En Afrique, les besoins en électricité sont réels alors que, à l’échelle d’un pays, les financements sont limités. Le secteur privé pourrait investir dans la production d’électricité, en particulier là où il est le plus puissant – dans le secteur de l’extraction des ressources naturelles. Les compagnies minières disposent de fonds, sont des acheteurs crédibles, ont besoin d’énergie – elles ont donc tout intérêt à favoriser la production privée d’électricité.

Pour atteindre les Objectifs du Millénaire pour le développement, les besoins de l’Afrique en investissements consacrés aux infrastructures s’élèveraient à près de 93 milliards de dollars par an. Environ 44 % de cette somme seraient consacrés au seul secteur de l’électricité. Compte tenu des problèmes récurrents relatifs à la sécurité énergétique, il est nécessaire de diversifier en Afrique subsaharienne les sources de production d’électricité. Le total de la puissance installée de la région se situe actuellement autour de 70 gigawatts (GW), dont environ 60 % sont produits par l’Afrique du Sud.

Bien que le secteur public bénéficie encore d’une position dominante, le secteur privé gagne du terrain. Le rôle des producteurs indépendants d’électricité a été pleinement reconnu, par exemple en Afrique du Sud où le Programme d’achat auprès de producteurs d’électricité indépendants à partir d’énergies renouvelables a été mis en place. C’est aussi le cas au Nigeria – où les onze sociétés de distribution et les six sociétés de production de la Power Holding Company of Nigeria ont été privatisées. Il est probable que cette tendance se poursuive dans les autres pays africains qui présentent un déficit en électricité.

Le potentiel non exploité de la RDC

À l’instar de nombreux autres pays africains, la République démocratique du Congo (RDC) bénéficie d’un énorme potentiel hydroélectrique. Le bassin versant du fleuve Congo pourrait théoriquement produire 100 GW. Pourtant, moins de 9 % des habitants de la RDC ont accès à l’électricité – un chiffre qui descend à 1 % dans les zones rurales. Le pays n’a développé et installé que 2,4 GW – dont seul 1,2 GW est actuellement disponible. Dans la région du Katanga, les compagnies minières s’approvisionnent en électricité auprès de la centrale hydroélectrique d’Inga, malgré 19 coupures par mois en moyenne. Les mines ont besoin de 900 mégawatts (MW) supplémentaires pour fonctionner. En raison des fréquentes coupures de courant, environ 40 % des sociétés en RDC possèdent et utilisent des groupes électrogènes comme source d’électricité – ce qui entraîne des coûts de fonctionnement plus élevés, en particulier dans les mines.

La puissance installée de la RDC n’est donc actuellement opérationnelle qu’à 48 % et la demande en électricité des compagnies minières reste soutenue. Selon les prévisions, le secteur minier de la RDC devrait progresser au rythme annuel de 13,7 % jusqu’à 2015. À cette date, celui-ci devrait avoir doublé de taille par rapport à 2010. La demande en électricité sera donc certainement plus importante, dans un pays où elle est consommée à 85 % par des utilisateurs de courant haute tension – notamment les compagnies minières.

La majorité des centrales hydroélectriques existantes se situent dans la partie sud de la RDC, où elles produisent 467,2 MW. Les mines et les compagnies minières sont réputées solvables et disposent de flux de trésorerie fiables en dollars. Leurs besoins importants en électricité signifient qu’il y aura, sur les capacités de base des projets électriques indépendants, des opportunités de contrats de rachat sur le long terme à saisir. Leur engagement apporterait une certaine confiance aux prêteurs potentiels, qui demandent généralement des garanties à la société mère. Un producteur d’électricité indépendant pourrait apporter aux compagnies minières une sécurité d’approvisionnement non négligeable – et limiterait la dépendance aux groupes électrogènes. Alors que le diesel devrait atteindre près de 3,82 dollars le gallon (0,84 dollar le litre) en 2014 (EIA, 2013) et compte tenu de la situation actuelle du marché, tout projet de production d’électricité que les compagnies de minerai et de charbon décideraient de développer serait aisément justifiable d’un point de vue économique.

Cependant, plusieurs facteurs affectent souvent la capacité d’un pays à résoudre ses problèmes d’électricité – notamment, en premier lieu, une marge de manœuvre financière limitée. Le développement potentiel des projets de production d’électricité comme celui d’Inga III (d’une puissance de 4,8 GW) contribuerait à y remédier, à l’heure où l’Afrique du Sud s’apprête à acheter environ 2,5 GW de cette capacité de production à venir. Pourtant, les besoins en investissement se mesurent en milliards de dollars. Quelles mesures devrait prendre la RDC – et, par extension, tout autre pays africain – pour réaliser cet investissement au cours des dix prochaines années ? Étant donné la taille de l’économie de la RDC – le PIB devrait selon les estimations atteindre 23,9 milliards de dollars en 2014 (FMI, 2013) –, il sera difficile de financer des infrastructures électriques sur les seules finances publiques. Le secteur bancaire intérieur a peu de liquidités et des niveaux d’activité insuffisants pour soutenir des investissements de cette taille : les 20 banques accréditées de la RDC disposent actuellement d’un niveau de liquidité et de prêts de maturité insuffisante pour des financements de projets à long terme. Le fait que la RDC ne soit évaluée par aucune des quatre agences de notation n’aide en rien et il en résulte que les prêts consentis par les banques commerciales se feront probablement sur le court terme.

Les producteurs d’électricité indépendants : la solution la plus appropriée ?

La rénovation des anciennes centrales hydroélectriques et le développement de nouvelles unités sont urgents pour satisfaire les besoins actuels d’électricité, par exemple au Katanga. Pour apporter une solution à leurs problèmes, les compagnies minières pourraient unir leurs efforts pour travailler en collaboration avec la Société nationale d’électricité (SNEL), le producteur local d’électricité. Si l’on tient compte du potentiel hydroélectrique élevé et du risque limité que présentent les contrats d’achat d’électricité signés avec des compagnies minières de premier plan, les producteurs d’électricité indépendants pourraient constituer une partie de la solution.

Pour développer des projets de production privée d’électricité dans des pays comme la RDC, il faut prendre en compte plusieurs facteurs. Face à un sentiment d’incertitude politique, les prêteurs potentiels demanderont probablement des garanties auprès des autorités publiques ou de la société mère de l’entité acheteuse. La relative stabilité dans le sud de la RDC et la solidité du secteur minier devraient néanmoins conforter les investisseurs et les prêteurs au Katanga – en particulier s’il s’avère possible de faire appel aux garanties partielles du risque de la Banque mondiale. Dans le cas de la RDC, il est possible que les compagnies minières soient amenées à contribuer au financement des coûts de développement, en échange, peut-être, d’une réduction des tarifs à long terme. D’autres éléments sont néanmoins à prendre en considération. Compte tenu de la probabilité de la multiplicité des actionnaires dans la plupart des projets indépendants de production d’électricité africains, on considère souvent qu’un montage en  financement de projet est la structure de financement optimale. En outre, on peut prévoir qu’un projet de production d’électricité de ce type sera financé par un large éventail de prêteurs, y compris des banques africaines et internationales ainsi que des agences de crédit export, avec pour conséquence une évaluation de la solvabilité et des taux de couverture de la dette du producteur indépendant d’électricité. Le choix de la société chargée de l’ingénierie, de la passation des marchés et de la construction peut en outre avoir un impact sur l’éventail de prêteurs. Une société  originaire d’un pays disposant d’une banque publique de développement et/ou d’une agence de crédit export pourrait donner à l’IPP accès à des sources de financements plus larges ou à des mécanismes de garantie. En général, les agences de crédit export proposent une couverture du risque politique allant jusqu’à 100 % – et jusqu’à 85 % en ce qui concerne le risque commercial. Une banque commerciale telle que Standard Bank, capable de fournir à la fois des services de levée de fonds, de conseil financier et de structuration de dette, pourrait alors apporter à l’agence de crédit export la garantie complémentaire sur le risque commercial.

Les risques potentiels de transport constituent également une source de préoccupation. En RDC,  des problèmes d’entretien nuisent à l’efficacité du réseau de transport électrique du pays, qui affiche des pertes d’environ 60 %. Cette situation est analogue à celle de nombreux autres pays africains. Enfin, sur de nombreux marchés de l’électricité africains, les tarifs déconnectés des coûts de production sont souvent considérés comme une contrainte commerciale. En RDC, le tarif moyen actuel de l’électricité se situe à environ 0,04 dollar par KWh (Africa in Fact, 2012), soit un niveau très inférieur au tarif qu’il conviendrait d’appliquer. Sachant qu’en règle générale, les investisseurs demandent  que le tarif soit calculé sur la base d’un coût normalisé de l’énergie1, la mise en place d’un paiement de capacité2 semble la mesure la plus appropriée. Par ailleurs, le coût normalisé prend généralement en compte le coût moyen pondéré du capital du promoteur et l’inflation du pays – l’indice des prix à la consommation devant augmenter en RDC d’environ 8 % en 2014 (FMI, 2013). Cela permet de déterminer le prix minimal de l’électricité à partir duquel un projet de production génère des recettes suffisantes pour couvrir ses coûts tout en assurant un retour suffisant pour les investisseurs.

Certaines banques commerciales disposent de l’expérience et du savoir-faire nécessaire pour élaborer et financer de grands projets électriques en Afrique, notamment en RDC. Si les efforts des compagnies minières et de SNEL devaient aboutir au Katanga, alors les bénéficiaires ne seraient pas seulement les mines elles-mêmes, mais également la population dans son ensemble. En effet, l’industrie locale et la population en général disposeraient d’un surplus d’électricité, ce qui stimulerait l’économie. Les compagnies minières ont là l’opportunité de jouer un rôle favorable à ce développement, à la fois en tant qu’acheteurs potentiels d’électricité et en tant que promoteurs de projets de production d’électricité sur de nombreux marchés de l’électricité en Afrique.

Au cours des dix dernières années, six des dix pays du monde qui connaissaient le développement le plus rapide étaient africains – un phénomène qui s’explique en partie par l’explosion du marché des matières premières. La demande d’électricité devrait continuer d’augmenter à court et moyen terme du fait de la nécessité, pour les BRIC, d’accéder aux ressources que détient l’Afrique. L’importance des besoins en électricité et la dimension des investissements requis limitent de fait le nombre de projets de production d’électricité pour lesquels un financement interne au pays est envisageable. Le secteur privé pourrait détenir une partie de la solution, en particulier là où il est le plus solidement implanté – c’est-à-dire dans le développement et l’extraction des ressources naturelles. Les compagnies minières disposent de capitaux, sont de fait des acheteurs crédibles ; ils pourraient favoriser la réalisation de projets de production d’électricité indépendants. Dès lors, une région riche en ressources naturelles comme le Katanga ne constitue-t-elle pas un site idéal pour s’engager sur cette voie ? Plusieurs projets de production d’électricité développés par le secteur privé devraient être mis en exploitation au cours des années à venir en Guinée Conakry, au Mozambique, au Ghana, en Afrique du Sud, en Zambie etc. Leur développement doit constituer une priorité absolue pour les décideurs nationaux. La vitesse de réalisation de ces projets passe par un dialogue constructif avec le secteur minier africain – actuellement en plein essor.

Notes de bas de page

¹ Le coût normalisé de l’énergie est une évaluation économique du coût d’un système de production énergétique qui comprend l’ensemble des coûts tout au long de sa vie : investissement initial, fonctionnement et entretien, coût du combustible et coût des capitaux.
² Les paiements de capacité ont pour objectif, entre autres, de fournir au producteur des revenus permettant de couvrir les coûts des capitaux, ce qui comprend un taux de rendement normal, ainsi que les coûts fixes de fonctionnement et d’entretien.

Références / Africa in Fact, 2012. Les pannes de courant en Afrique : un frein à la croissance. The Journal of Good Governance Africa. Numéro 4, septembre 2012. Johannesburg, Afrique du Sud. // Energy Information Administration, 2013. Perspectives à court terme dans les secteurs de l’énergie et des carburants de chauffage. Etats-Unis. Octobre 2013. // Fonds monétaire international, 2013. Perspectives de l’économie mondiale Espoirs, réalités, risques. Études économiques et financières mondiales. Washington, DC. (États-Unis). Avril 2013. // Fonds monétaire international, 2013. Country Report No. 13/94. Washington, DC. USA. Avril 2013.

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