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IV. La crise de l’électricité en Afrique: explication des paradoxes

Author(s):
International Monetary Fund. African Dept.
Published Date:
April 2008
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Le secteur africain de l’électricité dans une perspective internationale

L’Afrique subsaharienne se heurte à des problèmes d’infrastructure considérables, dont les plus graves sont probablement ceux du secteur de l’électricité. Non seulement l’infrastructure énergétique de l’Afrique subsaharienne est peu développée comparée à celle des autres régions, mais l’alimentation en électricité est coûteuse et peu fiable. En fait, ces dernières années plus de 30 pays sur les 48 que compte cette région ont subi de graves crises d’énergie. Ce chapitre présente les constatations préliminaires de l’étude diagnostique des infrastructures nationales en Afrique (voir l’encadré 4.1 pour d’autres détails) qui vise à expliquer les paradoxes du secteur de l’énergie d’Afrique subsaharienne actuellement en crise.

Avec 63 gigawatts (GW), la capacité de production totale des 48 pays d’Afrique subsaharienne est comparable à celle de l’Espagne. Si l’on exclut l’Afrique du Sud, elle tombe à 28 GW, soit à peu près au même niveau que l’Argentine. Si l’on prend en compte la population et si l’on exclut l’Afrique du Sud, la capacité installée de l’Afrique subsaharienne ne représente qu’un tiers de celle de l’Asie du Sud et environ un dixième de celle des autres régions en développement (graphique 4.1a). En outre, la capacité de production de l’Afrique subsaharienne stagne depuis des années; son taux de croissance représente tout juste la moitié de ceux des autres régions en développement (Yepes, Pierce, and Foster, 2008).

Graphique 4.1.Évolution de l’infrastructure d’électricité en Afrique subsaharienne par rapport aux autres régions

Encadré 4.1.Présentation du diagnostic des infrastructures nationales en Afrique

On connaît relativement mal les secteurs de l’infrastructure en Afrique, qui sont peu couverts par la plupart des principales bases de données internationales. Le diagnostic des infrastructures nationales en Afrique (Africa Infrastructure Country Diagnostic—AICD) cherche à remédier à cette situation en élaborant une base de données détaillée sur les infrastructures du continent et un ensemble de travaux analytiques. L’AICD est un programme de connaissances à multiples parties prenantes étalé sur deux ans—en voie d’achèvement—parrainé par le Consortium pour les infrastructures en Afrique, l’Union africaine, le Nouveau Parternariat pour le développement de l’Afrique (NEPAD) et les Communautés économiques régionales (par exemple la CAE, l’UEMOA et la Communauté du développement de l’Afrique australe). Il porte sur toutes les principales infrastructures économiques—énergie, technologies de l’information et de la communication, irrigation, transport, adduction d’eau et assainissement—dans 24 pays qui représentent 85 % du produit intérieur brut, de la population et des flux d’aide à l’infrastructure d’Afrique subsaharienne. Le champ de la collecte et de l’analyse des données pour chaque secteur et chaque pays comprend les dépenses publiques, les besoins d’investissement et les résultats du secteur. Les données sous-jacentes et les études annexes seront mises à disposition du public sur un site web interactif. L’AICD devrait fournir une situation de base par rapport à laquelle on pourra mesurer les améliorations futures de l’infrastructure, ainsi qu’une fondation empirique plus solide pour déterminer les investissements prioritaires et élaborer les mesures de réforme dans les secteurs d’infrastructure en Afrique. Dans sa phase II, le projet AICD sera étendu à d’autres pays africains.

Facteur aggravant, 25 % des centrales d’Afrique subsaharienne ne sont pas actuellement en état de fonctionnement.

Les taux d’électrification sont aussi bas. Environ 24 % de la population d’Afrique subsaharienne accède à l’électricité, contre 40 % dans les autres pays à faible revenu, et l’électrification progresse plus lentement (graphique 4.1b). La consommation d’électricité en Afrique subsaharienne ne représente qu’une fraction de celle des autres régions (graphique 4.2) et, hors Afrique du Sud, elle n’est que d’environ 124 kilowattheures (kWh) par an, moins de 10 % de celle de la Chine. Bien que le tarif de l’électricité dans certains pays d’Afrique subsaharienne soit maintenu à un faible niveau, le prix moyen pour l’ensemble des pays est assez élevé, 0,13 dollar EU par k Wh—soit près de deux fois celui des autres régions du monde en développement et presque autant que dans les pays de l’OCDE. Pourtant les prix ne couvrent pas les coûts.

Graphique 4.2.Prix et consommation de l’électricité en AfSS par rapport aux autres régions

En conséquence de cette faible consommation, la contribution du secteur de l’électricité de l’Afrique subsaharienne aux émissions mondiales de dioxide de carbone ne dépasse pas 520 millions de tonnes par an, la plus grande part incombant de loin à l’Afrique du Sud. Dans tous les autres pays de la région, la masse des émissions de gaz à effet de serre est due à l’exploitation des terres et à la déforestation. Si la consommation d’électricité en Afrique subsaharienne va nécessairement augmenter beaucoup pour faire face aux demandes non satisfaites, une part importante de l’accroissement pourrait venir de l’hydroélectricité, ce qui atténuerait l’impact sur le changement climatique. On a, par exemple, estimé que pour la seule Afrique australe une intensification des échanges régionaux pourrait réduire de 40 millions de tonnes par an l’augmentation des émissions de carbone.

Le manque de fiabilité de l’alimentation pèse sur le coût. Les entreprises manufacturières d’Afrique signalent que les coupures de courant représentent en moyenne 56 jours par an1, ce qui leur coûte 5–6 % de leurs recettes. C’est pourquoi beaucoup de firmes ont un groupe électrogène diesel, qui leur revient à environ 0,40 dollar EU par k Wh. Dans le secteur informel, où les entreprises ont rarement un capital suffisant pour cette production d’appoint, la perte de recettes due aux coupures de courant peut atteindre 20 %.

Les déficiences de l’infrastructure électrique freinent la croissance économique et réduisent la compétitivité par, entre autres, leur effet négatif sur la productivité. Escribano, Guasch, and Pena (2008) estiment l’effet de l’infrastructure sur la productivité des entreprises par rapport aux autres variables et décomposent la contribution des diverses composantes de l’infrastructure. Ils constatent que, dans la plupart des pays d’Afrique subsaharienne, l’infrastructure est responsable pour 30–60 % de l’effet négatif sur la productivité, soit nettement plus que la bureaucratie et la corruption. En outre, dans la moitié des pays analysés, l’électricité compte pour 40–80 % dans l’impact des déficiences de l’infrastructure. Dans une autre étude (Calderon, 2008), des simulations fondées sur les données d’un groupe d’experts montrent que, si l’on augmentait la quantité et la qualité des infrastructures électriques dans tous les pays d’Afrique subsaharienne pour les porter au niveau d’un pays plus performant (Maurice), les taux de croissance par habitant à long terme progresseraient d’une proportion pouvant atteindre 2 points de pourcentage.

Le manque d’électricité en Afrique subsaharienne affecte aussi la prestation des services sociaux et la qualité de la vie. Sans électricité, les dispensaires ne peuvent pas assurer de bonnes conditions d’accouchements la nuit, ni réfrigérer les vaccins essentiels. L’absence d’éclairage empêche les enfants d’étudier le soir et favorise la criminalité dans les zones périurbaines.

Les graves problèmes d’électricité de l’Afrique

Les systèmes d’électricité en Afrique, trop sollicités, sont devenus extrêmement vulnérables aux chocs sur l’offre, ce qui engendre une généralisation des coupures et des délestages (graphique 4.3). Comme la croissance économique de la dernière décennie a augmenté la demande d’électricité, l’expansion insuffisante des installations de production et de transport a éliminé toute la marge de capacité excédentaire qui pouvait exister auparavant. Ces dernières années, où les périodes de sécheresse ont diminué la production dans les pays hydrodépendants d’Afrique de l’Est, les coupures prolongées sont devenues un phénomène banal. Dans des pays comme l’Afrique du Sud, les arrêts de centrales pour maintenance—dans un contexte de faibles marges de réserve—ont eu de graves conséquences (encadré 4.2). Les pays dont l’infrastructure électrique a été endommagée par un conflit ont aussi subi de lourdes pénuries. De plus, le prix élevé du pétrole a exercé une énorme pression sur le coût dans des pays comme ceux d’Afrique de l’Ouest où la production est tributaire de produits pétroliers importés.

Graphique 4.3.Pays affectés par de graves pénuries d’électricité en 2007

Les pays réagissent de plus en plus souvent à la crise en concluant des contrats de location à court terme avec une poignée d’opérateurs mondiaux pour la production de secours (tableau 4.1). On peut mettre rapidement cette capacité en service, mais elle coûte cher. Le coût d’une petite unité de production diesel est généralement d’environ 0,35 dollar/kWh. Le matériel est loué habituellement pour une période allant jusqu’à deux ans, après quoi il revient au fournisseur privé. On estime à 700 mégawatts (MW) la production de secours actuelle en Afrique subsaharienne, ce qui représente plus de 20 % de la capacité installée. Le coût total varie entre 0,5 % du PIB au Gabon et 4,3 % en Sierra Leone.

Tableau 4.1.Production de secours d’électricité en Afrique subsaharienne
PaysDateDurée du contratCapacité de

production de

secours
Pourcentage

de la capacité

installée totale
Coût annuel

estimé en %

du PIB
Angola20062 ans15018,11,04
Gabon143,40,45
Ghana20071 an805,41,90
Kenya20061 an1008,31,45
Madagascar2004Plusieurs années5035,72,79
Ouganda20062 ans10041,73,29
Rwanda20052 ans1548,41,84
Sénégal20052 ans4016,51,37
Sierra Leone20071 an20133,34,25
Tanzanie20062 ans18020,40,96

Les récentes crises sont le symptôme d’un malaise plus profond, dont il faut comprendre et traiter les causes. Quatre paradoxes sont à la base des défis complexes auxquels il faut faire face: énergie abondante mais électricité rare; prix élevés mais coûts encore plus élevés; réformes généralisées mais inefficaces; dépenses élevées mais financements insuffisants.

Paradoxe 1: Énergie abondante mais électricité rare

Par une ironie du sort, l’Afrique subsaharienne est richement dotée de sources d’énergie renouvelables et épuisables. Actuellement, par exemple, elle n’exploite que 8 % de son potentiel hydroélectrique brut, qui atteint 3,3 millions de gigawatts/heure (gWh) par an. Les pays du golfe de Guinée détiennent 4,9 % des réserves prouvées de pétrole dans le monde (environ 60 milliards de barils) et 7,8 % de celles de gaz naturel (environ 400 milliards de mètres cubes); si on le convertissait en électricité, le gaz naturel brûlé par les torchères pendant la production de pétrole pourrait à lui seul couvrir une partie importante des besoins d’électricité en Afrique. L’Afrique du Sud est riche en charbon; l’Afrique du Sud, le Botswana et le Zimbabwe détiennent 5,6 % des réserves prouvées de ce minerai (plus de 50 milliards de tonnes). La vallée du Rift possède un potentiel géothermique significatif.

Toutefois, les ressources énergétiques du continent sont généralement concentrées dans une poignée de pays dont les obstacles physiques et politiques au commerce ne leur permettent pas d’accéder aux centres de demande d’électricité. De plus, leurs économies sont trop petites pour qu’elles puissent développer elles-mêmes leurs ressources. La République démocratique du Congo (RDC), par exemple, représente à elle seule environ 40 % du potentiel hydroélectrique de l’Afrique subsaharienne, et l’Éthiopie 20 %. Or ces deux pays sont éloignés des centres économiques de l’Afrique australe, occidentale et septentrionale, et les milliards de dollars qu’il faudrait investir pour exploiter leur potentiel hydroélectrique dépassent les capacités de leur économie.

En outre, dans la plupart des pays d’Afrique subsaharienne, les marchés de l’énergie sont trop étroits pour profiter des efficiences que donne la production en grande quantité. Grâce à la technologie actuelle, c’est à partir de 400 MW environ que l’on peut réaliser le total des économies d’échelle dans la production thermique; or ce seuil n’est atteint par les réseaux nationaux que dans 14 pays d’Afrique subsaharienne. Dans 14 autres pays, la capacité des systèmes n’est que de 100 MW. Comme les échanges transfrontaliers sont relativement faibles, beaucoup de pays d’Afrique subsaharienne utilisent des modes de production techniquement inefficients (graphique 4.4). En Afrique orientale et occidentale, un tiers environ de la capacité installée consiste en groupes électrogènes diesel. Ces pays ont peu de ressources énergétiques nationales, bien qu’il existe assez d’électricité hydraulique et de gaz dans les pays voisins pour permettre des modes de production beaucoup moins coûteux.

Graphique 4.4.Facteurs influençant le coût de fonctionnement des systèmes électriques d’Afrique subsaharienne

Encadré 4.2.Effets régionaux et économiques de la crise de l’électricité en Afrique du Sud

L’Afrique du Sud est depuis longtemps un important producteur d’électricité à faible coût, grâce à ses abondantes réserves de charbon. C’est de loin le plus grand producteur et consommateur d’électricité de la région, avec plus de 50 % de la production de l’Afrique subsaharienne. Les prix de l’électricité pour les particuliers et les entreprises sont exceptionnellement bas, ce qui a beaucoup compté dans le développement des secteurs d’extraction et de traitement des minerais qui consomment beaucoup d’énergie.

L’offre d’électricité a stagné ces dernières années en Afrique du Sud, alors que la demande continuait d’augmenter avec pour conséquence des pénuries de courant. Les tentatives visant à encourager les investissements du secteur privé dans la production n’ont pas abouti (en partie parce que les bas tarifs de l’électricité dans le pays n’attiraient pas les producteurs indépendants) et ont en même temps provoqué des retards dans les investissements d’Eskom, l’entreprise publique d’électricité. En conséquence, la capacité inemployée (ou «marge de réserve») du système pour faire face aux pointes de la demande a diminué, exposant le pays à des périodes de coupures de courant à répétition, parfois sans guère de préavis.

Il en est résulté des embouteillages massifs avec l’arrêt des feux de circulation, des millions de rands perdus quand les entreprises ne peuvent pas fonctionner et des foyers qui sont régulièrement privés d’électricité pour des périodes pouvant durer 12 heures. La fourniture de courant aux grandes entreprises industrielles a été elle aussi réduite en janvier, provoquant un arrêt temporaire de la production dans le secteur minier, qui a entraîné une flambée des cours mondiaux de l’or et du platine. L’Afrique du Sud exporte environ 5 % de sa production d’électricité aux pays voisins, comme le Botswana, la Namibie et le Swaziland, qui importent au moins la moitié de leur électricité d’Afrique du Sud. Ces pays ont été affectés par le même régime de coupures à répétition; de plus, certains groupes d’opposition et syndicats d’Afrique du Sud réclament un arrêt total des exportations d’électricité.

La réaction du gouvernement à la crise comporte une série de mesures en vue de gérer la demande à court et à moyen terme jusqu’à la mise en route de nouvelles capacités. Cela impliquera un rationnement de l’électricité, sur le modèle de la politique adoptée par le Brésil face à sa crise de l’énergie en 2001, dans le but de réduire de 12,5 % la demande d’électricité. Les grandes exploitations minières sont déjà limitées à 90 % de leur alimentation normale. Eskom prévoit aussi d’augmenter sa capacité de production de 50 % environ pendant les 9–10 années qui viennent. Les prix de l’électricité vont vraisemblablement monter nettement pendant les prochaines années afin d’aider à financer les investissements (et à diminuer la demande). Toutefois, l’équilibre entre l’offre et la demande risque de rester difficile pendant quelques années.

Source: Clément and Shanaka (2008).

Les conséquences de ce type de production techniquement inefficient apparaissent nettement quand on compare le coût moyen de fonctionnement des divers systèmes d’électricité (graphique 4.4b). En moyenne, les systèmes fondés en majorité sur le diesel ont un coût supérieur de 0,20 dollar/kWh à celui des systèmes fondés sur l’hydroélectricité. De même, le surcoût de fonctionnement pour les pays dont le réseau électrique national est inférieur à 200 MW peut aller jusqu’à 0,30 dollar/kWh celui des pays dont le système est supérieur à 500 MW. Les États enclavés et les îles subissent par rapport aux nations côtières une pénalité supplémentaire sous forme d’un coût beaucoup plus élevé pour l’importation de combustibles fossiles.

C’est pourquoi des pools régionaux d’électricité ont été créés en Afrique centrale (Pool énergétique de l’Afrique centrale—PEAC), en Afrique de l’Est (East African Power Pool—EAPP), en Afrique australe (Southern African Power Pool—SAPP) et occidentale (Échange d’énergie électrique en Afrique de l’Ouest—EEEOA). Ils en sont à des stades de développement divers, sur le plan technique et aussi institutionnel. Le processus politique est beaucoup plus avancé dans le cas de l’EEEOA, car il est appuyé par des accords politiques au niveau des chefs d’État dans le cadre de l’UEMOA. Ces pools, surtout l’EEEOA et le SAPP, ont permis d’importants échanges transfrontaliers de courant. Plusieurs pays, comme le Botswana et le Niger, dépendent de l’électricité importée; d’autres, comme le Mozambique et le Nigéria, sont de gros exportateurs. Toutefois, aucun des pools n’en est encore arrivé au point où ses accords seraient vraiment concurrentiels.

Paradoxe 2: Prix élevés mais coûts encore plus élevés

Les différences de tarifs d’électricité entre les pays d’Afrique subsaharienne sont énormes. Ils vont de pays où le courant est l’un des moins chers du monde (moins de 0,05 dollar/kWh dans les systèmes fondés sur l’hydroélectricité et en Afrique du Sud, où le charbon n’est pas cher) jusqu’à d’autres où il est l’un des plus coûteux (plus de 0,30 dollar/kWh dans des pays à système fondé sur le diesel et enclavés ou insulaires comme Madagascar et le Tchad). Dans l’ensemble, toutefois, les prix moyens paraissent élevés par rapport aux normes internationales, et ils ont augmenté récemment du fait de la hausse des prix du pétrole et du resserrement de l’offre dans le monde. Les recettes moyennes sont passées de 0,07 dollar/kWh en 2001 à 0,13 dollar/kWh en 2005. Dans les pays qui dépendent de systèmes fondés sur le diesel, les recettes moyennes sont passées de 0,08 dollar à 0,17 dollar/kWh.

Pourtant les recettes moyennes dans les pays d’Afrique subsaharienne à système fondé sur le diesel sont loin de couvrir les coûts moyens de fonctionnement qui s’élèvent à 0,27 dollar/kWh (graphique 4.5), bien qu’elles aient fortement augmenté ces cinq dernières années, passant de 0,08 dollar à 0,17 dollar/kWh.

Graphique 4.5.Coûts et recettes de l’électricité par type de système (dollar EU/kWh)

Malgré ces recettes moyennes relativement élevées, la grande majorité des pays d’Afrique subsaharienne arrivent tout juste à couvrir leur coût moyen de fonctionnement (graphique 4.6). La corrélation entre les recettes moyennes et le coût moyen de fonctionnement atteint 90 %, ce qui montre que la couverture du coût est généralement le principe de base dans la détermination du prix. Néanmoins, quand le coût moyen de fonctionnement dépasse 0,20 dollar/kWh, le prix a tendance à se maintenir sous la barre de 45 degrés du graphique 4.6a. On peut en déduire que, par le passé, le coût de l’équipement dans le secteur de l’électricité a été presque entièrement subventionné par l’État.

Graphique 4.6.Recettes moyennes de l’électricité par rapport à divers repères de coût

Pourtant, la comparaison des recettes moyennes et des coûts moyens donne une idée fausse de la couverture des coûts à long terme pour deux raisons essentielles. Premièrement, à cause de graves inefficiences dans la collecte, la recette moyenne collectée par unité d’électricité vendue est nettement inférieure au tarif moyen effectif. Deuxièmement, en raison des graves inefficiences de la technologie de production et de l’évolution croissante en faveur du commerce régional, le coût marginal moyen de l’électricité en Afrique subsaharienne est dans beaucoup de pays un peu plus bas que le coût historique de la production (y compris les coûts d’équipement et de fonctionnement). On obtient donc une image plus fidèle de la couverture des coûts à long terme en comparant le tarif effectif moyen et le coût marginal moyen comme l’indique le graphique 4.6b. Le résultat montre que, dans le cas de nombreux pays (mais certainement pas de tous), même le tarif actuel suffirait à couvrir les coûts si seulement on pouvait collecter toutes les recettes et si le système pouvait évoluer vers une structure de production plus efficiente.

L’existence de fortes subventions en capital accordées dans le passé à ce secteur soulève des questions quant à l’effet redistributif. Dans une étude récente, Wodon et al. (2008), en partant d’enquêtes auprès des ménages, établissent la distribution de ces subventions dans 18 pays d’Afrique subsaharienne. Dans tous, il apparaît que les subventions à l’électricité sont très régressives. Pour la moitié inférieure de la distribution du revenu, 10 % des ménages à peine accèdent à l’électricité. Comme les pauvres sont presque entièrement privés de ce service, ils ne peuvent absolument pas bénéficier directement des subventions (graphique 4.7).

Graphique 4.7.Couverture du système électrique en Afrique subsaharienne

Dans les zones urbaines des pays à faible revenu, près d’un tiers des ménages n’ont pas accès à l’électricité. Or la moitié au moins de la population de ces zones non desservies vit à proximité d’un réseau, ce qui fait supposer que les obstacles du côté de la demande—comme les frais de connexion ou le mode d’occupation du logement—contribuent à limiter l’accès (Banerjee et al., 2008).

Dans les zones rurales des pays à faible revenu, 12 % seulement de la population ont accès à l’électricité, et pour au moins 17 pays le chiffre est inférieur à 5 %. La dispersion de l’habitat rural signifie que l’extension du réseau n’est pas toujours rentable. Une poignée de pays—tout particulièrement l’Afrique du Sud et le Ghana—ont toutefois mis en place avec succès de vastes programmes de construction de réseaux en se fondant sur des entreprises techniquement et financièrement solides et en prêtant une extrême attention à la fixation de prix abordables.

La concentration du service aux échelons à revenu élevé pourrait faire penser qu’il serait possible de recouvrer complètement les coûts. La réalité est plus complexe. Dans les pays à faible revenu d’Afrique subsaharienne, même les ménages du quintile supérieur ont un budget mensuel de seulement 260 dollars EU pour faire vivre une famille qui comprend généralement cinq personnes.

Banerjee et al. (2008) font une estimation des problèmes de prix pour les ménages d’Afrique subsaharienne selon différents scénarios, en supposant une consommation modeste de 50 k Wh/mois. Les factures sont considérées comme abordables si elles n’absorbent pas plus de 5 % du budget du ménage. Si l’on met le prix du recouvrement des coûts à environ 0,25 dollar EU, ce qui est actuellement le cas dans les pays à coût élevé, la facture mensuelle minimale serait de 12 dollars. Or, sauf dans un groupe relativement petit de pays à revenu intermédiaire et de pays à faible revenu un peu moins pauvres (Afrique du Sud, Cameroun, Cap-Vert, Côte d’Ivoire, République du Congo et Sénégal), une partie importante de la population ne pourrait pas payer le tarif de recouvrement. Aujourd’hui, les dépenses d’électricité des ménages sont nettement inférieures à ce niveau (graphique 4.8). Toutefois, si l’on pouvait abaisser le coût à 0,12 dollar/kWh—le coût marginal moyen en Afrique du Sud—, la plupart de la population pourrait payer 6 dollars par mois, sauf dans les pays au revenu le plus faible comme le Burundi, l’Éthiopie, le Malawi, l’Ouganda et la République démocratique du Congo.

Graphique 4.8.Dépenses d’électricité en Afrique subsaharienne

Bien que les ménages représentent 95 % de la clientèle des entreprises d’électricité en Afrique, ils ne fournissent qu’environ 50 % des recettes. Donc le prix pour les consommateurs commerciaux et industriels est tout aussi important pour la couverture du coût. Les recettes moyennes obtenues des clients de courant à tension basse et moyenne semblent similaires, mais les consommateurs de courant à haute tension ne paient qu’environ la moitié. Cet écart de prix n’est pas rare dans le monde. Il traduit le fait que les clients du courant à haute tension n’utilisent pas autant le réseau de distribution et n’entraînent donc pas des coûts aussi élevés pour la compagnie. Toutefois, cela laisse entendre qu’en termes absolus les clients, qu’ils soient résidentiels, commerciaux ou industriels, sont loin de payer un prix qui couvre pleinement le coût. En outre, plusieurs pays d’Afrique subsaharienne vendent depuis longtemps à un prix très favorable l’électricité à des gros clients industriels et miniers comme l’industrie de la fonderie d’aluminium au Cameroun et au Ghana et l’extraction en Zambie. Ces dispositifs se justifiaient initialement comme moyen de verrouiller la demande de charge de base pour soutenir les grands projets de production qui dépassaient la demande immédiate du pays, mais ils deviennent de plus en plus discutables à mesure que la demande augmente et absorbe la capacité.

Étant donné les problèmes des systèmes d’électricité en Afrique subsaharienne, il ne faut pas séparer le recouvrement des coûts et les mesures qui visent à les réduire, à améliorer le paiement des factures et à accroître la fiabilité du système.

Paradoxe 3: Réformes généralisées mais inefficaces

Bien que les pays d’Afrique subsaharienne soient assez en retard par rapport aux programmes de réforme dans les autres régions du monde, ils ont aussi suivi la voie de l’orthodoxie en matière de secteur électrique, qui comporte une législation et une restructuration du secteur pour ouvrir la voie à la concurrence dans la production et à la participation du secteur privé à toute la chaîne de l’offre. En 2006, plus de 80 % des pays d’Afrique subsaharienne avaient voté une réforme du secteur, 75 % avaient fait l’expérience de la participation privée dans l’électricité, 66 % environ avaient privatisé leur compagnie publique, plus de 50 % avaient institué un organisme de réglementation et plus de 30 % avaient des producteurs d’électricité indépendants (graphique 4.9a). Pourtant peu de pays ont adopté toute la gamme des mesures de réforme (graphique 4.9b).

Graphique 4.9.Évaluation de la réforme du secteur de l’électricité

L’absence de résultats a amené à se demander si certains principes et programmes de réforme s’appliquaient à l’Afrique subsaharienne. Il existe une réforme en particulier qui n’a pas été généralement adoptée dans cette région, à savoir la séparation entre la production, le transport et la distribution pour instaurer la concurrence dans la production et l’offre. Dans son examen mondial, Besant-Jones (2006) conclut qu’une restructuration du secteur de l’électricité en vue de susciter la concurrence n’a de sens que dans les pays assez grands pour faire fonctionner plusieurs centrales au-dessus du niveau minimum d’efficience. Or les systèmes sont si petits dans la plupart des pays d’Afrique subsaharienne que cette prescription ne signifie pas grand-chose pour eux. Pourtant, même dans les pays les plus grands où le découplage pourrait fonctionner, on n’a pas beaucoup avancé dans ce sens.

On a enregistré en Afrique subsaharienne près de 60 accords à moyen–long terme en matière d’électricité avec le secteur privé, sans compter les contrats de location pour la production de secours (tableau 4.2). Près de la moitié sont des projets indépendants, dans lesquels la compagnie signe des accords d’achat d’électricité avec le secteur privé pour construire des centrales entièrement nouvelles. Ces installations, où plus de 2 milliards de dollars ont été investis par le secteur privé, ont fourni près de 3.000 MW de capacité nouvelle, ce qui augmente beaucoup la capacité disponible. Une évaluation indépendante conclut que ces projets peuvent être relativement coûteux en raison des choix technologiques, des problèmes d’achat et des dévaluations et qu’ils sont souvent soumis à renégociation (Gratwick and Eberhard, 2007). On ne sait pas bien dans quelle mesure les accords d’achat d’électricité créent des engagements financiers éventuels pour l’État.

Tableau 4.2.Participation privée aux transactions du secteur de l’électricité en Afrique subsaharienne
Type de participation privéePays concernésNombre de transactionsNombre de transactions à problèmeValeur totale des transactions (millions de dollars EU)
Contrat de gestion ou de locationGambie, Gabon, Ghana, Guinée-Bissau, Kenya, Lesotho, Madagascar, Malawi, Mali, Namibie, Rwanda, São Tomé-et-Príncipe, Tanzanie, Tchad, Togo1745
Contrat de concessionAfrique du Sud, Cameroun, Comores, Côte d’Ivoire, Gabon, Guinée, Mali, Mozambique, Nigéria, Ouganda, São Tomé-et- Príncipe, Sénégal, Togo1251.598
Projet indépendantAngola, Burkina Faso, Congo, Côte d’Ivoire, Éthiopie, Ghana, Kenya, Maurice, Nigéria, Sénégal, Tanzanie2422.293
CessionAfrique du Sud, Cap-Vert, Zambie, Zimbabwe4938
Ensemble57114.834
Source: base de données de la Banque mondiale sur la participation privée dans l’infrastructure (2007).Note: On désigne par transactions à problème les projets qui sont actuellement en difficulté ou qui ont été annulés prématurément.
Source: base de données de la Banque mondiale sur la participation privée dans l’infrastructure (2007).Note: On désigne par transactions à problème les projets qui sont actuellement en difficulté ou qui ont été annulés prématurément.

Les autres opérations ont pris la forme de concessions, de locations ou de contrats de gestion portant en général sur l’ensemble du système national. Le taux d’échec a été relativement élevé; près de 30 % des contrats sont en difficulté ou déjà annulés. Toutefois, pour les opérations les plus réussies, les résultats se sont nettement améliorés. Les raisons habituelles de l’échec sont le manque de viabilité financière ou de solvabilité des compagnies—les gouvernements ne veulent pas ou ne peuvent pas ajuster les tarifs pour qu’ils couvrent les coûts ni verser de subventions pour combler la différence—et l’absence d’accès au financement des investissements prioritaires visant à améliorer l’efficience ou à développer le service. Les facteurs qui conditionnent le fonctionnement des participations privées sont donc absents.

Le facteur institutionnel le plus important est peut-être la gouvernance de la compagnie nationale d’électricité. On peut classer les compagnies d’Afrique subsaharienne selon qu’elles sont gérées en vertu de principes commerciaux solides (FMI, 2004a). La notation est fondée sur l’autonomie de gestion des sociétés en ce qui concerne i) la politique du travail, ii) les décisions conformes au marché pour la production et les ventes; leur viabilité financière, mesurée par iii) l’absence de subventions, iv) d’avantages fiscaux et par l’exigence d’être v) rentables et de payer vi) leurs emprunts au taux du marché; leur responsabilité financière, mesurée par la publication vii) de comptes vérifiés et par viii) leur cotation en bourse pour protéger les droits ix) des actionnaires minoritaires.

Ces pratiques de bonne gouvernance ne sont pas courantes dans les compagnies d’Afrique subsaharienne (graphique 4.10), bien que la majorité d’entre elles signalent une certaine liberté en ce qui concerne la politique du travail et que plusieurs puissent prendre elles-mêmes leurs décisions vis-à-vis du marché. Si la plupart indiquent qu’on exige d’elles d’être rentables et de payer leurs emprunts au taux du marché, dans la pratique la grande majorité bénéficient de subventions et d’avantages fiscaux confortables et ne peuvent pas du tout emprunter. Seuls 60 % publient des comptes vérifiés et la cotation en bourse est inconnue. La compagnie type de l’échantillon ne satisfait qu’à environ 50 % des critères (graphique 4.10b).

Graphique 4.10.Caractéristiques de gouvernance des entreprises publiques

La faible gouvernance se traduit par des résultats insuffisants. Pour les compagnies qui fonctionnent bien dans le monde, les pertes du système peuvent ne pas dépasser 10 %; or 70 % des sociétés d’Afrique subsaharienne signalent des pertes de plus de 20 %. De même, les compagnies bien gérées collectent près de 100 % de leurs factures, alors que 40 % des sociétés d’Afrique subsaharienne encaissent moins de 90 % (graphique 4.11).

Graphique 4.11.Distribution des fréquences des indicateurs d’efficience pour le secteur électrique

L’inefficience des compagnies d’Afrique subsahariennne engendre d’importants coûts invisibles. On peut les quantifier (Ebinger, 2006) en comparant les recettes que perçoit une compagnie et celles que percevrait une entreprise idéale qui fixerait ses prix en tenant compte du coût économique total et maintiendrait les pertes de distribution et de collecte au niveau des meilleures pratiques. Dans beaucoup de pays d’Afrique subsaharienne, les coûts invisibles peuvent atteindre 2 % du PIB (graphique 4.12a). Les coûts sont dus pour 50 % environ aux pertes de collecte et pour 30 % aux pertes de distribution (graphique 4.12b). Le bénéfice que l’on peut tirer d’une amélioration de ces résultats est souvent très élevé. La part de la sous-tarification dans ces pertes invisibles est relativement faible, bien qu’elle varie selon le pays.

Graphique 4.12.Coûts invisibles de l’inefficience du secteur électrique

Étant donné l’ampleur des projets, la longueur des délais de démarrage et l’étendue des préparatifs nécessaires pour construire des infrastructures d’électricité, il est crucial de planifier soigneusement l’opération. Toutefois, beaucoup de pays d’Afrique subsaharienne n’ont pas la capacité administrative pour une planification à long terme de ce secteur. Les coupures de courant actuelles dans la région étaient dans une grande mesure prévisibles, mais on n’a pas pris de décisions assez tôt pour les éviter. Même aujourd’hui—malgré les arguments convaincants en faveur du développement de l’électricité—, on manque de projets de production rentables à cause des goulets d’étranglement qui freinent la préparation. Dans une certaine mesure, la planification du secteur électrique est victime du modèle de réforme des années 90 qui insistait sur un développement de l’infrastructure orienté par le marché et sur l’affectation des ressources humaines aux fonctions de réglementation, et non à celles de planification.

Pour bien planifier le secteur de l’électricité, il faut prendre en compte les liens essentiels en amont avec les industries fournissant les combustibles. La sécurité de l’approvisionnement est soumise à des problèmes interdépendants d’infrastructure et d’incitations. Pour les pays qui ont accès au gaz naturel, le manque de capacité des gazoducs et le vandalisme soulèvent des préoccupations croissantes. Au Nigéria, par exemple, ces problèmes ont réduit la quantité de gaz disponible pour la production intérieure d’électricité par les entreprises indépendantes et limité les échanges de gaz au sein de l’EEEOA. L’absence d’incitations dans la tarification du gaz a aussi dissuadé les investissements privés dans l’infrastructure pour recueillir le gaz naturel et dans la construction de gazoducs. Pour les pays qui dépendent du gazole importé, les déficiences des installations portuaires et des transports pèsent lourdement sur les coûts. Le manque de concurrence et de transparence dans l’achat des combustibles augmente aussi les coûts. Le Comité de la concurrence de l’OCDE a pointé les adjudications truquées et les ententes illégales sur le prix du pétrole comme posant des problèmes graves dans plusieurs pays africains.

Paradoxe 4: Dépenses élevées mais financements insuffisants

Les pays d’Afrique subsaharienne dépensent en moyenne 2,7 % du PIB pour l’électricité; un nombre important d’entre eux dépensent plus de 4 % (tableau 4.3). En général plus de 90 % de ces sommes passent par la compagnie publique; moins de 10 % figurent dans le budget de l’administration centrale. Les coûts de fonctionnement absorbent 75 % des dépenses totales. Par conséquent, l’investissement public dans ce secteur est très faible—seulement 0,7 % du PIB en moyenne.

Tableau 4.3.Dépenses consacrées au secteur de l’électricité(En pourcentage du PIB)
TotalAdministration

centrale
Entreprise

publique
Investissement

public
Coûts de

fonctionnement
Moyenne2,720,212,510,672,05
Quartile inférieur1,900,041,830,201,70
Quartile supérieur3,450,363,290,792,65

La contribution de l’aide publique au développement (APD) aux investissements publics dans l’électricité a été modeste, avec une moyenne de seulement 700 millions de dollars EU par an pour la dernière décennie. Le soutien a beaucoup fluctué: parti de quelques centaines de millions par an à la fin des années 90, il a presque atteint 1 milliard de dollars EU par an ces dernières années. Malgré le nombre important de transactions privées, leur valeur n’a été que de 300 millions de dollars par an en moyenne pendant la dernière décennie, et ici encore les flux ont été extrêmement volatils du fait que ces investissements consistent en un versement unique. Ainsi le total des apports extérieurs de capitaux au secteur de l’électricité en Afrique subsaharienne ne représente pas plus de 0,1 % du PIB de la région (graphique 4.13).

Graphique 4.13.Tendances à long terme du financement extérieur pour le secteur de l’électricité en Afrique subsaharienne

Sources: OCDE (2006); Consortium pour les infrastructures en Afrique (2007); base de données de la Banque mondiale sur la participation privée dans l’infrastructure (2007).

Ces dernières années, la Ex-Im Bank de Chine est devenue une importante source de financement pour l’infrastructure d’électricité en Afrique subsaharienne. Entre 2001 et 2006, les engagements pris par la Chine ont été en moyenne de 1,7 milliard de dollars EU par an, soit plus que l’APD et la PPI (participation privée aux infrastructures) combinées, et l’équivalent d’environ 0,2 % du PIB de la région. La plus grande partie du financement chinois a concerné six grands projets hydroélectriques dont la capacité totale de production dépasse 7.000 MW. Quand ces projets seront terminés, ils augmenteront de 40 % la capacité hydroélectrique installée de l’Afrique subsaharienne. La Chine finance aussi une production thermique de 2.500 MW, et l’Ex-Im Bank d’Inde a financé d’importants projets du même type au Nigéria et au Soudan.

De nombreuses analyses économétriques montrent que l’élasticité de la demande d’électricité par rapport à la croissance économique est proche de l’unité. Donc, comme les taux de croissance du PIB en Afrique subsaharienne dépassent en moyenne 5 % par an depuis quelques années, la capacité de production devrait augmenter au même rythme pour suivre la demande. Or, depuis 1980, le taux annuel de croissance de la capacité de production n’a été que de 2,9 % en moyenne.

Une étude récente construit une série de modèles d’optimisation pour chacun des grands pools régionaux de l’électricité afin de simuler les dépenses requises (Econ Analysis, 2008). Le modèle est assez flexible pour prendre en compte des hypothèses différentes sur le niveau des échanges régionaux d’électricité, le rythme de croissance économique, les ambitions des autorités en ce qui concerne l’accès universel et le prix des intrants comme le pétrole et le gaz.

Le tableau 4.4 ci-dessus présente les résultats de base pour un scénario dans lequel on tire un avantage maximum des échanges régionaux d’électricité et où les pays visent un taux d’accès de 35 % d’ici 2015. Chaque année, l’Afrique subsaharienne devrait donc ajouter environ 3.000 MW à la capacité de production et connecter près de 3 millions de nouveaux ménages. Ce scenario coûte 6–7 % du PIB de l’Afrique subsaharienne, soit l’équivalent de 47 milliards de dollars EU par an, partagés à peu près également entre l’investissement et le fonctionnement, 70 % environ du coût étant dus aux besoins de la production. Les dépenses d’électricité sont en moyenne inférieures à 3 % du PIB. L’investissement en représente plus de 50 %, soit l’équivalent d’au moins 2 % du PIB, alors que l’investissement actuel dans le secteur est inférieur en moyenne à 1 % du PIB. Malgré une notable augmentation de l’accès, la masse des dépenses est consacrée à la production.

Tableau 4.4.Besoins annualisés de dépenses pour le secteur de l’électricité jusqu’à 2015(En pourcentage du PIB)
TotalInvestissementsDépenses de

fonctionnement
ProductionTransport et

distribution
PEAC
EAPP4,92,52,43,71,2
SAPP3,82,01,82,31,5
EEEOA
Ensemble16,73,43,34,52,2
Source: base de données du diagnostic des infrastructures nationales en Afrique.

Estimation préliminaire pour l’ensemble de l’AfSS à partir des résultats actuellement disponibles pour le PEAC et le SAPP.

Source: base de données du diagnostic des infrastructures nationales en Afrique.

Estimation préliminaire pour l’ensemble de l’AfSS à partir des résultats actuellement disponibles pour le PEAC et le SAPP.

Les moyennes régionales cachent de grandes disparités entre pays. À mesure que les échanges d’électricité augmentent, le poids de l’investissement pèse de façon disproportionnée sur les pays dotés de ressources abondantes. Dans une poignée de cas, le besoin annualisé de dépenses dépasse 10 % du PIB, surtout à cause de l’investissement dans la production destinée à l’exportation. Les exemples les plus frappants sont l’Éthiopie et la République démocratique du Congo, qui deviendraient toutes deux de grands exportateurs d’hydroélectricité au sein de leurs pools. Le financement ne viendrait pas nécessairement des ressources nationales, mais il pourrait être garanti dans une certaine mesure par les pays importateurs.

Le potentiel d’expansion des échanges transfrontaliers est important. Par exemple, dans le seul Southern African Power Pool, le volume faisant l’objet d’échanges pourrait passer de 45 TWh, chiffre actuel, à 141 TWh par an si l’on exploitait pleinement le potentiel économique de ce commerce.

Le commerce nécessite des investissements dans les interconnexions entre pays, mais il permet aussi des économies importantes grâce à l’accès à des sources de courant moins coûteuses. On peut donc calculer les gains dus au commerce par le taux de rendement des investissements transfrontaliers. Ceux-ci ont été estimés à un chiffre allant de 20 % en Afrique orientale à 167 % en Afrique australe, ce qui, dans les deux cas, dépasse les seuils habituels pour l’investissement public (Econ Analysis, 2008). Même si ces échanges ne représentaient toujours que 8 % de la demande totale d’électricité, certains petits pays pourraient, selon ces scénarios, satisfaire plus de 50 % de leur demande intérieure par des importations.

Les économies réalisées grâce au commerce sur le coût annualisé du secteur électrique sont relativement faibles, avec moins de 10 %, mais les gains qu’obtiendraient les pays en termes de courant moins cher peuvent être substantiels. La plupart des pays abaisseraient leur coût moyen de quelques cents EU/kWh, soit une économie comprise entre 20 et 60 %. Pour une poignée de pays, le coût serait diminué de plus de 60 %, ou 0,10 dollar EU/kWh.

Le principal effet des échanges d’électricité est d’appuyer le développement de projets hydroélectriques plus vastes, qui ne seraient pas viables pour un seul pays. En conséquence, la place de l’hydroélectricité dans le portefeuille de production est supérieure de 10–15 points de pourcentage par rapport au cas où les échanges n’augmenteraient pas. Les capacités hydroélectriques supplémentaires remplaceraient la production à base de gaz naturel en Afrique orientale et à base de charbon en Afrique australe. Elles augmenteraient aussi la part de l’électricité provenant de pays exportateurs comme l’Éthiopie et la RDC. Indépendamment du développement des échanges, toutefois, les grands pays consommateurs d’électricité—Afrique du Sud, Égypte et Nigéria—seraient toujours de loin les principaux producteurs de leurs pools régionaux.

Vers l’avenir

Le secteur de l’électricité en Afrique est caractérisé par un ensemble de paradoxes. Il existe des sources abondantes de courant, des financements publics importants et des efforts de réforme notables. Pourtant, les taux d’accès à l’électricité sont très faibles comparés à ceux des autres régions en développement, les prix sont élevés, et l’alimentation est insuffisante et peu fiable.

Le choix des décisions à prendre pour s’attaquer à ces paradoxes n’est pas évident. Le modèle traditionnel qui prédomine dans le secteur de l’électricité en Afrique subsaharienne—entreprises monopolistes publiques intégrées verticalement—a donné des résultats décevants.

Pourtant, les réformes visant à accroître l’efficience et stimuler la concurrence par la participation du secteur privé n’ont pas souvent apporté les résultats attendus: le découplage est limité, les transactions et les projets échouent souvent, et les investissements supplémentaires ont été minimes.

La leçon qu’il faut tirer est que la réussite de la solution ne dépend pas seulement du modèle adopté. Le secteur de l’électricité en Afrique doit passer à une «économie mixte», caractérisée par une gamme de structures, de réglementations et de technologies adaptées au contexte. Pour réussir, les interventions devront s’attaquer simultanément à plusieurs problèmes pour placer le secteur sur une trajectoire d’amélioration de la gestion, de viabilité financière, d’augmentation des investissements et de progrès du service à la clientèle. Il faut pour cela reconnaître que le secteur de l’électricité présente des caractéristiques quasi monopolistiques—particulièrement dans la distribution par réseau et, dans une moindre mesure, dans le transport—et que les entreprises en place continueront de jouer les premiers rôles dans l’avenir prévisible. Toutefois, les interventions doivent aussi être innovantes et ambitieuses, en partant du principe que la satisfaction des besoins de la clientèle implique une multiplicité de fournisseurs, une viabilité financière et de nouvelles formes d’assistance financière extérieure. Si certaines conditions préalables sont en place—notamment des cadres de réglementation appropriés pour les partenariats publics–privés, des tarifs modifiés et des investissements suffisamment sûrs—, les réformes du secteur peuvent faire beaucoup pour faciliter l’entrée de partenaires privés stratégiques.

En conséquence, il faut partir d’une action soutenue et concertée sur trois priorités stratégiques: i) renforcement de la capacité de production au niveau régional; ii) amélioration de l’efficacité et de la gouvernance des entreprises publiques; iii) expansion de l’accès par un engagement sur l’ensemble du secteur. Ces trois actions sont interdépendantes et doivent être menées ensemble. En effet, les tentatives en vue de stimuler la production et les échanges régionaux échoueront si les entreprises publiques, qui resteront des acteurs essentiels du secteur, restent inefficientes et insolvables. L’expansion des systèmes de distribution sans que l’on prenne de mesures pour s’attaquer aux pénuries de production et pour améliorer la capacité de transport serait évidemment futile. Se concentrer exclusivement sur la réforme des entreprises publiques serait inutile si l’on ne faisait pas des investissements substantiels à long terme dans la production et l’accès pour améliorer le service et rendre les entreprises viables. En résumé, il faut mener du même pas ces actions prioritaires. D’autre part, le temps nécessaire pour que ces actions donnent des résultats est si long qu’elles devront être complétées par des mesures à court terme, y compris de gestion de la demande (par exemple la mise en place d’ampoules à basse consommation) et de programmes de réduction des pertes (comme l’amélioration de la collecte des factures et les initiatives visant à lutter contre les vols d’électricité).

Renforcement de la capacité de production au niveau régional

La première priorité stratégique consiste à s’attaquer de front au déficit de capacité de production. Les ressources considérables de l’Afrique en hydroélectricité, gaz et charbon restent sous-exploitées. Le meilleur moyen de renforcer la production pour le coût unitaire le plus bas est de mettre en place une nouvelle génération de projets de grande envergure. La première vague pourrait comprendre des projets comme Inga III en République démocratique du Congo, qui devrait augmenter la capacité d’environ 3.800 MW, la centrale à gaz de Temane au Mozambique (750 MW), la centrale hydroélectrique Gilbe Gibe III en Éthiopie (1.800 MW) et le développement de la capacité utilisant le gaz du Nigéria. Toutefois, les pays à eux seuls n’ont pas assez de capital, ni même une demande d’électricité suffisante, pour se lancer dans ces vastes projets. Il faut une démarche de financement fondée sur la consommation régionale, dans laquelle se conjuguent la participation du secteur privé et l’apport des donateurs.

Il ne sert à rien d’accroître la capacité de production si l’on ne peut pas amener le courant aux utilisateurs. C’est ici que les pools d’électricité régionaux jouent un rôle crucial. Tous les pools connaissent les mêmes problèmes que posent la remise en état et le développement de l’infrastructure de transport transfrontalière pour augmenter les échanges, et l’harmonisation des réglementations et des accords de fonctionnement. Il est tout aussi important de mettre en place des mécanismes de marché pour que l’on puisse tarifer l’énergie supplémentaire issue des grands projets et l’allouer de façon efficiente et équitable (par exemple grâce à des dispositifs de pools concurrentiels). Même si les projets de production régionale de grande envergure sont convaincants du point de vue économique, ils peuvent susciter des problèmes politiques délicats. En effet, les gains tirés des échanges sont beaucoup plus grands pour certains pays que pour d’autres, et le souci d’autosuffisance a souvent plus de poids politique que l’accès à une électricité peu coûteuse. Il faut s’attaquer à ces facteurs au début du développement du projet.

Les grands programmes d’énergie régionaux entraînent d’énormes besoins de financement. Les dépenses en capital pour Inga III, par exemple, sont estimées à 4–5 milliards de dollars EU. Cela dépasse la capacité de financement concessionnel des partenaires du développement, même après de fortes augmentations de l’aide. La participation privée sera donc essentielle. Pourtant, il y a eu peu d’investissements privés dans des projets d’énergie qui ont réussi en Afrique, et de nouveaux capitaux privés ne vont pas apparaître uniquement parce que les besoins de financement sont importants. Il faut prendre en compte les leçons tirées des échecs, car l’investissement privé n’ira que là où le bénéfice est manifestement supérieur au risque. À cet égard, les grands projets régionaux de production présentent plusieurs avantages:

  • Les gros investissements bénéficient d’économies d’échelle: pour un chiffre donné de capacité de production, le coût total (conception, ingénierie, biens d’équipement, travaux publics, protection et autres) pour une grande centrale est plus bas que pour plusieurs petites centrales dont la capacité totale serait la même. Toutes choses égales d’ailleurs, les investissements dans des projets importants ont donc plus de chance d’être rentables.

  • Les investissements porteraient principalement sur des projets de production isolés qui présentent moins de risques comparés aux investissements dans des entreprises verticalement intégrées dont il est beaucoup plus difficile d’évaluer les aléas en matière de fonctionnement et de réglementation (inefficience de l’organisation, manque de transparence financière, dispersion géographique du personnel et des installations, risques de gouvernance, interventions politiques et autres aléas éventuels comme la fragilité du cadre juridique).

  • On admet de plus en plus que l’on ne peut pas investir dans une nouvelle capacité de production sans prendre en compte les autres efforts accomplis dans le secteur. Les capitaux viendront plus facilement si les autres questions—structures tarifaires, accords d’achat de courant et interconnexions fiables—ont déjà été réglées. Les entreprises bien gérées arriveront à dépasser le stade de la seule couverture des dépenses de fonctionnement pour passer à celui de l’expansion du système, ce qui donnera plus de viabilité à l’ensemble du secteur. Les bailleurs de fonds du secteur public comme la Banque mondiale font aussi preuve de plus d’agilité dans l’utilisation des outils qui visent à attirer le secteur privé, comme les instruments d’atténuation du risque.

On constate déjà des signes encourageants montrant que le renforcement de la capacité au moyen de grands projets menés par le secteur privé s’accélère. Un exemple marquant est celui de la centrale hydroélectrique privée Bujagali de 250 MW en Ouganda, soutenue par des garanties du Groupe de la Banque mondiale et financée par un consortium privé. Dans le même temps, les projets régionaux ambitieux présentent sans aucun doute des risques techniques, financiers et politiques, et il faudra continuer à les compléter par des investissements à l’échelle nationale.

Amélioration de l’efficacité et de la gouvernance des entreprises publiques

Les lacunes dans le fonctionnement du secteur électrique sont directement responsables d’une grande partie des résultats médiocres analysés dans ce chapitre. Pour remédier à ces déficiences, il faudra des améliorations du cadre réglementaire et tarifaire au niveau du secteur, ainsi qu’une meilleure gestion des entreprises.

L’absence de politique et de planification stratégiques pour le secteur de l’électricité au niveau de l’administration centrale est une faiblesse grave. Les interventions ont été fragmentaires et n’ont pas fait l’objet d’une démarche intégrée; par exemple, beaucoup de pays se sont concentrés sur la production sans investir pour rendre efficaces le transport et la fourniture du courant. Un plan bien conçu pour le secteur permettra aux gouvernements de dépasser le stade du «dépannage» qui les a empêchés de se préparer aux chocs exogènes, comme la sécheresse ou la hausse du prix du pétrole.

La viabilité financière des entreprises en place—donc leur solvabilité et leur accès aux capitaux privés nationaux et internationaux—est essentielle pour le développement global du secteur. Il faut pour cela que les recettes permettent au moins de couvrir les coûts de fonctionnement et, dans l’idéal, une partie du coût du financement. Cela signifie que, dans bien des cas, il faudra ajuster progressivement les tarifs jusqu’à des niveaux qui permettent d’atteindre ces objectifs, tout en tenant compte des besoins des ménages pauvres et de leur capacité à payer. L’ajustement des tarifs a pour corollaire la nécessité de réduire notablement le coût de fonctionnement pour alléger la charge financière qu’impose aux consommateurs la volonté de couvrir les coûts. Il faut mettre en œuvre des programmes d’efficience opérationnels afin de réduire les taux élevés de perte dus à des raisons techniques, non techniques (vols d’électricité) et aux impayés. Ces programmes peuvent comporter un renforcement des capacités et une assistance technique visant à améliorer la gestion, les pratiques commerciales et la planification. Les domaines d’action prioritaires sont l’amélioration de la gestion de la charge (pour que l’offre corresponde mieux aux besoins des clients prioritaires), les initiatives de lutte contre le vol et l’augmentation de la collecte des recettes (par une meilleure utilisation des compteurs et par des services à la clientèle mieux gérés). On peut aussi abaisser les dépenses d’équipement en utilisant des normes technologiques moins coûteuses, comme le font le Mali et la Guinée. Entre autres innovations, on ajuste les normes de conception technique en fonction des exigences moins strictes des systèmes à faible charge, on utilise au mieux les matériaux fournis par les communautés (comme les poteaux en bois fabriqués localement), et l’on utilise des employés et des contremaîtres recrutés sur place.

Dans le passé, les tentatives d’améliorer la gestion des sociétés était trop centrées sur les questions techniques en oubliant la gouvernance et la responsabilité. Or les pratiques de bonne gouvernance dans les sociétés de service public en Afrique subsaharienne brillent souvent par leur absence. La transparence et la responsabilisation dépendent de systèmes solides de gestion financière, d’achat et d’informatique de gestion. Il faut, par exemple, vérifier et publier les comptes financiers, utiliser des systèmes de comptabilité fondés sur les coûts, qui permettent une séparation fonctionnelle, et bien comprendre la notion de centre de coût. Il faut aussi accroître la surveillance et la transparence par une meilleure gouvernance de l’entreprise (par exemple en réformant le mode de nomination des cadres dirigeants, en exigeant la révélation des conflits d’intérêts et en rendant les méthodes de recrutement plus transparentes et plus efficaces). Beaucoup d’organismes de réglementation de l’énergie récemment créés en Afrique subsaharienne peuvent jouer un rôle important dans ce domaine, même en l’absence de participation privée. Il faut aussi des réformes dans certains pays pour garantir que les décisions commerciales seront libres de toute intervention de l’État.

Dans la pratique, même avec des tarifs judicieux, des coûts de fonctionnement réduits et une meilleure gouvernance, le fait que, d’une part, les équipements coûtent cher et demandent beaucoup d’entretien et que, d’autre part, même les ménages relativement à l’aise ne peuvent pas payer tout le coût de l’extension du réseau national signifie que l’on ne peut pas encore couvrir toutes les dépenses en Afrique. Les subventions en capital resteront souvent nécessaires, qu’elles viennent des gouvernements ou des donateurs. Les gouvernements doivent donc pouvoir exposer, dans leur cadre de politique stratégique, les avantages économiques des subventions au secteur, ainsi que la marche à suivre pour arriver à couvrir complètement les coûts. Ils doivent aussi reconnaître que certains ménages connectés au réseau ne peuvent même pas payer les coûts variables du service; des subventions de secours soigneusement ciblées et calibrées constituent peutêtre un élément vital de la stratégie dans ce secteur.

Expansion de l’accès par un engagement sur tout le secteur

Le fait que l’électricité n’est souvent pas accessible aux groupes à faible revenu signifie que ceux-ci ne bénéficient pas des financements de l’État ou de l’extérieur. Du point de vue de la société, de la réduction de la pauvreté et de la politique, il est donc impératif d’accroître l’accès. Pourtant, le financement de l’extension de l’accès pour les ménages à faible revenu imposera une contrainte supplémentaire à la viabilité financière du secteur de l’électricité.

Pour résoudre ce dilemme, il faudra augmenter nettement le financement concessionnel des partenaires du développement pour les programmes d’accès, en plus des hausses de tarif et des réductions des coûts de fonctionnement. Étant donné l’ampleur des investissements nécessaires, il est crucial d’adopter une démarche systématique pour la planification et le financement des nouveaux investissements. La méthode actuelle de financement des projets au coup par coup par les partenaires du développement a eu pour résultats une planification fragmentaire, des flux financiers volatils et incertains et une duplication des efforts. Un engagement sur tout le secteur dans des programmes pluriannuels d’expansion de l’accès soutenus par des partenaires multiples dans le cadre d’une stratégie nationale cohérente canalisera les ressources d’une façon plus durable et plus économique vers le sous-secteur de la distribution. Une action coordonnée de la part des partenaires du développement diminuera aussi le coût unitaire de l’expansion de l’accès et créera de nouvelles sources de demande qui renforceront les arguments en faveur de vastes projets de production à l’échelle supranationale.

Comme, dans de nombreux pays, il faudra encore des décennies pour arriver à une électrification universelle, il est également important que la programmation de l’ensemble du secteur garantisse que les bienfaits de l’électrification touchent les ménages les plus pauvres, particulièrement dans les zones rurales les plus reculées. Comme l’extension du réseau n’est souvent pas rentable pour les populations dispersées, on pourrait se tourner vers des systèmes hors réseau fondés sur des technologies renouvelables innovantes. Par exemple, les lanternes solaires peu coûteuses sont un produit de consommation qui pourrait être accessible et abordable pour les populations rurales, et l’initiative «Éclairer l’Afrique» soutient le développement de ce marché. L’électrification par panneaux solaires des dispensaires et des écoles qui fournissent des services publics essentiels aux communautés à faible revenu constitue un autre moyen de leur apporter directement les bienfaits de l’investissement dans l’électrification.

Enfin, il est essentiel de reconnaître que la plupart des mesures décrites ci-dessus sont orientées à moyen terme et ne peuvent donc pas être mises en œuvre du jour au lendemain. À mesure que les bons résultats économiques feront monter la demande d’électricité, beaucoup de pays d’Afrique subsaharienne continueront à faire face à un équilibre très délicat entre la demande et l’offre dans les prochaines années. Il est donc crucial que les efforts à long terme visant à remédier aux causes structurelles sous-jacentes de la crise actuelle de l’électricité en Afrique subsaharienne soient complétés par des mesures à court terme afin d’atténuer l’impact économique et social des pénuries de courant. L’expérience récente de pays comme le Brésil montre que des mesures bien conçues de gestion de la demande (par exemple un système de quotas sensible aux signaux des prix, couplé avec une campagne publique d’efficience énergétique) peuvent faire beaucoup pour réduire la demande de pointe, ce qui limite nettement le rationnement de l’électricité et n’impose qu’un coût relativement bas à l’économie et à la société.

Note: Ce chapitre a été rédigé par le Département du développement durable pour la région Afrique de la Banque mondiale. L’équipe comprenait Vivien Foster, Tjaarda Storm van Leeuwen, Cecilia Briceno-Garmendia, Daniel Camos, John Gabriel Goddard, Rob Mills et Karlis Smits. Les recherches s’inspirent du diagnostic des infrastructures nationales en Afrique (AICD), programme de connaisances à multiples parties prenantes appuyé par le Consortium pour les infrastructures en Afrique. L’AICD comportera un examen beaucoup plus détaillé du secteur de l’électricité qui sera publié plus tard en 2008. Le présent travail représente l’opinion des auteurs. David Dunn (FMI) leur a apporté sa contribution.

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