A côté des projets d’approvisionnements d’énergie organisés et contrôlés par la puissance publique, se sont développés en Afrique, en parallèle, de nombreux projets indépendants de fourniture d’énergie. La mise en place de réformes sectorielles favorisant la part des énergies renouvelables a facilité l’émergence de ces projets visant, en priorité, l’autoconsommation des clients privés. En palliant en partie les insuffisances financières des sociétés publiques, ces opérations contournent certaines difficultés inhérentes au Continent. Mais les Etats se doivent d’adopter et respecter de bonnes pratiques.

Beaucoup de pays d’Afrique éprouvent de sérieuses difficultés à financer eux-mêmes leurs besoins en énergie. Ainsi, la quasi-totalité des compagnies africaines d’électricité ne disposent pas, par exemple, de la notation dite « investment-grade » et, par conséquent, ne peuvent lever de la dette à des taux acceptables pour financer leurs projets énergétiques.

Les projets portés par les entreprises publiques en charge de la fourniture énergétique connaissent aussi certaines limites. La lenteur du développement des projets et les incertitudes sur les engagements de l’Etat à acheter des volumes d’énergies – structurant pour le financement – a donc conduit certains pays d’Afrique à confier la production d’énergie à des acteurs privés.

Développement des IPPs en Afrique

Capitalisant sur les vastes capacités solaires, éoliennes ou hydrauliques du continent africain, de nombreux industriels se sont tournés vers des projets privés de type IPPs (« Independent power projects » dans le jargon des praticiens), pour servir, en priorité, leurs propres besoins et déverser sur le réseau le solde énergétique produit. Variable selon les pays, ce type de régime dit de production  indépendante à des fins d’autoconsommation a pu se développer par le relèvement des seuils de production autorisés.

Cette évolution a été permise grâce aux nombreuses lois sectorielles dont l’Afrique s’est munies ces dernières années, à l’instar de la loi 13-09 au Maroc 1. Dans le Royaume chérifien, le régime de production est ainsi ouvert pour les projets ne dépassant pas une puissance installée de 50MW et sont soumis à l’autorisation du ministère de l’Energie. L’éventuel excédent de production doit être vendu exclusivement à l’ONEE (Office national de l’électricité et de l’eau potable). Une convention de transport et une convention de raccordement (pour l’injection de l’éventuel excédent d’énergie) devant être conclus entre le producteur indépendant et l’ONEE.

D’autres facteurs ont permis le succès de ces projets IPPs en Afrique : la libéralisation (au moins partielle) du secteur de l’énergie, l’accroissement de la demande énergétique et la mise en place de financements ad hoc, soutenus par des garanties étatiques en termes d’achat du productible.

En matière de financement, les organismes d’aide au développement et des institutions de développement internationales (DFIs) ont joué  un rôle important, à côté des financements étrangers, au premier rang desquels figurent les prêteurs chinois concessionnels et les investisseurs privés. On estime d’ailleurs que la contribution au financement des projets énergétiques atteignait environ 14 milliards de dollars en 2014. La grande majorité des financements provenant de prêts concessionnels accordés par la China Exim Bank.

Des réformes structurelles bienvenues

La participation du secteur privé au financement des projets est donc une opportunité à ne pas rater. Or, les Etats africains contrôlent dans leur majorité le secteur énergétique ; la présence d’une entité publique unique reste la norme dans un environnement largement non dérégulé. C’est le cas au Bénin, au Burkina Faso, au Congo, au Gabon, en Guinée, au Mali ou au Niger, pour ne citer que les pays situés dans la zone franc. Pourtant, un certain nombre de pays ont engagé à partir des années 1990 des réformes structurelles visant à déréguler partiellement le monopole vertical des « utilities ». Le premier étant l’Afrique du Sud, suivi par le Ghana, le Nigeria, l’Ouganda ou encore le Kenya. Une troisième catégorie de pays n’a pas remis en cause ce monopole tout en adaptant la législation aux structures de type IPPs : l’Angola, le Cameroun, la Côte d’Ivoire, Madagascar, le Maroc, l’Ile Maurice, le Sénégal ou le Togo. Dans cette dernière catégorie, il n’est d’ailleurs pas rare de voir les entités publiques prendre une participation dans les sociétés de projet dédiées aux IPPs générant ainsi un marché hybride avec des questions complexes de gouvernance. Si, de ce point de vue, l’existence d’autorités indépendantes de régulation peut être vue comme un garde-fou susceptible de rassurer les investisseurs, cette condition n’est pas nécessairement impérative.

Si les réformes structurelles ont incontestablement favorisé la gouvernance du secteur de l’énergie et l’établissement d’un environnement favorable pour les IPPs, la présence d’acheteurs privés d’électricité se généralise dans un contexte d’incurie financière des organismes publics. Encore faut-il que les besoins industriels existent ! La question peut se poser par exemple pour Madagascar. En effet, de nombreux projets hydroélectriques ont été lancés par la JIRAMA, la compagnie publique d’eau et d’électricité. Or, le cumul des puissances installées des projets de barrage ne pourrait pas, en l’état, faire l’objet d’engagements fermes et crédibles d’achat d’énergie par une société publique en grande difficulté financière. Même en se tournant vers le secteur privé, il n’est pas certain que les besoins actuels suffisent à combler ce déficit d’achat. C’est un paradoxe, pour l’Afrique, de souffrir d’un manque de clients solvables alors que les besoins en énergie sont immenses…

De bonnes pratiques à adopter et à respecter

Il reste que le succès des IPPs tient à certaines bonnes pratiques, parmi lesquelles une meilleure coordination entre la planification des besoins et la passation des contrats d’achats d’électricité (« power purchase agreements » ou PPAs) ; la fixation d’un cadre clair, prévisible et transparent du mode de passation de la documentation de projet, même pour des initiatives privées ; et un choix cohérent sur la structure de projet et le tarif d’achat.

Sur le premier point, encore trop de pays africains souffrent d’une inadéquation des outils de planification publics, en dépit des annonces médiatisées sur les plans ou visions à horizon parfois d’une génération. En dehors de l’Afrique du Sud, peu d’Etats ont érigé des ponts entre les plans de développement en matière énergétique et l’achat proprement dit. Souvent, la multiplication des structures nuit à la bonne cohérence de l’action publique, ne serait-ce que pour s’assurer de la diversité du mix énergétique, de l’existence d’un réseau capable d’absorber les nouveaux projets et de la cohérence des modes de passation et des critères d’attribution.

Les procédures d’attribution des IPPs,  même dans un cadre privé, doivent être lisibles, respecter l’égalité de traitement des candidats et, surtout, demeurer fixes. Ce qui ne veut pas dire rigide. Dans un marché en pleine évolution, où les améliorations techniques et la concurrence tendent vers une baisse des coûts des matériels et équipements, les investisseurs doivent pouvoir bénéficier de clauses de stabilité et les gains résultant de la baisse des prix du marché doivent également être partagés entre les parties. Ce qui, in fine, contribuera à baisser la facture du consommateur final. Surtout dans les projets où les surplus énergétiques sont rachetés par l’entreprise nationale.

Enfin, la mécanique du tarif d’achat garanti ou « feed-in tariff  » (FiT) ne doit pas être un dogme. Si le FiT est attractif en tant qu’il rassure les investisseurs et a pu ainsi être développé avec succès dans certains pays comme le Kenya, le Ghana ou le Sénégal, il limite très fortement le jeu de la concurrence.

La solidité financière des « off-takers » (les acquéreurs d’énergie), le dimensionnement de leur projet industriel et la qualité de leurs engagements d’achat des volumes d’énergie seront autant d’éléments clés dans le succès d’un IPP en Afrique. Et ce d’autant plus que l’entreprise publique n’est pas en capacité d’assurer elle-même l’achat solvable et sur le long terme de l’énergie produite.

 

Note de bas de page :

1 Loi 13-09 relatives aux énergies renouvelables modifiée par le Dahir.n°1 – 16-3 du 1er Rabii II 1437 (12 janvier 2016) portant promulgation à la loi n°58-15 modifiant et complétant la loi n°13.09 relative aux énergies renouvelables