L’acces pour tous en Afrique etude de capitalisation IED-Axenne-Novalis 7 th annual meeting club-ER, Mombasa, 23-26 m

1. L’acces pour tous en Afriqueetude de capitalisation IED-Axenne-Novalis7th annual meeting club-ER, Mombasa, 23-26 march 2010

2. Constats/enjeux de l’ER • Des montants financiers importants • mais pas si importants au regard des besoins • et des enjeux (même si impact d’ER difficiles à mesurer) Constats • Montants inégalement répartis entre les pays (Ghana, Maroc) et entre zones d’un même pays • Certaines « success story » (Maroc) mais qui ne paraissent pas nécessairement reproductibles partout

3. Besoin de capitaliser sur ces différentes expériences Notamment questions de design institutionnel et financier Pour alimenter la stratégie AFD Etude réalisée par consortium IED-Axenne-Novalis

4. Plan de la présentation • Quelques éléments clés de l’étude 1.1. Resituer l’accès au sein d’une vision politique globale 1.2. Bilan des réformes institutionnelles 1.3. Quels coûts/tarifs/gestion commerciale? 1.4. Un continuum de solutions techniques 2. Enseignements pour la stratégie AFD 2.1. stratégie AFD 2.2. les « bonnes idées » de projets pour des projets « bancables »

5. 1.1. Resituer l’accès au sein d’une vision politique globale L’accès peut avoir différentes formes : • L’extension du réseau électrique dans le cadre de la Concession Nationale de la compagnie d’électricité – nationale ou privatisée ; • L’électrification des bourgs et des centres secondaires – et plus largement des pôles de développement hors de la Concession Nationale de la compagnie d’électricitéréseau national ou moyens de production locaux avec un réseau de distribution MT et BT  ; • L’électrification des localités très isolées et de petite taillesystèmes individuels ou limités aux services communs – typiquement le photovoltaïque, ou encore par réseaux villageois (généralement diesel) ; • L’électrification périurbaine  question de la densification des connections Répondant à différents objectifs : aménagement territoire/équité

6. Conséquence : un manque de clarté dans la répartition des responsabilités compagnie d’électricité, opérateurs privés, Fonds d’ER/Agence Viable économiquement Non rentable, nécessite un soutien public Grisé: peut être assuré par l’opérateur national

7. 1.2. bilan des réformes institutionnelles • Il y a 15 ans, réformes sectorielles : compagnie d’électricité (publique ou nationalisée) et un fonds/agence d’ER : uniformisation des modèles • Bilan: souvent les agences d’ER simplement juxtaposées à un système électrique urbaindifficile planification, peu de synergie • Rôle clé du « champion » public : Côte d’Ivoire, Ghana, Afrique Sud, Maroc, Tunisie • Un trop plein d’acteurs institutionnels : problème de simplification post-réforme sectorielle (Mauritanie eau/ER) .

8. Multiplicités d’opérateurs mais les fonctions nécessaires pour réaliser un programme d’accès avec succès sont-elles remplies ?

9. 1.3. capacités de paiement/tarifs/gestion commerciale • Capacités à payer la facture mensuelle d’électricité • Dépenses en énergie plus élevées en zone rurale (3-10$/mois) rapide saturation tx connection • Problème du coût de branchement :100-300€/dép. annuelle <50€pbesfinancements ad hoc du raccordement : subvention FER, partage coûts, emprunt, mécanismes de revolving fund (Kenya) • Enjeux de la gestion commerciale/distribution (compteurs prépaiement) pour baisser les coûts

10. 1.4. Un continuum de solutions techniques, des options de production complémentaires • Les technologies de production doivent être adaptées à des situations geo-économiques contrastées : • Extension du réseau • Solution principale • Nécessite une production centralisée et peu coûteuse • Production décentralisée • Nécessite un réseau de distribution local • Avec coûts locaux variables • Le faible niveau de demande rurale implique qu’un gros acheteur est nécessaire pour rendre l’option viable • Hors-réseau • Difficile à atteindre et • Coûteux à gérer

11. Un coût compétitif – à certaines conditions: heures d’utilisation/an et durée de vie + coût actualisé… Energies Reneouvelables - Formation AFD, janvier 2009

12. 2. Enseignements pour la stratégie AFD • Enseignement 1 : impliquer tous les acteurs du système • Grands porteurs de projet : agro industries; investisseurs; partage des risques / retours • Compagnies d’électricité – en particulier pour intégrer les énergies renouvelables • Utilisateurs finaux afin de faciliter la connexion et réduire les coûts de gestion de la distribution • Petits opérateurs (soutien technique, gestion, financement) • Fonds ER / Agences et intermédiaires financiers : mise en place de mécanismes de financement adéquats • Institutions nationales pour la planification stratégique - technique et financière

13. Enseignement 2 : Besoin de “vraies” innovations - mobilisation de moyens financiers et humains dédiés - consolider une liste de projets/approches à développer : constituent-elles des solutions pour l’avenir? - identifier des partenaires africains pour mettre en œuvre ces idées - identifier des partenaires-bailleurs pour développer des approches intégrées • Enseignement 3 : Enjeu d’une diffusion à large échelle • Limiter les “projets pilotes” : enjeu de la réplicabilité • Mixer prêts (pour les investissements)/subventions

14. Enseignement 4 : Financement de projets par la mobilisation de prêts et de dons Compte tenu des caractéristiques économiques des projets d’accès, la bonification des financements est une nécessité, avec la composante subvention visant plus particulièrement: Études amont et renforcement de capacité Cadre institutionnel et réglementaire; planification stratégique; inventaire des ressources et études de faisabilité; formation technique et gestion Soutien à la mise en œuvre: Montage financier, ingénierie, maîtrise d’œuvre, renforcement de capacités Soutien à l’investissement: partage des risques, concessionnalité (durée, taux, période de grâce), subventions à l’investissement

15. Electrification Rurale Agro industrie Non rentable  subvention à l’investissement Projet 1.i Viable économiquement  Ligne de crédit concessionnelle Résidu agricole 10% 50% 50% 30% Production d’électricité (500kW 10MW) 40% 20% Compagnie d’électricité

16. Projet 1.i: Grands porteurs de projet (agro industries)Prêt direct ou lignes de crédit à travers les banques commerciales nationales Porteur(s) de projet : agro industries Lignes de crédit à travers les banques commerciales nationales qui prêtent à leur tour Pays: Kenya, Cameroun, Ouganda, Tanzanie, … • Une agro industrie investit dans la co-génération pour réduire sa facture énergétique • A assez de résidus agricoles (balle de riz, huile de palme, déchets de bois, …) pour produire un excédent d’énergie (sans rivalité d’usage) • Une banque de développement octroie un prêt à une banque intermédiaire qui à son tour prête à l’agro industrie • La rentabilité de l’investissement additionnel dépend des conditions de vente de l’excédent d’énergie • Proximité du réseau et PPA • Emplacement des villages non électrifiés et niveau de demande; conditions de rachat • Risque perçu par le développeur au vu de la fiabilité de l’acheteur à long terme • Question: les banques locales vont-elles prêter à l’agro industrie ? (risque commercial et de projet)

17. Viable économiquement  Ligne de crédit, concessionnelle pour s’adapter au profil d’investissement hydro Projet 1.ii Non rentable  Subvention à l’investissement Acheteurs captifs; réseau privé 35% IPP @ 13 cts Accès des tiers au réseau? Production d’électricité 100kW 15MW 40% Site hydro Électrification rurale @ 10 cts Risque du à l’hydrologie 25% Compagnie d’électricité @ 5 cts

18. Projet 1.ii: Grands porteurs de projet – Producteurs Autonome (IPP) Prêt direct pour les opérations de tailleou lignes de crédit à travers les banques commerciales Porteur(s) de projet : IPPs Lignes de crédit internationales à travers les banques commerciales nationales qui prêtent à leur tour Pays: Kenya, Cameroun, Ouganda, Tanzanie, Guinée, … • Un développeur privé investit dans une unité hydro • Évalue la qualité du site et le risque physique • Cherche acheteurs solvables : • Clients industriels importants et solvables avec demande stable • Compagnie d’électricité : distance au réseau ? Tarif de rachat ? • Les communautés locales sont les dernières sur la liste: l’IPP n’est pas une entreprise de distribution et préfère s’associer à un distributeur fiable • Problème: l’IPP sera-t-il capable de mobiliser des fonds à long terme (15 ans) nécessaires pour atteindre des coûts du kWh attractifs (~5 cents / kWh)? • Les banques nationales ne sont généralement pas intéressées par ces nouveaux projets à long terme

19. investissement : 700€/kW • coût du kWh : 80% fioul • Diesel @ 90cts/L : Coût > 30cts/kWh Compagnie d’électricité nationale Emprunte et maximise le nombre de connexions à court terme, … Mais subit des coûts opérationnels élevés sur le long terme Groupe électrogène Compagnie d’électricité nationale Injection solaire Ne veut pas utiliser sa capacité à emprunter pour un faible nombre de connexion par $ Malgré la durabilité garantie à long terme • investissement : 8000€/kW • Coût : 20-25 cts/kWh • avec financement long terme, • sans stockage avec batterie Projet 2 Les coûts d’invest baisent, ici coûts conservateurs pour petites opérations isolées

20. Projet 2 : Compagnies d’électricitéS’assurer d’une stabilité du coût de l’énergie à long terme à travers les énergies renouvelables nécessite la mobilisation de financements bonifiés et de LT Emprunteur – opérateur technique et financier: Compagnie d’électricité Pays: Région sahélienne: Burkina Faso, Mauritanie, Mali, Nord du Cameroun, Tchad, Sénégal… • Pour les villages éloignés du réseau interconnecté, la norme reste l’électrification par groupe électrogène • Les compagnies d’électricité se concentrent sur les grandes villes, souvent les capitales administratives et sur les clients les plus rentables au sein des localités (grands consommateurs, regroupés) • Visent à connecter un maximum de localités avec les faibles ressources disponibles • Conséquences négatives à long terme, avec des coûts opérationnels toujours plus élevés (coût du carburant et vieillissement des générateurs qui résulte en baisses de rendement) • Le solaire PV injecté est une alternative viable aujourd’hui – mais les compagnies d’électricité ne veulent pas mobiliser leurs maigre ressources financières pour un faible nombre de connexions

21. Projet 4i Opérateurs locaux, Mali : PCASER PCASER incapable de couvrir les coûts opérationnels Subvention à l’investissement… ~80% Fonds/Agence d’ER (AMADER) Pôle de compétence Gazogènes biomasse (3 à 500 kW) Soutien technique et financier

22. Projet 4i: Petits Opérateurs PrivésSoutien technique et financier pour l’intégration de la gazéification biomasse et pour réduire la dépendance aux carburants fossiles Emprunteur: Gouvernement national, qui rétrocède au Fonds d’Électrification Rurale (FER) Contrepartie: FER ou Agence, puis petits opérateurs privés Pays possibles: Mali, Guinée, Cameroun • Les opérateurs locaux électrifient le plus souvent à partir de diesel (connaissance de la technologie, faible coûts d’investissement) • Nécessite 80% à 90% en subvention initiale à l’investissement, le reste étant apporté sur fonds propres; • FER donne une subvention directe et n’est généralement qu’un compte en banque et non un intermédiaire financier; très peu de banques locales prêtent en réalité • Après quelques mois/années, les opérateurs locaux sont coincés entre l’augmentation des coûts du diesel et la faible capacité à payer des clients: il est impératif de réduire les coûts opérationnels • Là où la biomasse est disponible au niveau du village, la gazéification avec mélange au diesel (jusqu’à 90%) est une option mais nécessite: • information • savoir-faire technique au niveau local • disponibilité du gazogène et capacité à le fabriquer

23. Projet 4ii Opérateurs locaux, Mali : PCASER PCASER incapable de couvrir les coûts opérationnels Fonds/Agence d’ER (AMADER) Subvention à l’investissement… ~80% Pôle de compétence biodiesel Soutien technique et financier 23

24. Projet 4.ii: Petits Opérateurs PrivésUnité bio-diesel locale pour substituer du carburant dans un groupe de systèmes diesel Emprunteur: Gouvernement national, qui rétrocède au Fonds d’Électrification Rurale (FER) Contrepartie: FER ou Agence, puis PME industrielle Pays possibles: Mali, Guinée, Cameroun, … la plupart des pays Africains • … pareil qu’au 4i….. • Ou la biomasse est disponible localement, mettre en place une petite unité de bio-diesel nécessite: • Information • Évaluation de la ressource biomasse • Savoir-faire technique • Cadre contractuel avec opérateurs locaux pour guarantir l’achat du biocarburant à un tarif défini • Financement de l’investissement

25. Petits opérateurs Projet 5 Prêts concessionnels Transferts de fonds fabricant compagnie … Fonds/Agence d’Électrification Rurale Gouvernement national Don Banques nationales Prêt concessionnel Financements concessionnels Prêts concessionnels, dons Banques et agences de développement Instruments de partage du risque Autonomie financière, à travers l’émission d’obligations LT…

26. Projet 5: Mise en place d’un Fonds d’Électrification Rurale (FER)en tant qu’opérateur financier capable de mobiliser des fonds FER / Agence d’ER Pays: Madagascar, Congo-Brazzaville, Mali, Guinée – tous les pays engagés politiquement • Aujourd’hui, FERs ne sont pas structurés comme intermédiaires financiers, ie: • Avec la capacité légale d’emprunter auprès d’agences internationales • De se refinancer à travers l’émission d’obligations (comme la « Rural Electrification Corporation » le fait en Inde) • Autorisée à prêter aux opérateurs locaux • La réalité: les banques locales ne souhaitent pas s’engager sur ce secteur (sauf si banques de développement à mandat particulier) • Le FER est un compte pour transférer des subventions • Les agences internationales fournissent des prêts sectoriels aux Gouvernement qui en rétrocèdent une petite partie comme don au FER • Il n’y a aucun effet de levier sur don dans les sous-secteurs de l’Electrification Rurale ou Périurbaine • Il est crucial de structurer le FER pour faire levier sur les montants de dons qui resteront modestes

27. Financements concessionnels nécessaires pour soutenir tous les acteurs des programmes d’accès • Renforcement de capacité et études amont • Soutien à l’implémentation de projet • Soutien à l’investissement: partage de risque, prêts concessionnels, dons

28. Préparer l’avenir… Quelles idées sont-elles reproduites dans un autre contexte?

29. Indicative pipe of activities