(FiLl OOPV J Rapport No. 642' J-COB Congc): Problemes et choix energetiques Janvier 1988 Rapport du programme commun PNUD/Banque Mondiale de I'evaluation du secteur de I'energie Le present document fait I'objet d'une diffusion restreinte. Sa teneur ne peut etre divulguee sans I'autorisation du gouvernement, du PNUD ou de la Banque Mondiale. PROGRAMME CONJOINT PNUD/8ANQUK MONDIALE POUR FAVORISER LA MAITRISE DES CHOIX ENERGETIQUKS Rapports deja publies Date No. Indonhie Novembre 1981 3543-IND Ile Maurice Decembre 1981 3510-MAS Kenya Mai 1982 3800-KE Sri Lanka Mai 1982 3794-CE Zimbabwe Juin 1982 3765-ZIM Haiti Juin 1982 3672-HA Papouasie Nouvelle-Guinee Juin 1982 3882-PNG Burundi Juin 1982 3778-BU Rwanda Juin 1982 3779-RW Malawi Aout 1982 3903-MAL Bangladesh Octobre 1982 3873-BD Zambie Janvier 1982 41l0-ZA Turquie Mars 1983 3877-TU Bolivie Avril 1983 4213-BO Iles Fidji Juin 1983 4462-FIJ Iles Salomon Juin 1983 4404-S0L Senegal Juillet 1983 4182-SE Ouganda Juillet 1983 4453-UG Soudan Juillet 1983 451l-SU Nigeria Aout 1983 4440-UNI Nepal Aout 1983 4474-NEP Gambie Novembre 1983 4473-GM Perou Janvier 1984 4677-PE Costa Rica Janvier 1984 4655-CR Lesotho Janvier 1984 4676-LSO Seychelles Janvier 1984 4693-SEY Maroc Mars 1984 4157-MOR Portugal Avril 1984 4824-PR Niger Mai 1984 4642-NIR Ethiopie -Iuillet 1984 4741-ET Cap Vert Aout 1984 5073-CV Guinee-Bissau Aout 1984 5083-GUB Botswana Septembre 1984 4998-BT St. Vincent et les Grenadines Septembre 1984 5103-STV Ste. Lucie Septembre 1984 51l1-SLU Paraguay Octobre 1984 5145-PA Tanzanie Novembre 1984 4969-TA Yemen Decembre 1984 4892-YAR Liberia Decembre 1984 5279-LBR Republique Islamique de Mauritanie Avril 1985 5224-MAU Jamaique Avril 1985 5466-JM Cote d'Ivoire Avril 1985 5250-IVC Togo Juin 1985 5221-TOG Benin Juin 1985 5222-BEN suite en page de garde arriere ABREGE La consommation d' energie par habitant au Congo est faible comparee a celle des pays a revenu similaire et ce, malgre l'existence de ressources substantielles de biomasse, d'energie hydraulique et d'hydrocarbures. Le developpement du secteur energetique a ete entrave ces dernieres annees par divers facteurs: politique des prix inappropriee avec des prix du petrole en des sous du niveau de prix international, investissements programmes sur la base de niveaux d'exportation de petrole qui n'ont pas ete atteints, etc. . Cette situation a ete aggravee depuis 1986 par la baisse des prix internationaux du petrole, principale exportation du pays. Le gouvernement demarra, alors, un programme de reforme incluant la reorganisation des entreprises du secteur energetique. Le rapport analyse l' offre et la demande d' energie et evalue les differentes options en matiere de tarification des produits energetiques et d'investissements dans les sous-secteurs. 11 ebauche une strategie visant. a corriger les distorsions du systeme de prix actuels et a rationaliser les investissements energetiques. 11 identifie les reformes organisationnel1es ainsi que les besoins en assistance technique et en formation pour ameliorer La planification et la gestion du secteur. SIGLES ATC Agence Transcongolaise de Communications BIRD Banque Internationale pour la Reconstruction et le Developpement CCCE Caisse Centrale de Cooperation Economique CORAF Compagnie Congolaise de Raffinage DRP Direction de Recherche et Production EDF Electricite de France FMI Fonds Monetaire International HydroCongo Societe Nationale HydroCongo MEF Ministere de l'Economie Forestiere MF Ministere des Finances MME Ministere des Mines et de l'Energie PNUD Programme des Nations Unies pour le Developpement SNE Societe Nationale d'Electricite UAIC Unite d'Afforestation Industrielle du Congo ABREVIATIOHS b baril b/j baril(s) par jour b/an baril(s) par an BT basse tension CAF cout, assurance, fret FOB franco it bord GNC gaz naturel comprime GOR rapport gaz-huile Gpc milliard de pieds cubes GPL gaz de petrole liquefie GWh gigawattheure ha hectare HT haute tension kcal kilocalorie kg kilogramme kep kilogramme equivalent petrole km kilometre km2 kilometre carre kV kilovolt kW kilowatt kWh kilowattheure m3 metre cube "Mb million de barils mpc millier de pieds cubes Mpc/j million de pieds cubes par jour Mt million de tonnes Mt/an million de tonnes par an MT moyenne tension MW megawatt NWE North-West Europe (Europe Nord-Ouest) pcs pied cube standard PIB Produit interieur brut t tonne metrique t/an tonne(s) par an tep tonne equivalent petrole Tpc trillion de pieds cubes EQUIVALENCE DEVISES KT FACTKURS DE CONVERSION KNERGETIQUES Unite monetaire - Franc CFA (F.CFA) Taux de change: 350 F.CFA/1 $EU !/ Combustible Pouvoir ca10rifique TEP (million de kcal/t) Petro1e brut 10,2 1 GPL (butane) 10,8 1,059 Essence 10,5 1,029 Carbureacteur 10,4 1,020 Kerosene/Petro1e 1ampant 10,3 1,007 Gas-oil 10,2 1 Fuel 9,7 0,951 Bois de feu 3,5 0,343 Charbon de bois 7,0 0,6863 E1ectric:ite 4.000 kWh = 1 tep, equivalent thermique de l' electrici te d' origine hydrau1ique (avec un rendement thermique de 34,4 %) 11.628 kWh =1 tep (equivalence en termes de pouvoir ca10rifique fourni). al Taux de change au moment de 1a mission; sauf mention exp1 ici te contraire, cette valeur a ete uti1isee dans 1e present rapport. TABLE DES MATIERES PAGE I.\ESUME ET PLAN D'ACTION......................................... i I. AP'ERCU....................................................... 1 Donnees generales sur ie pays.............................. 1 Donnees economiques........................................ 1 Evolution de la croissance de la consommation energetique.............................................. 2 Energie commerciale..................................... 2 Energies traditionnelles................................ 2 Repartition actuelle de la demande......................... 2 .. · II. PROSPECTION ET EXPLOITATION DES RES SOURCES PETROLIERES ······ Questions examinees ········································ 5 5 Reserves et production de petrole ·························· 6 Impact de la baisse des prix du petrole ···················· 7 Strategie d'exploitation des ressources petroli~res ········ 11 Suivi des ope~ations d'exploitation petroli~re ·········· 11 Amelioration du cadre juridique et fiscal~ ·············· 12 Etude de faisabilite pour la valorisation des reserves de certains champs ··························· 12 Promotion .des recherches petroli~res ······················· 13 Bassin C6tier ··········································· 14 Cuvette centrale (zone terrestre} ······················· 15 Re<:onunanda t ions ············································ 15 III. L'APPROVISIONNEMENT ET LA DISTRIBUTION DES PRODUITS PE~tROLI ERS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 Qu~!S t ions examinees ··············· a· · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 17 Organi sa t ion ............................................... . 17 Concurrence entre le ra££inage local et t'importation des produits ······························· 19 Facteurs contribuant aux couts eleves du ra££inage ······ 21 Conclusions ··········································· ·· 23 Distribution des produits petroliers ······················· 23 La structure des prix des produits petroliers ·············· 25 Recommandations ········································· ··· 30 Raffinage/approvisionnement ····························· 30 Distribution ··················.·························· 32 Structure des prix ······································ 32 IV. STRATEGIE CONCERNANT LE SOUS-SECTEUR DE L·ELECTRICITE ······· 33 Questions examinees ········································ 33 Offre et demande d'electricite ······················· ~ ····· 33 Organisation et finances du sous-secteur de l·electricite ············································ 35 Clarification des attributions de la SNE et des statuts juridiques du secteur......................... 35 Plan de redressement de la SNE ··············· . .......... 36 Mobilisation des ressources ····························· 37 Modernisation/fiabilite de l'approvisionnement electrique ··············································· 39 Carences des reseaux de distribution urbains ············ 40 Ligne de transport/puissance d'appoint et de secours des servant Pointe Noire ······························· 41 Strategie d'exploitation du reseau ······················ 42 Modernisation des centrales hydrauliques de Moukoukoulou et de Djoue ······························ 42 Utilisation par la SNE de la puissance d'appoint des autoproducteurs ············.···········.·············· 43 Electrification des regions rurales ························ 44 Approvisionnement energetique des regions rurales ······· 45 Options techniques ····················.··············.·· 45 Gaz naturel pour la production d'electricite ··············· 47 Recommandations ···································..······· 49 Organisation ·················.·····················...·· 49 Mobilisation des ressources............................. 49 Investissements prioritaires ···························· 50 Etudes a Entreprendre ··································· 50 V. OPTIONS CONCERNANT LES COMBUSTIBLES DERIVES DU BOIS ET STRATEGIE ENERGETIQUE DU SECTEUR DES MENAGES ················· 52 Questions examinees .·.······················.········.····· S2 Le deboisement a Brazzaville ······························· 52 Demande de combustibles derives du bois et deboisement des sols ·································· 52 L'impact sur les prix des combustibles derives du bois............................................... 53 Strategie energetique concernant le secteur des menages.............................................. 55 Caracteristiques de consommation energetique ············ 55 Substitution de combustibles ························· ···· 57 Amelioration du rendement energetique ··················· 58 Utilisation des plantations existantes ····················· 60 Marches potentiels du charbon de bois ··················· 61 Possibilites de production du charbon de bois ··········· 61 Couts de production ····································· 63 Autres considerations ··································· 63 Utilisation des residus ligneux ···························· 63 Ressources .··....···...··..·····...···...........·...... 63 Options d'utilisation ··································· 64 Recommandations ·....·............................·......··. 64 TABLES Tableau 1.1: Consommation d'energie commerciale et Indicateurs de reference 1978-1985............... 3 Tableau 1.2: Bilan energetique du Congo pour 1985 (000 de Tep)..................................... 4 Tableau 2.1: Liste des perm1S de production, 1986............... 8 Tabelau 2.2: Production et recettes petrolieres·totales......... 8 Tableau 2.3: Recettes petrolieres publiques, 1986-1990 ·········· 10 Tableau 3.1: Caracteristiques de la raffinerie de la CORAF ······ 18 Tableau 3.2: Couts du raffinage local par rapport aux importations (milliers de $EU) ··················· 20 Tableau 3.3: Prix et couts des produits petroliers selon l'emplacement geographique - Avril 1986 ···· 26 Tableau 3.4: Structure Tarifaire des produits petroliers: Mi-1986 .......................................... 27 Tableau 3.5: PrUx compares des produits petroliers · Depart CORAF/importes (moyenne 1985) ············· 28 Tableau 4.1: Consommations de gaz envisageables pqur la Production d'electricite, 1995 ·············· ~ ···· 49 Tableau 5.1: Composantes des pr1X des combustibles tires du bo is ( F · CF A/ kg) · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · 54 Tableau 5.2: Consommation energetique des menages/ Principaux combustibles de cuisson ··············· 56 Tableau 5.3: Combustibles de'cuisson utilises a Brazzaville' prix/couts de l'energie finale ··················· 58 Tableau 5.4: Depenses energetiques ,des menages par tranche de revenus............................... 59 Tableau 5.5: Couts estimes de production du charbon de bois aux plantations de l'UAIC - Avril 1986 ··········· 62 ANNEXES Annexe 1: Consommation d'energie commerciale ···················· 67 Annexe 2: Production de la CORAF: 1982-1985 (milliers de tonnes) ································ 69 Annexe 3: Calcul des prix au depart de la raffinerie (mil1iers de F .CFA)................................. 70 Annexe 4: Comparaison de la rentabilite entre raffinage et importation...................................... 71 Annexe 5: L'offre et la demande d'electricite ··················· 81 Annexe 6: Differentiels de cout de transport des produits petroliers (au depart de Pointe Noire) ·············· 88 Structure tarifaire des produits petroliers Debut 1986 (F~CFA/tonne) ···························· 89 Annexe 7: Couts compares des combustibles de cuisson ············ 90 CARTES lBRD 20005 Petroleum Subsector Review ·lBRD 18242 Generating Facilities and Transmissiotr Systems · RESUME ET PLAH D' ACTION Introduction 1. Le present rapport d' evaluation du secteur energet ique resume les conclusions d'une mission effectuee sur place en avril 1986. 1/ 11 s' appui,a sur les diagnostics formules dans plusieurs etudes recentes consacrAes A ce secteur. 2/ Plut6t que de faire double emploi avec ces travaux, la mission a choisi de valider leurs conclusions et de s' en servir comme cadre de reference afin d'examiner les questions les plus pressantes auxquelles le secteur energetique se trouve confronte, suite A la baisse des prix petroliers survenue en 1985 (paragraphes 5-8). Le· present rapport definit un plan d'action coherent, constitue de recommandations prioritaires en matiere de strategie, d'exploitation, d'investissements et de reformes institutionnelles. · · 2. Ce rapport tient compte des commentaires ecri ts fournis a la mission en mars 1987 par le Gourvernement, ainsi que des discussions qui ont eu lieu avec le Ministre des Mines et de l'Energie en aout 1987. Depuis ce temps, le Gouvernement a entrepris maintes demarches pour assurer la mise en oeuvre des recommandations de l'evaluation du secteur energetique. La mission a tente, lA ou i,l s.'averait possible, de faire noter ces actions dans le texte. Elle regrette fortement s'il en ieste qui n'ont pas ete signalees. . 1/ Cette mission etait composee de Messieurs Abderrezzak Ferroukhi (Chef de mission, planificateur specialiste des questions energetiques), David Craig (Chef de mission adjoint, economiste), Mademoiselle Lori A. Perine (adjoint A la recherche), Messieurs G.A. Chamot (consultant, production et recherches petrolieres), P. Parriaud (consultant, raffinage et distribution de produits petroliers), J. Hatfield (consultant, biomasse et energie domestique). L. Perine et D. Craig ont principalement contribue A la redaction du rapport. 2/ La mission a consulte deux etudes analytiques detaillees consacrees au secteur energetique: The People I s Republic of the Congo: Power Sector Memorandum, rapport BIRD no. 5272-COB, 28 septembre 1984 (mis A jour en JU1n 1985) et Etude de rationalisation des choix energetiques, TransEnerg, decembre 1984. - ii - Aperyu du role de l'energie dans l'economie 3. La Republique populaire du Congo possede d' importantes res sources petrolieres, hydro-electriques et forestieres. Les reserves de petrole,' qu'une estimation prudente chiffre a un niveau compris entre 1.000 et 2.000 millions de barils, representent la seve de l'economie. Un vaste reseau d'affluents du fleuve Congo, fournit un important potentiel hydro-electrique, dont l'evaluation complete n'est pas encore terminee. Quant aux regions forestieres, constituees notamment de forets tropicales denses dans la zone septentrionale, elles couvrent les deux tiers du territoire national. 4. La consommation energetique par habitant, soit 290 kilogrammes d'equivalent petrole (kep) en 1985, est peu etevee par comparaison a des pays dotes de revenus comparables. Les combustibles derives du bois et des divers produits de la biomasse assurent 46%, l'electricite et le brut (ce dernier etant consomme par l'industrie petroliere) couvrant dans des proportions igentiques la fraction residuelle des besoins. Les secteurs des menages et des transports sont les principaux consommateurs, puisqu'ils representent respectivement 50% et 23% de la demande finale, laquelle a atteint environ 575.000 tonnes d'equivalent petrole (tep) en 1985. L'industrie petrolie~e se classe en troisieme position avec 14% de la demande. L'intensite energetique de l'economie a enregistre une diminution constante depuis 1978, malgre une rapide croissance de la consommation energetique totale, pendant le boom economique de 1979 a 1982; cette evolution traduit la faible consommation des secteurs a forte intensite energetique non lies a l'industrie petroliere. 5. Le secteur energetique joue un role crucial dans le developpement du Congo, du fait de la dependance particulierement marquee de l' economie nationale par rapport au sous-secteur petrol ier. Les revenus tires de la production petroliere et les investissements publics ainsi finances exercent une influence predominante sur l'economie depuis 1979. En 1985, le petrole a fourni 40% du PIB, 90% des exportations et les deux tiers des revenus du budget public. Simultanement, l'acceleration des depenses publiques a abouti a une crise aigue imputable au manque de 1iquidites, et a une progression inacceptable de la dette etrangere. L'effondrement des cours petro1iers observe a la fin de l'annee 1985 a encore aggrave la deterioration de la situation economique et incite le Gouvernement a demander au Fonds Monetaire International (FMI) de l'aider a redefinir ses politiques economiques et financieres. Quel que soit le succes du programme d'ajustement soutenu par le FMI, le developpement economique continuera a moyen terme a dependre du petrole. - 111 - Principales difficultes affectant le secteur energetique 6. Le Gouvernement estime que l' impact du secteur petrolier sur 1 'ensemble de l' economie, quoique preponderant, ne doi t pas amener a. sous-estimer le fait que la contribution'du petrole comme ressource primaire d'energie dans le bilan energetique reste relativement faible, si lIon prend en compte les energies provenant du bois (Tableau 1.2). Les res:sources petrolieres sont considerees surtout comme une "matiere strategique" avant· de constituer une source d'energie a. utiliser localement. Par consequent, la politique energetique nationale a pour objectif, entre autres, de privilegier l'utilisation de l'energie d' origine hydraulique et de substituer au petrole brut local Djeno des bruts mieux adaptes aux besoins du marche congolais. La raffinerie de la Compagnie Congolaise de Raffinage (CORAF) procede a. cet effet a. des tests de petl~ole brut importe pour en evaluer le rendement. Toutefois, le ni veau de la production du brut congolais reste un facteur cle pour le · developpement du secteur energetique. Bien que la part destinee' au ~ marche local reste modeste par rapport a. la production totale, elle avait des implications sur les couts d' approvi sionnement des produi ts petroliers (Chapitre III). Son exportation entraine des consequences encore plus importantes: cela determine en grande mesure la disponibilite des ressources financieres pour les investissements prioritaires du secteur, aussi bien que pour toute l'economie. Impact de la chute descours petroliers 7. Dans les annees a. venir, le poids du secteur petrolier au sein de l' e(:onomie demeurera suffisamment important, pour que dans les cinq prochaines annees toute modification des prix ou de la production de petrole influe davant age sur la stabilisation de l'economie que les changem.ents d' orientation ou les decisions d' approvisionnement adoptees dans d'autres secteurs. Meme en retenant l'hypothese tarifaire la moins defavorable (paragraphe 2.10), la production petroliere n'est guere suscept ible de degager des revenus suffisants pour que l' ensemble des recettes publiques recueillies en 1990 reviennent au niveau atteint en 1985 (Tableau 2.3). 8. La production petroliere future et donc les recettes publiques tirees de cette ,production, sont extremement sensibles au prix du brut. A partir de deux scenarios d 'evolution tarifaire, et des estimations correspondantes des courbes de production des principaux gisements (paragr'aphes 2.11-2.13), la mission a estime les recettes petrolieres publiques en 1990. A cet horizon et en valeur nominale, les revenus des participations publiques varient de 18 a. 71% des revenus totaux de 1985 (225 milliards de F.CFA). Ces resultats mettent en evidence l'enorme effet multiplicateur d'une hausse relativement faible des prix petroliers, laquelle stimule un accroissement de la production et ramene les principaux gisements au-dessus du seuil de rentabilite, compte tenu du tame d'imposition des revenus petroliers. - iv 9. Le niveau auquel les recettes- petrolieres pourront etre maintenues aura une importance decisive pour l'echelonnement et le financement des futurs investissements dans le secteur public. Le Gouvernement a ete amene a revoir et, le cas echeant, a differer certains elements de son programme d'investissements: (a) pour tenir compte de la penurie soudaine de moyens de financement; et (b) afin de contribuer aux ajustements structurels. Sa strategie petroliere doit etre redefinie de fa90n a optimiser les recettes et assurer ainsi une relance durable de l'economie. Cet objectif est realisable a court terme par la poursuite de strategies visant a reduire les couts et augmenter les revenus tires des gisements actuels, et a developper les possibilites a moyen terme d'exploitation plus poussee des ressources, au fur et a mesure du retablissement des prix. 10. Les recommandations de£inies a cet egard par la mission (paragraphe 2.30) ont ete approuvees par le Gouvernement. Certaines mesures ont d' ores et deja ete prises pour faire face a la nouvelle situation provoquee par la baisse des prix du petrole. Parmi les principales composantes/strategies ·preconisees figurent d'une part le recours a l' assistance technique pour: (a) generaliser la surveillance des operations petrolieres (paragraphes 2.14-2.15); et (b) ameliorer le cadre juridique et fiscal (paragraphes 2.16-2.17); et d'autre part la realisation d'etudes de faisabilite concernant la valorisation des reserves de certain's champs (paragraphes 2.18-2.20). Les recommandat ions de la mission en matiere de promotion des activites de prospection font l' objet d' un degre de priorite eleve a l'interieur du plan d' action propose ci -dessous pour le secteur energetique (paragraphe 33). Ces mesures ont ete integrees a un Second projet d'assistance technique lance par la Banque Mondiale, dont la realisation etait prevue en 1987/1988. Ra££inage/Approvisionnement des produits 11. Dans le contexte economique de 1986 et avec la configuration technique de la ra£finerie a ce moment, les produits raffines sur place n'etaient pas competitifs par rapport aux produits importes (paragraphes 3.7-3.9). Le cout supplementaire pour raffiner les produits localement plutot que de les importer pouvait monter jusqu'a 10,3 millions de $EU. Oifferents facteurs etaient responsables du niveau eleve des couts au depart de la raffinerie: des facteurs techniques, tels que la sous utilisation de 1a capacite de raffinage disponib1e, 1e traitement d'un brut mal-adapte au profil de la demande locale et un rendement energetique mediocre, ont eu pour effet d'augmenter le cout unitaire de traitement d'une tonne de brut (paragraphes 3.10-3.12). O'autre part, les conditions defavorab1es pour l'exportation du fuel excedentaire et 1a stagnation des besoins interieurs etaient a I' origine des principales difficultes commercia1es rencontrees (paragraphe 3.10-3.13). La stagnation de la demande locale s'opposait en effet a un accroissement du taux d'uti1isation de la raffinerie, la prOduction excedentaire de fuel etant quant a el1e commercia1isee sur le marche international, donc a des prix sensib1ement inferieurs au prix du brut d'origine. Enfin, des difficu1 tes techniques et financieres resul taient du ni veau e1eve des - v couts d'exploitation, imputable pour partie a des frais eleves de personnel expatrie dans le cadre de l'assistance technique, mais aussi a des couts operationnels importants et enfin aux frais financiers dus aux arrieres de paiement des ventes a HydroCongo (paragraphe 3.14). 12. Afin d' inciter la CORAF a reduire ses couts et rendre plus efficace ses operations, et ainsi redui re les couts de l' approvisionnement du marche national en produits finis, la mission a recommande que le Gouvernement adopte une solution d'approvisionnement au moindre cout, basee sur des criteres d'efficacite economique. Les produits doivent ~tre fournis au pays a la parite ou proche de la parite internationale, que ces produits proviennent du raffinage local ou qu'ils soient importes (paragraphe 3.15). Premierement, le Gouvernement devrait etablir les prix depart raffinerie sur la base des couts a l'importation (paragrClphe 3.25). Ensuite, le Gouvernement devrait envisager la mise en place de nouvelles dispositions d' approvisionnement des produits finis selon Ulle des formules suivantes: (a) la CORAF serait tenue de livrer les produitli a HydroCongo a des prix ex-raffinerie alignes sur les prix du marche international; (b) alternativement, le Gouvernement cederait ou proposerait a la sous-traitance ses installations de raffinage a un exploitant independant, de fac;on a maXlmlser leur utilisation; (c) altl!rnativement, ou si ni l'option (a) ni l'option (b) n'etaient retenue:3, envisager l'importation des produits petroliers pour satisfaire La demande locale, aussi longtemps que les conditions du marche interna!:ional, ainsi que les couts d' importation; sont plus competitifs que le raffinage local (paragraphe 3.25). Dans tous les cas, un nouveau systeme d'approvisionnement et des mecanismes pour controler l'efficacite du raffinage local et/ou de l' acquisition devront ~tre etablis (paragraphe 3.26). 13. Beaucoup des actions pour l' amelioration de la gestion de la CORAF ,et la reduction de ses couts operationnels preconlsees par l'evalu.~tion energetique et par des missions de la Banque Mondiale qui se sont rendues a Brazzaville par la suite ont ete mises en oeuvre depuis 1986. Le Gouvernement procede a l' examen d 'un brut plus leger, le Palanca en provenance d'Angola, pour remplacer le brut local, Djeno. La CORAF se trouve parmi les entreprises qui font l'objet de l'Operation d' ajust1ement du secteur des entreprises publiques, financee par la Banque; le Gouvernement sera donc tenu a entreprendre d'autres actions, en plus des recommandations de l' eval.uation energetique, pour assainir la gestion de la CORAF et resoudre le probleme associe, les couts excedentaires de raffinage. La distribution des produits petroliers 14. La distribution des produits petroliers, assuree par HydroCongo, se caracterise par des couts anormalement eleves. Cette situation resulte essentiellement de l'accroissement disproportionne des depenses de personnel et des charges financieres d' HydroCongo depuis 1974, date a laquelle l'entreprise publique a repris les actifs de compagnles petrolieres participant a la mise en marche des produits - V1 ptkroliers. Les possibilites d t introduire des mesures afin d' inciter HydroCongo a moderniser ses operations sont limitees. Les efforts deployes pour limiter les prix de revient n t ont pas ete facilites par 1 t absence d tun systeme de comptabilite analytique pour chaque produit, identifiant separement chaque element de cout, depuis l'achat, jusqu'a la vente finale (paragraphes 3.16-3.17). 15. Ces dernieres annees, HydroCongo a reyu une importante assistance technique specialisee, et les mesures necessaires (dont certaines sont en voie d'application) au redressement financier de l' entreprise ont ete parfaitement definies. La mission preconise une mise en oeuvre immediate des recommandations du precedent programme dtassistance technique et suggere en outre; (a) d'etendre le systeme de sous-traitance des stations-service; (b) de conceder OU de sous-traiter le plus grand nombre possible d' acti vites telles que le transport des produits; et (c) de limiter ainsi le role dtHydroCongo a celui de grossiste (paragraphe 3.18). Il conviendrait egalement de mettre sur pied une comptabilite analytique facilitant la definition d'une structure tarifaire qui reflete les couts economiques reels (paragraphe 3.23). Ces recommandations ont ete incorporees dans le second projet d' assistance technique lance par la 8anque Mondiale dans le sous-secteur petrolier, et dans l'Operation d'ajustement du secteur des entreprises pUbliques. Le prix de~ produits petroliers 16. Les recommandations de la mission en matiere d t approvision nement et de distribution devraient faciliter la rectification des distortions dans la structure des prix des produits petroliers (paragraphe 3.23). Sur la base de ces recommandations, la mission recommande egalement que le Gouvernement etablisse de nouvelles structures de prix pour chacun des principaux points de distribution et qutil definisse une matrice de taxes et de perequations destinee a compenser les differentiels (paragraphe 3.23). Le Gouvernement doit 'definir de maniere claire et precise sa politique de compensation et de perequation, afin de pouvoir recouvrir les couts de distribution et, en meme temps, maintenir les prix de detail aux niveaux souhaitables (paragraphe 3.23). Par la meme occasion, le Gouvernement devrait utiliser la politique fiscale de maniere constructive en vue de generer des revenus et recuperer la rente resultant de fluctuations periodiques des principaux elements des couts (paragraphe 3.22-3.23). Strategie concernant le sous-secteur de l'electricite 17. La clarification des attributions de la Societe Nationale d'Electricite (SNE) et de ses relations avec le Gouvernement figure parmi les mesures prioritaires a entreprendre afin de faciliter une planification et une gestion coherente du sous-secteur. La SNE est juridiquement responsable de tous les aspects de l'approvisionnement public en electricite. Toutefois, la planification, le financement et l'execution de tous les nouveaux projets importants touchant aux installations de production et de transport ont ete pris en charge ces - vii dernieres annees par Ie Ministere des Mines et de l'Energie (MME). Dans ces conditions, Ie role actuel incombant "de facto" a la SNE a ete reduit a l'entretien et a l'exploitation des installations de production et de transport qui lui sont remises par Ie MME, mais comporte toujours la responsabilite integrale des investissements relatifs au reseau de distribution. En I' absence de planification integree de l' exploitation et des investissements, Ie developpement du reseau s'est effectue au gre des circonstances et de maniere onereuse, interdisant toute possibilite de recuperation integrale des couts de production, de transport et de distribution. L' une et l' autre parties considerent 1es disposi tions actuelles comme provisoires et conviennent de 1a necessite de renforcer la SNE, pour lui permettre d' assumer pleinement la responsabilite de l'approvisionnement public en electricite. 18. La prochaine etape consiste pour 1e Gouvernement et la SNE a s'entendre des que possible sur le champ d'application et le financement d'un programme d'action visant a restructurer la SNE et a convenir d'un calendrier de realisation. Il faudrait egalement definir un cadre d'action assurant que les investissements sectoriels correspondent bien a la fa~oll la moins couteuse de satisfaire la demande. 19. Les tarifs de l'e1ectricite n'ont pas ete modifies depuis 1976 dans 1r.l p1upart des reglOns du pays, et depuis 1982 dans 1a zone desservie par 1a centrale hydro-e1ectrique de Moukoukou1ou (paragraphe 4.13). Ils ont ete reexamines par l'Electricite de France (EDF) en 1982, afin de simplifier la structure tarifaire et d' introduire les hausses necessaires pour mieux refleter les couts marginaux. La SNE hesite cependallt a introduire toute augmentation des tarifs avant d'ameliorer au prea1abLe la fiabilite des reseaux de distribution. Compte tenu des difficuLtes financieres et budgEhaires actuelles de la SNE, 1a mission recomma:nde une augmentation progressive de 30%-50% des tarifs le plus tot possible. D' autres actions a entreprendre sont: (a) la mise a jour de l'etude EDF sur 1a base d'un plan de developpement du systeme au moindre cout (paragraphes 4.9(b) et 4.11); et (b) 1'introduction d'un mecanisme afin d'assurer un examen regu1ier et une mise a jour des tarifs d'electricite (paragraphe 4.14). 20. I1 existe un potentie1 important de mobiliser a moyen terme des ressources financieres additionne11es (paragraphe 4.15) grace a l'amelioration de la gestion de 1a clientele (paragraphe 4.11), 1a reduction des pertes techniques dans 1es systemes de distribution (paragraphe 4.21) et 1'augmentation des ventes. L'achevement dans les de1ais prevus de l'interconnexion Moukoukou1ou-Brazzaville (paragraphe 19) et du programme de rehabilitation du reseau de distribution contribuera a 1'accroissement des ventes necessaire a l'assainissement financier de 1a SNE. 21. La SNE exp10ite un reseau de distribution d' e1ectrici te comprenant deux reseaux independants qui desservent essentie11ement 1es deux grandes agglomerations du pays, Brazzaville et Pointe Noire. Les installations de distribution de ces deux reseaux sont dans 1 tun et - viii l'autre cas en tres mauvais etat, du fait de leur saturation et de leur entretien insuffisant. 11 s'agit 18 de la raison majeure expliquant les ruptures frequentes des fournitures de courant de la SNE, moindrement exposees par ailleurs aux defaillances affectant les installations de production et de transport. Les deux reseaux sont en cours de raccordement par une ligne de transport de 225 kV, qui devrait etre mise en servi ce vers la fin de 1 I annee 1988 (paragraphe 4.5). La pui s sance excedentaire dont dispose la centrale hydraulique de Moukoukoulou (proche de Loudima) a1imentera alors le reseau, et reduira considerablement 1es besoins actuels d I importations aupres du pays voisin, le Zaire (paragraphe 4.18). 22. A court terme, paral1element a la reorganisation et au renforcement du sous-secteur, la SNE devrait axer ses efforts sur: (a) la max1m1sation de 1 I avantage economique tire des actifs productifs existants; et (b) 1 'obtention de niveaux de fiabilite acceptables. Un projet de modernisation des reseaux de distribution satures de Brazzaville et de Pointe Noire est actuellement en cours de realisation (paragraphes 4.21-4.22). Les depenses engagees a ce titre ayant ete reduites dans le cadre des mesures d'adaptation a la baisse des prix du petrole, la fin des travaux est maintenant prevue pour 1990. Plusieurs difficultes nlont cependant pas encore ete reso1ues, notamment: (a) la deterioration de la centrale hydraulique de Moukoukoulou; (b) le defaut de puissance de secours et d'appoint 8 Pointe' Noire; et (c) l'absence d'une strategie d'exploitation du nouveau reseau interconnecte. 23. Il faudra disposer de toute 1a production d'electricite des deux grandes centrales hydrauliques de Moukoukoulou et de Ojoue (qui alimentent Brazzaville) lorsque l'interconnexion sera realisee. Les travaux de remise en etat dont la centrale de Ojoue a besoin, ont ete inscrits au budget du programme de travaux de la SNE pour la periode 1986-1989 (paragraphe 4.28). A Moukoukoulou, les installations doivent faire 1 'objet de travaux importants; i l faudra egalement remedier aux autres problemes de la centrale, si lIon veut augmenter la production et developper/maintenir la fiabilite de la puissance installee (paragraphe 4.28) · 24. Le besoin de puissance de secours et d Iappoint cons tate a Pointe Noire persistera. Toutefois, la SNE devrait etablir toutes mesures necesaires 8 l'accroissement de la fiabilite de la ligne unique de 225 kV qui relie l' agglomeration 8 la centrale de Moukoukoulou. Il faut adopter un programme d'entretien preventif, afin d'assurer la fiabilite future de la ligne (paragraphe 4.23). 11 importe par consequent de definir des normes de fiabilite du reseau et de veiller a leur application, tout en minimisant le coilt total des investissements simultanement engages 8 cet effet, pour le renforcement du reseau de transport, la mise en place d'une puissance d'appoint d'origine thermique provenant des principaux autoproducteurs pr1ves (paragraphes 4.29 4.32). La SNE devrait avoir mene 8 bien toutes les etudes necessaires et engage les investissements correspondants au plus tard en 1990. - ix 25. Il sera indispensable de definir une strategie d'exploitation du reseau, pour tirer pleinement parti des avantages du reseau interconnecte, une fois celui-ci cree, et veiller a prendre les dispositions adequates pour l'operation du reseau (paragraphe 4.25). Par ailleurs, il faudrait concevoir et realiser un centre de conduite centralisee du reseau (paragraphe 4.26) compatible avec les postes de commande locaux pour les reseaux de distribution de Brazzaville et de Pointe Noire. 26. La mission a recommande d'attribuer dans le budget d'investis sement une priorite elevee a la realisation de l'interconnexion, la mise en place des equipements de telecommunications, et l' installation d' un centre de conduite simplifiee (paragraphe 4.19). A part cela, il n'y aura lieu d' entreprendre aucun autre investissement important pour les installations de production ou de transport dans le sous-secteur de l' electricite a court ou moyen terme. La SNE devrait donc reporter l'execution de tous les programmes d'investissement jusqu'a ce que soient terminees la modernisation de l'infrastructure actuelle et la reorganisation du sous-secteur. A ce titre, il conviendra notamment de differer les programmes d'e!ectrification rurale, jusqu'a ce qu'une etude detaillee des besoins energetiques des regions rura1es et des options d'apprc,visionnement correspondantes ait ete entreprise (paragraphes 4.33 4.39). Conformement a la recommandation ci-dessus, i1 faudrait etudier les investissements requis pour la mise en place d'une puissance d'appoint et de secours a Pointe"Noire (paragraphe 22). Gestion de la demande et strategie concernant l'energie tiree du bois 27. Les pouvoirs publics sont preoccupes par les couts d'approvisionnement relativement eleves des combustibles derives du bois: (a) dans la mesure ou ils traduisent semble-t-il l' ampleur du phenomene de deboisement (paragraphe 5.7); et (b) du fait de leur incidence sur le budget des menages (paragraphe 5.9; Tableau 5.4). Le Gouvernement peut recourir a deux strategies pour reduire les couts en question: trouver de nouvelles sources d'approvisionnement, plus proches du marche, ou ameliorer les rendements d'utilisation finale. 28. La justification de la premiere strategie repose sur l'hypothese ~uivant laquelle la demande de combustibles derives du bois contribue de fa~on decisive au deboisement. D'apres les estimations de la mission, ces deux phenomenes ne sont pas encore etroi tement lies (paragraphe 5.4); de plus, l'option proposee suivant cette strategie ne permet pas de reduire les couts d'approvisionnement (paragraphe 5.8). La mission recommande donc de cesser de financer les plantations peri urbaines tant que la necessite de ces projets ne sera pas demontree dans le cadre d'une analyse globale de l'offre et de la demande de combustibles derives du bois (paragraphes 5.29-5.30). 29. 11 existe d'autre part un potentiel considerable d'utilisation des residus ligneux des plantations actuelles, pour la production de charbon de bois (paragraphes 5.15-5.23). Ainsi, l'utilisation de residus - x "gratuits" fournis par l'exploitation des plantations autorise une reduction substantielle des couts de production du charbon de bois. Bien qu'il convienne d'axer sur l'exportation tout projet a court terme dans ce domaine, un accroissement de l'offre de charbon de bois a faible prix de revient est par ailleurs susceptible de stimuler la demande locale a moyen terme. Aussi faudrait-il mettre au point une strategie nationale de production et de commercialisation concernant ce combustible (paragraphe 5.29). 30. La strategie la plus prometteuse pour obtenir a moyen terme une reduction des couts d'approvisionnement des combustibles derives du bois, consiste a ameliorer les rendements d'utilisation, principalement par des perfectionnements techniques apportes aux foyers. Grace a une formation adequate, les utilisateurs de foyers ameliores pourraient reduire de 40% a 55% leur consommation de bois (paragraphe 5.12), moyennant des frais d'investissement supplementaires limites. De plus, la ponction sur les ressources ligneuses serait alors redui te en consequence. Il conviendrait par consequent de lancer un programme de gestion de la demande axe sur 1 'utilisation des foyers ameliores (paragraphes 5.12 5.14; 5.29). Programme d'actions prioritaires 31. Parmi les recommandations de la mission concernant le secteur energetique, les elements suivants ont ete selectionnes en vue de leur application prioritaire d'ici a 1990. Programme minimum d'investissements publics 32. Les projets suivants, qui concernent tout le sous-secteur de 1 'electricite, devraient recevoir une priorite absolue dans le budget d'investissements jusqu'en 1990: (a) achevement de la ligne de transport Loudima-Brazzavi1le; (b) achevement des travaux de modernisation et de conversion a 20 kV des reseaux de distribution de Brazzaville et de Pointe Noire; (c) projets definis au terme des travaux de recherche prioritaires enumeres ci-dessous (paragraphe 34). 33. Parmi les projets qu'il conviendrait de differer et pour certains de reexaminer, suite a l'execution des actions preconisees, on peut dter: (a) grands projets d'amenagement hydro-electrique et de creation de lignes de transport prevus dans le cadre des programmes d'electrification rurale (Chapitre IV); - Xl (b) plantations peri-urbaines de bois de feu--en attendant les conclusions d' une analyse detaillee de la demande energetique des menages et de sa contribution a la consommation de bois et au phenomene de deboisement (Chapitre V). Recherches et activites promotionnelles prioritaires 34. Les recherches et les activites de promotion enoncees Cl dessous devraient etre entreprises au cours de la periode 1987/88: 3/ (a) reexamen de la strategie de developpement des res sources petrolieres, et notamment de 1 'introduction eventuelle d'ameliorations du cadre juridique et fiscal (140.000 $EU); (b) promotion des activites de prospection du domaine minier terrestre (concession de Kayes, dans le Bassin cotier et la Cuvette centrale) et du domaine minier offshore libere en 1987 (0,7 a 1,3 million de $EU); (d elaboration d' une strategie d' exploitation du nouveau reseau interconnecte Brazzaville-Pointe Noire (60.000 $EU); (d) identification de la solution lao moins couteuse pour garantir une securite adequate d' approvisionnement. en electricite aux usagers de Pointe Noire (60.000 $EU); (e) etudes de faisabilite concernant (i) la mise en production immediate des gisements terrestres les mOlns couteux a exploiter (40.000 $EU) et (ii) le recyclage du gisement offshore de gaz-condensats de Litchendjili (50.000 $EU) ; (f) conception detaillee d'un programme de modernisation des centrales hydrauliques de Ojoue et Moukoukoulou (120.000 $EU); (g) preparation d' un programme visant a promouvoi r la production privee et la commercialisation de foyers a bois a haut rendement, utilises pour la cuisson des aliments (150.000 $EU); et 3/ Oepuis la mission d'evaluation du secteur energetique, deux bailleurs de fonds ont exprime leur intention de participer au financement des elements prioritaires du programme : (a) la Banque Mondiale, par le biais du Second projet d'assistance technique suggere par ses soins, et (b) le Programme PNUO/Banque Mondiale d' aide a la gestion du secteur energetique (ESMAP, Energy Sector Management Assistance Program), grace a des fonds fournis par le Gouvernement fran~ais. - xii (h) evaluation economique et financiere de la production de charbon de bois, destinee initialement a 1 'exportation, a partir des plantations actuelles, a Pointe Noire (60.000 $£U). Reformes institutionnelles 35. Le Gouvernement devrait profiter de la periode d' adaptation actuelle pour supprimer les principaux obstacles structurels a la rentabilite des operations dans le secteur energetique: (a) It conviendrait d' adopter un nouveau systeme de prix et/ou d'approvisionnement afin d'assurer que Ie pays puisse etre approvisionne en produits petroliers fournis aux conditions les plus avantageuses. (b) HydroCongo devrait conceder ou sous-traiter le plus grand nombre possible d'activites. (c) Le Gouvernement et la SNE devraient conven1r le plus tot possible du champ d' application, du financement et du calendrier du programme d'actions a entreprendre pour clarifier le role de la SNE; l' objectif a moyen terme assigne a cette derniere consiste a assurer integralement l' approvisionnement public en electricite. (d) Le Gouvernement devrait evaluer les modalites a envisager pour promouvoir l'utilisation de l'electricite provenant des autoproducteurs pour faire face a des besoins de puissance d'appoint et de secours si les conditions le justifient. Planification des res sources humaines et besoins de formation 36. Parallelement au programme de reformes institutionnelles, il conviendrait d'entreprendre des que possible les activites suivantes en matiere de planification des res sources humaines et de formation: (a) assistance technique et formation, visant a developper l'aptitude du Ministere des Mines et de l'Energie a assurer le SU1V1 des operations petrolieres et celle de la DRP d'HydroCongo a verifier la comptabilite des entreprises en association; (b) formation d 'un petit groupe de hauts fonctionnaires congolais aux principes et aux methodes courantes des marches petroliers internationaux; et - Xl. 1. 1. (c) poursuite de l'assistance technique fournie a la SNE afin d'ameliorer la gestion de la clientele et la gestion financiere et mise en place des moyens supplementaires necessaires pour: (i) concevoir un programme d'assistance technique et un plan de formation du personnel de la SNE charge de l' exploitation du nouveau reseau interconnecte; (ii) etablir un systeme de planification des res sources humaines et un plan de formation du personnel; et (iii) creer et former un groupe de planification integree du reseau. I. APERCU Donnees generales sur le pays 1.1 La Republique populaire du Congo est situee en Afrique equatoriale et son territoire en forme de "J" s'etend sur quelque 342.000 km 2 · Le fleuve Congo forme la frontiere ouest du pays avec le Zaire, et possede un vaste reseau d I affluents consti tuant la principale voie de communications entre la partie sud fortement peuplee et la region septentrionale densement boisee de la cuvette centrale. 1.2 Des avant l'independance en 1960, le Congo s'est caractedse par son urbanisation importante. Pres de 55% des 1,91 million d'habitants formant la population totale vivent dans les regions urbaines, essentiellement dans la capitale Brazzaville (595.000 habitants) et dans la cite portuaire industrielle de Pointe Noire (297.000 habitants). Plus de 80% de la population totale vit aut our de l'axe defini par ces deux villes. Donnees economiques 1.3 L' economie du Congo est dominee par le petrole. En 1985, le petrole a assure 40% du PIB (soit 944 milliards de F.CFA au total), 90% des exportations et les deux tiers des revenus budgetaires. Le commerce, les transports et les services viennent au second rang pour leur contribution au PIB (29%); les revenus petroliers ont en effet engendre une rap ide croissance de l'activite dans ces secteurs, ~ partir de 1979. En revanche, les secteurs non lies ~ la production de petrole, tels que l'agriculture et la foresterie ont contribue seulement pour 7% au produit interieur. Ainsi la production agricole a diminue en termes reels depuis 1979, la part de la foresterie--jadis principale source de revenus ~ l'exportation--demeurant cependant stable. 1.4 Le PIB a progresse ~ un rythme annuel de 14,2% en termes reels de 1979 ~ 1983, pour ralentir seulement en 1984 et en 1985, suite au. declin de la production petroliere et ~ la reduction des investissements publics, qui avaient auparavant quadruple de 1979 a 1984. Le Gouvernement a donc traverse une periode critique de manque de liquidites et accumule en 1984 et 1985 d'importants arr1eres de sa dette etrangere. 11 a cependant entrepris de stabiliser l'economie, au moyen d'un "programme d'ajustement structurel", defini par ses soins et adopte au milieu de l'annee 1985. Toutefois, l'effondrement des prix petroliers vers la fin de cette meme annee a provoque une rapide deterioration de la situation: les revenus petroliers prevus respectivement pour 1986 et 1987 sont tombes au tiers et au cinqu1eme du niveau atteint en 1985 (225 millions de F .CFA). Au milieu de l' annee 1986, le Gouvernement a demande au FMI de l' aider a redtHinir ses politiques economiques et - 2 financieres de fac;on a dthacher l' economie de son extreme dependance a l'egard des revenus petroliers. A moyen terme cependant, leur influence n'en demeurera pas moins importante. Evolution de la croissance de la consommation energetique Energie commerciale 1.5 Le Tableau 1.1 recapitule 1 'evolution de la consommation totale d'energie commerciale (electricite et produits petro1iers) de 1978 a 1985. Celle-ci a progresse a un rythme moyen annuel de 6,15% au cours du boom economique, puis a connu une chute brutale en 1984-1985. La consommation par habitant a presente une croissance similaire, le taux de croissance de la consommation energetique s'averant superieur a celui de la population. Par contre, l'intensite energetique de la production des autres secteurs de l' economie a constamment. diminue. Cette tendance traduit la faible croissance des secteurs (non-petroliers) a forte intensite energetique. L'Annexe 1 presente une ventilation de la consommation d'energie commerciale par type de combustibles et par produit. Energies traditionnelles 1.6 On ne di spose pas de donnees de reference en ce qui concerne 1 'evolution de la consommation de combustibles traditionnels, essentiellement les combustibles derives du bois (bois de feu et charbon de bois). Dans la plupart des pays d'Afrique sub-saharienne, les taux de croissance de la consommation sont au moins egaux a celui de la population, bien que ces derniers temps ils aient pu etre legerement inferieurs, du fait de la substitution progressive des combustibles commerciaux aux combustibles traditionnels. Compte tenu des observations de la mission quant a la consommation par habitant (paragraphe 6.11), on evalue a 770.000 tonnes/an (equivalent bois) la consommation actuelle de combustibles derives du bois, dont 97% par les menages. It est assez interessant de remarquer que la consommation domestique de ce type de combustibles se compose en majeure partie de bois de feu, les estimations des quantites consommees chaque annee de charbon de bois ne depassant 11.000 tonnes. Repartition actuelle de la demande 1.7 Le bilan energetique pour 1985 relatif au Congo (Tableau 1.2) indique la repartition de la demande. Les combustibles provenant de la biomasse et en particulier du bois, representent 46% de la consommation interieure, les produits petroliers 45%, tandis que l'electricite et le brut (ce dernier etant consomme par l'industrie petroliere) se partagent a parts sensiblement egales le pourcentage restant. Quant a la - 3 repartition par secteur, les menages constituent les principaux consommateurs et representent 50% de la demande finale; par ailleurs, les combustibles derives du bois assurent plus de 85% des besoins des menages. Les transports, principal secteur consommateur de produits petroliers, correspondent a 23% de la demande. Parmi les autres grands secteurs consommateurs d' energie, figurent l' industrie petroliere et les diverses activites industrielles qui contribuent respectivement a raison de 14% et 10% a la demande finale. Il est interessant de relever que l'industrie petroliere proprement dite vient au second rang des secteurs consommateurs de produits petroliers (22% de la consommation nette). Tableau 1.1: CONSOMMATION D'ENERGIE COMMERCIALE ET INDICATEURS DE REFERENCE 1978 - 1985 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 Consommation d'energie commerciale (000 de tep) 205,10 245,40 261,56 270,61 304,45 335,18 291,35 300,00 Taux de croissance (%/an) -1,88 6,58 3,46 12,50 10,10 -13,08 2,97 Consommation par habitant (kep) 163 154 159 158 171 182 152 151 I ntens i tEl energet i que (kep/F .CFA) .!/ 0,90 0,80 0,73 0,61 0,60 0,64 0,51 0,54 Coefficiont energetique ~/ -0,19 0,37 0,14 0,96 2,80 -1,52 -0,96 ,~/ Consommat ion energet i que par F .CFA de PI B. PI B expr i me en F.CFA 1980. b/ Ratiio calcule en rapportant la croissance de la consommation d'energie commerciale a celie du PIB. Source: Annexe 1. TaM_. 1.2: BD.NI ~1lJ1!. III IlHJ) IWII I~S (em de TEP) hqt.e Pr1a1re I'I:oIIu1t. I'II!trollen ~de 11&1.4.- hrgle Ktrole Ktrole Cathd- I!aeenoe 'lbtal p:oIu1t. feu Igrtoou. tr,dta1U.que brut 0lIIrtal l'lectrlc1t6 I!aeenoe Unpmt actaJt QUDla I\.Iel d'avlatlm fR 01"".. pftcollen 'lUI'AL a'fre brute I't"ab:ttoo 271,00 6,n 10,96 5.847,00 0,00 6,201,08 lopxuti.... 1,23 22,62 t,l,/) 0,118 0,56 )),46 40,69 r.q,ottaUooa p:1a.l1'ell (5.226,00) 0,00 (s.226,OO) Varlaticnt &. ,toc:b (4,18) (0,66) (2,10) (8,69) (0,01) (15,65) (lS,6S) a'fre totale di.op;ln1b1e 271,00 6,12 10,96 621,00 0,00 7,21 (4,18, 21,96 7,10 (8,69) 0,88 O,S) 11,80 ' 1,001.\2 'I'twlIfan.tl.onl ItafflJEge d.J ~ (25,))) (598,12) SII,I8 31>,29 126,10 119,71 4,19 ',n 512,0& (26,67) Prod. cbu:tat bo1a 7,00 (\1,11) Prod. ~t11.q.Ie o,n (0,65) (0,65) (0,52) .f" Prod. ~n..p. (70,96) 24,91 (46,55) Autopr,19 129,12 0,114 4,17 ',n 5117,21 1lll,III bpon"U... aernrds1... (288,74) (2M,14) (288,74) ¥ental de fIOUt.IISe8 (0,20) (24,04) (12,10) (1,07) (0,00) (1'1,41) (1'1,41) ~ 1nI:h1eunI nette 251,61 6,12 0,00 22,28 7,00 27,01 54,02 21,22 10,86 122,10 11,51 0,84 4,11 8,ll 2>9,06 511,13 Sectalr dcmestique/ ~ 243,67 7,00 t,lll 21,22 2,69 1,11 27,29 288,45 1bJnsporU 51,79 10,86 66,69 0,84 112,19 1l2,19 lrdustru. pftrol.Ure 22,28 28,'18 21 ,Ill B,n 58,40 M,68 Autnll lrdustrlal 8,00 6,12 14,01 12,n 16,41 O,M 2t,9S l'i8,1lI ¥1=ltuno 7,21 1,21 7,21 Sect_ p1bllc/ trllVlUll p.Ibl1ca 1,10 0,21 l,M 4,0) 7,ll Source: 1+£, ~, «ntAP, H, l!atlmatl.onl de ........... too. " - 5 II. PROSPBCTIOH BT EXPLOITATIOH DBS RBSSOURCBS PBTROLIBRBS Questions examinees 2.1 Le petrole a fourni 1 'impulsion necessaire a la croissance et joue un role predominant dans l' economie depuis 1979 (paragraphes 1.3 1.4), a tel point que tous les projets d'investissements dans le secteur public dependent actuellement du maintien des possibilites de decouverte de nouvelles reserves petroliires. Le Gouvernement estime que l'impact du secteur petrolier sur l' ensemble de l' economie nationale, quoique preponderant, ne doit pas amener a sous-estimer le fait que la contribution du pet role dans le bilan energetique national reste relativement faible si l'on prend en compte les energie traditionnelles (bois de feu). L'objectif poursui vi par l'Etat est de veiller a reduire davantage et progressivement la consommation du petrole dans la consommation energetique nationale et de promouvoir celle de l' energie hydro-el.ectrique ainsi que 1 'utilisation du petrole brut importe mieux adapte a la configuration de la raffinerie. Les autorites responsables du secteur considirent dans ce contexte que le pet role brut exploite au Congo est avant tout une "matiire strategique" generatrice de res sources contribl.lant aux in'lestissements. Dans les cinq prochaines annees le poids du secteur petrolier au sein de l'economie demeurera donc suffisalnment important pour que toute modification des prix ou de la production de petrole ait un effet en matiire de stabilisation economique netteme:nt super leur a celui des modifications d'orientation ou des decisio:ns d'approvisionnement adoptees dans d'autres secteurs. Le present chapitre decrit par consequent un programme d'action propre a assurer que les revenus petroliers apportent la contribution la plus importante possible aux res sources disponibles au cours de la periode d' adapt.a.tion et repondent aux besoins a moyen terme du developpement national. 2.2 En toile de fond de ce programme d'action, le present chapitre (a) resume succinctement les resultats d'une recente etude des res sources petroliires du Congo et (b) examine l'impact des fluctuations des prix du brut sur la production petroliire et sur les recettes pub1iques qUl en dependent. Sur la base de cette analyse, la mission propose: (a) un programme d' action visant a developper a court et moyen termes la production petroliire et les revenus correspondants; et (b) des suggestions en matiire de promotion des recherches petroliires afin d' assurer a plus long terme la poursuite de l'exploitation des ressources. - 6 Reserves et production de pet role 2.3 Le Congo comporte deux ~assins sedimentaires (carte BIRD 20005), 1e Bassin cotier (28.000 km ) et 1a Cuvette centrale situee A l'interieur des terres (100.000 km 2 ). Le Bassin coder comprend un segment terrestre (7.000 km 2 ) dont 1a production petro1iere est demeuree 1imitee jusqu'A present, un secteur offshore sur le plateau continental (0-200 m) d'environ 7.800 km 2 , dote d'une production abondante et enfin, un secteur offshore en eau profonde (200-300 m), qui n' a encore fait l'objet d'aucune decouverte, ni d'aucune activite de production. La section geologique du Bassin cotier est divlsee par une couche evaporitique (saline) en une section inferieure ante-sa1ifere et une section superieure ou post-salifere. La p1upart des reserves actue11ement connues se trouvent dans cette derniere, ou 1es investissements pour 1es forages de recherche sont inferieurs A ceux de la section ante-sa1ifere. Quant A 1a Cuvette centrale, situee dans une zone e10ignee d' acces diffici1e, elle a seu1ement fait l' objet d' une campagne de reconnaissance aeromagnetique. 2.4 Au total, que1que 540 puits ont ete fores au Congo, tandis que 60.000 km de re1eves aeromagnetiques et 50.000 km de re1eves sismiques ont ete etab1is et analyses. Suite A 1a decouverte d'un petit gisement de gaz et de pet role A Pointe Indienne en 1958, Elf Congo et Agi p Resources· Congo ont fait des decouvertes importantes respectivement en 1979 (Emeraude) et en 1971 (Loango). 11 y a eu en tout 40 forages de recherche, presentant des indices de petrole et/ou de gaz, dont 12 seu1ement ont ete apprecies et neuf mis en exploitati"on. Avec 1 'effort considerable de prospection dejA entrepris, on se trouvait encore en 1986 en presence d' importantes possibili tes d' adjonct ion de nouvelles reserves: (a) 11 eXlstait 22 puits de decouverte, dont l'appreciation reste A faire--sept A dix pourraient en definitive s'averer commercia1ement exploitables et comporteraient des reserves potentie11es d'environ 250 A 500 millions de bari1s. (b) Quelque 26 structures identifiees n'etaient toujours pas forees. (c) 11 y avait une forte probabilite de decouvrir de nouvelles structures dans 1a section pre-salifere du Bassin cotier et, le cas echeant, d'un grand gisement. 2.5 Les reserves connues d'hydrocarbures se trouvent principalement dans 1e Bassin cotier, dont 1a partie offshore renferme que1que 91%. Les estimations des reserves exploi tables restantes de petrole (condensats indus) et de gaz non-associe des puits de decouverte en exploitation, delimitees ou non (soit en tout 36 structures petroliferes et 17 structures renfermant du gaz) varient se10n le taux de recuperation - 7 retenu 1/ et le ratio reserves/production. Elles se situent pour le petrole-entre 1.065 millions de barils de stockage standard (mBss) pour un taux de recuperation faible et de plus de 2.000 mBss pour un taux de recuperation eleve. Pour le gaz non-associe, les estimations sont de l'ordre de 800 mBss et 1.634 mBss respectivement, au ler janvier 1986. I1 s'agit toutefois d'estimations prudentes, puisqu'elles font abstraction des indices prometteurs de reserves supplementaires. 2.6 Le Tableau 2.1 presente la liste des permis de production au ler janvier 1986. La carte BIRD 20005 indique l'emplacement des blocs de prospection (ainsi que les permis d'exploitation). Les deux principaux permis d'exploitation sont Mandingo et Pointe Noire Grands Fonds (PNGF) dont Agip Resources Congo et Elf Congo sont respectivement titulaires. Ces deux compagnies ont conclu un accord d'association (65/35) couvrant leurs activites de prospection, leurs deux permis ayant exp1re conjointement en novembre 1987. Amoco et Conoco detiennent egalement des perm1s de prospection offshore. 2.7 C'est en 1960 a Pointe Indienne qu'a commence a petite echel1e 1a production petro1iere congolaise, l'exploitation de l'immense gisement Emeraude ayant debute seulement en 1972. Les neuf gisements en production en fevrier 1986 avaient un taux de production totale de 15.000 b/j. Tous les gisements en e~ploitation sont situes dans 1a Cuvette litt·orale. Impact de la baisse des prix du petro1e 2.8 Le Tableau 2.2 decrit la croissance de production petro1iere et des reCI!ttes publiques tota1es correspondantes depuis 1980. 2.9 Les recettes petrolieres de l'Etat se composent des redevances, de l'impat sur lea revenus petroliers et dans certains cas des benefices des participations pub1iques apres deduction d'impats. Chaque gisement est reg;i par une convention qui definit 1a redevance (14,5-17 ,5%), Ie taux d ' imposition des revenus (55-75%) et 1e taux de participation de l'Etat (au moins ega1 a 50%), soit directement, soit par l'intermediaire d'Hydro(::ongo. Benefices et redevances sont ca1cu1es sur 1a base d'un prix dE! reference fiscal defini dans 1es textes 1iant 1es societes petro1ieres au Gouvernement. Pres de 80% des impats dus au titre d'une annee doivent etre payes avant la fin de l'annee en question. l/En effet, les taux de recuperation des petro1es congolais sont ;ariables et/ou faibles pour certains gisements (Emeraude 4% sans l' application de la technique d' injection). Les taux pour les autres gisements varient de 15 a 27% selon les techniques employees. - 8 Tableau 2.1: LISTE DES PERMIS DE PRODUCTION, 1986 Nlveau de Compagnie Nombre de production Nom du gisement (% de participation) Superficie gisements (fevr ier 1986) (en km 2 ) (bl j) Pointe Indienne Elf Congo (100) 10,7 194 Emeraude Elf (65), Agip (35) 331,0 22.065 Loango E Agip (65), Elf (35 ) 50,6 112 21.351 Loango 0 Elf (65) , Agip (35) 65, I 112 Likouala Elf (65) , Agip (35) 63,4 I 18.965 Sendji-Yanga Elf (65) , Agip (35 ) 170,0 2 52.718 Mengo !/ Elf (85), HC !!I (15) 24,0 228 Kundji ~I Elf (85), HC (15) 98,7 179 Bindi al EI f (85), HC (15) 100,0 45 Tchibouela Elf (65), Ag I p (35) 135,0 Zatchi Agip (65), Elf (35) n.d. al La production de ces gisements n'est pas soumise au calcul de redevances, en raison du fort deficit de leur bi Ian. bl HC = HydroCongo. Source: MME et HC. Tableau 2.2: PRODUCTION ET RECETTES PETROLIERES TOTALES 1980 1981 1982 1983 1984 1985 Production (Mb) 18,6 23, I 33,2 36,9 33,5 41,3 Recettes (milliards de.F.CFA) 72,6 133,2 150,7 180,8 213,3 224,5 Source: MF, MME, at mission FMI. - 9 2.10 La mission a retenu deux scenarios afin d'i11ustrer 1a sensibi1ite au prix du brut de 1a production et des recettes pub1iques correspondantes. Pour 1e prix de reference fiscal applicable au Congo, 1es scenarios sont 1es suivants (en $EU courants/b): 1986 1987 1988 1989 1990 HYPOTHESE BASSE 14 14 15 16 16 HYPOTHESE HAUTE 15 17 19 22 25 La mission a estime a partir des deux evolutions du prix de reference ainsi envisagees, et sur la base de deux scenarios de production, dont un scenario plus optimiste impliquant la mise en production de gisements nouveaux. La principale hypothese sur laquelle repose le scenario de faible croissance est cel1e d'une realisation partiel1e du programme en deux etapes de mise en production de Tchiboue1a (76.300 b/j en 1990). Le scenario de forte croissance suppose: (a) une amelioration des activites d'entretien du gisement, entrainant une augmentation des rendements; (b) 1a p1eine mise en production de Tchiboue1a; (c) 1a mise en production progressive du gisement de Zatchi et (d) la mise en production initiale en 1989 du gisement de Tchendo--dont 1a delimitation est pratiquement terminee (130.600 b/j en 1990). 2.11 La mission' a egalement estime, a titre indicatif, differents niveaux de recettes petrolieres de l'Etat. Les resultats consolides de ces calcu1s sont presentes au Tableau 2.3. En valeur nominale, les revenus totaux des participations pub1iques en 1990 varient de 18% a 71% des revenus totaux de 1985 (225 milliards de F .CFA). Ces resultats mettent en evidence l' enorme effet mu1tiplicateur d 'une hausse re1ativement faible des prix petroliers, en stimulant un accroissement de la production et en ramenant les gisements 1es plus importants au-des sus du seui1 de rentabilite, et par consequent dans 1a tranche d'imposition des benefices petroliers. - 10 Tableau 2.3: RECETTES PETROLIERES PUBLIQUES, 1986-1990!/ b/ 1986 1987 1988 1989 1990 Evolution basse du prix de reference (milliards de FCFA) 33,9 32,1 44,5 53,8 40,1 (mill ions de $EU) 96,9 91,8 127,3 153,7 116,4 (15% ) (14% ) (20%) (24% ) (18% ) Evolution haute du prix de reference (milliards de FCFA) 37,1 44,3 72,6 95,1 160,0 (ml II ions de $EU) 101,8 126,4 207,5 265,9 457,2 (17% ) (20%) . (32%) (41% ) (71 %) a/ Les ch I ffres entre parentheses I nd i quent les revenus totaux nom I naux expr imes en pourcentage ?u tota I des part I c i pat ions pub I I ques pr i ses en 1985 (225 mil I I ards de F.CFA en comptabllite de caisse). b/ Les e I aments ajoutes ayant ete arrond is, I es totaux ne corres pondent pas necessairement a leur somme. Source: Estimations de la mission. 2.12 Les revenus petro1iers ont represente 67% des recettes tota1es de l'Etat en 1985. Suivant 1es hypotheses 1es plus plausibles quant a l'evolution des prix petro1iers en 1986, 1es recettes totales de l'Etat n'atteindront pas 1a moitie de celles realisees en 1985. De plus, meme en retenant l'hypothese de prix 1a moins favorable de celles envisagees par la mission, le redressement sera lent et il faudra attendre 1990 pour observer le retab1issement partie1 des recettes a leur niveau anterieur. Dans ce contexte difficile, le Gouvernement devrait prendre toutes les mesures possibles dont certaines sont en voie d' execution, pour: (a) reduire les couts de production et ameliorer les revenus de l'Etat a partir des gisements existants; (b) accroitre les recettes en favorisant une mise en valeur rap ide des reserves qui necessitent le moindre investissement lorsque cette option s'avere viable; et (c) encourager 1es efforts d' exploration, de far;on a ce que les gisements delimites et les nouvelles decouvertes soient Mis en production des que le prix du petrole le permettra. - 11 - Strategie d'exp1oitation des ressources petro1ieres 2.13 La mission recommande l'adoption du programme d'action suivant, afin d'optimiser a court et a moyen termes 1es revenus de l'Etat tires du petro1e: (a) amelioration du SU1Vl des operations d'exp1oitation des gisements petro1iers; (b) reexamen du code minier y compris, si besoin est, modifications des presents accords; et (c) etudes de faisabi1ite consacrees a 1a mise en production acce1eree des reserves a faib1e cout de deve1oppement. Suivi des operations d'exp1oitation petro1iere 2.14 Le premier souci du Gouvernement devrait consister a preciser son analyse des couts d'exp1oitation et des couts financiers des gisements existants. Le but ainsi poursuivi est d'exp1orer 1es possibi1ites de reduction a court terme des couts en question et par voie de consequence de contribuer a l' accroissement des recettes- pUbliques. Un meilleur suivi des operations d'exp1oitation petroliere donnerait au Gouvernement 1a possibilite de mieux verifier 1es declarations de couts a prendre en compte par 1es impositions futures, ainsi que d' eva1uer 1es couts ~t benefices d 'une participation directe aux nouvelles operations de mise en production. 2.15 Au Congo 1a supervision du secteur petro1ier incombe au Ministere des Mines et de l' Energie (MME). Pour certaines des taches dont il est responsab1e a ce titre, 1e Ministere fait appe1 au concours de 1a Direction de recherche et production (DRP) d'HydroCongo. En depit des notnbreux specialistes dont dispose cette entreprise, en particulier au seiIl de 1a DRP, 1e personnel existant doit etre renforce pour 1e doter des qualifications necessaires afin d'assurer 1e suivi des operations des compagnies petro1ieres et verifier 1es comptes des entreprises en association d'HydroCongo. La mission recommande au Gouvernement de recourir a l'assistance d'experts exterieurs pour mener a bien 1es taches suivantes: (a) consei11er 1e MME quant au choix des mei11eures dispositions a prendre pour assurer un SU1Vl systematique des operations petro1ieres; (b) assurer une formation sur 1e tas des hauts cadres specialises du MME se1ectionnes pour cette fonction; (c:) conseiller 1e MME, au fur et a mesure des besoins, sur 1es prob1emes de suivi necessitant en particu1ier 1e recours a des techniciens specialises; - 12 (d) former le personnel de la DRP d 'HydroCongo a 1a verification des comptes des entreprises en association. Amelioration du cadre juridique et fiscal 2.16 A moyen terme i1 est sans doute possible d'ame1iorer 1a progression des recettes petrolieres pub1iques sans reduire pour autant 1es mesures d' incitation en faveur des activites de prospection et de mise en production. A l' epoque de 1a mission d' evaluation du secteur energetique (avril 1986), le Gouvernement a redige le cahier des charges d' une etude devant examiner La strategie d I exploi tat ion des reserves petrolieres du Congo. L' analyse technique doit reposer sur le recent travail, consacre aux reserves, tandis que 1 'analyse financiere et economique devra conduire a formuler des propositions visant a ameliorer l'actuel contexte juridique et fiscal. Les options envisagees devraient comporter notamment les accords de partage de production ou toute autre formule applicable aux projets futurs de mise en production. 2.17 A court terme, it devrai.t etre egalement possible de negocier des modifications aux contrats existants conclus avec les operateurs actuels. L' etude devrai t examiner les diverses interactions possibles entre taux de redevance, calendriers d'amortissement et modalites de pr1se en compte des frais financiers. Etude de faisabilite pour la valorisation des reserves de certains champs 2.18 Le Gouvernement devrait etudier La faisabitite de mise en prOduction d' un ou de plusieurs gisements petroliers si.tues a terre au voisinage de Pointe Noire, a l'interieur de La concession de Loeme, dans La Cuvette littorale. Les champs petroliers de Kundji et de Bindi contiennent par exemple des gisements relativement importants de petrole leger, a environ 4.000 pieds de profondeur. Si La poursuite de l'exploitation de ces petits champs petroliers s'avere viable, ces derniers pourraient etre mis en production a tres breve echeance et apporter ainsi une contribution certes limitee (de l'ordre de 10% de la production actuelle), mais immediate a La production petroliere nationale et aux recettes publiques correspondantes. 2.19 line deuxieme possibilite serait d'etudier La faisabilite d' extraire des condensats du gisement gazier de Lichtendjili. Situe a enV1ron 15 kIn en mer, ce gisement devrait eo effet se preter a La technique de reinjection, pour assurer le maintien en pression; si tel est le cas, il serait alors possible de recuperer une quantite proche de 50 millions de barils de condensat sur une periode de 10 a 12 ans. De plus, le gaz sec pourrait servir dans des proportions limitees a la production d'electricite (paragraphes 4.42-4.45). 2.20 La mission recommande d'eva1uer des que possible La faisabilite de ces options. Les etudes necessaires pourraient etre entreprises par les actuels conseillers techniques d'HydroCongo. - 13 Promotion des recherches petrolieres 2.21 Il ressort des travaux recents de prospection que le Congo offre de reelles possibilites de decouverte et de confirmation de reserves supplementaires relativement peu couteuses a exploiter (par rapport aux zones d'exploitation et de production de 1 'hemisphere nord du globe), notamment celles situees dans les zones de production actuelles (paragraphe 2.5). Dans l'immediat, le Congo doit tirer parti de cet avantage relatif pour intensifier la prospection de reserves supple mentairl~s pendant la periode d' affaissement des prix. Il est en effet indispensable de maintenir les recherches a ce niveau, afin d'assurer que les gisements delimites et les nouveaux puits de decouverte soient mis en production au fur et a mesure du retablissement escompte a plus ou moins long terme pour les prix. 2.22 La m1SS1on a defini l'eventail suivant des projections de depenses totales de prospection petroliere au cours de la peri ode 1986-1990 (en millions de $EU): !/ 1986 1987 1988 1989 1990 HYPOTHE:,E DE REFERENCE 65 70 70 80' 100 PROMOTION INTENSIFIEE 65 90 110 120 120 L' ecart entre ces deux projections depend en partie du resul tat des contrats de travaux actuellement en vigueur, l'ecart residuel etant fonctiola de l'efficacite des efforts deployes par le Gouvernement d'ici a la fin de l'annee 1988 pour promouvoir les activites de prospection. L'accroissement escompte au cours des trois annees 1988-1990 est imputable pour moitie a l'efficacite de la promotion, laquelle se traduit par environ 100 millions de $EU de depenses supplementaires d'exploration petrolH~re. Le cout du renforcement et de l' acceleration du programme actuel de promotion entrepris par le Gouvernement est de l' ordre d' un million de $EU. Jusqu' a une date recente la strategie nationale de promoti:m des domaines miniers liberes a ete relativement peu appliquee a la ZOnE! terrestre du Bassin cotier. Par ailleurs, elle n' a pas ete couronn6e de succes en ce qui concerne la Cuvette centrale, restee difficile d'acces et encore inexploree. 2/ Ces projections ne sont pas directement liees aux hypotheses d'evolution tarifaire definies par la mission pour 1986-1990, pU1sque les decisions de prospection envisagent les reserves du petrole a un horizon plus lointain, par compara1son aux decisions de m1se en production et d'exploitation. - 14 - Bassin Cotier 2.23 Renonciation aux droits offshore. Elf et Agip ont entrepris des forages de recherche au debut de l'annee 1987, vraisemblablement de quatre a six puits (depenses estimees a 40 millions de $EU); ces recherches permettraient de determiner les possibilites offertes par un certain nombre de structures non verifiees jusqu'a present, avant l' expiration en novembre 1987 des permis initiaux concernant PNGF et Madingo. Les dites compagnies devaient alors renoncer a la totalite du domaine mlnler, a 1 'exception du territoire de leurs concessions d'exploitation. Le domaine minier ainsi libere serait ensuite disponible a l' intention de toute compagnie petroliere interessee, notamment Elf Congo et/ou Agip. 2.24 Le MME a entrepris la preparation d' un dossier de promotion relatif au domaine mlnler offshore, et en particulier a la zone correspondant aux domaines d'Elf et d'Agip dont la concession expire en novembre 1987. Une reunion de promotion est prevue pour l'automne 1988. 2.25 Diverses activites de prospection offshore. Amoco a conclu un accord de prise diinterets lui permettant de se substituer a Citgo et Braspetro en tant qu'associe sur la concession Marine 1. Au terme de son programm~ pour 1986, Amoco devait realiser conjointement avec HydroCongo et Conoco une campagne aeromagnetique offshore, puis forer deux puits (dont un dans des structures pre-salines) de fa~on a remplir les' conditions necessaires pour obtenir une nouvelle extension de la zone' prospectee. Conoco, l'autre compagnie vouee exclusivement aux activites de recherche petroliere, detient la seule concession octroyee a ce jour aux termes de la nouvelle Loi sur les ressources petrolieres (Marine 2). Aprea avoir participe a la reconnaissance aeromagnetique offshore realisee en association vers la fin de l'annee 1986, Conoco etait tenue de forer un ou deux puits dans la section pre-saline. 2.26 En cas de forage d'un puit de decouverte par Amoco ou Conoco, des forages de delimitation sont ensuite prevus (vraisemblablement quatre puits). Par contre, s'il s'agit de puits improductifs dans l'un et l'autre cas, Amoco et Conoco ne chercheront sans doute pas a renouveler leurs droits a leur date d'expiration. Le domaine minier libere pourrait done etre integre au programme global de promotion du MME concernant le Bassin coder en 1988. La preparation des activites promotionnelles devrait en principe comporter un nouveau traitement des donnees sismiques fournies par les releves interessants effectues dans le Bassin cotier. Cette depense (environ 650.000 $EU) risque toutefois de devoir etre differee jusqu'a ce que le budget soit mieux equilibre. 2.27 Concession terrestre de Kayes. Le MME prepare actuellement des actions de promotion concernant la zone terrestre de Kayes en organisant des reunions de promotion. Cette initiative devrait etre coordonnee avec les autres activites prevues a ce titre, du moins dans la mesure du possible. - IS - Cuvette centrale (zone terrestre) 2.28 Les activites de promotion du MME concernant la Cuvette centrale ont ete sporadiquement axees sur des objectifs non coordonnes, fondees sur une interpretation assez defectueuse des reconnaissances aeromagnetiques et ont par ailleurs souffert de l' absence d' un cadre juridique et fiscal bien defini. La mission recommande (a) de reinterpreter le releve aeromagnetique et (b) de faire appel a une assistance exterieure pour la preparation d' un dossier de promotion et l'organisation de la reunion prevue egalement a ce titre. Recommandations 3/ 2.29 La mission recommande la poursuite du programme d'action suivant en ce qui concerne l' exploration et la mi se en production des ressources petrolieres: (a) assistance technique et formation, afin de developper les moyens dont dispose le MME pour surveiller les operations petrolieres et ceux de la ORP d'HydroCongo pour verifier la comptabilite des entreprises en association (150.000 $EU); (b) assistance" technique necessaire au reexamen de la strategie d'exploration des ressources petrolieres, et notamment a l' introduction d' ameliorations eventuelles au cadre juridique et fiscal (140.000 $EU); (c) etudes de faisabilite concernant la mise en production de certains gisements petroliers si tues dans la zone terrestre (40.000 $EU), et le recyclage du gisement offshore de condensats de Lichtendjili (SO.OOO $EU); (d) promotion des activites de prospection dans le Bassin cotier- domaine minier offshore libere (0.6 - 1,2 million de $EU) 4/ et la concession terrestre de Kayes (100.000 $EU)--avec prepa ration de rapports et organisation d'une reunion de promotion; 3/ Ces recommandations ont ete approuvees par le Gouvernement et les plus importantes d' entre elles ont ete prises en compte dans un second projet d' assistance technique finance par la Banque Mondiale. Le pro jet sera realise en 1987-1988. 4/ La fourchette superleure de l'estimation tient compte du retraitement des donnees sismiques. - 16 (e) promotion des activites de prospection dans 1a Cuvette centrale, avec reinterpretation des resu1tats de 1a reconnaissance aeromagnetique de 1980 (135.000 $EU), etab1issement du dossier de promotion et organisation d1une reunion de promotion (100.000 $EU). - 17 III. L'APPROYISIONHBMERT ET LA DISTRIBUTION DES PRODUITS PETROLIERS Questions examinees 3.1 L'approvisionnement et la distribution des produits petroliers sont la responsabilite de deux monopoles parapublics--la CORAF et HydroCongo. Dans le cadre des amenagements institutionnels prevalant en 1986, it n'existait aucune incitation permettant l'approvisionnement des produits petroliers d 'une maniere efficace et au moindre cmit. Ce chapitre propose des options visant a l' amelioration des amenagements actuels et a la redefinition de la structure tarifaire des produits pour mieux refleter les coiits economiques de l' approvisionnement. En gros, les problemes examines sont les suivants: (a) Le coiit marginal a court terme d'approvisonnement a partir de la raffinerie n' est pas competi tif avec le coiit des produits importes, en raison d'un certain nombre de facteurs techniques, commerciaux et economiques ou financiers. (b) La distribution des produits petroliers· sur le marche local par HydroCongo est caracterisee par des coiits excessivement eleves, attribuables a la faible discipline financiere de l'entreprise publique et a l'importance excessive de son effectif. (c) Il en resulte un nombre de distorsions dans la structure des prix, qui sont exacerbees par des criteres mal definis ou mal utilises dans la mise en application des politiques fiscale et de subvention. Organisation 3.2 L'approvisionnement et la distribution des produits petroliers sont places sous la supervision du Ministere des Mines et de l' Energie {MME} , qui assure la tut~lle des deux entreprises parapubliques operant dans le secteur, HydroCongo et CORAF. HydroCongo a ete creee en 1974. Il s' agit d' une compagnie petroliere nationale, dont l'integration est pratiqu1ament complete, et qui detient le monopole de la distribution des produit:; petroliers sur tout le territoire du Congo. Specifiquement, HydroCongo s'est vue confier la tache de (a) repondre a la demande locale des produits petroliers et en assurer l' approvisionnement et (b) gerer efficacement les activites de distribution. HydroCongo fonctionne comme un etablissement commercial, assujetti aux contraintes d'interet public liees a la politique nationale imposee par le MME. - 18 3.3 La Compagnie Congolaise de Raffinage (CORAF) est une filiale d'HydroCongo (60%) et de la Societe Nationale Elf-Aquitaine (40%). Les statuts de la CORAF definissent sa vocation en tant que compagnie de raffinage et fournisseur exclusif des produits petroliers a HydroCongo. La convention d'etablissement entre le MME et la CORAF lui permet d'importer les produits petroliers necessaires aux besoins du marche local en cas d' insuffisance de la production de la raffinerie. Les installations operees par la CORAF (paragraphe 3.4) sont la propriete totale du gouvernement. 3.4 Installations de raffinage. La raffinerie congolaise a ete con~ue au debut des annees 1970 et le premier essai de mise en service date de 1976. Toutefois, un certain nombre de defauts graves ont ete constates au niveau de la conception et de la realisation, des le demarrage des installations et des plaintes ont ete adressees au consortium initialement responsable des travaux. HydroCongo a ensui te dirige les travaux de remise en etat, afin d'assurer la mise en service en decembre 1982. 3.5 Les caracteristiques de la configuration et des installations annexes de la raffinerie au debut 1986 sont presentees au Tableau 3.1 La transformation en tour de distillation sous vide de 1'une des anciennes tours de rectification a ete ach.evee en juillet 1986, permettant ainsi d'augmenter jusqu'a douze tonnes par heure la capacite de 1 'hydrocraqueur. La nouvelle configuration offre une capacite totale de traitement ramenee a 800.000 tonnes/an. Tableau 3.1: CARACTERISTIQUES DE LA RAFFINERIE DE LA CORAF Unite de traitement tonnes/heure Distillation atmospherique 126 (total) Reformateur catalytique 10 Unite d'hydroraffinage des distil lats de tete 19 "Hydrocraqeur modere" 12 Installations annexes et stockage Production d'electricite 4 x 3.2 MW (besoins actuels: 2.8 MW) Stockage du brut 70.000 m3 Stockage des produits petrol iers 145.000 m3 Source: CORAF. - 19 3.6 En 1986, 1a 'raffinerie traitait environ 600.000 tonnes/an de brut Djeno produit sur place (28.4° API). L'evolution de la production annuelle de la CORAF depuis 1982 est decrite it 1 'Annexe 2. Environ 250.000 tonnes de produits finis sont fournies au marche local et plus de 300.000 tonnes de production excedentaire de fuel sont exportees (paragraphe 3.13). I l s'averera possible de corriger l'inadequation couteuse entre la configuration de la raffinerie et les besoins en produits du marche local lorsque la raffinerie traitera un petrole brut plus 1eger des 1987 (paragraphe 3.11). Concurrence entre le raffinage local et l'importation des produits 3.7 La mission a fait une comparaison entre les couts annuels totaux associes au raffinage local et ceux associes it l'importation des produits finis sur la base des conditions economiques du quatrieme trimest're 1985 et du troisieme trimestre 1986. Les couts de raffinage relatif au traitement du petrole brut local Djeno et du petrole brut importe Bonny Light ont ete consideres pour ces deux periodes. Les couts de raffinage sont aussi estimes dans le cadre d 'un scenario d'amelioration de la gestion et des operations de raffinage (voir details it l' Ann exe ~). 3.,8 L'analyse montre que: (a) Dans les conditions actuelles economiques et 'de configuration technique durant les periodes considerees, le raffinage local n'est pas competitif par rapport it l'importation des produits. Le cout supplementaire it l'economie du pays pour raffiner les produi ts localement plutot que de les importer pourrait monter jusqu'it 10,3 millions de $EU. (b) Quelles que soient lea conditions economiques, les operations de raffinage it la CORAF ne peuvent devenir marginalement economiques que dans la mesure ou une reduction importante des couts operationnels (y compris les charges financieres) est effectuee. 3.9 En interpretant l' analyse de la mission, it est important de faire 1a difference entre la rentabilite des operations de la CORAF, et les pertes que subit 1 'economie congolaise it la suite des modalites d'approvisionnement en produits. Etant donne que les prix ex-raffinerie sont fixes sur la base des couts (paragraphes 3.21-3.22), la CORAF realise effectivement un profit it partir de ces operations. Cependant, le Gou"ernement subventionne les pertes liees au fonctionnement de la raffinerie puisque la CORAF est la seule source d' approvisionnement en produits petroliers, source considerablement plus couteuse que l'importation; selon l'analyse detail lee de la mission, le surcout est - 20 Tableau 3.2: COUTS DU RAFFINAGE LOCAL PAR RAPPORT AUX IMPORTATIONS a/ (mill iers de SEU) Conditions actuelles de Gestion amelioree et gestion/exploitation reduction des couts Type de brut ~/ Djeno Bonny Light ~/ Djeno Bonny Light ~I Quatrieme trimestre 1985 (conditions anterieures) Couts du rafflnage 90.223 84.815 80.133 74.725 Couts d'importation 75.371 75.371 75.371 75.371 Benefice/(perte) du raft j nage (14.852) (9.444 ) (4.762) 646 Troisieme trimestre 1986 (conditions actuelles) Couts du raffinage 1/ 47.884 52.389 35.711 40.216 Couts dlimportatlon 39.898 39.898 39.898 39.898 Benefice/(perte) du raft i nage !!/ (7.986 ) (12.491 ) 4.187 (318) a/ Estimations et details des calculs presentes a I 'Annexe 4. b/ Brut ut i I Ise sur base d 'opt Ion de raf f Inage Ioca I · Les pr i x de reference de Djeno retenus dans cette analyse etaient ceux communiques a la mission lors de son passage. c/ Le petrole brut Bonny Light est retenu dans les calculs a titre indicatif, afin de pouvoir estimer les couts relatifs au traltement d'un brut mieux adapte au profil de la demande locale. 1/ Les calculs des couts de raftinage relatif au traitement du Bonny Light en 1986 n'integre pas Ie fonctionnement de la tour de disti Ilation sous vide, qui aurait permis une diminution des couts, sans modifier les conclusions de I 'analyse. !!/ Le Gouvernement propose la revision des calculs pour I 'exercice 1986 sur la base des modifications aux hypotheses des prix du brut et des produits importes. Pour chaque cas, des pertes p Ius Importantes resu Iteront de cette rev i s Ion. Les ch i ffres sont presentes a I 'Annexe 4. . Source: Estimations de la mission. - 21 estime it au moins 8 millions de $EU par an (10,3 millions de $EU selon les calculs du Gouvernement), sur la base des conditions economiques prevalant le troisieme trimestre 1986. Vu les actions considerables qui pourraient etre prises afin de reduire les couts de raffinage et rendre plus efficace les operations de la CORAF (paragraphes 3.10-3.14; Annexe 4), le niveau de cette subvention ne semble pas justifiable, meme par des objectifs sociaux. Par ailleurs, le systeme actuel de fixation des prix ex-raffinerie n"incite pas la CORAF it reduire ses couts. Une formule plus appropriee de fixation des prix ex-raffinerie figure parmi les recommandations de la mission (paragraphe 3.25). Facteurs contribuant aux couts eleves du raffinage 3.10 Faible capacite d'utilisation. Le marche congolais est le seul marche que la raffinerie fournit. Etant donne la demande limitee de ce marche, la raffinerie fonctionne seulement it 60% de sa capacite optimale de traitement de 800.000 tonnes lorsque le petrole brut de Djeno est traite. si un brut plus leger devait etre traite, la capacite d'utilisation serait encore plus faible (320.000 tonnes). Les possibilite~ d'accroitre cette capacite d'utilisation it court et it moyen terme sont limitees: le pays devrait connaitre les prochaines annees une stagnation de la demande de produits petroliers it l'interieur du pays, et le potentiel d'accroissement des ventes it 1 'exterieur reste faible. De plus, l'analyse de la mission (ndique que meme dans le cas o~ il serait possible d'augmenter 1a production de la raffinerie, la competitivite du raffinage local par rapport it l' importation de produits raffines n' en serait pas necessairement amelioree du fait des couts d'exploitation fixes eleves de la CORAF. 3.11 Brut mal-adapte it la composition de la demande locale. Le brut Djeno extrait du sous-sol congolais est relativement lourd et se caracterise par une teneur elevee en fuel. Or, meme avec l'adjonction recente d'installations de conversion, la production de fuel correspond it plus de 50% des tonnages de brut traites. Le marche local du fuel etant extremement limite, plus de 300.000 tonnes sont exportees chaque annee vers les pays industrialises dans des conditions financi~res peu avantageuses (paragraphe 3.13). L'analyse de la mission en Annexe 4 montre que le trai tement d' un brut de meme quaE te que le Bonny Light, donnerait un rendement de 71.000 tonnes de fuel, dont on aurait it exporter que 48.000 tonnes. La raffinerie envisage de traiter un petrole brut plus leger, le Palanca, des 1988. Le rendement du fuel serait donc reduit. 3.12 Consommation elevee d'energie. Bien que les principaux defauts techniques aient et~ corriges avant la mise en service de la raffinerie (paragraphe 3.3), la conception des installations n'assure toujours pas une r~cuperation satisfaisante de l'energie; ainsi, le rendement energetique s'avere relativement mediocre, puisque la consommation a atteint 5,8% du brut traite en 1985, le taux normal pour des installations similaires etant de 4,0%. La faiblesse du rendement est due eS!lentiellement it la mauvaise conce.ption du rechauffeur et it une - 22 recuperation insuffisante de la chaleur industrielle utilisee. La modernisation de l'echangeur thermique de l'unite de distillation du brut (paragraphe 3.5) ne reduira que de 0,4% la consommation energetique. La viabili te economique d' un autre projet envisage en 1985 par la CORAF- consistant a recuperer la chaleur des effluents gazeux du systeme de chauffe--s'avere encore moins evidente suite a l'effondrement des prix du brut. 3.13 Conditions defavorables pour l' exportation du fuel excedentaire. Dans les conditions actuelles de commercialisation, la production excedentaire est vendue a un prix nettement inferieur aux prix du marche international. Ces ventes sont en effet regies par un contrat a long terme conclu avec un intermediaire et le prix a l'exportation est fonde sur les prix fob Europe du nord-ouest (Rotterdam), augmentes d'une prime pour sa faible teneur en soufre, mais compte tenu egalement d'une penalite pour sa viscosite elevee (630 CS a 50°C). Ces conditions s'averent extremement defavorables, et elles pourraient etre ameliorees en instituant une procedure periodique d' appel d' offres aux exporta tions. La mission estime a un montant compris entre 5 et 10 $EU/tonne au moins la majoration susceptible d' etre obtenue en ouvrant la procedure d'appel d'offres aux exportations de fuel, dans des conditions modifiees de commercialisation. L' amelioration ainsi recommandee de la mise en marche'des excedents de fuel, figure parmi les analyses detaillees de la mission (Annexe 4). 3.14 Facteurs economiques et financiers. Le contexte institutionnel et les condi tions d I exploi tat ion qui prevalent actuellement n' inci tent guere a reduire les couts operationnels. La raffinerie n'est nullement tenue de fournir des produits petroliers au moindre cout et ne rencontre aucune concurrence pour l'approvisionnement du marche local. Hormis le cout de brut, fourni au prix FOB a 1 'exportation, les couts d'exploi tat ion de la raffinerie (24,3 millions de $EU) sont anormalement eleves meme en comparaison avec les couts d' exploitation des raffineries a configuration similaire en Afrique (6-10 millions de $EU). Ces frais comprennent: (a) les couts variables d'utilisation des produits chimiques et des catalyseurs; (b) les depenses fixes de personnel, d'entretien, de frais generaux et d' assistance technique et (c) les frais financiers aSSOCles aux credits octroyes a HydroCongo et les frais d'interet associes au fonds de roulement. Tous ces frais s'elevaient en 1985/86 a environ 40,5 $EUltonne de brut traite, dont 25% sont imputables aux depenses d' assistance technique. Le Gouvernement procede a la mise en oeuvre des mesures afin d'effectuer une reduction substantielle des depenses d'exploitation de la raffinerie, comme indique a l'Annexe 4. La plupart des actions dans ce domaine, y compris la reduction des prlx associes aux couts d'assistance technique, sont incorporees dans l'Operation d'adjustement du secteur des entreprises pUbliques. La raffinerie pourrait s' averer economiquement viable si d' autres mesures d'economie (telles que le traitement d'un brut plus leger, l'amelioration de la configuration, economie d'energie etc ·· ) sont appliquees. - 23 Conclusions 3.15 Le cout e1eve a l'economie du pays de l'approvisionnement en produits finis dans le cadre du systeme actue1 (paragraphe 3.9) ne 1aisse aucun doute- sur la necessite d'actions a entreprendre afin de modifier le systeme. Le Gouvernement devrait adopter la solution dlapprovisionnement au moindre cout afin de ramener les couts economiques dlapprovisionnement en produits petroliers aux niveaux des couts d'opportunite d'approvisionnement a partir de sources alternatives. Cette solution doit etre basee sur des cri teres d I efficacite economique: 1es produits doivent etre fournis au pays a la parite ou proche de la parite internationa1e, que ces produits proviennent du raffinage local ou qu'ils soient importes. La mission a identifie une serie d'options basees sur de-s prix au depart de la raffinerie appropries refLetant ces criteres economiques et permettant au Gouvernement d I atteindre 1 'objectif de 1a solution d'approvisionnement au moindre couto Ces options et une formule adequate de calcul des prix petroliers sont detaillees dans 1e plan ~ d'action aux paragraphes 3.25-3.26. Distribution des produit's petroliers ,3.16 Les activites de distribution interieure gerees par HydroCongo se caracter-isent par des couts extremement eleves, lesquels representent une fraction importante du cout economique de l' approvi sionnement en produitll petro1iers (Tableau 3.3; Annexe 6). En avril 1986 par exemp1e, les couts de transport et les frais divers de distribution, exprlmes en pourcentage du prix paritaire a l'importation ont varie de 71%, sur 1e littora:. (Pointe Noire), a 86%, apres 520 km de transport ferroviaire jusqula Brazzaville, et 197%, apres transport fluvial jusqu'a Ouesso, agg1omel::'ation de 1 I interieur, e10ignee de 1475 km du littoral. Heme en tenant compte des difficultes logistiques auxquelles se heurtent les transpol:'ts au Congo, 1es couts en question depassent semb1e-t-i1 ceux observes dans 1es pays voisins. 3.17 Le caract ere excessif des couts de distribution est du principa1ement a la progression demesuree des depenses de personnel et des frais financiers d'HydroCongo observee depuis 1974, date a laquel1e 11 entreprise publique a repris les actifs des compagnies petrolieres participant a la mise en marche des produits. De fait, des problemes similair.es affectent toutes les entreprises du secteur public au Congo, et refletent en reg1e generale l'absence de discipline financiere qui a accompagne la montee en fleche des recettes pubUques, au debut des annees 1980, et l'ambiguite des objectifs assignes aux entreprises parapubL"iques. 3.18 HydroCongo a beneficie ces dernieres annees d I une importante assistance technique speciallsee et les mesures necessaires a son redressE~ment financier ont ete bien definies. Bien qu r en principe l'entreprise se soit engagee depuis 1982 dans la mise en place d'un plan - 24 de redressement, en fait nombre des objectifs majeurs fixes alors n'ont pas encore ete atteints. La mission recommande par consequent: (a) Les principales recommandations prevues lors du precedent programme d'assistance technique devraient ·etre mises en application aussitot que possible. Il s'agit notamment: (i) de dissocier les fonctions commerciales d'HydroCongo de la Direction de recherche et production (DRP), afin que celle-ci dispose de son autonomie budgetaire, comptable et operationnelle; (ii) reduire le personnel d'HydroCongo a un niveau plus adapte a ses besoins; (iii) procurer une assistance technique a la Direction des Finances afin de l'aider a developper des mecanismes visant a ameliorer la credibilite aussi bien des operations commerciales d'HydroCongo que de la DRP; et (iv) procurer une assistance technique permettant a HydroCongo de proceder a des audits (techniques et comptables) des comptes des entreprises conjointes; et (b) Reduire les couts de distribution des produits petroliers (i) par la limitation du role d'HydroCongo au role de grossiste et la reduction de son effectif afin de satisfaire a ce nouveau role; et (ii) en concedant ou sous-traitant les activites non essentielles d'HydroCongo notamment en matiere de transport et . de points de vente. 3.19 A l' epoque de la mission d' evaluation du secteur energetique, HydroCongo: (a) possed~t et exploitait tous les depots importants; (b) confiait ses wagons-citernes ferroviaires a ATC--la societe parapublique de transports--afin d'assurer le transport des produits petroliers de Pointe Noire a Brazzaville; (c) possedait et exploitait deux des six peniches de 200 m3 servant a acheminer les produits petroliers en amont de Brazzaville; 3 (d) possedait et exploitait une £lotte de 500 m de camions citernes, servant au transport en vrac pendant la saison seche, et a la distribution finale aux gros consommateurs et aux stations-service; et (e) possedait et exploitait un certain nombre de stations-service. 3.20 Les principales possibilites en presence, afin de retirer certaines de ces fonctions au secteur public, s'enoncent comme suit: (a) sous-traitance du transport en vrac et de la distribution finale par la route, a des compagnies privees, de preference par voie d'appels d'offres concurrentes, organises regulie.rement; - 25 (b) vente des participations residue11es d'HydroCongo dans 1es stations-service; (c) vente ou location des 'deux peniches d'HydroCongo a 1a compagnie ATC. Toutes ces mesures sont en cours d' examen par HydroCongo. La mis sion recommande de pro ceder dans 1es mei11eurs de1ais a leur evaluation et a leur mise en oeuvre. La structure des prix des produits petro1iers 3.21 Les pnx des produits petroliers sont fixes par le Gouvernement, en fonction de 1a structure des couts indiquee par HydroCongo. Il! se caracterisent par un subventionnement croise des produits, au profit du kerosene et des soutages, et.par leur uniformite au niveau national. Les prix au depart de la raffinerie son~ calcu1es sur 1a base des prix de revient, de fa~on a tenir compte du cout du brut et de toutes 1es depenses reelles de raf.finage. Un prix de vente theorique est etab1i sur la base des prix au depart de 1a .CORAF, avan~ d' y ajouter. les taxes, les couts de distribution (notamment la marge brute' d'lIydroCongo) et la marge du detaillant.· Le prix de vente au detai'l obtenuen definitive est ensuite corrige en fonction des besoins de subventions. Le Tableau 3.3 compare le prix officiel au detail avec 1es estimations des couts economiques pour le transport de produits en divers endroits du Congo; le decomposition des elements de calcul du prix de detail est presentee au Tableau 3.4. 3.22 La mission a constate lors de son analyse de la structure actuelle de tarification que: (a) Les prix au depart de la raffinerie sont incompatibles et trop eleves par rapport a la parite a l' importation (paragraphes 3.7-3.9; Tableau 3.5) et ne refletent pas correctement les couts reels du raffinage des differents produits. (b) Les couts de distribution sont tres eteves en comparaison de ceux des pays avoisinants (paragraphe 3.16) et representent une part importante du prix de detail. Bien que les composantes des frais de distribution ne soient pas detaillees dans 1a structure des prix actuelle, il ressort que les couts eleves sont a attribuer en grande partie a une mauva~se gestion financiere d'HydroCongo et a un effectif trop important (paragraphe 3.17). Tableau 3.3: PRIX ET COUTS DES PRODUITS PETROLIERS SELON L'EMPLACEMENT GEOGRAPHIQUE Avril 1986 (F .CFA/I itre) Pointe Noire Brazzav III e Oyo Ouesso Pr Ix off i c Ie I Differentiel Di fferentlel DI fferent Ie I de vente au Coat de Coat de Coat de Coat detai I economique a/ transport £/ economique ~/ transport £/ economique a/ transport £/ economique a/ Butane c/ 320 347 23 411 74 514 107 552 Essence 295 87,5 12 102,5 29 147,5 40 157,5 Kerosene 170 13 104,3 N 94,3 31 154,3 42 164,3 0'\ Gas-oi I 195 95,9 13 103,9 32 155,9 44 165,9 ·uel 115 d/ 80,9 15 .j 96,9 a/ Prix CAF 6 I 'importation, augmentes des coats de distribution estimes, dans Ie cadre des activites d'exploitation d'HydroCongo, coats de transport inclus. ~/ Depuis Pointe Noire, impot sur Ie chlffre d'affaires non compris. ~/ F.CFA/kg. d/ Prix de gros. : Source: HydroCongo, estimations de la mission. Tableau 3.4: STRUCTURE TARIFAIRE DES PRODUITS PETROLIERS: MI-1986 Prix de vente Prix depart Couts de Cout au detail raft inerie Taxes distribution al total Compensation (officlel) Gas-oi I (F .CFA/l ) 131,0 4,3 61,3 196,6 98,4 295 Kerosene (F.CFA/l) 136,0 0,3 58,4 194,7 (-24,7) 170 Gas-oi I (F .CF All) 132,2 0,3 6~,3 192,8 2,2 195 N Butane (F.CFA/kg) 61,5 0,1 225,1 286,7 33,3 320 "'-l Carbureacteur (F.CFA/l) 136,0 0,3 50,6 ~86,9 (-33,9) 153 al Taxes sur Ie transport incluses. Source: CORAF. - 28 (c) Les couts de transport de produits petro1iers varient 1argement suivant 1e point de vente et 1e type de produit, et 1a po1itique du Gouvernement consiste a subventionner 1a distribution de produits vers des destinations e10ignees sur base d' un prix de detail uniforme. Toutefois, etant donne qu'UydroCongo ne venti1e pas 1es composantes de ses frais, i1 n'existe pas de methodo1ogie systematique pour l'a11ocation de ces frais dans 1e ca1cu1 des couts totaux de distribution des divers produits. (d) Le Gouvernement ne tient pas compte de la possibilite de mieux employer sa po1itique fiscale pour recuperer des revenus de 1a vente de produits petroliers: 1es taxes s'e1event seu1ement a 1,5% sur 1e prix de l'essence et a moins de 0,2% pour 1e gas oil. (e) La combinaison d'une comptabi1ite inadequate par HydroCongo et d'une utilisation inappropriee de 1a po1itique fisca1e a pour resu1tat que toute rente resultant de fluctuations dans 1es elements principaux re1atifs aux couts economiques d'approvisionnement (prix du petro1e brut, couts de transport et de distribution) est absorbee entierement par HydroCongo ~t/ou 1a CORAF. Tableau 3.5: PRIX COMPARES DES PRODUITS PETROllERS DEPART CORAF/IMPQRTES (moyenne 1985) Kerosenel ... Essence carbu. Gas-oi I Fuel Butane Depart CORAF .!!/ F.CFAlton ne 185.708 180.723 166.390 86.523 86.523 S/tonne bl 413 402 370 192 192 Importations (S/tonne) Depart Rotterdam 293 289 266 193 625 Depart Ital ie 291 286 259 186 625 Ratio CORAF/imp. 1,40 1,40 1,40 1,0 0,29 al Prix du brut Djeno = 26,04 SEU/baril. bl Cours moyen du SEU en 1985 = 450 F.CFA. Source: Estimations de la mission. - 29 3.23 Les recommandations de la mission en matiere d' approvisionne ment et de distribution devraient aider a. diminuer certaines distortions dans la structure des prix; elles comprennent la fixation des prix depart raffinerie basee sur la parite internationale (paragraphes 3.15; 3.25) et la suppression du monopole d'HydroCongo dans les domaines de la distri bution et de la commercialisation. En plus, il est imperatif qu'HydroCongo prenne immediatement des mesures en vue d'etablir un systeme de comptabilite analytique pour chaque produit, identifiant separement chaque element du cout, depuis l'achat jusqu'a. la vente finale. Ceci constitue une condition prealable a. une meilleure comprehension des couts effectifs d'approvisionnement des produits petroliers. Ces informations serviront ensuite a: (a) etablir de nouvelles structures tarifaires par produit pour chacun des principaux points de distribution, avec un mecanisme permettant des ajustements periodiques; et (b) definir une matrice de taxes et de perequatlons destinee a compenser les differentiels entre les couts economiques d'approvisionnement et le niveau des prix de vente au detail a. chacun des points principaux de vente du territoire. Le dernier· point est particulierement important: Ie Gouvernement doi t definir clairement sa politique de compensation de ·perequation afin de pouvoir recouvrir les couts totaux de distribution et en meme temps maintenir les prix de. detail aux niveaux souhaitabl'es dans l' interet public. Par la meme occasion, Ie Gouvernement devrait utiliser ·la politique fiscale de maniere constructive afin qu'elle serve de mecanisme generat.eur de revenus et d' incitation a la distribution et l' approvi sionnem-ent des produits petroliers au moindre couto 3.24 Le butane pose un probleme particulier. La consommation totale en 1985 a ete d'environ 4.000 tonnes, c'est-a.-dire nettement inferieure a. la prociuction potentielle de 6.000 tonnes/an, en cas d 'utilisation du brut de Djeno. Pour cette raison, la CORAF vend Ie butane a un prix a. la tonne identique a. celui du fuel, alors que le cout paritaire a. l'importation du butane fourni en petites quantites (inferieures a. 10.000 tonnes/an) est trois a. quatre fois superieur au prix de vente de la CORAF, depuis la mise en service de la raffinerie en decembre 1982. En depit des penuries chroniques de bouteilles de butane, le marche de ce produit s'est developpe a. un rythme annuel d'environ 9% au cours de cette periode. Si cette croissance se poursuit, la consommation devrait atteindre la limite de 6.000 tonnes/an dans quatre a. cinq ans; la consomm.ation supplementaire devrait alors etre approvlslonnee par des importations extremement onereuses. La mission recommande d' introduire aussitot que possible la parite a. l'importation pour le prix du butane, pour limiter la croissance de la demande et veiller a reserver la consomm.ation de ce produi t aux personnes en mesure de payer l' integrali te du cout: marginal d' approvisionnement. Cette strategie est compatible avec les autres objectifs de developpement definis par le Gouvernement, puisque (a) la consommation de butane est concentree dans les menages aux - 30 revenus les plus eleves (paragraphe 5.9) et (b) le ralentissement de la demande de butane n'aura pratiquement aucune incidence sur le deboisement (paragraphes 5.2-5.5). Recommandations Raffinage/approvisionnement 3.25 La mission recommande le programme d' action suivant pour la distribution et l'approvisionnement des produits petroliers. Premierement en vue de la reduction des couts d' approvisionnement de produi ts raffines, les prix depart raffinerie devraient etre fixes de fa~on a refleter les couts d'importation. Une formule adequate de calcul pourrait comprendre les elements suivants: (a) Moyenne des prix medians de reference Platts Oilgram appliquee aux liv~aisons CAF Europe du Nord Ouest pour chacun des produits pendant la periode de transition; (b) Plus un element de cout de fret et d'assurance allant de 10 $EU a- 15 $EU 1a tonne (ramenant ainsi 1a parite des prix a l' importation pour ies pays d' Afrique de 1 'Ouest de Dakar a Luanda); (c) Plus un montant de 8 $EU/tonne correspondant aux frais d'entretien et de terminal ainsi qu'au profit de l'operateur; (d) Plus 1,50 $EU/tonne pour frais portuaires; (e) Plus un element de recouvrement des couts en capital pour tout investissement necessaire a une manutention efficace des produits. Le Gouvernement devrait ensuite envisager 1a mise en place de nouvelles dispositions d'approvisionnement se10n une des trois formu1es suivantes: (a) La CORAF serait tenue de livrer 1es produits a HydroCongo au prix ainsi fixe. Ceci imp1ique que 1a CORAF devra entreprendre des mesures en vue de 1a reduction substantie1le de ses couts d' exploitation si sa gestion des installations de raffinage veut se maintenir a un niveau financier rentable. La convention d'etablissement devrait etre modifiee en ce senSe Le Gouvernement procede a des actions afin de favoriser cette solution en effectuant une amelioration de 1a gestion et des operations de 1a CORAF. (b) Alternativement, ou au cas ou 1a CORAF ne pourrait ou ne serait pas en mesure de satisfaire a cette exigence, 1e Gouvernement devrait ceder ou proposer a 1a sous-traitance 1es installations - 31 de raffinage a un exploitant independant. Un appel d' offres internationales gere par HydroCongo ou par tout autre organisme eventuellement dote de cette responsabilite (paragraphe 3.26 (a» serait lance periodiquement pour assurer l' approvision nement du marche en produits raffines. La CORAF pourrait participer aux soumissions et ainsi pourrait eventuellement se voir confier tout ou partie du contrat d'approvisionnement pour la periode determinee pour aut ant qu I elle puisse livrer des produits aux prix depart raffinerie prealablement etablis. Les dispositions contractuelles avec l'exploitant de la raffinerie devraient se conformer aux pratiques habituelles de l'industrie petroliere et devraient egalement refleter les conditions specifiques au reseau d'approvisionnement congolais, y compris un tarif convenu pour l'utilisation des installations de stockage et de manutention a Pointe Noire au cas ou d I autres fournisseurs se verraient accorder le contrat d'approvisionne ment. (c) Alternativement, ou si par contre 1es conditions ex~gees dans 1es options (a) et (b) ne pouvaient etre satisfaites, i1 serait plus rentable pour 1e Gouvernement d' importer 1es produits petro1iers aussi 10ngtemps que 1es conditions du marche international et 1es 'coats de raffinage ne sont pas favorab1es a 1 t approvisionnement du marche local a partir de 1a· raffinerie. Dans ce cas 1e Gouvernement devrait re';oir' et modifier ses besoins en matiere de stockage et adapter 1a capacite des installations existantes aux besoins nouvellement definis. 3.26 Dans tous les cas un systeme devrait etre etab1i pour 11approvisionnement en petrole brut ou de produits finis. La mission recommande que: (a) Un cadre institutionne1 appropr~e soit mis en place pour assurer 1 1approvisionnement en produits petroliers et en petro1e brut ayant recours aux appe1s d'offres internationaux. (b) L I aptitude du MME a superviser les operations de raffinage local et/ou l'acquisition, la distribution et 1a commercialisation de petrole doit etre ame1ioree par 1e renforcement de la structure existante, ou si ce1a s I avere preferable, par la creation d lune nouvelle unite au sein du MME. Celle-ci devrait coordonner ses activites budgetaires avec le Ministere des Finances et la Banque Centrale. (c) HydroCongo sera responsab1e de 1a negociation et de la m~se en application des accords contractue1s en matiere dtapprovisionnement, sous 1a supervision de cette nouvelle unite. - 32 L'assistance technique appropriee et la formation en negociations commerciales, procedures de passation des marches, et connaissance du secteur petrolier qui seront necessaires et pour le MME et pour HydroCongo. Distribution 3.27 Les principales recommandations resultant d'une precedente assistance technique a HydroCongo en vue de sa rehabilitation financiere devraient entrer en vigueur des que possible. De plus, (a) HydroCongo devrait ceder ou sous-traiter la plupart de ses activites (paragraphes 3.18-3.20) et limiter son role a celui de grossiste. HydroCongo resterait proprietaire et continuerait a gerer ses depots regionaux et les stocks de securite. HydroCongo superviserait la distribution et veillerait a l' application de la politique gouvernementale en matiere de commercialisation des produits petroliers sur le marche national. (b) HydroCongo devrait mettre sur pied un systeme de comptabilite analytique ainsi qu' un systeme d' information de gestion approprie; les informations en matiere de. couts serviront aussi a l'etablissement de nouvelles structures des prix petroliers. Structure des prix 3.28 Sur base des prix depart raffinerie et du systeme de comptabilite d'HydroCongo, le Gouvernement devrait definir une nouvelle structure de prix pour chacun des principaux points de distribution, ajustable periodiquement et qui refleterait les couts economiques d' approvisionnement. Le Gouvernement devrait prendre avantage de la politique fiscale en vue de generer des revenus et eviter l'accroissement de benefices exceptionnels aux compagnies de production et de distribution. Une politique fiscale et de perequation claire et precise devrait servir a definir une matrice de taxes et de perequations destinee a compenser les differentiels entre couts et prix a la consommation a chaque point du territoire. Dans le cas du butane, la mission recommande que la parite des prix a l'importation soit introduite des que possible. Une telle mesure correspond aux objectifs definis par le Gouvernement en matiere de prix et visant a stimuler et a developper l'utilisation de res sources energetiques locales autres que le petrole. - 33 IV. STIlATBGIE COlfCEB.llABT LE SOUS-SECTEUR DE L'ELECTRIClTE Questions examinees 4.1 Le present chapitre decrit un programme d' action re1atif aux trois principaux sujets de preoccupation dans le sous-secteur de l'electricite: (a) la necessi te de renforcer la Societe Nationale d' Electrici te (SHE) dans le cadre d'un programme destine a doter le sous secteur de l'electricite d'une structure organisationnelle commercialement efficace; (b) la necessite de mobiliser des res sources financieres supplementaires aupres des consommateurs et des investisseurs prives pour eviter des ruptures dans le financement des depenses en maintenance, en rehabilitation et permettre la croissance des capacites de reserves; (c) la necessite jusqu'en 1990 d'axer tous les investissements du secteur sur .les differentes mesures, notamment la modernisation des installations, propres a retablir la fiabilite de la fourniture de courant aux usagers des principaux centres urbains. 4.2 A la demande du Gouvernement, la mission a aussi revu brievement deux questions consacrees a la strategie a moyen ou a long terme: (a) la necessite de definir une strategie energetique rurale et, en particulier, le role de l'electrification rurale a l'interieur de cette strategie; (b) la necessite d'evaluer les possibilites offertes a plus longue echeance par l'utilisation du gaz naturel pour la production d'electricite devant assurer la charge de base. affre et demande d'~lectricite 4.3 Les sections suivantes presentent succinctement les caracteristiques de l' offre et de la demande d' electricite au Congo. L' Annexe 5 fournit des donnees generales complementaires sur: (a) les installations de la SHE et des autoproducteurs prives; (b) les scenarios de croissance de la charge jusqu'en 1995, assortis des bilans correspondants de consommation energetique et de puissance, definis pour le reseau interconnecte de la SHE; (c) une estimation du cout marginal de production. - 34 4.4 La consommation d' electricite est concentree dans les deux principales agglomerations. Les ventes totales en 1985 ont ete estimees a 315 GWh, dont 151 GWh a Brazzaville (48%) et 133 GWh a Pointe Noire (42%). L'industrie prlvee, les administrations publiques et parapubliques, et les menages constituent les trois principaux groupes d'usagers, et pres de la moitie des ventes totales sont fournies sur le reseau basse tension. Toutefois, les statistiques disponibles en matiere de consommation et de production sont incompletes, peu fiables et faussees par les restrictions dont l' approvisionnement electrique a pu faire l'objet. Aussi presentent-elles un'interet limite pour prevoir la demande future ou pour determiner les consommations non facturees et les pertes des reseaux de transport et de distribution. ~/ 4.5 La SNE exploite un reseau de distribution public comprenant deux reseaux independants--celui de Brazzaville et celui de Pointe Noire Loudima-Bouenza-N'Kayi--et 15 petits centres de charge isoles (carte BIRD 18242). La charge de Brazzaville (38 MW en 1985) est desservie par une petite centrale hydraulique au fit de l' eau (Djoue, 12-15 MW) et une 1igne d'interconnexion de 225 kV, reliee a la centrale hydraulique d'Inga au Zaire; le reseau de Brazzaville dispose en outre d'environ 2 MW de puissance thermique de reserve. Les principaux elements du reseau de Pointe Noire/sud ouest (40 MW de charge tota1e en 1985), sont la centrale hydraulique de Moukoukou1ou (74,MW de puissance installee, dont 23 MW de puissance disponib1e), une ligne de transport de 110 kV, reliant Loudima aux villes voisines, ainsi qu'une ligne de 225 kV reliant Loudima a Pointe Noire sur une distance d'environ 150 km. Les reseaux de Brazzaville et de Pointe Noire/sud ouest sont en cours d'interconnexion, au moyen d tune ligne de transport de 225 kV, le reseau interconnecte alnSl constitue devant entrer en service vers la fin de l'annee 1988. 4.6 Les reseaux de distribution de Brazzaville et de Pointe Noire respectivement a1imentes sous 30 kV et 6,6 kV, sont l'un comme l'autre en tres mauvais etat, du fait de leur saturation et de leur entretien insuffisant. Ainsi les pannes de distribution sont plus frequemment a l'origine des coupures de courant que les defaillances des installations de production ou de transport. Les ruptures frequentes des approvision nements ont contraint nombre d'usagers a conserver leur propre puissance instal1ee prlvee, soit pour assurer 1a charge de base, soit comme puissance d'appoint, pendant 1es pannes du reseau public. La puissance installee totale des autoproducteurs a ete estimee a 12 MW pour Brazzaville, 35 MW pour Pointe Noire et a 5-10 MW dans le reste du pays. 6/ Les projections de la SNE pour 1985 sont fondees sur des pertes de di stribution de l' ordre de 20 a 25% des ventes, dont un tiers environ imputees aux consommations non facturees. - 35 - Organisation et finances du sous-secteur de 1 1 e1ectricite 4.7 En meme temps que 1a rehabilitation urgente des installations physiques du systeme e1ectrique, it est aussi important de reformer 1a structure organisationnel1e et financiere du sous-secteur afin d'en assurer la perennite a l'avenir. L'entreprise operant dans le sous secteur (SNE) doit etre en mesure de contraler efficacement les res sources financieres et humaines pour assurer une maintenance adequate des installations, ainsi que des procedures saines de gestion et disposer d I une marge de capacite suffisante de production. Ceci ne peut etre realise que dans la mesure au (a) la SNE est restructuree en tant qu'entreprise commercia1ement viable jouissant du degre approprie d I autonomie de gestion en particulier finandere et (b) 1a SNE peut mobiliser des res sources financieres supplementaires grace a 1 I augmentation des tarifs et au recours aux investissements prives. Clarification des attributions de 1a SNE et des statuts juridiques du secteur 4.8 En vertu de la Loi de 1967 a l'origine de sa creation, 1a SNE est res.ponsab1e de taus 1es aspects de l' approvisionnement public en e1ectridte, dans la seu1e limite des exigences habituelles du contrale des actionnaires, c' est-:a-dire des contraintes liees a 1a tutel1e du Gouverm~ment. En fait, 1e Ministere des Mines. et de l' Energie (MME) a pris eo charge la p1anification, le financement et l' execution de tous les nouveaux pro jets importants touchant aux installations de production et de transport. Dans ces conditions, 1e role actue1 incombant "de facto" a la SNE consiste a (a) assurer l'entretien et l'exp10itation des instal1.!tions de production et de transport que lui remet le MME et (b) a planifier, financer, realiser et exploiter ses propres reseaux de distrib~tion e1ectrique. 4.9 L'organisation du sous-secteur de l'electricite au Congo devrait etre amelioree sur 1es points suivants: (a) Il conviendrait de mettre sur pied un mecanisme permettant d'assurer que 1 'ensemble des programmes d'investissements consacres a l'approvisionnement public en electricite- programmes du MME et de 1a SNE, concernant respectivement d'une part 1a production et le transport, d' autre part 1a distribution--constitue la solution la plus economique pour repondre aux besoins du' public. Ced implique une planification integree et l'execution des investissements, incombant de preference a une entite commercia1e autonome dotee d'objectifs financiers precis. (b) It est necessaire d' instaurer un mecanisme financier assurant un cout final de l'electricite pour 1e consommateur, qU1 reflete integralement le prix de revient des activites de production, de transport et de distribution. La fa~on la plus - 36 simple de parvenir A ce resultat, serait de: (i) conferer A la SNE la responsabilite de toutes les dettes futures liees aux investissements engages dans le domaine de l'approvisionnement en electricite; (ii) supprimer toute aide budgetaire du Gouvernement A la SNE, hormis les injections de fonds propres negocies dans le cadre du financement du plan d'investissement le moins couteux; et (iii) soumettre la SNE aux conditions du marche, c'est-A-dire exiger d'elle le paiement de droits, d I impots et de dividendes, dans les memes conditions que les entreprises du secteur prive congolais. (c) La mise au point du "contrat de programme" A conclure entre le Gouvernement et la SNE devrait etre achevee en 1988, sa renegociation etant ensui te prevue tous les ans. Si necessaire, le Gouvernement pourrait financer directement les activites A caractere non commercial imposees A la SNE en vertu de ces dispositions, telle que 1 'electrification des centres secondaires. Plan de redressement de la SNE 4.10 La SNE comme le MME considerent les dispositions actuelles comme provisoires. L'une et l'autre parties s'accQrdent A penser qu'it est necessaire de renforcer la SNE", de falj:on A ce que celle-ci: devienne entierement responsable de l'approvisionnement commercial d'electricite. La prochaine etape consiste pour le Gouvernement et pour la SNE A s'entendre le plus tot possible sur le champ d'application et sur les modalites de financement d'un programme d'action visant A restructurer la SNE, puis a convenir d'un calendrier pour son execution. Cette tache exigera un concours financier exterieur. 4.11 Le programme d'action susmentionne devrait comporter les principaux elements suivants: (a) Clarification des relations entre la SNE et le Gouvernement; et preparation des textes juridiques appropries. (b) Clarification des relations entre la SNE et ses clients, d'une part, et d'autre part avec les autres producteurs d'electricite d'autre part; et preparation des cahiers des clauses et conditions generales reglementant les activites de la SNE. (c) Poursuite de l'assistance technique necessaire A l'amelioration de la gestion de la clientele et des aspects financiers associes. (d) Mise en place progressive des recommandations de 1 I etude de 1983 consacree a l'organisation de la societe; mise sur pied d' un plan de gestion previsionnelle des res sources humaines- definition de profils de competences, inventaire du personnel actuel, elaboration d'un plan de formation accordant une - 37 importance particul iere a la formation technique d' operateurs qualifies. (e) Constitution d 'un groupe de planification integree du reseau po"ur les installations de production, de transport et de distribution; creation d'une base de donnees de planification, regroupant des donnees sur les ventes (notamment aux principaux usagers), et sur les couts de production (notamment d' autoproduction) et d' approvisionnement; puis mise en place d'un important programme de formation sur le tas a l'occasion de l'elaboration d'un plan directeur de developpement du reseau sur un horizon de 15 a 20 ans. Mobilisation des ressources 4.12 Meme avant la baisse des prix du petrole a la fin de 1985, l'absence de disponibilites financieres--la capacite d'autofinancement de la SHE et les res sources budgetaires du Gouvernement pour les investis sements--limitait les depenses renouvelables et les investissements du sous-secteur de l'electricite. De ce fait, la SHE n'etait en mesure de finance"c qu'une partie des depenses necessaires a l'entretien periodique et a la rehabilitation des equipements, et celles requises pour la mise en plaee d'une capacite de rE!serve. Dans la conjoncture .economique actuell,e, la capacite de la SHE d'assurer le financement de ces fonctions essenti,elles risque de diminuer a un degre dangereusement bas, a moins que de~1 res sources financieres additionnelles ne soient mobilisees a partir de sources autres que celles du gouvernement. Des mesures necessaires pour promouvoir les revenus a moyen et a long terme sont deja envisagees; elles devraient etre completees par (a) une augmentation immediate des tarifs et (b) l'assouplissement du monopole de la SNE afin de permettre la fourniture d'energie electrique a la SNE par les autoproducteurs. 4.13 Les tarifs d'electricite. Les tarifs de 1 'electricite n'ont pas etel modifies depuis 1976 dans la plupart des regions du pays, et depuis 1982 dans la zone desservie par la centrale hydro-etectrique de Moukouk,:)ulou. Au milieu de 1 'annee 1985, it a ete estime qu'un taux d'augme:ntation de 25-30% etait necessaire pour seulement assurer un equilibce budgetaire de la SNE. Une augmentation plus importante aurait ete ne:cessaire pour que la SNE pUlsse contribuer au programme d'investissement. Particulierement complexe, la structure tarifaire comporte une serie de tranches degressives definie pour chaque tension de service, corrlgee par des differentiels regionaux; l'introduction de ces differentiels se justifie sans doute par l' etat des installations de production et de distribution en 1976. Par ailleurs, elle oblige a installer deux compteurs pour un abonne la ou un seul aurait suffit. Les tarifs ne refletent guere les couts marginaux d' approvisionnement qUl correspondent a la repartition regionale actuelle et prevue de la capacite de production et de l'infrastructure de transport et de distribution. - 38 4.14 Les tarifs de 1a SHE ont ete reexam1nes par l' EDF, dans le cadre d' une etude realisee en 1982, afin de simplifier la structure tarifaire et d'introduire les hausses necessaires pour mieux ref1eter les couts marginaux. La SHE hesite cependant a introduire toute modification tarifaire avant d' ameliorer au prealab1e 1a fiabi1ite des reseaux de distribution. Cette position est intenab1e dans le cadre de la crise actuelle. Les mesures suivantes sont recommandees: (a) les tarifs d'e1ectricte doivent etre augmentes de 30-50% le plus tat possible; (b) l'etude EDF doit etre mise a jour sur la base d'un plan de developpement du systeme au moindre cout (paragraphes 4.9(b) et 4.11); et (c) un mecanisme doit etre introduit afin d'assurer un examen regulier et une mise a jour des tarifs d'electricite en accord avec les changements des couts economiques et financiers. 4.15 Recettes de la SHE a moyen terme. It existe un potentiel important de mobiliser a moyen terme des res sources financieres additionnel1es grace a l'amelioration de la gestion de la clientele et le recouvrement des impayes (paragraphe 4.11), la reduction des pertes techniques dans 1es systemes de distribution (paragraphe 4.21) et l'augmentation des,ventes. Les couts variables d'exploitation baisseront a une faible proportion des couts totaux, suite a la connexion de 1a centrale hydro-electrique de Moukoukoulou a Brazzaville (prevue avant 1a fin de 1988). Une proportion importante des revenus provenant des vente$ supp1ementaires d' e1ectricite ira alimenter les recettes de la societe. 11 est essentiel d' achever dans les delais prevus 1es deux ouvrages en cours pour que I' augmentation des ventes contribue au retab1issement de 1a situation financiere de la SHE--premierement l'interconnexion Moukoukoulou-Brazzaville et deuxiemement 1e programme de rehabilitation du reseau de distribution. La qualite mediocre de la fourniture d'electricite semble etre la contrainte principa1e a l'accroissement des ventes. 4.16 Les fournisseurs pr1ves d'electricite. A l'heure actuelle, la SHE detient 1e monopole de 1 i approvisionnement public en e1ectrici te. Les fournisseurs pr1ves d'e1ectricite se limitent a des activites d'autoproduction, et disposent ainsi soit d'une solution de rechange pour l'alimentation de la charge de base assuree par la SHE, soit d'une puissance de reserve. Or, on n' envisage a present aucune contribution particuliere des ventes privees d'electricite au developpement du reseau d'approvisionnement electrique. 11 existe neanmoins plusieurs possibilites d' accroissement de cette contribution et il conviendrait d' assouplir le monopole de 1a SHE, de fac;on a pouvoir envisager les options en question. L'objectif ainsi poursuivi consiste a conserver les economies d'echelle 1iees a 1 'existence d'une compagnie nationale d'e1ectricite, tout en mettant a profit la puissance installee ou l'energie electrique fournie par les producteurs prives dans les situations particulieres OU cette derniere solution s'avere comparativement plus avantageuse. Des exemples sont donnes dans les sections ci-dessous; cela comprend notamment: - 39 (a) utilisation de la puissance d'appoint des autoproducteurs par la SHE, comme solution interimaire pour ameliorer la fourniture d'electricite a Pointe Hoire pendant la periode de rehabilitation (paragraphe 4.29); (b) fourniture a long terme a la SHE de puissance thermique de base par le secteur prive si le gaz devient disponible (paragraphe 4.40). Cette fourniture devrait se faire a un cout suffisamment bas par rapport a l' hypothese de base du plan d' expansion--importation d' energie Hectrique plus 100% de la capacite d'appoint (Annexe 5). Modernisation/fiabilite de l'approvisionnement electrique 4.17 Dans l'immediat, le reseau interconnecte de la SNE n'a pas besoin d'une centrale de base supplementaire (Annexe 5). Jusqu'en 1990 les depenses engagees dans le sous-secteur de l'electricite (investissements, recherche et formation) devraient etre entierement consacrees a (a) la maximisation de l'avantage economique tire des actifs productifs existants, et (b) l'obtention d'une fiabilite adequate a taus les niveaux de l'actuel reseau d'approvisionnement.· 4.18 La centrale hydraulique de Moukoukoulou (4 x 18,5 MW de puissance instal1ee) constitue le principal actif de la SNE. En 1985 le reseau public n'a cependant absorbe qu'environ la moitie de sa capacite de production maximum (400 GWh/an). Moyennant un cout d'environ 13 millions de $EU (avril 1986), l'achevement et 1a mise en service de la ligne d,! transport Loudima-Brazzaville offrira deux avantages importants: (a) les excedents peu couteux d'energie et de puissance dont disposent Moukoukoulou pourront etre fournis a Brazzaville et reduire ainsi Ie cout des importations d'electricite du Zaire; (b) en cas d'incident affectant les installations de production de la SNE, possibilite d'approvisionner non seulement Brazzaville, mais egalement Pointe Noire et les aut res centres de charge du sud-ouest, au moyen d'import.ations de puissance et d'energie. 4.19 L'achevement differe de la liaison Loudima-Brazzaville a ete pris en consideration comme une mesure conjoncturelle, liee a la recente crise economique. La mission a procede a une comparaison simplifiee des couts e.t avantages associes a la decision de differer de deux annees l' achevement de la 1igne de transport. Les depenses suppLementai res d'impor'::ations d' electricite d' une part et le report des investissements correspondants, deduction faite des couts de suspension de contrat, d' autre part, consti tuent respectivement les principaux couts et avantag.!s du report. Suivant les hypotheses les plus plausibles, les - 40 couts devraient depasser les avantages escomptes dtau moins 5 millions de $EU. 7/ La mission recommande d' attribuer dans le budget d' invest is sement du sous-secteur de l' electrici te une priori te absolue a l'achevement de la ligne de transport dans les delais prevus, la mise en place des equipements de telecommunications, et l'installation d'un centre de conduite simplifie. 4.20 Faute de disposer d' une base de donnees de planification plus detaillees, il conviendrait d'attribuer aux depenses envisagees des degres de priorite definis en fonction de leur incidence potentielle sur l' amel iorat ion de la fiabil i te. Par ordre de gravi te, les carences les plus pressantes sont les suivantes: (a) 1 'etat des reseaux de distribution a Brazzaville et a Pointe Noire; (b) la vulnerabilite de Pointe Noire aux defaillances de la ligne de transport qui relie l' agglomeration a la centrale hydraulique de Moukoukoulou; (c) l'absence d'une strategie d'exploitation du nouveau reseau interconnecte de Pointe Noire-Loudima-Brazzaville; et (d) la deterioration de .ta centrale hydraulique existante. Cea diverses difficultes sont presentees succinctement ci-dessous, avec les recommandations correspondantes de la mission. Carences des reseaux de distribution urbains 4.21 Lea reseaux de distribution de Brazzaville et de Pointe Noire sont a la fois satures et vetustes. Les activites d'exploitation, d'entretien et de reparation ne sont pas facilitees par la diversite des tensions mises en service a differentes epoques. Aussi La SNE s'est-elle engagee dans un programme de modernisation et de conversion a une tension standard de 20 kV. Outre l'amelioration de la fiabilite, l'adoption de la tension de 20 kV accroitra La capacite de transport du reseau dans une proportion de trois a cinq, permettant ainsi d'absorber la croissance de la charge pendant 10 a 20 ans. Les previsions de charge de la SNE tiennent compte egalement d'une diminution des pertes de distribution, avec pour objectif de les ramener a 13% en 1990. A Pointe Noire, la modernisation des installations comporte le prolongement sur une courte distance de la ligne d'arrivee de 220 kV, jusqu'a une aous-station situee de 1 I autre cote du reseau de 20 kV. La creation de ce deuxieme point d'injection ameliorera la fiabilite d'approvisionnement, a l'occasion des defaillances mineures du reseau de distribution. 7/ Valeur actuelle en 198& en retenant le prix des importations zalroises en 198& et un taux d'actualisation de 10%. - 41 4.22 La colit total du programme est d' environ 15 millions de $EU. Sa realisation a ete amorcee en 1985, grace au financement de la Caisse Centrale de Cooperation Economique (CCCE). Bien que les depenses correspondantes aient ete ralenties dans le cadre des mesures d'adaptation a la chute des cours petroliers, la fin des travaux entrepris est maintenant prevue vers 1990. La mission recommande de maintenir le programme de modernisation du reseau et donc accelerer sa realisation. Ligne de transport/puissance d' appoint et de secours desservant Pointe Noire 4.23 Dans les conditions actuelles la SNE n'est pas en mesure de fournir la puissance de secours a l'agglomeration de Pointe Noire, lors des defaillances affectant l'unique ligne de transport de 225 kV (300 km de longueur) qui la relie au reste du reseau interconnecte. Le besoin de puissance d'appoint persistera tant qu'il n'y aura qu'une ligne unique (Annexe 5). It faut par consequent entreprendre d I urgence les travaux suivants de recherche et de suivi: (a) Mesures en vue d' amel iorer la fiabilite future de la ligne de transport Loudima-Pointe Noire; et adoption d'un programme d'entretien preventif. (b) Recensement detaille des autoproducteurs prives de la region de Pointe Noire; etude de leurs besoins en matiere de fiabilite et des possibilites d'integration de leurs installations a la puissance d'appoint de la SNE (paragraphes 4.29-4.32); nCiociation de contrats speciaux regissant les achats et les ventes d'electricite aux principaux autoproducteurs. (c) Definition de criteres de fiabilite concernant les fournitures de courant de la SNE a Pointe Noire; determination de la combinaison optimale d I investissements consacres a l' amelioration des installations de transport, a la mise en place d' une puissance d' appoint d' origine thermique provenant des principaux autoproducteurs. (d) Dans l'hypothese o~ une capacite additionnelle d'origine thermique s'avere necessaire a Pointe Noire, etude de l'option consistant a alimenter la centrale thermique au gaz naturel, afin d'assurer la charge de base. (e) Etude d I une ligne electrique Inga-Pointe Noire en 220 kV (en utilisant, s'il y a lieu, le materiel acquis pour Brazzaville N ' go). 4.24 La SNE devrait se fixer pour but d'avoir termine les recherches necessaires aussitot que possible. Les recherches en question devraient theoriq'llement faire partie integrante d' une etude detaillee visant a definir un .plan directeur production/transport pour les 10-15 prochaines - 42 annees. I1 conviendrait cependant toutefois de faire au prealable certaines etudes de faisabi1ite pour les sites hydrauliques, tel que le barrage de regulation de la Bouenza. Strategie d'exp1oitation du reseau 4.25 La mise en service en 1988 de la ligne de transport de 225 kV Loudima-Brazzaville conferera a la SNE la responsabilite d'un reseau interconnecte d'une complexite nettement plus grande que celle des deux reseaux separes actuels. Or, pour tirer pleinement parti des avantages de la nouvelle configuration, il faut prevoir des dispositions adequates pour l'operation du reseau, la mise en place des equipements de telecommunication necessaires a l'exploitation de la ligne et a la realisation d'un centre de conduite simplifie du reseau sont a engager en priorite. Par aUleurs, it est recommande de faire un diagnostic des installations pour analyser (a) les systemes de protection; (b) d'un plan de delestage pour faire face aux chutes de frequence d' alimentation; (c) les dispositions garantissant le maintien de liaisons stables avec le Zaire; et (d) le plan de reglage de tensions pour differentes situations du reseau. 4.26 Lea recommandations qui decoulent de ce diagnostic devraient etre integrees a un projet du centre de conduite du reseau national. Celui-ci devrait etre compatible avec les postes de commande locaux prevus pour les reseaux de distribution de Brazzaville et de Pointe Noire; it devrait pouvoir repondre aux besoins de condui te du reseau jusqu'en 1995, moyennant des extensions relativement simples. Par ail1eurs, le diagnostic devrait aider a definir: (a) lea dispositifs, methodes, procedures et instructions d'exploitation prevues pour le centre de conduite centralisee; (b) l'assistance technique necessaire, pour aider la SNE a exploiter le reseau interconnecte dans de bonnes conditions; (c) un plan de formation a moyen terme pour le personnel de la SNE participant a l'exploitation et a l'entretien du reseau unifie. Modernisation des centrales hydrauliques de Moukoukou1ou et Djoue 4.27 Le reseau de Brazzaville absorbe integralement 1a production de la centrale hydrau1ique de Djoue. Lorsque 1a ligne de transport Loudima Brazzaville sera termlnee, la plus grande partie de 1a production emergetique et de la puissance instalUe de la centrale hydraulique de Moukoukoulou sera absorbee par le reseau interconnecte. Dans ces conditions, i1 importe de pouvoir disposer integralement de la puissance fournie par les deux centrales hydrauliques. A Djoue les travaux de modernisation necessaires sont suffisamment bien definis et 1a SNE a prevu un budget d'environ 3,2 millions de $EU pour mener a bien le programme prevu au cours de la periode 1986-1989. Par contre, des problemes serieux ont ete identifies a Moukoukoulou dont certains doivent etre resolus de maniere urgente. - 43 4.28 La puissance installee effective de Koukoukoulou est a present reduite par la necessite d'effectuer des reparations sur l'un des quatre groupes generateurs de 18,5 KW. De plus, les equipements auxiliaires de contrale et de commande sur les groupes doivent etre changes et la prevention des fuites aut our des vannes de sortie exigent l'execution de travaux importants. Les groupes de la centrale sont egalement affectes par des phenomenes de cavitation a basse charge. Enfin, les equipements d' enregistrement, de communication et de regulation de la tension sont dans une large mesure vetustes. A l'epoque de la mission, des consultants avaient ete charges de preparer un rapport preliminaire au sujet de ces difficultes, et la SNE avait provisoirement etabli un budget d'environ 3 millions de $EU pour les travaux de modernisation a prevoir en 1986-1987. L' execution des travaux preconises et l' observation d I un programme d' entretien regulier devraient faire l' objet d' une priorite absolue dans le budget de la SNE. Utilisation par la SNE de la puissance d'appoint des autoproducteurs 4.29 La mission a recommande pour le sous-secteur de 1 'electricite une strategie comportant l'installation dans les meilleurs delais d'une puissance thermique d'appoint a Pointe Noire (paragraphes 4.23 - 4.24). Or, le besoin d'une puissance d'appoint ne disparaitra pas lorsque le reseau interconnecte Pointe Noire - Brazzaville sera realise, vers le milieu de l'annee 1988, puisque le reseau de Pointe Noire demeurera expose aux defaillances affectant.l' unique ligne de 225 kV qui le 'relie, via Loudima, aux principales sources de production. Vu les difficultes actuelles rencontrees pour financer une tranche supplementaire de puissan!:e installee, destinee a Pointe Noire, il conviendrait d' evaluer la cont~ibution eventuelle des a.toproducteurs de cette agglomeration, en tant que moyen de (a) limiter l'ampleur des pannes completes susceptibles de se produire jusqu'a ce que la SNE y ait installe une puissance thermique d'appoint suffisante et (b) reduire simultanement l'importance de la puissance d'appoint en question. 4.30 Dans la region de Pointe Noire les deux principaux groupes d'installations reservees de production electrique sont situes au terminal d'exportation de brut d'Elf Congo, a Djeno, et a la raffinerie de la CORAF. Dans l'un et l'autre cas, i l semble qu'une puissance installl!e excedentaire soit potentiellement disponible a titre de capacite d'appoint sur le reseau de la SNE. En 1985, Elf Congo a achete 15 GWh a la SNE et utilise simultanement une turbine a gaz de 5 KW, alimentl!e au gaz naturel, afin d I assurer la charge de base et une production d'environ 36 GWh; deux groupes diesel de 3,6 KW (alimentes au brut) et quatre groupes diesel d'l KW (a1imentes au gas-oil) ont permis de satisfaire les besoins restants (environ 21 GWh) et de fournir une puissan(:e d I appoint pendant les coupures de la SNE. Dans certaines situatl du gaz naturel rendu i une centrale electrique proche de Pointe Noire. Compte tenu des reserves limitees que contient encore le petit gisement gazier terrestre de Pointe Indienne, ce coilt depend en effet dans une large mesure de celui du gaz de remplacement. Or, le gaz contenu dans le brut non traite re*ru au terminal de Djeno est deji reserve aux besoins de l'induscrie petroliere--pour la production d'electricite et en complement du brut: utilise comme source d' energie par le procede d' extraction d' eau. Le gaz de remplacement devrai t donc etre fourni par la mise en production de nouveaux gisements, tels que les gisements gaziers offshore situes a proximite. 4.42 La production de condensats et celle d I e1ectrici te sont les deux seules applications pouvant justifier la mise en exploitation d'un nouveau gisement. Le Tableau 4.1 presente les deux hypotheses de consommation de gaz pour la production d' electricite en 1995. Pour un 8/ Le coilt marginal peut etre plus bas que 10 F.CFA/kWh pUlSque le Zaire offre l'electricite i un prix plus bas aux nouveaux consommateurs. Ceci peut inclure les fournitures additionnelles aux consommateurs actuels. - 48 prix maximum a la consommation de 2,0 $EU/Mpc, les recettes des ventes de gaz devraient se situer de 3 a 15 millions de $EU par an. Dans ces conditions, it faudrait tirer des ventes de condensats la plus grande partie des revenus justifiant la mise en production d'un nouveau gisement. 9/ Il conviendrait d' entreprendre le plus tot possible une etude preliminaire du role de la production d'electricite dans la strategie d'exploitation des ressources de gaz, de preference en tant que partie integrante de la strategie adoptee afin d'ameliorer la fiabilite de la fourniture de courant a Pointe Noire (paragraphes 4.13-4.14). 4.43 Le deve10ppement de la production thermique (gaz) d'electricite pourrait creer une opportunite menant a une innovation institutionnel1e dans le sous-secteur de l'e1ectricite ou 1a SNE pourrait s'approvisionner en e1ectricite. aupres du secteur prive. Si la fourniture du gaz naturel est disponible pour la production d' e1ectricite a un cofrt suffisamment bas, un choix peut etre fait entre deux options: (a) production d' electricite par la SNE, au moyen d' installations alimentees au gaz, sur la base d'un contrat d'achat avec minimum garanti, conclu entre la SNE et le producteur de gaz; (b) production d'electricite par une compagnie privee, au moyen d'installations a1imentees au gaz, sur la base d'un contrat d' achat d' e1ectricite avec minimum garanti, conclu entre 1a compagnie et la SNE. Cette deuxieme option devrait etre examinee dans les meilleurs delais, dans 1e cadre de l'evaluation du gaz nature1 en tant qu'option de base pour le reseau interconnecte de la SNE. 9/ D'apres les estimations de la mission, 1a prOduction de condensats du gisement de Litchendjili permettrait de recuei11ir 50 a 60 millions de $EU par an, a raison de 15$ par baril. En cas de confirmation de ces estimations, 1es ventes conjointes de condensats et de gaz (a la SNE) autoriseraient un budget maximum de 250 a 300 millions de $EU pour 1a mise en production du nouveau gisement. - 49 Tableau 4.1: CONSOMMATIONS DE GAZ ENVISAGEABLES POUR LA PRODUCTION D'ELECTRICITE, 1995 a/ Scenario Demande Production Deficit Equivalent gaz de demande dlenergie hydrau I i que b/ energetique naturel £/ (GWh) (GWh) (GWh) (Gpc) Hypothese basse 634 520 114 1,6 Hypothese haute 1071 520 551 7,7 a/ Donnees tirees de I 'Annexe 7. b/ Production totale de la centrale de Moukoukoulou. £/ En supposant I 'util isation dlun gaz nature I dote dlune pouvoir calorifique de 1000 BTU/pc, dans des turbines a gaz dont la consommat ion specifique est de 3500 kcal/kWh. Source: Estimations de la mission. Recommandations 4.44 La mission recommande lloption de la strategie et du programme d'action suivants pour le sous-secteur de l'electricite 101. Organ i s ~! ti on 4.45 Le Gouvernement et la SNE devraient convenir le plus tot possible du champ d'application, du financement et du calendrier du programme d I action a entreprendre afin de clarifier et de renforcer le role de la SNE; l' objecti£ a moyen terme assigne a 1a SNE consiste a assurer integralement l'approvisionnement public en electricite. Mobilisation des res sources 4.46 Les mesures destinees a ameliorer les recettes nettes de la SNE a moyen terme doivent etre completees par: 101 Depuis la mission d'evaluation du secteur energetique, deux donneurs one exprime leur intention de participer au financement des elements lea plus prioritaires du programme : (a) la Banque Mondiale, par le bL:lls du second projet d' assistance technique suggere par sea soins, et (b) te Programme PNUD/Banque Mondiale d' aide a la gestion du secteur energetique (ESMAP, Energy Sector Management Assistance Program), grace a des fonds fournis par le Gouvernement fran9ais. - 50 (a) augmentation des tarifs immediatement de 30% au moins; et (b) accroitre a long terme la possibilite de fourniture d'electricite privee dans les regions du pays ou il est prouve que cela est plus avantageux. Investissements prioritaires 4.47 Deux projets devraient beneficier d'une priorite absolue dans le budget d'investissement consacre au sous-secteur de l'electricite: (a) achevement et mise en service de la ligne de transport Loudima Brazzaville et un centre de conduite centralisee; et (b) achevement des travaux de modernisation et de conversion a 20 kV des reseaux de Brazzaville et de Pointe Noire. 4.48 Les etudes enumerees ci-dessous devront permettre de definir "d'autres investissements prioritaires. Etudes a entreprendre 4.49 Dans l'immediat. Il conviendrait d'entreprendre et/ou de terminer des que possible des travaux de recherche et des etudes detaillees dans trois principaux domaines: (a) definition du dispositif de moindre cout propre a assurer une securite d'approvisionnement suffisante a l'agglomeration de Pointe Noire; (b) conception (i) d I une strategie d I exploitation du reseau interconnecte Brazzaville-Pointe Noire, (ii) d'un centre de conduite centralisee, et (iii) d'un programme d'assistance technique et d' un plan de formation de personnel de la SNE charge des taches de commande du reseau; et (c) conception detaillee d'un programme de modernisation concernant les centrales hydrauliques de Djoue et Moukoukoulou. 4.50 A moyen" terme. Il est necessaire d'entreprendre d'autres travaux de recherche pour definir un plan d' action et une strategie d'investissement dans deux principaux domaines: (a) Il faut mettre au point une strategie a moyen terme (1990-2000) d'electrification rurale. Il conviendrait d'ajourner les grands projets d'investissements (centrales hydrauliques et reseaux de transport) et de redefinir la participation du secteur public, (i) compte tenu des divers objectifs de politique energetique rurale--approvisionnement fiable en produits petroliers, utilisation plus efficace de la biomasse, etc.--et (ii) en fonction de 1 'importance limitee qu'il - 51 convient de lui attribuer a l'interieur du budget global de deveioppement rural. (b) Ii conviendrait d'evaluer les perspectives d'utilisation du gaz naturel tire des projets futurs d'exploitation des res sources de gaz-condensats, en tant qu'alternative possible (1) a un accroissement des importations d'electricite du Zaire et (ii) aux futurs amenagements hydro-electriques. (c) Il conviendrai t d' etudier "La fai sabi li te d' une liai son Inga Pointe Noire en 220 kV. - 52 V. OPTIO.S COlfCEBlfANT LES COMBUSTIBLES DElUVES DU BOIS BT STIATEGIK HlfERGHTIQU! DU SKCTEUR OKS MEHAGKS Questions examinees 5.1 La mission a identifie plusieurs questions essentielles en ce qui concerne l'exploitation et la consommation rationnelles du bois comme ressource energetique, a savoir : (a) le deboisement autour de Brazzaville, son rapport avec la demande de combustibles tires du bois et son incidence sur les prix de ce dernier; (b) les strategies energetiques concernant le secteur des menages liees a la gestion de la demande de combustibles ligneux; (c) l'utilisacion des plantations de bois existantes pour la production d'energie (charbon de bois); et (d) l'utilisation efficace des excedents de residus ligneux des activites industrielles et commerciales de foresterie. Le deboisement a Brazzaville Demande de combustibles derives du bois et deboisement des sols 5.2 Bien qu'il n'y ait aucun document officiel a cet egard, les forets autour de Brazzaville sont devenues de moins en moins denses et, dans certains cas, ont entierement disparu. La foret de la Patte d'Oie illustre de fa90n frappante cette evolution, puisqu'il subsiste seulement aujourd'hui 51 ha de surface forestiere, alors qu'elle s'etendait autrefois sur quelque 300 ha entre la ville et l'aeroport. L'epuisement des autres forets de la region, certes moins spectaculaire, a neanmoins ete releve dans les milieux tant officiels qu'officieux. 5.3 En 1975, une etude consacree' a l'energie domestique (paragraphe 5.9), fondee sur 1 'hypothese selon laquelle la demande de combustibles derives du bois constituait la cause majeure du deboisement local, recommandait la creation de plantations peri-urbaines pour approvisionner Brazzaville en combustibles derives du bois. La faisabilite technique d I une plantation de 15.000 ha a ete etudiee et confirmee en 1982. La Caisse Centrale de Cooperation Economique (CCCE), principal donneur potentiel du projet, a recemment entrepris une seconde etude qui privilegie une conception du projet visant a integrer la plantation dans les organisations rurales/agricoles. Le projet final devait initialement etre mis en oeuvre par le "Projet Bois de Chauffe", equipe ad hoc de 24 personnes, creee specialement pour ce projet au sein de l'Office - 53 congolais des forets (OCF). La CCCE a cependant signale a l'epoque de la mission que l'Unite d'Afforestation Industrielle du Congo (UAIC)- organisme dote jusqu'a present d'une vaste et fructueuse experience des grandes plantations (paragraphe 5.l7)--serait responsable a la fois de l'etude de faisabilite et de la mise en oeuvre du projet. 5.4 Entre-temps, i l n' a ete recueilli aucune indication probante, quant a savoir dans quelle mesure la demande de Brazzaville en combustibles derives du bois contribue effectivement au deboisement. D'apres les propres estimations de la mission, son incidence directe est a present minime: l'actuelle consommation annuelle est nettement en de~a de la production a rendement soutenu des forets naturelles. Par contre, les modes les plus courants d'utilisation des terres agricoles, en particulier la technique apres debroussaillement et brulis, largement employee pour preparer la terre a la plantation, semble menacer plus gravement les forets naturelles. Comme de plus en plus de zones forestieres sont defrichees a des fins agricoles, la demande prevue de combustibles derives du bois risque toutefois de depasser finalement la production maximum a rendement soutenu des forets restantes, accelerant ainsi le deboisement imputable aux activites agricoles. 5.5 Selon la mission, un projet ,de plantation peri-urbaine a grande echelle serait premature a ce stade, tant que La gravite et les causes du deboisement, lie en particulier a la demande de combustibles derives du bois, n'ont pas ete demontrees. Si, comme le suggerent les evaluations initiales de la mission, le deboisement peut etre impute plus directement aux pratiques agricoles, un projet de plantation a grande echelle n'attenl.lerait pas la charge pesant sur les forets naturelles; son incidenee sur le deboi sement ri sque donc d' etre marginale. Aucune depense supplementaire ne devrait donc etre consacree aux plantations peri-urbaines jusqu'a ce que la necessite des divers projets etablissant un lien etroit entre deboisement et strategie en matiere de combustibles derives du bois, soit demontree dans le cadre d' une analyse globale portant sur: (a) les utilisations concurrentes de terres et des ressourr.:es ligneuses; (b) les modes d' approvisionnement et de distribution des combustibles derives du bois; (c) la demande de combustibles derives du bois; et (d) la disponibilite de res sources actuellE! et prevue. L'impact: sur les prix des combustibles derives du bois 5.6 Les prix de vente au detail des combustibles derives du bois commerciaiises, disponibles presqu'uniquement dans les regions urbaines, sont fixes par le marche. Or, les prix de detail observes a Brazzaville sont eleves par rapport a ceux d'autres pays d'Afrique de l'Ouest; ainsi le charbon de bois s' avere exceptionnellement couteux, sans doute en raison de sa faible consommation (paragraphe 1.6). Vu le peu de donnees dont on dispose quant a l' industrie du charbon de bois, on ignore la nature des considerations particulieres dont ce prix peut tenir compte. - 54 5.7 Les prix de detail sont generalement inferieurs aux couts economiques, puisqu'ils comprennent rarement le cout des res sources ligneuses proprement dites. Les pouvoirs publics sont preoccupes par les couts d'approvisionnement relativement eleves des combustibles derives du bois, du fait de leur reflection hypothetique de l'ampleur du phenomene de deboisement, et les implications de ce dernier pour le poids des depenses energetiques dans le budget des menages. Les couts de transport et de distribution constituent une proportion allant a 80% du prix de vente au detail et des couts economiques des combustibles ligneux (Tableau 5.1). Toutefois, l'impact du deboisement su~ les couts d' approvisionnement est probablement surestime car le mauvais etat des routes contribue egalement a accroitre les couts de transport et de distribution. Tableau 5.1: COMPOSANTES DES PRIX DES COMBUSTIBLES TIRES DU BOIS (F .CFA/kg) Bois de Feu Charbon de bois Prix Cout economique Prix Coat economique ~/ Ressource I i gneuse .2/ 3 20 Production c/ 6 6 28 28 Transport 9 9 15 15 d/ Distribution 15 15 117 37 e/ TOTAL 30 33 160 100 a/ Le cout de production a Pointe Noire sert de valeur suppletive. b/ Les couts d'utilisation des ressources I igneuses ne sont normalement pas integres au prix de detail. c/ Pour Ie bois de feu, il s'agit du prix de vente au detail des etals de bord de route, prix refletant essentiellement les couts d'abattage. Quant aux couts economiques du charbon de bois, il s'agit des couts estimes de carbonisation. c/ Transport de Pointe Noire a Brazzaville. e/ D'apres I 'experience acquise concernant des pays voisins. Source: Estimations de la mission. 5.8 It y a peu de latitude pour reorganiser convenablement les systemes de transport et de distribution existants, de £alj:on a reduire les couts correspondants. L' al ternative en presence consiste soi t a abaisser les couts d' approvisionnement en rapprochant La production de bois du marche destinataire, soit a reduire les couts encourus par les consommateurs en ameliorant le rendement d'utilisation. Les solutions qui correspondent au premier terme de cette alternative et en particulier les plantations energetiques peri-urbaines destinees a l'approvision nement de Brazzaville (paragraphe 5.3) n'entrainent aucune reduction - 55 significative des couts les frais de transport seraient reduits au moins du tiers, mais l'adjonction dtun cout d'utilisation des res sources ligneuses porterait les couts d'approvisionnement totaux au moins a 30 F.CFA/kg, montant equivalant aux prix de detail actuels. La valeur correspondante du cout unitaire de l'energie utile pour le consommateur reste inchangee. Par ailleurs, un Meilleur rendement d'utilisation finale des combustibles derives du bois se traduit par un abaissement de la demande globale des menages. Moyennant une formation adequate, les utilisateurs de foyers ameliores pourraient des lors reduire leur consommation, sans encourir d'importants frais d'investissements supplementaires. Dans cette hypothese, le cout unitaire de 1 'energie utile serait reduit dans les memes proportions. Cette option semblerait donc la solution la plus efficace; elle est presentee ci-dessous dans la discussion des strategies relatives au secteur des menages. Strategie energetique concernant le secteur des menages Caracteristiques de consommation energetique 5.9 Les enquetes partielles effectuees respectivement en 1975 et en 1983 a Brazzaville at Pointe Noire donnent une idee sommaire de la consommation energetique dans le secteur domestique. Apres avoir effectue une enquete preliminaire portant sur 125 menages de Brazzaville, afin de confirmer et/ou de mettre a jour les donnees precedentes disponibles, la mission a releve les caracteristiques suivantes: (a) Les menages utilisent generalement plusieurs combustibles afin de satisfaire leurs besoins energetiques. (b) La demande et les caracteristiques de consommation sont directement liees au revenu, comme l'indique le Tableau 5.2: ainsi, les menages dotes des revenus les plus eleves sont trois fois plus susceptibles d'avoir acces au reseau de distribution electrique et d 'utiliser le butane et/ou le charbon de bois. Par contre, la consommation par tete de charbon de bois peut atteindre un niveau trois fois plus important dans les menages aux revenus les plus faibles, qui utilisent ce combustible. La consommation par tete de bois de feu et de petrole lampant est egaLement tres elevee dans les menages a faibles revenus, confirmant par consequent les observations precedentes Quant au role de premier plan de ces produits, en tant que combustibles domestiques. ,.,- , "'t~, .. 'Il10 , , _ 4 "",\ 't ll _, ./ ' Table.!JJ 5.2: m&1t1ATIIPARES res 0MIUSl'IBlJ1S m aJIS&liI CoOt 6::otud.que Teneur Prix de vente Prix par uniUi CoOt par uniUi Unit!! 6!lerg!!t1que amdesnenI: at ~ta1l d'6!lerg1e utile &onan1que d'6!lerg1e utile (kep/uniUi) (%) (F/unitl!) !1 (F/kep) !1 (F/unitl!) !1 (F/kep) !1 OHlUSTIBIES TRADITICtHl.S (Brazmville uniql.lBl8lt) Bois de feu Feu lI. trois p1erres kg 0,343 8 30,0 1.093 33,00 1.203 Foyers existants kg 0,343 15 30,0 583 33,00 641 Foyers anaior:6i kg 0,343 28 30,0 312 33,00 344 ctarbon de bois Foyers existants Foyers anaior~ kg kg 0,6863 0,6863 24 30 160,0 160,0 971 n.d. · 100,00 bl 5O,OO~ 007 486 A l'\)inte tbire: Foyers eldstants kg 0,6863 24 n.d. n.d. 50,00 sf 304 1.0 Foyers anaiores kg 0,6863 30 n.d. n.d. 50,00 El 243 0 Ql1BUSTIBIES 4 at F - F.CFA (l) ~ CoOt korrmique du charbon de bois produit il Fo1nte tbire dans lea plantations de l'UAIC et livre 1 Brazzaville, BIJlPE!Iltl! des frats de distribution est:h!&. "-J Ut~ 1 titre de valeur suppll!tive des coOts de pro4uctioo actuels 1 Brazzaville, lesqueJs De soot pas C!lIlIIUS. El 16' 18" ) NIGERIA /'h~ CH~D./1 ·· SUDAN j \<~~MALiA ....-J. . (ETHIOPIA.......,. \". CENTRAL AFRICAN REPUBLIC / r/ . CENTRALAFRICA~. '"" ./ · 1 ICAMEROON\ REPUBLIC \ /,-.~.~.~. . . -......_ ... " y. ...-' " . . . . . ,,.r.,.....r-.\ '" '\ '-V-' I -"'\ . ''', (-'..J"'.. ,.f'~' ,(\,/"'\.r-' '\1 Ea. GUINeA""r--t:....-'; I ZAIRE ,;) KENYA I J PEOPLE'S I " . 1 ~! ~ .... J IUGAND" GABON" REP/ ).~...... \ I OF{ (THE J RWANDA. -l BURUNDI\"/ " " ,"-. I. 'CONGO' " ~.=- t:::::-.,....,.....,..__. TANZANIA \\ ! ~ I \'-........... f''"''''''. .... CAMEROON ( ANGOLA . ~ ---..~-'"""'. ( . / . ,....i ZAMBIA . -'", i~ ..-.~., MOZAMBIQUE MADAGASCAR . / \. \ ./ 0 14' .; · ____ - - · .--.'-- __12 f _ . _ _ . . . ........ _ ........ _ . _ . _ - - . \ )-._ -_·_-_·_·-·!,,.-;::,·.... SOUMOUNDELE 1.0 MW SOUANKE ~ I ( ' 1 " 2' 2' . «I w· IMPFONDO OUESSO o ~I ::>. <91 -..... d' wI 1"-. i PEOPLE'S REPUBLIC OF THE CONGO \ .J GENERATING FACILITIES AND '''.) TRANSMISSION SYSTEMS (' INSTALLED CAPACITY ,-.J' - Existing Projected .~ · Diesel Plant Hydro Plant .I 1. .J KELLE _0° '- J - TRANSMISSION LINES -- ~'"",,,) Existing Projected 225 kV 110 kV '.....,.....L... 35 kY ) Primary roads, paved > ~ Primary roads, gravel and earth MOSSAKA p Rivers International Boundaries '\ ® National Capitol. l ZAIRE .f " r 2' N f'·"I..".. : ;l0'\' . I .GABON j'\ {, <. ,.,..-' ! ~ "'N 2' ~ MBINDA .7 LEKANA ,\.-.-. .1 MAYOKO '-----...../.. (./'V'/ DJAMBALA ~ U\ o ZANAGA I'~ IU60ULOU ) o lOOMW C.,-. I 0 5C KILOMETERS 100 150 200 .-"'\ I l I I I I .-1 , " / '-. ...; I I I 0 50 100 MILES 4' ('''''\ -'. rCABINDA. .":.:...r, " .-v- .s. 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