination des subventions énergétiques seraient en partie réaffectées à des priorités sociales (Global Subsidies Initiative, 2010).

  • Assistance aux plus démunis. Le gouvernement a instauré un certain nombre de dispositifs destinés à atténuer l’impact sur les plus vulnérables, notamment l’élimination des frais de scolarité dans les écoles primaires et secondaires publiques, l’intensification du réseau de cars de transport, un plafonnement des tarifs de transports en commun, une hausse du financement des soins de santé dans les zones les plus pauvres, une augmentation du salaire minimal et des investissements dans l’électrification des zones rurales.

L’Agence nationale du pétrole (NPA) nouvellement créée a pris en charge la gestion de la formule d’ajustement des prix désormais rendue publique. La délégation des pouvoirs réglementaires à l’Agence nationale du pétrole a eu pour but de protéger le processus de décision d’ajustement des prix de toute interférence politique. Les prix ont été ajustés en moyenne de 50 % et le gouvernement a respecté son engagement en faveur d’ajustements réguliers pendant plusieurs années. Au lendemain de la crise pétrolière et alimentaire mondiale de 2007–08 et à l’approche des élections de 2008, l’ajustement automatique a néanmoins été momentanément suspendu.

L’Agence nationale du pétrole demeure la principale autorité réglementaire et publie toutes les deux semaines les ajustements de prix requis pour assurer le recouvrement des coûts. Lorsqu’il a fallu ajuster les prix à la hausse ces dernières années, le déficit a souvent été financé par le budget ou plus récemment par les bénéfices des opérations de couverture. Les ajustements ont donc été peu fréquents et forts, lorsqu’il ne restait plus de bénéfices des opérations de couverture et que le poids sur le budget devenait trop élevé. Les prix ont été ajustés à deux reprises en 2011, de 30 % en janvier et de 15 % en décembre, puis ne l’ont pas été en 2012 (à l’exception d’un léger ajustement à la baisse en début d’année) et l’écart entre les cours mondiaux et les prix intérieurs du pétrole, exacerbé par la dépréciation de la monnaie, s’est considérablement creusé (FMI, 2012b et 2012c).

Enseignements

L’expérience du Ghana ces dix dernières années permet de tirer un certain nombre d’enseignements.

La pérennité de la réforme passe fondamentalement par la volonté politique et par l’indépendance des autorités de réglementation à l’égard du pouvoir politique. Sans ces conditions, il est difficile de maintenir l’indépendance de l’autorité réglementaire. L’Agence nationale du pétrole n’est pas libre d’ajuster les prix sans l’approbation de l’exécutif: elle n’a ajusté les prix qu’à trois reprises (une fois à la baisse) depuis janvier 2011. Même si les gouvernements démocratiquement élus ont les coudées plus franches pour mettre en œuvre des réformes difficiles, l’engagement en faveur d’un ajustement automatique est souvent battu en brèche à l’approche d’élections.

Un dialogue constant avec les parties prenantes et l’ensemble de la société civile sur le coût des subventions est nécessaire pour maintenir l’engagement en faveur de la réforme. Les récentes tentatives d’ajustement des prix n’ont pas été accompagnées d’une vaste campagne d’information de l’opinion publique comme cela avait été le cas en 2005. Les hausses de prix ont été irrégulières, difficiles à prévoir et, en général, annoncées peu de temps avant leur mise en œuvre. Cela peut entraîner une forte opposition des diverses parties prenantes, notamment de puissants syndicats, et risque de nuire aux efforts du gouvernement. La campagne de 2005 avait aussi été un succès car elle avait fait participer la société civile et avait su démontrer avec force le coût des subventions des carburants en diffusant largement les résultats de l’analyse d’impact sur la pauvreté et la situation sociale.

Il est important d’étayer la réforme par des travaux de recherche et d’analyse pour convaincre l’opinion publique de ses avantages. Lors de la réforme de 2005, l’analyse d’impact sur la pauvreté et la situation sociale a été un élément clé pour démontrer les coûts des subventions. Elle a aussi permis d’expliquer que les subventions des carburants constituent un outil médiocre de lutte contre la pauvreté puisqu’au Ghana, moins de 2,3 % des dépenses de l’État en subventions énergétiques ont touché les plus démunis.

La visibilité des mesures d’atténuation augmente les chances de réussite. Même si les subventions des carburants sont mal ciblées, elles constituent un transfert direct de l’État à presque tous, voire tous les citoyens, elles ont des avantages immédiats qui sont plus faciles à comprendre que d’autres mécanismes sociaux, et ont chacune un coût d’élimination rapide et important, surtout pour les plus démunis qui n’ont pas de réserve de revenu, à moins qu’ils ne reçoivent une autre forme d’indemnisation. L’une des clés de la réussite d’une réforme est donc l’efficacité et la visibilité avec lesquelles les ressources libérées par l’élimination des subventions énergétiques sont réaffectées à des dispositifs qui ont des avantages immédiats pour les plus vulnérables. Prolonger les transferts monétaires par le biais du programme de promotion des moyens de subsistance pour lutter contre la pauvreté (LEAP) et accorder de nouvelles subventions en faveur de la santé et de l’éducation1 seraient de bonnes options à retenir au Ghana.

Namibie

Contexte

La Namibie est l’un des pays les plus riches d’Afrique subsaharienne, avec une conjoncture macroéconomique relativement stable. L’inégalité des revenus et le chômage sont néanmoins très élevés. Grâce aux exportations minières, aux transferts en provenance de l’Union douanière d’Afrique australe et à une politique budgétaire prudente par le passé, le gouvernement namibien a pu soutenir la croissance économique tout en maintenant des excédents budgétaire et extérieur. L’inflation en Namibie est étroitement liée à celle de l’Afrique du Sud (sa monnaie est rattachée au rand sud-africain) et reste sous la barre des 10 % après avoir atteint un pic de 11,9 % en août 2008 sous l’effet de la flambée des cours pétroliers mondiaux. L’économie de la Namibie est sensible aux fluctuations des cours mondiaux du pétrole en raison de l’importance relative de ses industries de la pêche et de l’exploitation minière, grandes consommatrices d’énergie.

Tableau 5.2Namibie: Principaux indicateurs macroéconomiques, 2000–2011
20002003200820102011
PIB par habitant (dollars)2.139,72.607,94.276,05.244,15.828,2
Croissance du PIB (%)4,14,33,46,64,9
Inflation (%)9,37,210,44,55,8
Solde budgétaire global (% du PIB)*−0,9−6,12,4−4,2−11,3
Dette publique (% du PIB) *20,426,418,216,227,4
Solde des transactions courantes (% du PIB)7,96,12,80,3−1,7
Importations de pétrole (% du PIB)3,54,52,45,35,9
Exportations de pétrole (% du PIB)0,00,00,00,00,0
Consommation de pétrole par habitant (litres)néant491,5596,2731,0812,9
Ratio de pauvreté/habitant à 1,25 dollar/jour (PPA) (% de la population)néant31,9néantnéantnéant
Sources: AIE; Banque mondiale, Indicateurs du développement dans le monde; FMI, Perspectives de l’économie mondiale.

Les chiffres portent sur l’exercice, qui débute le 1er avril.

Sources: AIE; Banque mondiale, Indicateurs du développement dans le monde; FMI, Perspectives de l’économie mondiale.

Les chiffres portent sur l’exercice, qui débute le 1er avril.

La Namibie se caractérise par la stabilité politique et un relativement bon fonctionnement démocratique. Le parti au pouvoir domine la vie politique et a remporté chaque élection à une large majorité depuis l’indépendance du pays en 1990. Le taux de syndicalisation est assez élevé et l’Union nationale des travailleurs namibiens, la plus grande fédération de syndicats, est un puissant allié politique du parti au pouvoir.

La Namibie a une vaste panoplie de programmes officiels de protection sociale financés par l’État. Les dépenses d’action et de sécurité sociale et les dépenses de logement ont représenté 5 % du PIB en moyenne sur la période 2005–11. Les allocations de soutien aux revenus apportées par l’État comprennent notamment un régime universel de pension sociale en faveur des personnes âgées et handicapées, diverses allocations pour les enfants, des dispositifs d’insertion par le travail et des programmes d’hébergement et de logement. Malgré un certain nombre de difficultés dues à des erreurs d’inclusion et d’exclusion, les données empiriques semblent indiquer que la Namibie a un régime de protection sociale bien ciblé.

Le marché en aval des combustibles liquides est régi en Namibie par des lois spéciales du Parlement qui établissent des paramètres précis pour calculer les prix des produits. Ces lois prévoient que les prix de l’essence et du gazole sont réglementés tandis que ceux de tous les autres produits pétroliers sont déterminés par les forces du marché. Le pays n’a pas de capacité de raffinage et importe ses produits raffinés essentiellement d’Afrique du Sud par le port de Walvis Bay. Le ministère des Mines et de l’Énergie réglemente le secteur tandis que l’entreprise publique Namcor (Namibian Petroleum Corporation) joue le rôle de relais opérationnel du gouvernement sur le marché. Cinq entreprises privées assurent la commercialisation des produits pétroliers, à savoir BP, Caltex Oil, Engen, Shell et Total. Chacune d’elles fournit son propre réseau de points de vente au détail mais elles partagent les mêmes installations d’importation et de stockage sur le site de Walvis Bay. En 1999, l’entreprise Namcor a été mandatée par le gouvernement pour importer 50 % du pétrole du pays, laissant les 50 % restants aux entreprises privées. En raison des difficultés opérationnelles de Namcor, cette part a récemment été réduite.

La fixation des prix à la pompe de l’essence et du gazole repose sur une formule constituée de trois volets: le prix de base du carburant qui repose sur le prix international au comptant, les droits et taxes intérieurs sur les carburants, et le «slate account» essentiellement utilisé pour lisser la volatilité des prix locaux à la pompe. Ce compte de lissage, sous la responsabilité du ministère des Mines et de l’Énergie, est un registre fictif conçu pour contrôler les déficits ou les excédents de recouvrement par les entreprises privées d’importation de carburants. La formule de fixation des prix n’est néanmoins pas totalement automatique, car le ministère des Mines et de l’Énergie a un certain pouvoir discrétionnaire sur le niveau de vérité des prix à autoriser, les déficits de recouvrements étant absorbés par le compte de lissage.

Réformes des prix des carburants durant les années 90 et 2000

Selon le ministère des Mines et de l’Énergie, la déréglementation des prix des carburants en Namibie a été au départ entraînée par la volonté d’éliminer les subventions pétrolières (versées par le Fonds national de l’énergie) et de réagir plus efficacement aux fluctuations des cours pétroliers mondiaux. Plusieurs problèmes liés au régime administré du pétrole et des produits pétroliers ont sans doute été à l’origine des réformes (Amavilah, 1999). Tout d’abord, le régime d’indemnisation du Fonds national de l’énergie a représenté des coûts budgétaires de l’ordre de 170 millions de dollars namibiens entre 1990 et 1996, soit près de 0,2 % du PIB (graphique 5.2). Même si les coûts budgétaires assumés par le Fonds national de l’énergie semblent négligeables en pourcentage du PIB, ils n’incluent pas les transferts qui ont pu être faits directement à l’entreprise Namcor ni les coûts quasi budgétaires émanant des pertes essuyées par l’entreprise. La Namcor reçoit parfois des transferts directs de l’État, car elle ne participe pas au programme de lissage et ne reçoit donc pas d’indemnisation du «slate account» en cas de déficit de recouvrement. Les subventions ont peut-être aussi peu incité les entreprises pétrolières à améliorer leur efficacité pour compenser les pertes.

Graphique 5.2Namibie: Fonds national de l’énergie et compte de lissage, 1990–2011

(Millions de dollars namibiens)

Les ressources consacrées au lissage des prix des carburants ont connu de fortes fluctuations.

Source: Bank of Namibia, Quarterly Bulletin, mars 2005.

Note: NEF = National Energy Fund.

Après l’adoption du nouveau mécanisme de prix, le compte de lissage est censé en théorie être équilibré par des ajustements de prix. La formule d’ajustement des prix devrait notamment permettre de faire en sorte que la valeur des soldes cumulés du compte de lissage soit maintenue dans les limites d’un niveau prédéfini de 3 millions de dollars namibiens. Dans la pratique néanmoins, pour équilibrer le compte de lissage, il a parfois fallu faire des transferts du budget vers le Fonds national de l’énergie puis vers le compte de lissage (graphique 5.2). Les prix de gros de toutes les qualités d’essence et du gazole sont publiés au journal officiel du gouvernement au moment de chaque ajustement de prix. Les données sur les recettes fiscales sont publiées dans les documents du budget.

Le ministère des Mines et de l’Énergie a adopté une démarche structurée, équilibrée et participative pour déréglementer les prix et éliminer les subventions. Le Conseil national de l’énergie, présidé par le Ministre des mines et de l’énergie, a créé en 1996 le groupe de travail national sur la déréglementation pour envisager la déréglementation des prix pétroliers dans le cadre d’un processus de consultations. Cela a abouti en 1998 à la publication du Livre blanc sur la politique énergétique exposant notamment l’importance de maintenir des subventions ciblées sur les régions reculées, d’opter pour une déréglementation progressive et d’améliorer la transparence des recettes fiscales pétrolières de l’État. Le mécanisme de fixation des prix des carburants avec des analyses trimestrielles des prix a été adopté en 1997.

Les dépenses faites par le Fonds national de l’énergie pour couvrir les subventions n’ont commencé à régresser qu’après 2001, soit trois ans pleins après la publication du Livre blanc, ce qui montre qu’il faut du temps pour mettre en œuvre l’élimination des subventions pétrolières. En outre, comme le montre le solde du compte de lissage dans le graphique 5.2, le recouvrement quasi intégral des coûts par les entreprises privées n’est apparu qu’après 2001.

Les prix intérieurs des carburants en Namibie ont augmenté régulièrement à compter de 2003 et ont plus que doublé entre début 2007 et le pic atteint en juillet 2008. En réponse aux flambées des prix pétroliers de 2007-08, les autorités ont remplacé les ajustements trimestriels des prix des carburants par des examens mensuels de façon à assurer une plus forte répercussion. Le ministère des Mines et de l’Énergie n’a cependant pas laissé les prix à la pompe augmenter aussi vite que les cours mondiaux, en transférant des montants du Fonds national de l’énergie aux entreprises pétrolières privées pour les dédommager d’avoir maintenu les prix en-deçà du niveau de recouvrement des coûts. Il a ainsi subventionné les consommateurs, notamment le puissant groupe d’intérêt que représentent les chauffeurs de taxi. Néanmoins en juillet 2008, le ministère a annoncé que le Fonds national de l’énergie était soumis à de fortes pressions financières en raison des déficits de recouvrement et qu’il n’était plus en mesure d’absorber les hausses des prix des carburants.

Graphique 5.3Namibie: évolution macroéconomique et réforme des subventions à l’énergie, 1990–2011

La réforme des subventions énergétiques a permis de renforcer la stabilité macroéconomique du pays.

Source: autorités namibiennes.

Globalement, même si les prix des carburants ont en général suivi l’évolution des cours mondiaux, le gouvernement a de temps en temps tenu compte des pressions visant à empêcher la répercussion intégrale des fluctuations des cours mondiaux. Dans la loi de finances 2006–07, il a inclus une provision budgétaire ponctuelle de 206 millions de dollars namibiens (0,4 % du PIB) pour éponger les pertes accumulées par le Fonds national de l’énergie. Le gouvernement est aussi confronté à des passifs conditionnels du fait des pertes opérationnelles de l’entreprise Namcor. Cette dernière a enregistré en 2009 des pertes opérationnelles de 257 millions de dollars namibiens, ce qui a conduit le gouvernement à lui octroyer un don de 100 millions de dollars namibiens et un plan de sauvetage de l’ordre de 260 millions de dollars namibiens (0,5 % du PIB) ainsi qu’une part des taxes existantes sur les carburants (0,08 dollar le litre) pour donner un coup de fouet à la situation financière de l’entreprise publique. Plus récemment en février 2011, en raison de difficultés opérationnelles, Namcor a perdu le mandat qui lui avait été confié de fournir 50 % de la totalité des besoins de la Namibie en produits pétroliers.

Mesures d’atténuation

Le mécanisme de lissage des prix pétroliers a été complété par plusieurs mesures d’atténuation pour remédier aux hausses des prix. À la différence de ses homologues de l’Union douanière d’Afrique australe, la Namibie n’a pas connu de violentes manifestations contre les hausses des prix pétroliers et alimentaires, même si les chauffeurs de taxi se sont plaints lors des augmentations. Cela peut sans doute s’expliquer en partie par le mécanisme de lissage des prix pétroliers instauré par le ministère des Mines et de l’Énergie et par d’autres mesures d’atténuation mises en place en 2008 pour lutter contre la pauvreté et atténuer l’impact momentané des hausses des prix pétroliers et alimentaires. Parmi les mesures d’atténuation, il convient de noter une TVA à taux zéro sur les principales denrées alimentaires, des remises pour les importateurs de produits alimentaires et un programme de distribution alimentaire en faveur des plus démunis. En outre, les prix à la pompe dans les zones rurales sont subventionnés dans le cadre de la politique socio-économique du gouvernement: en effet, les coûts de transport vers les zones rurales reculées font l’objet de subventions pour empêcher que les prix à la pompe dans ces régions ne soient excessivement augmentés par les coûts de transport des distributeurs. Une fois les livraisons réellement effectuées par la route, les demandes sont déposées par les entreprises pétrolières au ministère pour remboursement par le Fonds national de l’énergie.

Enseignements

Une planification exhaustive et une mise en œuvre progressive ont été essentielles pour le succès de la réforme. Les autorités namibiennes ont réalisé une planification exhaustive, avec notamment de vastes consultations auprès de la société civile, pour aboutir à un plan complet de réforme prévoyant le maintien d’une subvention ciblée sur les régions reculées.

Les réformes ont été mises en œuvre progressivement, donnant assez de temps au gouvernement et aux différentes parties prenantes pour rechercher un consensus.

Les ajustements de prix réalisés à l’aide des mécanismes de lissage ont permis d’éviter toute agitation sociale. La réforme a mis en place un mécanisme trimestriel (puis mensuel) d’ajustement des prix en fonction des fluctuations des cours mondiaux mais en intégrant un dispositif de lissage pour éviter que les prix ne changent trop brutalement. Ce mécanisme, conjugué à l’instauration d’autres mesures d’atténuation, a permis à la Namibie de gérer les forts soubresauts sur les prix de 2008 et de 2011 sans agitation sociale.

La dépolitisation du mécanisme d’ajustement des prix a été compliquée par les obligations juridiques de l’État envers l’entreprise publique d’énergie. La participation de l’entreprise publique aux activités d’importation et de fourniture des produits pétroliers est inscrite dans la loi, ce qui semble avoir empêché une dépolitisation totale du mécanisme d’ajustement des prix (en autorisant des déficits de recouvrement des coûts sur de longues périodes). Cela a entraîné à son tour pour l’entreprise de lourdes pertes qui ont du être absorbées par des transferts du budget de l’État. Il semble donc primordial de veiller à bien concevoir les mécanismes de lissage des prix.

Niger

Contexte

Le Niger est un grand pays enclavé, extrêmement vulnérable aux chocs exogènes, en particulier aux conditions climatiques et aux cours des matières premières. La croissance s’accélère lentement depuis une dizaine d’années, encore qu’elle ait connu des revers importants. Le potentiel de croissance à moyen terme du Niger dépend de la croissance des secteurs pétrolier et minier (uranium). Le pays est récemment devenu exportateur énergétique et la production d’uranium devrait doubler avec l’entrée en activité prochaine d’une mine actuellement en développement. Le pays a également le potentiel pour devenir exportateur de brut, ayant récemment signé cinq nouveaux accords de partage de production pétrolière. Il est envisagé de construire un nouvel oléoduc pour relier le Niger à l’oléoduc Tchad–Cameroun.

Le Niger est au bas du classement de l’Indice de développement humain du Programme des Nations Unies pour le développement (PNUD), avec un PIB par habitant en parité de pouvoir d’achat (PPA) de 720 dollars en 2010, l’un des plus faibles au monde. Le gouvernement actuel est entré en fonction en avril 2011 après une période de transition démocratique d’un an suite au coup d’État de février 2010. Depuis lors, la situation politique est stable bien qu’il y ait, d’après la Banque mondiale (2012b, page 2), un risque de fragilité politique «si le gouvernement ne parvenait pas à produire des résultats concrets, ce qui pourrait rapidement conduire à une perte du soutien de la population et à un blocage politique»

Tableau 5.3Niger: principaux indicateurs macroéconomiques, 2000-11
20002003200820102011
PIB par habitant (dollars)155,0223,8361,0363,6420,7
Croissance du PIB (%)−2,67,19,610,72,2
Inflation (%)2,9−1,810,50,92,9
Solde budgétaire global (% du PIB)−3,8−2,81,5−2,4−3,0
Dette publique (% du PIB)118,890,121,023,729,2
Solde des transactions courantes (% du PIB)−6,7−7,5−13,0−19,924,7
Importations de pétrole (% du PIB)4,02,43,84,74,7
Exportations de pétrole (% du PIB)0,00,00,00,00,0
Consommation de pétrole par habitant (litres)néantnéant36,433,134,3
Ratio de pauvreté/habitant à 1,25 dollar/jour (PPA) (% de la population)néantnéant43,6néantnéant
Sources: AIE; Banque mondiale, Indicateurs du développement dans le monde; FMI, Perspectives de l’économie mondiale.
Sources: AIE; Banque mondiale, Indicateurs du développement dans le monde; FMI, Perspectives de l’économie mondiale.

Avec le démarrage des opérations de la nouvelle raffinerie (SORAZ), les importations de carburants sont presque nulles depuis le début de 2012. Jusqu’à la fin 2011 le Niger était importateur de pétrole. C’est un petit marché représentant une consommation intérieure annuelle de 7.000 barils/jour environ. La SONIDEP, entreprise publique, a le monopole des importations et de la distribution. La nouvelle raffinerie devrait atteindre une capacité maximale de 20.000 barils par jour (essence, gazole et GPL). Environ un tiers de la production de produits pétroliers de la SORAZ alimente le marché national et le reste est exporté. La SONIDEP en assure la commercialisation.

La présente étude de cas couvre la période qui va jusqu’à la fin 2011, lorsque le Niger était importateur de pétrole. Elle se base sur l’assistance technique que le FMI a apportée au Niger en 2001 pour définir une formule de tarification correspondant à une répercussion intégrale dans le cadre de l’ajustement automatique des prix des produits pétroliers importés. Dans le contexte de discussions avec le FMI pour préparer une lettre d’évaluation, le Département des finances publiques a produit une note en 2010 pour aider les autorités dans leur démarche visant à éliminer les subventions après impôts des carburants.

Réformes des prix des carburants depuis 2001

D’après la formule définie avec l’assistance technique du FMI en 2001, la répercussion automatique des cours internationaux devait se faire par un mécanisme flexible, transparent et automatique. Le prix à la pompe devait être révisé chaque mois lorsque la variation des cours était supérieure à 5 FCFA à défaut de quoi le prix devait rester inchangé et les impôts et taxes compenser l’augmentation ou la baisse de cours. La formule de tarification prenait en compte les coûts d’importation des carburants (prix à l’importation c.a.f. au port), les coûts et marges estimés pour l’importation et la distribution de carburants à destination des consommateurs intérieurs (marges de stockage et de distribution) et les impôts et taxes nets sur les carburants (droits de douane et TVA ad valorem et droits d’accise particuliers). Une entité multisectorielle devait avoir la responsabilité juridique d’appliquer la formule mais elle n’a jamais été créée.

Lorsque les prix internationaux ont commencé à augmenter en 2005, un élément de subvention explicite a été ajouté dans la formule. La subvention était initialement utilisée pour lisser les prix intérieurs. La hausse rapide et soutenue des prix à l’importation jusqu’à la mi-2008 a fait augmenter l’élément de subvention pour maintenir la stabilité des prix à la pompe sur de longues périodes. L’augmentation des cours et la chute de l’euro ont provoqué une forte hausse de la subvention en 2010. Comme le prix des carburants était nettement plus bas au Niger que dans certains pays voisins, le développement de la contrebande a contribué à une forte hausse des importations.

La variation des prix à l’importation sans répercussion sur les prix à la pompe a provoqué une réduction des recettes fiscales sur les carburants. La recette fiscale nette représentée par les impôts et taxes sur les carburants est passée de 1 % du PIB en 2005 à 0,6 % en 2009 et à 0,3 % en 2010. Le coût des subventions aux produits pétroliers représentait plus de 1 % du PIB. Cette tendance valait pour tous les produits pétroliers mais elle était particulièrement marquée pour l’essence dont la contribution nette au budget a chuté d’un maximum de 0,8 % du PIB en 2005 à 0,3 % du PIB en 2009. La recette fiscale nette tirée du gazole a également chuté, passant de 0,3 % du PIB en 2005 à 0,2 % du PIB en 2009. La recette fiscale nette tirée du pétrole lampant a été négative sur toute la période mais le coût budgétaire de cette mesure était limité, car la part du pétrole lampant dans la consommation totale est assez faible.

Lorsque les subventions ont atteint un niveau intenable, les autorités ont décidé de mettre en œuvre une stratégie visant à les éliminer progressivement. L’ampleur des subventions et leur effet de redistribution très régressif ont été des facteurs cruciaux de cette prise de décision. En effet, les groupes qui profitaient le plus des subventions étaient les populations à haut revenu qui consomment le plus d’essence. Quoique cela soit particulièrement vrai pour l’essence, cela l’est moins pour le pétrole lampant consommé en plus grande quantité par des groupes à plus faible revenu. Les prix des carburants ont augmenté de 12 % à la mi-2010 (graphiques 5.4 et 5.5)2. La réforme convenue comportait deux étapes. Premièrement, les variations des cours internationaux du pétrole seraient répercutées sur les prix intérieurs à compter de juin 2011. Deuxièmement, les subventions existantes seraient progressivement éliminées sur une période de 12 à 18 mois. Les prix des carburants ont augmenté de 8 % environ à la mi-2011. Les subventions ont donc été considérablement réduites, sans pour autant être totalement éliminées, et le niveau des subventions aux carburants en 2011 est resté inférieur à celui de 2010 (1,1 % du PIB).

Graphique 5.4Niger: variations des prix des carburants, 2005–11 (FCFA/litre)

Les prix intérieurs ont eu tendance à suivre les cours internationaux avec un certain retard.

Sources: autorités nationales; FMI, Département des finances publiques.

Graphique 5.5Niger: évolution macroéconomique et réformes des subventions à l’énergie, 2008–11 (En pourcentage du PIB ou en taux)

Le Niger s’est efforcé de limiter ses subventions aux carburants sur fond de performance macroéconomique volatile.

Sources: estimations des services du FMI.

Des circonstances propres au pays et sa situation politique ont joué un rôle déterminant dans la conception de la réforme et de son calendrier de mise en œuvre. Premièrement, l’imminence du début de la production nationale de carburants rendait d’autant plus urgente l’élimination des subventions. Les autorités considéraient qu’il aurait été politiquement inacceptable d’augmenter les prix au moment même où la production nationale s’engageait. La population attendait l’inverse, à savoir une réduction des prix des carburants du fait du début de la production. Deuxièmement, les premières réformes (fin 2010–début 2011) ont été mises en œuvre par un gouvernement de transition qui croyait avoir moins de légitimité pour entamer un processus de réformes si délicat.

Afin de faire prendre conscience de l’ampleur du problème, le budget indiquait clairement et pour la première fois le coût des subventions. Cela a permis de créer un environnement propice à l’élimination des subventions. De plus, et pour lutter contre les intérêts particuliers et obtenir le soutien de la population, le gouvernement a lancé des campagnes d’information qui montraient le caractère régressif des subventions et établissaient un lien entre les économies réalisées par l’augmentation des prix des produits pétroliers et les dépenses sociales prioritaires.

Les autorités ont adopté une approche consensuelle de la réforme et impliqué toutes les parties prenantes. Elles ont créé un Comité du différé chargé d’identifier les meilleures modalités de la réforme et de sa mise en œuvre. Le dialogue et le consensus étaient donc les clés de la réussite du processus.

Du fait de la réforme, les prix à la pompe ont augmenté de juin à août 2011 puis sont restés inchangés de septembre à la fin de l’année. La subvention coûtait près de 4 milliards de FCFA en mai 2011 mais moitié moins à compter d’août. Les autorités ont décidé d’arrêter les augmentations de prix à partir de septembre puisqu’elles les considéraient alignés sur les prix de la région.

Les prix ont néanmoins été fixés à un niveau inférieur à celui des marchés internationaux dès que le Niger a commencé à produire des carburants. Suite à un accord entre les autorités et l’investisseur étranger dans le secteur pétrolier, la SORAZ vendait l’essence 336 FCFA/l et le gazole 340 FCFA/l, soit des prix inférieurs à ceux des marchés internationaux. Les prix avaient été fixés pour les six premiers mois de fonctionnement de la raffinerie, après quoi les prix des produits raffinés devaient être définis par une formule intégrant les prix sur les marchés internationaux. Ils sont cependant restés inchangés. De plus, un accord a récemment été conclu avec les syndicats des transports pour préparer des propositions visant à réduire encore les prix à la pompe. La TIPP (taxe intérieure sur les produits pétroliers) passera donc de 15 % à 12 % à partir de 2013.

La concomitance de la réforme des subventions et du début de la production de pétrole et de carburants fait du Niger un cas à part. Il est donc très difficile de dire aujourd’hui combien de temps la réforme des subventions aurait tenu sans le début simultané de la production nationale.

Mesures d’atténuation

La dernière réforme des prix des carburants s’est accompagnée de mesures d’atténuation pour protéger les populations les plus pauvres de l’augmentation du coût des transports:

  • Subvention au secteur des transports. Une subvention directe au secteur des transports (tickets modérateurs) a été adoptée suite à des négociations avec la société civile et avec les opérateurs de transports privés. C’est en effet le secteur le plus touché par l’augmentation et les couches les plus pauvres de la population sont celles qui utilisent le plus les transports en commun. Le coût des subventions a néanmoins été considérablement réduit puisque les mesures d’atténuation (moins de 0,1 % du PIB) coûtaient bien moins que la subvention elle-même.

  • Augmentation des dépenses sociales, en insistant sur l’éducation. La fin des subventions aux carburants a permis, entre 2011 et 2012, d’augmenter de 19 % le budget des dépenses sociales et notamment les crédits à l’éducation. La masse salariale dans la fonction publique a augmenté de façon à couvrir l’embauche de 4.000 enseignants début 2012.

Enseignements

Il faut comprendre en détail l’ampleur du problème des subventions. Connaître l’effet distributif des subventions peut aider à renforcer l’adhésion à la réforme.

Il est important de faire comprendre ces questions à toute la société. Au Niger, il a été très utile de présenter de façon transparente les coûts des subventions sous la forme d’un poste budgétaire distinct.

Une bonne campagne d’information a également joué un rôle clé pour obtenir le soutien de la population à la réforme. Des débats ont été consacrés à la question à la télévision et à la radio.

L’approche participative est un atout. Celle adoptée dans le processus décisionnel était également très utile, en particulier en ce qui concerne l’établissement d’un comité représentatif ad hoc.

Il faut prendre le temps de mobiliser les soutiens nécessaires, et d’expliquer, négocier et mettre en œuvre la réforme. Il faut du temps pour impulser la réforme, faire émerger un consensus entre les parties prenantes et obtenir le soutien de la société. Au Niger, il a fallu environ six mois pour que toutes les parties prenantes participent et acceptent les principaux éléments de la réforme.

Il peut être utile d’associer les partenaires financiers au processus. Travailler avec les partenaires financiers peut contribuer à la sensibilisation au problème et à accélérer le lancement du processus de réforme. Il faut maintenir un équilibre subtil entre encouragements et appropriation du processus de réforme.

Il est essentiel de s’assurer que les mesures d’atténuation atteignent les populations les plus touchées. Ceci peut se faire sous la forme de subventions ciblées sur la base d’une analyse détaillée des groupes vulnérables les plus touchés.

Il est plus compliqué de réformer les subventions aux carburants lorsqu’un pays devient exportateur de pétrole. Il peut alors être plus difficile de résister aux pressions de la société civile qui s’attend à une réduction importante des prix à la pompe.

Nigéria

Contexte

Le Nigéria est le cinquième plus gros exportateur de pétrole au monde. Le secteur des hydrocarbures représente environ 25 % du PIB, 75 % des recettes fiscales et plus de 95 % des exportations. Les relations budgétaires au Nigéria sont très complexes et reposent sur l’obligation constitutionnelle de partager les recettes entre le gouvernement fédéral, les 36 états fédérés, producteurs ou non, et diverses collectivités locales.

Le Nigéria a adopté une réglementation fixant des prix maximum pour le pétrole lampant et pour l’essence ainsi qu’un prix de référence pour le gazole3. Ce système établi en 2003, repose sur la Petroleum Products Pricing Regulatory Agency (PPPRA) qui fixe les prix chaque mois. L’Agence est chargée d’appliquer la parité à l’importation mais aussi de stabiliser les prix, ce qu’elle fait à l’aide du Fonds de soutien prétrolier (PSF). Lorsque la somme des coûts est inférieure au prix maximal, les distributeurs bénéficient de sur-encaissements, lorsqu’elle lui est supérieure, il y a sous-encaissement. Les sur-encaissements sont reversés au PSF et complètent les ressources budgétaires à sa disposition, alors que les sous-encaissements sont compensés par le PSF. La PPPRA publie sur son site Internet les modèles de tarification du pétrole lampant et de l’essence. Ils font apparaître les prix maximums ainsi qu’une estimation des coûts d’importation (les coûts de débarquement) et des coûts de distribution dans le pays en identifiant les marges commerciales et les honoraires qui sont tous réglementés.

Tableau 5.4Nigéria: principaux indicateurs macroéconomiques, 2000–11
20002003200820102011
PIB par habitant (dollars)390,0524,31.401,21.465,11.521,7
Croissance du PIB (%)5,310,36,08,07,4
Inflation (%)6,914,011,613,710,8
Solde budgétaire global (% du PIB)12,4−4,31,7−4,20,1
Dette publique (% du PIB)84,263,911,615,517,2
Solde des transactions courantes (% du PIB)12,5−5,914,15,93,6
Importations de pétrole (% du PIB)5,12,55,24,97,9
Exportations de pétrole (% du PIB)49,839,240,632,736,9
Consommation de pétrole par habitant (litres)néant98,688,079,293,5
Ratio de pauvreté/habitant à 1,25 dollar/jour (PPA) (% de la population)néantnéantnéant33,7néant
Sources: AIE; Banque mondiale, Indicateurs du développement dans le monde; FMI, Perspectives de l’économie mondiale.
Sources: AIE; Banque mondiale, Indicateurs du développement dans le monde; FMI, Perspectives de l’économie mondiale.

Les subventions au pétrole lampant et à l’essence coûtent très cher à l’État nigérian. Les prix intérieurs n’ont jamais été assez réactifs par rapport aux variations des cours internationaux. Les importateurs n’ont jamais pu couvrir leurs coûts. Le PSF n’a donc jamais rien encaissé et n’a fait que décaisser. Avec l’accroissement de l’écart entre le prix réglementé et le prix à l’importation, les subventions sont passées de 1,3 % du PIB en 2006 à 4,7 % du PIB en 2011. En 2011, le budget n’attribuait au PSF que 0,6 % du PIB et les subventions étaient financées par le fonds de stabilisation pétrolier du Nigéria (Excess Crude Account ou compte d’excédent du brut). L’écart de prix pousse à la généralisation de la contrebande vers les pays voisins et d’autres délits, comme la surfacturation des importations d’essence, et a donc contribué à l’augmentation des coûts.

Le régime des subventions a également dissuadé d’investir dans les capacités nationales de raffinage. Pas une des vingt autorisations de raffinage accordées depuis l’an 2000 n’a été utilisée. Bien que produisant 2,5 millions de baril par jour, le Nigéria dépend fortement de l’importation de produits pétroliers. Les quatre raffineries publiques, qui tournent parfois à seulement 20 % de leur capacité et rarement au-delà de 40 %, ne couvrent que 20 % environ de la demande intérieure.

Réforme depuis 2011

Au milieu de 2011, le gouvernement a décidé de réduire sensiblement les subventions à l’essence et a mené, jusqu’à la fin de l’année, une campagne pour convaincre la population. Le débat sur l’élimination des subventions aux carburants a été soutenu dès le début par certains gouverneurs qui voulaient libérer des ressources et payer le nouveau salaire minimum à leurs fonctionnaires. La presse, les milieux d’affaires et la société civile ont largement débattu de la proposition. Elle a également fait l’objet d’un débat récurrent à l’Assemblée nationale pendant le deuxième semestre au cours duquel le gouvernement essayait de faire valoir ses arguments. Le 1er janvier 2012, le prix de l’essence a été augmenté de façon à couvrir les coûts—une augmentation de 117 %. Le prix du pétrole lampant, utilisé comme combustible de cuisine par les plus pauvres, est resté inchangé. Suite à la forte agitation sociale, le gouvernement a néanmoins ramené l’augmentation à 49 % dès la mi-janvier. Malgré six mois de débat, la mesure n’était visiblement pas soutenue par l’opinion publique.

Graphique 5.6Nigéria: prix internationaux et intérieurs des carburants, 2006–11 (Écart entre le prix mondial et le prix national)

L’écart entre les prix intérieurs des carburants au Nigéria et les prix internationaux est notable.

Sources: calculs des services du FMI.

Tableau 5.5Nigéria: variations des prix des carburants et de leurs subventions, 2006–12
200620072008200920102011 Est.2012 Proj.
Subvention aux carburants (milliards naira)12512906373997971.7611.570
Subvention aux carburants (% du PIB)11,31,42,61,32,34,73,6
Prix des carburants (naira/litre)
Gazole (déréglementé)819011894112152144
Pétrole lampant (subventionné)50505050505050
Essence (subventionnée)65707065656597
Sources: autorités nigérianes; calculs et projection des services du FMI.

Inclut, pour 2012, un paiement exceptionnel d’environ 1 % du PIB pour apurer les arriérés de 2011. Est. = estimations; Proj. = projections.

Sources: autorités nigérianes; calculs et projection des services du FMI.

Inclut, pour 2012, un paiement exceptionnel d’environ 1 % du PIB pour apurer les arriérés de 2011. Est. = estimations; Proj. = projections.

Au cœur de la campagne gouvernementale d’élimination des subventions, on trouvait le Programme de réinvestissement des subventions et d’autonomisation (Programme SURE). Ce programme n’a été annoncé qu’en novembre. Les déclarations présidentielles et des documents budgétaires (comme le cadre budgétaire à moyen terme 2012-15 et document de la stratégie budgétaire) avaient préalablement identifié, d’une part le coût des subventions et la nécessité d’atténuer les conséquences de leur élimination sur les populations les plus pauvres par l’augmentation des dépenses liées au filet de sécurité, et d’autre part les investissements nécessaires pour construire de nouvelles raffineries et rénover les raffineries existantes. La brochure sur le programme SURE présentait brièvement les motivations du gouvernement en faveur de l’élimination des subventions (encadré 5.1), indiquait les avantages qu’elle représenterait pour l’État fédéral, les États fédérés et les collectivités locales et exposait l’usage que l’État fédéral ferait des économies réalisées.

D’après la brochure SURE, les économies réalisées suite à l’élimination des subventions aux carburants devaient être consacrées à «un ensemble de programmes de soutien à l’économie et à la lutte contre la pauvreté sous forme de projets d’équipements essentiels et de filets de sécurité». Les projets d’investissement devaient être sélectionnés en fonction de la stratégie de développement du gouvernement, Vision 20:2020, dans les secteurs de l’électricité, des routes, des transports et de l’eau et en aval du secteur pétrolier. Les effets de l’élimination des subventions sur les pauvres devaient être atténués «par des dispositifs de protection sociale bien ciblés». La brochure SURE décrivait en détail les projets et programmes à entreprendre, depuis les tronçons de routes à construire jusqu’aux services de santé maternelle et infantile à améliorer.

Le programme SURE prévoyait la création d’un fonds spécifique d’économies sur les subventions pour financer ces initiatives. Le fonds et les dépenses devaient être gérés par un conseil de 18 membres, dont un président nommé par le Président de la République et seulement quatre membres nommés par le gouvernement, les autres étant des personnalités de la société civile représentant sa diversité. Le conseil devait obtenir l’aide technique de consultants internationalement reconnus et une structure indépendante devait faire directement rapport au conseil sur la mise en œuvre des initiatives4.

Certaines franges très puissantes de la société se sont opposées vigoureusement à la campagne menée par le gouvernement pour obtenir un soutien à sa réforme des subventions. Début décembre 2011, l’Assemblée nationale s’est prononcée contre l’élimination des subventions à l’essence, prétendant que la mesure était prématurée et qu’il n’existait aucune donnée fiable sur l’ampleur et l’effet des subventions. Le ministère des Finances a alors présenté une «Note sur les subventions aux carburants» qui exposait à nouveau les motivations de leur élimination et comparait leur coût avec les dépenses d’investissement et le besoin de financement de l’État (Okonjo-Iweala, 2011). Des hauts fonctionnaires ont également accordé des entretiens et prononcé des discours à ce sujet dans la deuxième quinzaine de décembre. Les syndicats exprimaient, eux aussi, une forte opposition au projet en reprenant une opinion selon laquelle les économies réalisées financeraient certainement des dépenses publiques inutiles (du fait de la corruption de la classe politique) plutôt que des projets utiles au Nigérian moyen (Okigbo et Enekebe, 2011). Les gouverneurs, qui avaient, dans leur ensemble, soutenu la réforme, se sont tus. Le gouvernement s’était délibérément abstenu d’annoncer une date pour l’élimination des subventions.

Encadré 5.1Nigéria: justification de l’élimination des subventions

Dans la brochure SURE, le gouvernement présentait brièvement ses motivations en faveur de l’élimination des subventions:

  1. Les prix fixes ont créé un fardeau de subventions insoutenable.

  2. Les subventions aux carburants ne profitent pas aux bénéficiaires prévus mais profitent principalement aux riches.

  3. L’administration des subventions donne lieu à des inefficacités, à des pertes et à la corruption.

  4. Du fait des subventions, les investissements nécessaires dans les infrastructures essentielles n’ont pu être financés.

  5. Les subventions ont dissuadé la concurrence et étouffé les investissements privés en aval du secteur pétrolier.

  6. L’ampleur des écarts de prix a encouragé la contrebande vers les pays voisins.

L’annonce du 1er janvier était inattendue et a déclenché un vaste mouvement de protestation dans tout le pays. Le 9 janvier, les deux grandes confédérations syndicales lançaient une grève nationale. L’ordre public s’est presque effondré dans certaines régions et plusieurs personnes sont mortes du fait d’actes de violence ou d’intimidation liés à la grève. Le 15 janvier, le Président annonçait l’annulation partielle de l’augmentation du 1er janvier, le prix maximum de l’essence étant fixé à 97 naira (0,60 dollar) par litre, soit une augmentation de 40 % par rapport à fin 2011. Il rappelait néanmoins que le gouvernement continuerait sur la voie de la déréglementation complète du secteur pétrolier en aval. Le programme SURE serait bien mis en œuvre mais ajusté en fonction des économies inférieures aux attentes. Le Président a aussi annoncé que le cadre juridique et réglementaire s’appliquant à l’industrie pétrolière serait «réexaminé pour traiter les questions de responsabilité et les faiblesses actuelles». Le jour même, les syndicats annulaient leur appel à la grève.

Mesures d’atténuation

Le programme SURE identifiait un ensemble de filets de sécurité sociale pour atténuer les conséquences de l’élimination des subventions sur les plus pauvres, parmi lesquels:

  • Transports en commun urbains—Renforcer l’offre de transport en commun en facilitant l’acquisition de véhicules diesel (par exemple, par des prêts bonifiés ou des droits de douane réduits) par les opérateurs existants. Le gouvernement avait initialement prévu d’importer 1.600 bus dans les premiers mois.

  • Services de santé maternelle et infantile—Étendre le programme d’allocations sous conditions aux femmes enceintes des zones rurales; améliorer les équipements dans les dispensaires.

  • Travaux publics—Offrir aux jeunes et aux femmes les plus pauvres un emploi temporaire dans des projets environnementaux ou d’entretien des équipements éducatifs et de santé.

  • Formation professionnelle—Créer des centres de formation professionnelle dans tous le pays pour lutter contre le chômage des jeunes.

Enseignements

Une bonne campagne d’information et de consultation publiques est indispensable à la réussite de la réforme. Même si le gouvernement avait mené une campagne active en faveur de l’élimination des subventions, la mesure était encore très controversée quand elle est entrée en vigueur. La réaction était inévitable. La campagne de communication n’a duré que six mois et il n’y a pas eu de consultation du public. Le ministère des Finances a publié plusieurs communiqués pour soutenir la campagne mais ne l’a fait que plusieurs mois après son commencement et il n’y a jamais eu de rapport général sur le sujet.

L’État doit prouver que sa promesse d’utilisation effective des économies liées à l’élimination des subventions pour le bien de l’ensemble de la population est crédible. Malgré les objectifs louables du programme SURE et son suivi envisagé par un groupe d’administrateurs très respectés, le nouveau gouvernement n’avait pas encore montré qu’il tiendrait ses engagements. Il souffrait, au contraire, de la très mauvaise image de l’État auprès de la population. Elle a eu de gros doutes quant à cette réforme et ne pouvait croire que le gouvernement respecterait ses engagements.

Pour renforcer la cause de la réforme, il est essentiel de disposer d’études détaillées sur les coûts et les bénéficiaires des subventions. L’absence d’informations quantitatives de qualité sur le secteur du raffinage au Nigéria et sur les subventions aux carburants a ouvert la porte à des arguments fallacieux, souvent avancés par ceux qui y avaient un intérêt, selon lesquels il valait mieux que l’État investisse dans les raffineries publiques ou qu’il lutte contre les comportements abusifs des distributeurs au lieu d’éliminer les subventions. De plus, les affirmations selon lesquelles les subventions profitaient aux pauvres reposaient sur des données empiriques, et non pas sur les résultats d’une enquête auprès des ménages.

Afrique du Sud

Contexte

Le secteur privé joue un grand rôle dans le secteur des carburants en Afrique du Sud mais les prix restent contrôlés. Six des sept compagnies pétrolières5 (publiques ou privées, y compris étrangères) ont des activités en amont et en aval et opèrent dans un environnement concurrentiel. Les carburants de synthèse dérivés du charbon couvrent environ 30 % des besoins du pays. Le reste est produit à partir de brut importé puis raffiné sur place. Malgré les tentatives du gouvernement de libéraliser les prix, les prix à la pompe demeurent encore fixés par un mécanisme automatique.

Tableau 5.6Afrique du Sud: principaux indicateurs macroéconomiques, 1993–2011
19931998200320082011
PIB par habitant (dollars)3.315,63.100,13.656,25.605,88.078,5
Croissance du PIB réel (%)1,20,52,93,63,1
Inflation (%)9,96,95,811,55,0
Dette publique (% du PIB)néantnéant36,927,438,8
Solde des transactions courantes (% du PIB)2,1−1,8−1,0−7,2−3,3
Importations de pétrole (% du PIB)0,00,10,10,30,2
Exportations de pétrole (% du PIB)néantnéant0,00,00,0
Consommation de pétrole par habitant (litres)néantnéant441,7518,2534,5
Ratio de pauvreté/habitant à 1,25 dollar/jour (PPA) (% de la population)24,3néantnéantnéantnéant
Sources: AIE; Banque mondiale, Indicateurs du développement dans le monde; FMI, Perspectives de l’économie mondiale.
Sources: AIE; Banque mondiale, Indicateurs du développement dans le monde; FMI, Perspectives de l’économie mondiale.

Réformes depuis les années 50

Le mécanisme automatique de fixation des prix, en place depuis les années 50, a été introduit principalement pour inciter les entreprises privées à participer au secteur de l’énergie et à s’assurer d’un approvisionnement suffisant en produits pétroliers. À l’époque de l’apartheid, le gouvernement s’inquiétait des conséquences des sanctions sur l’approvisionnement en carburants. Il a compris que, pour inciter les entreprises internationales à investir et à maintenir leurs activités en Afrique du Sud, il était nécessaire d’offrir des prix au moins égaux aux prix à l’importation (Competition Tribunal of South Africa, 2006). La plupart des entreprises internationales sont restées en Afrique du Sud même pendant l’embargo anti-apartheid.

Les essais de lissage des prix à la pompe par l’intervention du fonds de péréquation entre 1977 et 2004 n’ont pas été concluants et ont été abandonnés depuis. Ce fonds, constitué en 1979, a principalement été utilisé pour lisser les variations des prix des carburants. Il permettait le lissage des prix au détail en fixant un prix de vente intérieur et prévoyait des versements depuis le fonds lorsque les prix internationaux étaient élevés et des versements au fonds lorsqu’ils étaient bas6. Lorsque les ressources du fonds de péréquation étaient épuisées, le gouvernement devait financer le déficit. Cette politique a finalement été abandonnée, ce qui a exigé de fortes augmentations de prix pour les aligner sur les prix à l’importation. La grosse hausse de 1993 a déclenché une agitation sociale qui a débouché sur la création d’un Groupe de travail sur les carburants liquides chargé de mettre au point un mécanisme capable de traiter la question des prix élevés des carburants. La structure de prix actuelle comporte encore une contribution au fonds de péréquation mais son taux est à zéro depuis 2002, sauf lorsqu’elle a parfois été utilisée début 2003.

Le Fonds central pour l’énergie (Central Energy Fund), organisme public fondé en 1977, fixe les prix à la pompe par délégation du ministère de l’Énergie. Les prix sont fixés mensuellement (le premier mercredi du mois) et incorporent marges, impôts, taxes et contributions. La taxe sur les carburants, la plus importante des taxes, est annoncée en février lors du débat budgétaire et rentre en vigueur au mois d’avril suivant. Elle a augmenté régulièrement, y compris en période de hausse des cours (graphique 5.7). Les décisions du Fonds sont communiquées au public en toute transparence. On trouve en ligne7 un relevé des décisions mensuelles et de la structure de prix, ce qui contribue à mieux faire comprendre à la population les facteurs qui gouvernent les prix à la pompe.

Graphique 5.7Afrique du Sud: structure du prix de l’essence à la pompe et taxes, 2001–12 (Cents/litre)

Source: South African Petroleum Industry Association.

Mesures d’atténuation

Aucune mesure d’atténuation liée au mécanisme automatique de fixation des prix n’a été introduite. La formule étant en vigueur depuis longtemps, les conséquences négatives de l’augmentation des cours internationaux ont peu fait débat.

Enseignements

La réussite de la mise en œuvre du mécanisme de tarification automatique en Afrique du Sud montre que les entreprises privées, même étrangères, peuvent fonctionner sans difficultés dans un tel cadre lorsqu’il est bien conçu.

Le mécanisme automatique de fixation des prix, établi de longue date, a fait ses preuves et n’a aucune raison de disparaître. Bien qu’il ait initialement été introduit en Afrique du Sud pour des raisons stratégiques dans un contexte politique particulier, il a été appliqué avec constance. Aucun autre modèle n’a vraiment été évoqué, même lorsque les prix à la pompe ont du subir des augmentations brutales.

La transparence et la crédibilité du processus automatique de fixation des prix ont contribué à sa pérennisation. La réussite du modèle sud-africain de tarification automatique est due à la crédibilité accumulée par le Fonds central pour l’énergie au fil des ans et à la transparence dont il fait preuve en administrant le mécanisme. La communication de ses décisions au public contribue à sa réussite.

Les fonds de stabilisation peuvent être contre-productifs s’ils ne sont pas dotés de ressources suffisantes pour absorber la volatilité des cours internationaux. En Afrique du Sud, le fonds de péréquation était sous-financé et les prix ont dû augmenter brutalement quand les ressources se sont épuisées, ce qui était contraire à la raison d’être du fonds.

Subventions À L’électricité

Kenya

Contexte

L’économie étant en pleine expansion, le Kenya a connu une nette croissance de la demande d’énergie, estimée à 7 % par an en moyenne au cours des six dernières années. (Ajodhia, Mulder et Slot, 2012). Malgré l’amélioration du taux d’accès et l’augmentation des capacités, la production d’électricité n’a pas pu suivre la progression de la demande et le déficit énergétique reste un frein à la croissance. Le Kenya est très tributaire des centrales hydroélectriques, qui comptent pour 56 % des capacités installées, alors que le thermique et le géothermique en représentent 31 % et 13 %, respectivement.

La compagnie Kenya Electricity Generating Company (KenGen) domine le marché de gros, puisqu’elle contrôlait 75 % des capacités installées en 2009. Elle vend l’énergie au distributeur de détail au titre de plusieurs conventions d’achat. Par ailleurs, le Kenya a cinq autres producteurs privés indépendants qui contrôlent environ 25 % des capacités installées (Banque mondiale, 2010). La compagnie Kenya Power and Lighting Company (KPLC) est responsable de la transmission et de la distribution de l’électricité. KenGen et KPLC fonctionnent comme des entreprises commerciales et sont cotées à la Bourse de Nairobi. La Commission de régulation de l’énergie détermine les tarifs, délivre les agréments et fixe les objectifs de résultats de KPLC (perception des recettes, période d’attente moyenne pour un nouveau raccordement et pertes du système par exemple).

Tableau 5.7Kenya: principaux indicateurs économiques, 1995-2009
1995200020052009
Croissance du PIB réel4,02,56,14,1
Inflation mesurée par l’IPC8,98,011,16,7
Solde budgétaire global hors dons (% du PIB)−0,8−4,1−4,7−7,2
Dette publique totale (% du PIB)néant53,145,144,8
Ratio de pauvreté/habitant à 1,25 dollar/jour (PPA) (% de la population)néantnéant43,4néant
Sources: AIE; Banque mondiale, Indicateurs du développement dans le monde; FMI, Perspectives de l’économie mondiale.
Sources: AIE; Banque mondiale, Indicateurs du développement dans le monde; FMI, Perspectives de l’économie mondiale.

Réformes depuis le milieu des années 90

Les efforts de réforme qui ont débuté au milieu des années 90 visaient à rationaliser le secteur en dissociant la production de la transmission et de la distribution de l’électricité et à permettre aux entreprises privées de prendre pied dans le secteur. Les principaux objectifs consistaient à améliorer le fonctionnement du secteur de l’énergie, à assurer la viabilité financière des entreprises opérant dans le secteur et à promouvoir les investissements. Les efforts de réforme ont abouti à l’adoption d’une nouvelle politique énergétique en 2004 et d’une loi sur l’énergie en 2006. Les premières modifications substantielles de la structure tarifaire ont eu lieu en 2005, sous la forme de révisions pour aligner les prix sur les coûts marginaux à long terme et répercuter automatiquement sur le consommateur les fluctuations du coût des combustibles et les variations de change. La réforme tarifaire s’est révélée durable, mais il importe de noter que les hausses tarifaires ont été accompagnées de l’amélioration de la qualité des services. Par ailleurs, le processus de réforme n’a pas donné lieu à des réductions d’effectifs dans les compagnies de services publics. La création d’un tribunal d’arbitrage pour régler les différends entre la Commission de régulation et les parties prenantes a contribué à l’établissement de règles du jeu équitables dans le secteur.

Les prix ont été calculés à l’aide d’une formule qui, outre le tarif de base, intègre les coûts marginaux à long terme et un mécanisme de répercussion automatique mensuelle des variations du coût des combustibles servant à la production et des variations de change. De plus, tous les six mois, la formule prend en compte des ajustements en fonction de l’inflation intérieure. Les informations relatives au calcul des ajustements tarifaires sont disponibles sur le site Internet de la Commission. Côté production, KenGen a passé avec KPLC des conventions d’achat à long terme qui déterminent les prix et reflètent généralement les coûts de revient.

Par ailleurs, les tarifs résidentiels de l’électricité sont basés au Kenya sur un barème progressif selon lequel le prix unitaire du kWh augmente en fonction de trois tranches de consommation. Pour la première (0-50 kWh par mois), le prix du kWh est de 2 K Sh. Il passe à 8,10 K Sh pour la deuxième tranche (51-1.500 kWh par mois) et finalement à 18,57 K Sh le kWh pour les ménages qui consomment plus de 1.500 kWh par mois. Le tarif qui s’applique à la troisième tranche est donc 828 % plus élevé que dans la première. Les consommateurs résidentiels acquittent en outre une redevance fixe de 120 K Sh. Les consommateurs non résidentiels bénéficient de différents tarifs linéaires (non variables en fonction du niveau de consommation) selon la catégorie à laquelle ils appartiennent (entreprise commerciale ou industrielle ou entité publique).

Au début du processus de réforme, les hausses tarifaires ont eu beaucoup de mal à passer et ont nécessité des négociations intenses, en particulier avec les gros consommateurs (Bacon, Ley et Kojima, 2010). Le facteur décisif qui a permis d’obtenir la coopération du secteur privé a été la promesse des pouvoirs publics que le coût supplémentaire de l’énergie aiderait à financer le développement et l’expansion des sources intérieures d’énergie renouvelable qui en définitive réduiraient le coût de l’énergie et renforceraient la compétitivité. Les parties prenantes ont en outre convenu qu’il était essentiel d’assurer la solidité financière de KenGen et de KPLC et de mettre en place une structure tarifaire reflétant bien les coûts pour attirer des investisseurs étrangers dans le secteur. Par la suite, en raison de l’impact négatif des sécheresses de 2008 et 2009, il a été décidé de ramener le taux de la TVA sur l’électricité de 16 à 12 %.

La réforme tarifaire au Kenya a permis de faire évoluer les prix en fonction des coûts, le kWh passant en moyenne de 0,07 dollar en 2000 à 0,15 dollar en 2006, puis à 0,19 dollar en 2009 (tableau 5.8). L’actuelle structure tarifaire de KPLC est en place depuis juillet 2008. D’après la Banque mondiale, (2010), les négociations sur la fixation des prix et les conventions d’achat de l’énergie sont actuellement transparentes; le cadre réglementaire du secteur est robuste et résiste aux interférences politiques. Cependant, le relèvement du tarif de base prévu en juin 2011 n’a pas eu lieu en raison de contraintes d’économie politique, car les autorités estimaient que les prix alimentaires et énergétiques étaient déjà excessivement élevés et la réalisation des nouveaux projets de production d’électricité avait été retardée.

Tableau 5.8Kenya: Principaux indicateurs du secteur de l’électricité, 1995-2009
1995200020052009
Accès à l’électricité (% de la population)11,79113,102néant16,10
Consommation d’électricité (kWh par habitant)130,83109,72137,13147,43
Pertes de transport et de distribution d’électricité (pourcentage de la production)17,9021,1618,3815,53
Production d’électricité (GWh)3.7594.0985.9956.875
Tarif moyen ($/kWh)néant0,070,1530,19
Sources: Banque mondiale (2010); Banque mondiale, Indicateurs du développement dans le monde; base de données sur l’électricité de l’Africa Infrastructure Country Diagnostic; Briceño-Garmendia et Shkaratan (2011a); estimations des services du FMI.Note: GWh = Gigawatt/heure.
Sources: Banque mondiale (2010); Banque mondiale, Indicateurs du développement dans le monde; base de données sur l’électricité de l’Africa Infrastructure Country Diagnostic; Briceño-Garmendia et Shkaratan (2011a); estimations des services du FMI.Note: GWh = Gigawatt/heure.

Du fait de la réforme tarifaire, les coûts invisibles du secteur de l’énergie ont sensiblement diminué au cours de la dernière décennie, tombant d’environ 0,6 % du PIB en 2002 à un niveau quasiment nul en 2008 (graphique 5.8). En fait, la réduction des coûts est due pour l’essentiel à la diminution sensible de la sous-tarification, car les tarifs ont été alignés sur les coûts de revient, et à l’accroissement du taux de recouvrement dû à l’amélioration de la facturation. En outre, depuis le milieu de 2008, les compagnies d’électricité ne recevaient plus de subventions explicites ni de transferts budgétaires.

Graphique 5.8Kenya: coûts invisibles du secteur énergétique, 2001–08

Les coûts invisibles du secteur de l’énergie ont baissé continuellement au cours de la dernière décennie.

On considère que les réformes ont largement réussi: elles ont permis d’assurer la viabilité financière des compagnies de production, de distribution et de transport et d’accroître les investissements dans les capacités de production, avec la participation de quelques opérateurs privés. D’après la Banque mondiale (2010a), les réformes ont produit des améliorations significatives sur le plan opérationnel, y compris une augmentation du recouvrement des recettes. Le nombre annuel de nouveaux raccordements au réseau électrique est passé de 43.000 en 2003-04 à 200.000 en 2008-09. Les pertes de distribution du réseau électrique ont par ailleurs diminué progressivement, de 21 % en 2000 à 15,5 % en 2009 (tableau 5.8). Le taux de recouvrement des recettes de KPLC est passé de 81 % en 2004 à 100 % en 2006 (Foster et Briceño-Garmendia, 2010) avant de retomber à environ 98 %, d’après les derniers chiffres donnés par l’ERC. La productivité de la main-d’œuvre de KPLC (mesurée par le ratio ventes/employé ou clients/employé) s’est aussi sensiblement améliorée depuis 2004 (Banque mondiale, 2010).

Malgré des progrès significatifs, il est encore nécessaire de développer les infrastructures énergétiques pour alléger les contraintes qui freinent la croissance. L’enquête auprès des entreprises effectuée en 2007 par la Banque mondiale montre que plus de 67 % des entreprises kényanes possédaient un générateur et que les coupures d’électricité causaient en général des pertes équivalant à 5 % du chiffre d’affaires annuel des entreprises interrogées8. D’après les estimations de Briceño-Garmendia et Shkaratan (2011a), le manque de fiabilité des approvisionnements électriques ampute la croissance du PIB du Kenya de 1,5 % par an. Les représentants de l’Association des entreprises manufacturières du Kenya indiquent que les coupures de courant continuent à perturber leur fonctionnement, en dépit du fait que les tarifs dont bénéficient les clients de KPLC incluent une disposition garantissant que les pertes du système ne doivent pas excéder 15 %9.

Mesures d’atténuation

Plusieurs mesures ont été adoptées pour répondre à des objectifs sociaux et faire en sorte que l’électricité reste abordable (Banque mondiale, 2010a et Briceño-Garmendia et Shkaratan, 2011b). Ces mesures comprennent:

  • Un plan d’électrification rurale qui a permis d’accroître le nombre de raccordements, passé de 650.000 en 2003 à 2 millions à l’heure actuelle;

  • un fonds renouvelable (financé par des bailleurs de fonds) pour assurer le paiement différé des frais de raccordement;

  • des prêts des banques commerciales pour couvrir les frais de raccordement;

  • un tarif social (inférieur au prix coûtant) a été institué pour les ménages qui consomment moins de 50 kWh par mois, moyennant une subvention croisée par les tarifs demandés aux gros consommateurs;

  • des subventions croisées entre les consommateurs des zones urbaines et rurales, puisque les tarifs y sont uniformes.

Le seuil de 50 kWh par mois est couramment utilisé en Afrique comme niveau de subsistance de référence pour la consommation énergétique. D’après les estimations, il est abordable pour 99 % des ménages kényans (Briceño-Garmendia et Shkaratan, 2011b).

L’accès au réseau reste problématique, surtout dans les zones rurales, où le taux d’accès était estimé à 4 % en 2009, contre 51 % dans les villes. Selon Briceño-Gar-mendia et Shkaratan (2011a), le Kenya devra multiplier par deux les capacités installées actuelles au cours des dix prochaines années et renforcer les liaisons de transport transfrontalières avec les pays voisins pour accroître l’accès à une énergie hydroélectrique moins chère et améliorer la sécurité globale du système. Bien qu’il y ait moyen de réduire les coûts énergétiques grâce aux interconnexions régionales, le volume des échanges au sein du pool d’électricité de l’Afrique de l’Est reste faible.

Enseignements

Il faut plus qu’une modification tarifaire pour que la réforme du secteur de l’électricité aboutisse, et cela prend du temps. Les efforts de réforme ont débuté au Kenya au milieu des années 90 et il leur a fallu plus de 10 ans pour prendre forme. Outre une politique tarifaire prudente, l’amélioration de l’efficacité technique et administrative des compagnies publiques a été un facteur essentiel pour éliminer les coûts invisibles. La mise en place d’un appareil réglementaire relativement solide, y compris une autorité de régulation considérée comme généralement efficace et indépendante, a aussi été cruciale pour la poursuite du processus de réforme et l’encouragement de l’initiative privée dans le secteur de la production énergétique.

Les hausses tarifaires ont sans doute été plus acceptables parce qu’elles se sont accompagnées d’améliorations sur le plan de la qualité des services et de l’accès au réseau. Durant les étapes initiales du processus de réforme, les autorités ont engagé des négociations actives avec les parties prenantes en faisant preuve d’une ferme volonté politique de remédier aux problèmes du secteur. Actuellement, les ajustements automatiques transparents (les informations pertinentes étant affichées périodiquement sur le site Internet de la Commission de régulation) en fonction des variations du coût des combustibles, des variations de change et de l’inflation semblent être généralement acceptés par les consommateurs. Néanmoins, des contraintes d’économie politique ont obligé les autorités à différer une révision de la structure tarifaire prévue au milieu de 2011.

L’expérience du Kenya montre aussi qu’avec des instruments adaptés, il est possible d’avoir à la fois des prix assurant le recouvrement des coûts et des services abordables pour les couches les plus pauvres de la population. D’après les estimations, la grande majorité des ménages kényans peuvent se permettre une consommation électrique de base au tarif en vigueur. Outre les tarifs sociaux (moyennant une subvention croisée par les tarifs demandés aux gros consommateurs) les autorités ont mis en place divers mécanismes pour alléger la charge des frais de raccordement, dont un fonds renouvelable (financé par des bailleurs de fonds) pour assurer le paiement différé des frais de raccordement et un système de prêts des banques commerciales.

Ouganda

Contexte

Malgré un énorme potentiel hydroélectrique, l’Ouganda a souffert pendant des décennies de pénuries d’électricité. Les taux de croissance économique élevés que l’Ouganda a connus pendant les années 90 et la décennie suivante ont contribué à la hausse rapide de la demande d’énergie (tableau 5.9). La compagnie publique d’électricité, l’Uganda Electricity Board (UEB), n’était pas en mesure de satisfaire la demande croissante à cause de la faiblesse de son assise financière. Le taux d’accès à l’électricité était l’un des plus bas en Afrique subsaharienne, en particulier dans les campagnes. Étant presque exclusivement tributaire de l’hydroélectricité avant 2006, l’Ouganda était vulnérable aux chocs climatiques. À cause de ses propres contraintes financières, l’État ne pouvait pas apporter à l’UEB le soutien nécessaire pour lui permettre de faire face à la demande et d’exploiter le potentiel hydroélectrique.

Tableau 5.9Ouganda: principaux indicateurs macroéconomiques et énergétiques, 2005-11
2005200620072008200920102011
Indicateurs macroéconomiques
Croissance du PIB réel (%)6,310,88,48,77,25,26,4
Taux d’inflation (%)10,77,24,412,512,34,215,7
Solde budgétaire hors dons (% du PIB)−7,6−6,1−6,0−5,1−4,8−7,3−9,5
Indicateurs du secteur de l’électricité
Énergie primaire (millions kWh)1.8461.5881.8612.0442.2692.4562.645
Électricité consommée (millions kWh)1.1391.0431.2041.3451.4831.7311.905
Pertes de distribution (%)38343534353028
Ratio de recouvrement (pourcentage des factures)80859390949696
Tarif effectif (cents dollar/kWh)9121816171612
Coût moyen (cents dollar/kWh)13202326242626
Sources: FMI, base de données des Perspectives de l’économie mondiale; Ouganda, ministère de l’Énergie et de l’Exploitation des minerais (2012a); Ranganathan et Foster (2012).
Sources: FMI, base de données des Perspectives de l’économie mondiale; Ouganda, ministère de l’Énergie et de l’Exploitation des minerais (2012a); Ranganathan et Foster (2012).

Dans ce contexte, l’Ouganda a entrepris une vaste réforme du secteur énergétique en 1999. Après l’adoption d’une stratégie de restructuration et de privatisation du secteur, un nouveau texte de loi sur l’électricité a été voté en vue de créer un climat propice au développement du secteur de l’énergie et à des partenariats privés. Un organisme de régulation indépendant, l’Electricity Regulatory Authority (ERA), a été établi en 2000. En 2001, l’UEB a été scindée en trois entités: une entreprise de production, l’Uganda Electricity Generation Company Ltd. (UEGCL), une de transport, l’Uganda Electricity Transmission Company, Ltd. (UETCL) et une de distribution, l’Uganda Electricity Distribution Company, Ltd. (UEDCL). Pour remédier au manque d’accès à l’électricité dans les zones rurales, la Rural Electrification Agency a été créée en 2003.

Par la suite, des concessions privées distinctes ont été approuvées pour les compagnies de production et de distribution. En 2003, Eskom Uganda (filiale de la société sud-africaine Eskom) a obtenu une concession de 20 ans pour gérer les actifs de l’UEGCL. En 2005, UMEME Ltd, le plus gros distributeur d’électricité en Ouganda, a obtenu une concession de 20 ans pour la gestion de ceux de l’UEDCL, ce qui était une première en Afrique subsaharienne. La compagnie publique UETCL gère le réseau de transmission à haute tension et est le fournisseur de gros de la compagnie de distribution. Les tarifs de gros de l’UETCL étant inférieurs au niveau de recouvrement des coûts, l’État lui accordait des aides financières directes et indirectes.

Les sécheresses de 2005–06 ont mis l’Ouganda dans une position de plus grande dépendance à l’égard de l’énergie thermique. Avant les sécheresses, l’énergie produite en Ouganda était essentiellement d’origine hydroélectrique. Pour compenser la pénurie d’énergie causée par la sécheresse et satisfaire la demande croissante, les autorités ont eu recours à la location de centrales thermiques, portant la part de l’énergie thermique d’environ 23 % en 2006 à environ 39 % en 2011 (tableau 5.10). En dépit de l’accroissement de l’énergie thermique, les coupures de courant étaient fréquentes. D’après une étude de la Banque mondiale de 2006, environ 45 % des entreprises considéraient la situation énergétique comme un obstacle majeur à leurs opérations commerciales. Même en utilisant des générateurs pour produire elles-mêmes jusqu’à 30 % de l’énergie dont elles avaient besoin, elles perdaient 10 % de leur chiffre d’affaires à cause des coupures de courant.

Tableau 5.10Ouganda: subventions budgétaires explicites au secteur de l’électricité et coût de production de l’énergie thermique, 2006-11
200620072008200920102011
Subventions explicites
en millions dollars60,1151,2887,56112,87151,05174,80
en pourcentage du PIB0,60,40,70,81,01,1
Énergie thermique (GWh)3705395908961.0221.029
en % de l’énergie totale23,329,028,939,541,638,9
Prix moyen du brut/baril (000 Ush)131132210132173253
% de variation (glissement annuel)160−373246
Coût de l’énergie thermique (en % du PIB)0,91,11,31,31,51,7
Sources: FMI, base de données des Perspectives de l’économie mondiale; Ouganda, ministère de l’Énergie et de l’Exploitation des minerais (2012b).Note: Les chiffres des subventions portent sur l’exercice budgétaire, qui débute en juillet. Les données de 2011 sont préliminaires.
Sources: FMI, base de données des Perspectives de l’économie mondiale; Ouganda, ministère de l’Énergie et de l’Exploitation des minerais (2012b).Note: Les chiffres des subventions portent sur l’exercice budgétaire, qui débute en juillet. Les données de 2011 sont préliminaires.

Les soutiens budgétaires explicites à la compagnie publique n’ont cessé d’augmenter depuis 2005. Le subventionnement explicite comprend deux volets: une aide budgétaire directe à l’UETCL (fournisseur de gros) et les paiements de capacité aux centrales thermiques. Le coût direct des subventions pour l’exercice 2010/11 représentait 1,1 % du PIB (tableau 5.10). La hausse tarifaire de 2012 devait éliminer ce coût des subventions explicites une fois que la centrale hydroélectrique de Bujagali serait pleinement opérationnelle à la fin de 2012. Dès lors que la capacité de production hydroélectrique aura augmenté, l’État n’aura plus besoin d’acheter de l’énergie thermique au prix fort, mais il devra continuer à verser les paiements de capacité aux producteurs d’énergie indépendants.

Le contrat de concession privée de la distribution a produit une amélioration lente mais continue. Tout d’abord, les pertes de distribution n’ont cessé de diminuer, tombant de 38 % en 2005 à 28 % en 2011 (tableau 5.9). Parallèlement, le taux de recouvrement a augmenté, passant de 80 % du total des factures d’électricité en 2005 à 96 % en 2011. Pour réaliser ces améliorations du système de distribution, l’UMEME avait investi 105 millions de dollars à la fin de 2010—plus que ne le prévoyait le contrat (Ouganda, ministère de l’Énergie et de l’Exploitation des minerais, 2012a). Après avoir marqué le pas de 2005 à 2008, le nombre de clients de l’UMEME a augmenté de plus de 30 % en 2009–10. L’accroissement de l’offre d’énergie devrait encore rehausser le taux d’accès. Malgré ces progrès, un tiers environ de l’électricité fournie n’est encore pas réglée, du fait des pertes d’énergie des réseaux de distribution et de transport et du non-recouvrement des factures.

Si l’on tient compte de ces pertes, le déficit quasi budgétaire du système énergétique s’est aussi creusé au fil des ans10. Le déficit quasi budgétaire du secteur de l’électricité se serait élevé à 2,6 % du PIB de l’Ouganda en 2011, dont environ 1,1 % du PIB correspondant au coût budgétaire explicite. Il a continué à augmenter même après quelques progrès dans la réduction des poches d’inefficacité, essentiellement grâce à l’écart croissant entre le tarif moyen effectif et le coût moyen de l’électricité (tableau 5.11). La hausse de la demande a aussi contribué au déficit quasi budgétaire, la consommation ayant presque doublé entre 2006 et 2011. Quoi qu’il en soit, c’est la sous-tarification qui est la raison principale du déficit quasi budgétaire en Ouganda, dont elle était responsable à 80 % en 2012.

Tableau 5.11Ouganda: déficit quasi-budgétaire du secteur de l’électricité, 2005-11
2005–082009–11
En pourcentage des coûts *En pourcentage du PIBEn pourcentage des coûts *En pourcentage du PIB
DQB dû à la sous-tarification32,81,040,11,4
DQB dû aux pertes de distribution (jusqu’à 10 %)6,70,26,00,2
DQB dû aux pertes de distribution (au-delà de 10 %)17,00,512,50,4
DQB dû au sous-recouvrement4,60,11,90,1
Total coûts quasi-budgétaires61,11,960,52,1
Sources: autorités nationales; calculs des services du FMI basés sur les données de la Banque mondiale; FMI, Perspectives de l’économie mondiale.

En pourcentage du coût total de la production d’électricité. DQB = déficit quasi budgétaire

Sources: autorités nationales; calculs des services du FMI basés sur les données de la Banque mondiale; FMI, Perspectives de l’économie mondiale.

En pourcentage du coût total de la production d’électricité. DQB = déficit quasi budgétaire

Le coût marginal à long terme pourrait être bien plus bas en Ouganda que le coût moyen actuel, mais cela demande des investissements considérables. En développant son potentiel hydroélectrique, le pays peut ramener le coût du kWh de 0,16 dollar à environ 0,12 dollar (Ranganathan et Foster, 2012). Le projet de Bujagali était le premier pas et d’autres grands projets de centrales hydroélectriques en cours d’achèvement pourraient doubler les capacités de production dans quelques années.

Réformes depuis 2006

Les précédentes tentatives d’ajustement des prix pour assurer le recouvrement des coûts n’ont pas été suffisantes pour rattraper les coûts croissants. En juin et novembre 2006, les tarifs de l’électricité ont été relevés d’environ 35 % et 41 %, respectivement (Banque mondiale, 2011a). Le prix moyen effectif du kWh est ainsi passé à 0,18 dollar. Il n’y a pas eu de nouveaux ajustements entre 2007 et 2009, alors que les coûts de production continuaient à augmenter, en raison surtout de la hausse des prix des combustibles, de la mise en service retardée de la centrale hydroélectrique de Bujagali et de la dépréciation du shilling ougandais (tableau 5.11). En janvier 2010, les prix de détail de l’électricité ont été ajustés pour soulager les ménages consommateurs. Compte tenu du coût élevé de l’énergie thermique, le prix moyen effectif du kWh ne couvrait qu’environ deux tiers du coût de production en 2010 (Banque mondiale, 2011a).

Pour contrebalancer la hausse des coûts de l’énergie et les subventions connexes (voir ci-après), l’Autorité de régulation de l’électricité a approuvé une hausse sensible des prix de détail en janvier 2012. Le prix moyen effectif a été relevé d’environ 41 % (0,05 dollar/kWh). Bien que les nouveaux tarifs résultant de cet ajustement soient restés inférieurs au niveau de recouvrement des coûts, ils ont atteint ce niveau lorsque la centrale hydroélectrique de Bujagali est devenue pleinement opérationnelle en octobre 2012. Par ailleurs, les subventions croisées des ménages aux consommateurs industriels ont été sensiblement réduites. Le nouveau tarif de l’électricité pour les usagers industriels, auparavant relativement bas, a été fixé à 0,13 dollar/ kWh, soit une hausse d’environ 73 %. Le tarif social, pour une consommation mensuelle inférieure à 15 kWh, est resté inchangé. Depuis la dernière hausse, les prix de l’électricité en Ouganda sont comparables à ceux des autres membres de la Communauté d’Afrique de l’Est.

Bien que la récente hausse tarifaire ne soit pas allée sans controverses et protestations, la fermeté et la communication efficace du gouvernement ont aidé à la faire accepter. Une vigoureuse campagne de communication officielle a servi à expliquer les facteurs conduisant à la revalorisation des tarifs. Elle rappelait que le prix du gazole avait pratiquement doublé depuis le dernier ajustement tarifaire de 2006 et que la consommation était subventionnée par l’État, puisque le prix moyen du kWh restait inférieur à son coût de revient unitaire. Le président de l’Association de l’industrie manufacturière ougandaise a bien indiqué que les nouveaux tarifs relèveraient automatiquement les coûts de production, mais a aussi admis qu’ils seraient tolérables si les approvisionnements énergétiques étaient fiables.

Les protestations ont eu une portée limitée. Il y a eu quelques manifestations à Kampala et un grand débat au Parlement autour de la hausse tarifaire. Le gouvernement a expliqué que l’État n’avait simplement pas les ressources nécessaires pour continuer à subventionner l’électricité pour l’élite, peu nombreuse et relativement aisée. Le faible taux d’accès à l’électricité a aussi contribué à désamorcer le débat, car les 88 % de la population sans électricité ne s’intéressaient guère aux manifestations. Certains journaux ont fait observer que les subventions bénéficient de manière disproportionnée aux plus riches et souligné que la hausse tarifaire était en fait une mesure favorable aux plus défavorisés. Fait important, le tarif social a été conservé.

Globalement, divers facteurs ont contribué à créer un climat qui a permis aux autorités de relever les prix de l’électricité au début de 2012:

  • L’augmentation intenable du coût budgétaire de l’énergie thermique dans le contexte de la hausse des prix des combustibles. Les dernières années, l’État a accumulé à plusieurs reprises des arriérés de paiement envers les centrales thermiques. En 2011, le coût des subventions budgétaires explicites a dépassé 1,1 % du PIB.

  • Les subventions mal ciblées. Avant la récente hausse tarifaire, les grands industriels payaient le kWh à moins d’un quart de son coût de production. Ces usagers représentaient 44 % de la consommation énergétique totale en 2010. Un petit groupe d’usagers industriels captaient donc près des deux tiers des subventions. Seuls 12 % des ménages ougandais avaient accès au réseau électrique national, le reste brûlant du pétrole lampant et du bois de chauffage non subventionnés. Les plus démunis n’ont généralement pas accès au réseau de distribution national et les frais de premier raccordement (environ 80 dollars) sont prohibitifs.

  • Le constat que les consommateurs, tant industriels qu’individuels, sont prêts à payer bien plus que les tarifs en vigueur en 2010. Un rapport de la Banque mondiale notait que le coût de subsistance moyen pour un approvisionnement électrique intermittent était de 0,30 dollar/kWh (ou 0,40 dollar, frais fixes compris). Les consommateurs résidentiels auraient été prêts à payer 0,50 dollar/kWh (Banque mondiale, 2011b).

  • Les investissements dans les infrastructures hydroélectriques qui abaissent les coûts de production à moyen et long termes.

  • Le faible taux d’accès à l’électricité en Ouganda. En 2010, 12 % de la population seulement (et moins de 4 % des habitants des campagnes) avaient accès au réseau national, soit deux fois moins que la moyenne des autres pays africains à faible revenu.

Mesures d’atténuation

La principale mesure compensatoire de la réforme des tarifs de l’électricité est le tarif social dont bénéficient les consommateurs à faible revenu. Les consommateurs individuels pauvres dont la consommation n’excède pas 15 kWh par mois bénéficient d’un tarif social, qui est resté inchangé à 100 USh/kWh.

Enseignements

Le cas de l’Ouganda montre clairement que le principal obstacle à la correction de l’inefficacité des services publics d’électricité est le manque d’investissements. Dès lors que l’UMEME a réalisé de gros investissements, elle est parvenue à réduire les pertes du réseau de distribution et à améliorer le taux de recouvrement, tout en accroissant d’environ 50 % le taux d’accès au cours des trois dernières années.

Les mauvais résultats des compagnies d’électricité n’ont pas pour seule cause la volonté gouvernementale de maintenir des tarifs bas. Ils s’expliquent tout autant par les pertes élevées de leur réseau de distribution et le non-paiement d’une partie des factures. Il ne suffit donc pas de relever les prix de l’électricité. Les tarifs doivent être fixés de manière à couvrir les coûts, tout en permettant un niveau raisonnable de pertes en ligne. Il importe par ailleurs d’assurer la viabilité financière des compagnies publiques en prenant des mesures améliorant leur efficacité. La politique de régulation peut servir à leur donner les encouragements nécessaires.

La réforme institutionnelle du secteur de l’électricité prend du temps (de 5 à 10 ans). Les réformes ont débuté en Ouganda en 1999 et il leur a fallu plus de dix ans pour produire des avancées sur le plan du taux d’accès, de l’amélioration de l’efficacité et des coûts budgétaires. Les réformes ont conduit à la mise en place d’un organisme de régulation largement indépendant et d’un appareil réglementaire relativement solide, à la participation plus large du secteur privé à la production et à la distribution de l’électricité par un système de concessions et à l’adoption d’une politique tarifaire qui devait éliminer les coûts invisibles d’ici la fin de 2002.

Les hausses tarifaires demandent une stratégie de communication et de mise en œuvre bien étudiée. Le gouvernement ougandais a bien expliqué à l’opinion le coût des subventions de l’électricité et son incidence sur les citoyens. Une grande partie des médias ont considéré que la hausse tarifaire serait une mesure favorable aux plus défavorisés.

Il est difficile d’accroître le taux d’accès à l’électricité. Il a fallu revoir les objectifs d’électrification rurale de 2010 à 2012. Il faut noter que le coût élevé des nouveaux raccordements peut être un obstacle majeur à l’accès au réseau.

Selon la Banque mondiale (2012a), le LEAP fait partie des programmes les mieux ciblés en faveur des plus démunis. Les subventions des carburants, en revanche, qui bénéficient de façon disproportionnée aux tranches de revenus supérieures, ont atteint en mai et en août 2012 des niveaux hebdomadaires équivalant à la contribution annuelle du budget au programme LEAP.

Moyenne pondérée des prix de l’essence, du pétrole lampant et du gazole. La répercussion intégrale est fonction des prix à l’importation, des impôts et taxes et des marges. Dans les deux cas, l’augmentation des prix était considérée comme un préalable à la lettre d’évaluation du FMI et au programme d’examen appuyé par la facilité élargie de crédit (FEC).

Le gazole a été déréglementé en 2007 et n’est pas subventionné.

Le Président Jonathan Goodluck a officiellement lancé le programme le 13 février 2013 et nommé M. Christopher Kolade président du Conseil de SURE.

Les six sociétés sont BP, Caltex, Engen, Sasol, Shell et Total. PetroSA est la septième.

Les prix intérieurs étant ajustés chaque mois et les prix à l’importation connaissant des variations sur la même période, les fournisseurs pouvaient subir des pertes ou des déficits. Pour régler cette question, le gouvernement a également introduit une contribution compensatoire, positive ou négative, dans la formule. En pratique, ces paiements ont été négligeables.

Les membres de l’Association des entreprises manufacturières du Kenya comptent pour environ 60 % de la consommation industrielle d’énergie.

Le déficit quasi budgétaire d’une compagnie de service public est la différence entre les recettes perçues aux prix réglementés de l’électricité et les recettes nécessaires pour couvrir la totalité des coûts d’exploitation et d’amortissement du capital.

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