Africa Gas Initiative Cote dI'voire %s ^l il l X I ESM240 Vol 5 Energy Sector Management Assistance ProgrammTe IQ 4]kA.A. Report 240/01 h. I J lLI ILI February 2001 JOINT UNDP / WORLD BANK ENERGY SECTOR MANAGEMENT ASSISTANCE PROGRAMME (ESMAP) PURPOSE The Joint UNDPlWorid Bank Energy Sector Management Assistance Programme (ESMAP) is a special global technical assistance program run as part of the World Bank's Energy, Mining and Telecommunications Department. ESMAP provides advice to governments on sustainable energy development. Established with the support of UNDP and bilateral official donors in 1983, it focuses on the role of energy in the development process with the objective of contributing to poverty alleviation, improving living conditions and preserving the environment in developing countries and transition economies. ESMAP centers its interventions on three priority areas: sector reform and restructuring; access to modern energy for the poorest; and promotion of sustainable energy practices. GOVERNANCE AND OPERATIONS ESMAP is governed by a Consultative Group (ESMAP CG) composed of representatives of the UNDP and World Bank, other donors, and development experts from regions benefiting from ESMAP's assistance. The ESMAP CG is chaired by a World Bank Vice President, and advised by a Technical Advisory Group (TAG) of four independent energy experts that reviews the Programme's strategic agenda, its work plan, and its achievements. ESMAP relies on a cadre of engineers, energy planners, and economists from the World Bank to conduct its activities under the guidance of the Manager of ESMAP, responsible for administering the Programme. FUNDING ESMAP is a cooperative effort supported over the years by the World Bank, the UNDP and other United Nations agencies, the European Union, the Organization of American States (OAS), the Latin American Energy Organization (OLADE), and public and private donors from countries including Australia, Belgium, Canada, Denmark, Germany, Finland, France, Iceland, Ireland, Italy, Japan, the Netherlands, New Zealand, Norway, Portugal, Sweden, Switzerland, the United Kingdom, and the United States of America. FURTHER INFORMATION An up-to-date listing of completed ESMAP projects is appended to this report. For further information, a copy of the ESMAP Annual Report, or copies of project reports, contact: ESMAP c/o Energy and Water The World Bank 1818 H Street, NW Washington, DC 20433 U.S.A. Africa Gas Initiative Cote d'lvoire Volume V February 2001 Joint UNDP/World Bank Energy Sector Management Assistance Programme (ESMAP) Copyright @ 2001 The International Bank for Reconstruction and Development/THE WORLD BANK 1818 H Street, N.W. Washington, D.C. 20433, U.S.A. All rights reserved Manufactured in the United States of America First printing February 2001 ESMAP Reports are published to communicate the results of the ESMAP's work to the development commnunity with the least possible delay. The typescript of the paper therefore has not been prepared in accordance with the procedures appropriate to formal documents. Some sources cited in this paper may be informal documents that are not readily available. The findings, interpretations, and conclusions expressed in this paper are entirely those of the author(s) and should not be attributed in any manner to the World Bank, or its affiliated organizations, or to members of its Board of Executive Directors or the countries they represent. The World Bank does not guarantee the accuracy of the data included in this publication and accepts no responsibility whatsoever for any consequence of their use. The Boundaries, colors, denominations, other information shown on any map in this volume do not imply on the part of the World Bank Group any judgement on the legal status of any territory or the endorsement or acceptance of such boundaries. The material in this publication is copyrighted. Requests for permission to reproduce portions of it should be sent to the ESMAP Manager at the address shown in the copyright notice above. ESMAP encourages dissemination of its work and will normally give perrmission promptly and, when the reproduction is for nonconmmercial purposes, without asking a fee. Contents Contents ........................................................ iii Foreword ........................................................ iv Abbreviations and Acronyms ........................................................ v Units of Measure ........................................................ vi Conversion Factors ........................................................ vii Rules of Thumb ........................................................ vii Oil and Gas Resources .........................................................1 Exploration and Production ........................................................I Refining and Downstream Operation .........................................................3 Prospects for Natural Gas and LPG ........................................................ 5 Natural Gas Operation .........................................................5 Power Generation ........................................................ S5 Conventional industry ........................................................ 6 Large scale projects ........................................................7 Prospects for LPG .........................................................7 Institutional and Regulatory Framework ........................................................ 10 Framework for gas downstream activities ........................................................ 11 List of Annexes Annex 1: Principes et Options pour la Reglementation du Gaz Naturel .............. .................. 15 Annex 2 Le contexte 6nerg6tique ........................................................ 23 Annex 3: Situation et perspectives de l'industrie gaziere ....................................................... 31 Annex 4: Cadre reglementaire ........................................................ 37 Annex 5 : Organisation et fonctions des operateurs ........................................................ 43 Annex 6: Politique tarifaire ........................................................ 51 Annex 7: Reglementation economique ........................................................ 59 Annex 8: L'Autorite de r6glementation .............................. 65 List of Tables Tableau Al.1: Domaines reglementes et comp6tences du Regulateur .21 Tableau A2. 1: Principaux indicateurs macro-economiques .23 Tableau A2.2: Bilan energetique simplifi .30 Tableau A3.1: Developpement de la demande en gaz naturel .36 Tableau A5.1: Comparaison des options structurelles de transport .48 Tableau A6.1 : Prix de vente des energies industrielles .52 Tableau A7.1 : Pratiques et tendances reglementaires en Amerique du Nord et en Europe .62 iii Foreword The Africa Gas Initiative (AGI) Study is aimed at identifying countries where gas flaring could be reduced, for better utilization in the industrial and commercial sectors of their economies. This study was conducted by Mourad Belguedj, Senior Energy Specialist and Team Leader at the Oil and Gas Division of the World Bank and Henri Beaussant, Gas Economist and consultant. The focus of the study, aimed initially at select countries on the West Coast of Africa, is of direct relevance to ESMAP's mandate and might be useful to Policy makers, Industry and practitioners in the target countries. The Study is published as part of the ESMAP series of reports and may usefully contribute to Project Identification and to addressing key Policy Issues in these countries, as well as enriching the debate on Energy Sector Reforn. The authors wish to express their gratitude to all the colleagues who contributed directly or indirectly, to the review and completion of this work. v Abbreviations and Acronyms ABB Asea Brown Boveri AGI Africa Gas Initiative (World Bank) AIC Average Incremental Cost API American Petroleum Institute BOT, BOOT Build, Operate, Transfer. Build, Own, Operate, Transfer CCGT Combined-Cycle Gas Turbine CFA Communaute Financi&re Africaine CIF Cost, Insurance, Freight CIE Compagnie Ivoirienne d'Electricite CIPREL Compagnie Ivoirienne de Production d'Electricite EDF Electricite de France ESMAP Joint World Bank/UNDP Energy Sector Assistance Management Program EECI Energie Electrique de Cote d'Ivoire FCFA Franc - Communaute Financi&re Africaine FOB Free On Board GDP Gross Domestic Product GNP Gross National Product GOCI Government of Cote d'Ivoire GT Gas Turbine HHV Higher Heating Value HV High Voltage IOC International Oil Company ISO International Standards Organization LHV Lower Heating Value LNG Liquefied Natural Gas LPG Liquefied Petroleum Gases PETROCI Societe Nationale d'Op&rations Petrolieres de Cote d'Ivoire PSA, PSC Production Sharing Agreement / Contract RTP Reserves to Production ratio SAUR Societe d'Amenagement Urbain et Rural (Bouygues Group) SIR Societe Ivoirienne de Raffinage SMB Societe Multinationale des Bitumes SSA Sub Saharan Africa ST Steam Turbine UMC United Meridian Corporation UNDP United Nations Development Program USD US Dollar vi Units of Measure bcf billion cubic feet bcm billion cubic meters bcmy billion cubic meters per year bi, bbl barrel, barrels bpd barrel per day cf cubic foot (feet) cfd cubic feet per day GJ gigajoule cm cubic meter GWh gigawatthour kcal kilocalorie km2 square kilometer kW kilowatt kWh kilowatthour Mcal megacalorie mcf thousand cubic feet mcfd thousand cubic feet per day mcm thousand cubic mcmd thousand cubic mcmy thousand cubic mmbtu million BTU (British Thermal Units) mmcfd million cubic feet per day mmcm million cubic meters mmcmd million cubic meters per day mmcmy million cubic meters per year mmt million ton mt thousand ton mty thousand ton per year MW megawatt MWh megawatthour t ton tcf trillion cubic feet tcm trillion cubic meters toe ton oil equivalent tpy ton per year TWh terawatthour vii Conversion Factors Volume I barrel = 159 liters 1 cm = 6.29 barrels 1 cm = 35.315 cf 1,000 cf = 28.3 cm Energy 1 mmbtu = 252 Mcal = 293 kWh I mmbtu I mcf I GJ = 0.95 mmbtu I kWh 0.86 Mcal = 3,412 btu Oil products crude oil 7.30 bbl/ton diesel/gas oil 7.46 bbl/ton fuel oil 6.66 bbl/ton jet fuel 7.93 bbl/ton kerosene 7.74 bbl/ton naphtha 8.80 bbl/ton Rules of Thumb I bpd - 50 tpy I mmbtu - I mcf- 1 GJ 1 mmcfd - 10 mmcmy I USD/mmbtu - 40 USD/mcm I tcf - 30 bcm viii I Oil and Gas Resources 1.1 With 322,000 square kilometres and a population of 14.3 million, Cote d'Ivoire is a mid-size western African country located on the Atlantic Ocean, between Liberia and Ghana. The country's economy is heavily reliant on agriculture (primarily cocoa and coffee). Measures to diversify the economy, including the introduction of non- traditional cash crops and expansion of the industrial sector, have been met with some success. The oil and gas sector does not play a major role as it does in other countries of the region, such as Nigeria, Cameroon, Gabon or Congo. Back in the 1960s and 1970s, Cote d'Ivoire was considered the blueprint for a modern, emerging economy amongst newly independent western African countries, in particular within French-speaking Africa where it enjoyed strong economic growth and stable political leadership. Decline in the value of export-oriented agricultural products along with growing institutional problems have seriously curbed economic development in the past two decades. Since the mid- nineties, however, the Ivoran economy is experiencing renewed growth. At USD 10.8 billion, GDP has grown at an average 6.6 percent between 1995 and 1997, and inflation has fallen from 14.3 to 5.6 percent p.a. Debt restructuring, privatization, and the introduction of BOT projects are some of the steps the Government of C6te d'Ivoire (GoCI) is taking to help sustain the economic growth. This has been translated into a substantial increase in primary energy demand, production and consumption. Exploration and Production 1.2 The rapid development of Cote d'Ivoire's oil and gas industry began with the sector's policy reforms of the early 1990s. The reforms led to a revival in the exploration and production of both oil and gas resources, which has led to the signature of several production sharing contracts (PSC) involving independent oil producers, and to successful promotion rounds to sell additional acreage, in particular deep sea blocks. In less than a decade, four oil and gas upstream projects and as many gas-based downstream projects (electricity production, industrial distribution, and even export of electricity) have been developed. Cote d'Ivoire is now one of the fastest growing countries of Sub-Saharan Africa, in terms of the development of its hydrocarbons industry. 1.3 Offshore petroleum reserves were first discovered in the 1970's. During the twenty-year period from 1970 to 1990, over 100 wells were drilled offshore, and several commercial oil and gas fields were discovered. Two fields, Espoir and Belier, began I 2 Africa Gas Initiative: Cote d'lvoire production in the late 1970's. Espoir, which was operated by Phillips Petroleum, was in production until 1988, when it was shut in due to high operating costs. Production from Espoir averaged 10,000 barrels per day (bpd), while production from Belier peaked at nearly 20,000 bpd in the mid 1980s. Both fields are currently idle. 1.4 Critical improvement in upstream legislation was implemented in the early 1990s, followed by a well-accepted revision in September 1996, which rapidly set the pace for new exploration campaigns. Independent US and Canadian operators have taken the largest share. U.S.-based United Meridian Corporation (UMC, now Ocean Energy) developed the Lion and Panthere fields on Block C-I1, located 100 km southwest of Abidjan, in 1994. Production from Lion (oil) and Panthere (gas and condensate) began as soon as one year later. Ocean Energy is the operator and it holds a 28% interest in the block; its partners include state-owned Petroci, Global Natural Resources, Pluspetrol of Argentina, and the World Bank Group's IFC. Gas reserves in Panthere only are estimated at 245 bcf (about 6.9 bcm). Another block, CI-01, located southeast of Abidjan, close to the border with Ghana, is under development. It includes several small fields, Eland, Ibex, and Kudu, which could be operated to supply increasing demand in Cote d'Ivoire, as well as neighboring Ghana. Gas reserves have been certified for 300 bcf (8.6 bcm). In addition, Ocean Ener has a 35 percent interest in Cote d'Ivoire's first deep-water offshore block, CI-105, together with Shell (55%) and Petroci (10%). 1.5 Several agreements for the rights to explore and produce oil have been completed recently. GoCI issued a production-sharing contract (PSC) for its offshore Block CI-102 in March 1997. Ranger Oil of Canada, which has a 24 percent interest in the PSC, will be the operator of the block, situated between the Espoir and Belier fields. Gulf Canada (24%), Energy Africa (Engen) of South Africa (24%), Gentry Resources of Canada (11%), T.C. Petroleum (5%) and Petroci (12%) are the other partners involved in the block. Ranger also assumed a 24 percent interest and the role of operator in the PSC on Block CI-26 that was awarded in November 1997. The block contains the abandoned Espoir field, which Ranger plans to re-develop at an estimated USD 250 million. Initial production of 20,000-25,000 bbl/d from Espoir could begin as early as 2000. Original reserve estimates for Espoir were 430 million barrels of recoverable oil. Two more PSCs were awarded to the same partners (excluding Engen) in January 1998, on blocks CI-101 and CI- 103. Ranger has been designated the operator of each PSC 1.6 U.S.-based Apache was granted the PSC for block CI-27. The block, primarily seen as having a large potential as a gas producer, had been discovered by Phillips in the early 1980s, then relinqushed at the end of the decade. It includes the Foxtrot, Cote d'Ivoire largest gas field with estimated reserves of 0.6 tcf, half the country's reserves. The field was put on stream in 1997, a few months after UMC's Lion and Panthere. Apache plans to also test for oil on the concession. The original estimate of recoverable reserves on block CI-27 also include over six million barrels of condensate. 1.7 Santa Fe Energy Resources of the U.S. was awarded a PSC for block CI-24, which contains the abandoned Belier field, in 1996, and subsequently received the PSC for an additional block, CI-202, in 1997. Santa Fe plans to develop both fields together. Oil and Gas Resources 3 1.8 Cote d'Ivoire holds an estimated 100 million barrels (14 mmt) of recoverable oil reserves, along with an estimated 1.4 tcf (40 bcm) of gas reserves. Oil and gas production reached 20 mbpd (1 mmt) and 68 mmcfd (680 mmcmy) in 1998, respectively, which gives RTP ratios of about 14 and 60 years, respectively. Refining and Downstream Operation 1.9 Cote d'Ivoire's refining facilities include one of the largest refineries in SSA, the 59,000 bpd (3 mmty) Societe Ivoirienne Raffinage (SIR), and an adjacent 10,000 bpd asphalt plant (Societe Multinationale des Bitumes, SMB), both located in Abidjan. The refinery is shared by Petroci, IOCs and, to a lesser extent, neighboring countries. Expansion of the SIR refinery is being considered through an USD 84 million expansion, which would increase refining capacity to 88,000 bbl/d, and GoCI is looking for a "strategic partner" willing to invest in the expansion. GoCI's 51 percent interest in SIR and its interest in SMB have been scheduled for privatization. The 2-year expansion program would also increase the plant's hydrocracking capacity to over 17,000 bpd. Cote d'lvoire is self-sufficient in producing refined petroleum products, and is also a major supplier in the West African sub-region. Mali, Burkina Faso, and Liberia receive a significant portion of their refined products from Cote d'Ivoire. 1.10 Several foreign oil companies (and one local firm, Petrolvoire) are involved in the distribution and marketing of refined products in Cote d'Ivoire. ENI-Agip, Elf Aquitaine, Mobil, Texaco, Total and Shell control over 90% of the downstream retail sector. Gestoci, the fuel storage company that manages the storage depots of petroleum products to central and northern Cote d'Ivoire, is set to be restructured. Gestoci, currently joint-owned by GoCI and the petroleum marketers, will have its government stake reduced to 34 percent. 2 Prospects for Natural Gas and LPG Natural Gas Operation 2.1 C6te d'Ivoire is one of the few Sub-Saharan African countries, along with Nigeria, Gabon, Senegal and South Africa, which uses natural gas in its domestic market. It holds, however, a distinctive role among SSA countries, as it is the first (and to-date the only) one that has developed a comprehensive vision of gas utilization across a wide range of economic activities. In spite of its recent gas history, Cote d'Ivoire is already using gas as its main energy carrier for thermal power generation and in the refinery, is building a gas network in Abidjan's industrial suburbs to supply conventional industry, and is considering exporting gas to neighboring Ghana for power generation. Power Generation 2.2 The Ivoran gas industry started in April 1996 with the operation of Lion and Panthere, the two structures developed by UJMC (Ocean Energy) on the CI-1I block. Gas is transmitted to Abidjan by a 14", 80-km long, pipeline with a current capacity of 1.1 bcm per year, and is delivered to the Abidjan gas terminal located in the port area of Vridi. Gas is sold by the producer to a state agency , which retains ownership of the gas until it is transformed. The agency delivers gas to the power plant operated by CIPREL, a private power producer set up by French companies Electricit& de France (EDF) and SAUJR (a water supply utility, a subsidiary of the civil works contractor Bouygues2). The responsibility of the power producer is thus limited to transforming gas into power, for which it receives an operating fee. The electricity produced is then taken back by the agency at the outlet of the power plant. CIPREL operates in Vridi three 33-MW GEC- Alsthom single-cycle gas turbines that were brought into service in December 1995. Using primarily gas oil, they were converted to gas a few months later, when gas was delivered at Vridi. A fourth, larger unit (110 MW) was constructed in the same site with World Bank financial assistance under the Private Sector Energy Project, and commissioned in the spring of 1997. Average daily gas demand for the whole power plant is 50 mmcfd. I Gas is actually traded for an energy-equivalent amount of oil from the country's profit oil. 2 The same consortium also operate the privatized Compagnie Ivoirienne d'Electricite (CIE), Cote d'lvoire's nationwide power utility. 5 6 Africa Gas Initiative: Cote d'Ivoire 2.3 A second gas producer includes a group of investors led by another US independent, Apache Oil, together with the same EDF and SAUR, the World Bank Group's IFC, and Petroci. The consortium holds the concession permit on block CI-27, that includes Foxtrot, and is adjacent to Ocean Energy's CI-11. Phillips Petroleum first discovered Foxtrot in the early 1980s together with neighbouring Lion and Panthere, and later relinquished all its acreage in 1989. Foxtrot is a non-associated gas field that is considered the largest gas field in Cote d'Ivoire, with half of the proven reserves, i.e. nearly 600 bcf (20 bcm). Foxtrot gas is transported to Abidjan through a dedicated gas pipeline that runs parallel to the Lion/Panthere transmission line, after both producers proved unable to agree on a shared utilization of the first constructed Ocean Energy pipeline. 2.4 Foxtrot supplies the new power station constructed by Cinergy, a consortium composed of the Swiss-based Asea Brown Boveri (ABB), Industrial Promotion Services (IPS) -- an affiliate of the Aga Khan Fund for Economic Development -- and EDF. The consortium has won a 23-year BOOT concession to build and operate a thermal power plant at Azito, in the western outskirts of Abidjan. The power plant will include, when fully completed, two 144-MW gas turbines combined with a third, steam turbine unit for heat recovery. The first unit was inaugurated on January 23, 1999. A second 144-MW gas turbine is scheduled to begin operations in early 2000. The steam turbine will be added at later stage to boost the facility's capacity to the planned 420 MW. When fully in operation, Azito will be the largest gas-fired thermnal power plant in SSA, and will account for close to one-third of the country's requirements. 2.5 Azito is intended to be supplied by both producers - Apache, from Foxtrot; and Ocean Energy, from the block CI-01 fields that still are under development. When Foxtrot production reaches plateau in 2001, yearly output will be 18 bcf, equivalent to an average daily output of 50 mmcfd. Ocean Energy, for his part, has signed a 10-year take- or-pay contract to supply 170 bcf in total. Conventional Industry 2.6 Gas is also used in the SIR refinery, where it replaces fuel-oil and butane, with an average consumption of 20 mmcfd. Although power generation and refining are likely to remain the main gas users over time, the industrial sector should quickly become an important consumer as well. Ivoran industry was severely affected by the crisis of the first half of the 1 990s, but has been demonstrating a definite recovery since the devaluation of the CFA franc in January 1994. Conventional industry (i.e., small and medium-size plants that can technically use gas as a fuel -- not a raw material) is to be found mostly in the four large industrial zones located around Abidjan, of which two (Vridi and Treichville) are located in the immediate vicinity of the gas terminal. Abidjan's industrial market represents, according to a preliminary study made by Petroci in 1997 with the assistance of a Canadian consultant, a potential market of 6 mmcfd. In addition to this market that has already been identified, there is a significant medium-term potential for co-generation, especially for those industries that are large-scale steam users, such as the food processing industry, the oil mills and soap makers, which constitute the mainstay of Prospects for Natural Gas and LPG 7 Abidjan's industry. Gas could also be used for cold production (for food and fish processing and food storage/conservation) and for large-scale air conditioning. In the medium term, the potential industrial market can be estimated at around 8 to 10 mmcfd for the 4-million larger Abidjan metropolis. 2.7 Petroci has started the construction of a gas network intended to supply industrial establishments in the harbor area, i.e. the districts of Vridi and Treichville. The network, of limited extent (about 4 km) is the first phase of a larger facility that would reach at a later stage additional industrial areas, such as Yopougon and Koumassi, as well as, possibly, commercial and services areas in the city itself. Large-scale Projects 2.8 The Bureau National d'Etudes Techniques et de Documentation (BNETD), a public agency under the umbrella of the Office of the Prime Minister, is working on three large-scale industrial projects. The first two are designed to develop mineral reserves (iron and nickel) located in the western part of the country (district of Man, about 600 km NW of Abidjan), while the third one would include the construction of an ammonia and urea plant to produce nitrogen-based fertilizers. Partners and financing are currently being sought for the sponge-iron and ammonia plants. The nickel project appears to be in a more advanced stage, as a Canadian operator has shown interest and demonstrated it by concluding an agreement with Sodemi. A pilot unit would constitute the first stage of the operation, which would lead, if the results are conclusive, to industrial-scale production. Although the main characteristics of these projects are not yet known in detail, on the basis of similar projects potential gas consumption can be estimated at between 20 and 25 for the nickel and sponge iron projects, and up to 80 mmcfd for a large ammonia-urea production unit. 2.9 The above projects have been on the drawing board for quite a while. As discussed in the Report's Introduction, the purpose of the AGI is not to promote such large- scale projects that go well beyond the mandate and the resources of the Initiative. The AGI has thus not investigated their technical and economic components, and is not qualified to assess their viability. Prospects for LPG 2.10 In Central and Western African countries, urban development has dramatically increased the demand in household energy, in particular in major cities. Even in urban areas, a large majority of energy needs are currently met by biomass, mostly charcoal and woodfuel. As an example, biomass still represents about 90 percent of the overall energy consumption in Cote d'Ivoire; in the residential sector, the proportion. is even higher. A major issue is that woodfuel gathering and charcoal production are actually responsible for massive deforestation, extending as far as several hundreds of kilometers away from major cities. Moreover, increasing distances add to the cost of biomass, a source of energy highly sensitive to transportation costs. 8 Africa Gas Initiative: Cote d'lvoire 2.11 In spite of its large urban population and a standard of living above the average of Western and Central Africa, Cote d'lvoire lies at a modest rank when it comes to LPG utilization. LPG consumption had been stagnating around 20,000 to 23,000 tons during the 1980s and well into the beginning of the nineties while population had increased by above 30 percent since the mid-eighties. In 1993 Petroci was requested by GoCI to develop LPG sales in both the domestic and commercial markets, in competition with existing private LPG distributors. LPG sales soared to 29,000 tons in 1997. In addition to the regular 12-kg cylinder, Petroci successfully developed three new niches that had been left aside by the private sector, including the smaller 6-kg cylinder, integrated gas stoves set on small cylinders, and larger, 28-kg cylinders for the small commercial market, in particular open-air restaurants. The interesting point is that Petroci's sales did not develop at the other marketers' expense. Gas sales by the existing LPG distributors have remained largely unchanged. Petroci actually built its new activity entirely on the large suppressed demand that exists in both the residential and the commercial markets -- not to mention the industrial sector that remains completely untapped. The Petroci story clearly illustrates a major market disfunctionment in SSA, which is the huge upside potential that exists in all major cities due to unsuitable institutional and regulatory framework, in particular inappropriate subsidies and administered margins. 2.12 With over 14 million people however, consumption per capita remains low at 2.5 kg, ahead of Cameroon and Congo (around 1.8 kg) as well as Ghana and most Sahelian countries (around 0.5 kg), but well behind Senegal (5 kg) and Gabon (11 kg). Cote d'Ivoire has suffered from considerable deforestation in the recent past; forested areas are reported to have shrunk from 15 million to 3 million hectares over the last 15 years. Part of it has been caused by intensive use of wood resources to make charcoal to supply larger urban areas, in particular Abidjan where population has passed the 4 million mark, thirty percent of the country's overall population. To make up for lack of wooden areas around major cities, charcoal is produced even farther and has to bear increasing transportation costs, which increases significantly the delivery cost of charcoal in the market, not to mention the increasing burden put on remaining woodlands. 2.13 Low per capita consumption as well as booming sales observed recently show that a huge potential market still exists for LPG. Demand has long remained constrained by both the lack of available commodity (due to refinery's internal consumption, sales of LPG by SIR on the domestic market were capped at around 20,000 tons per year) and the lack of incentives for the private sector whose operation margins were actually negative. New factors are expected to help develop LPG sales in the near future. On the supply side, the recent connection of the refinery to the natural gas network should enable SIR to market additional volumes of LPG that were previously used in the refinery's process. Moreover, the implementation of an LPG recovery unit by UMC on the gas stream coming from Lion and Panthere has brought 20,000 tons per year in a first phase, that could be supplemented by a similar operation on the gas stream from Foxtrot. On the institutional side, GoCI has significantly revamped the LPG pricing chart that now allows the private sector to get a reasonable return on the LPG operation. Prospects for Natural Gas and LPG 9 2.14 While some basic conditions are improving in the sub-region, development of butane demand must be accompanied in order for bottled LPG to efficiently help mitigate the adverse consequences of heavy dependence on biomass. To that effect, the Africa Gas Initiative has developed the scope of a two-components project. The first component deals with the economic side of butane development. Although several studies have been conducted on deforestation issues and the environment in SSA, lack of actual comparative economic costs of household energy at the user's stove, including biomass and commercial fuels, makes it difficult to accurately assess the full economic benefit brought by butane. Also, it is understood that one of the reasons why urban population, in particular newcomers, still keep relying on charcoal and woodfuel rather than shifting to commercial fuels, is the inability of many households to afford the upfront investment that consists of the bottle deposit, the first butane load and the dedicated stove. 2.15 Because of its geographical location and network of means of communication, Cote d'Ivoire is actually playing a role of provider for neighboring countries. The project proposed by the AGI therefore, while focusing on Cote d'Ivoire, is meant to shed light on the role that Abidjan could play as a sub-regional distribution hub for neighboring countries, whether landlocked, such as Mali, Niger and Burkina-Faso, or located on the coastline, such as Togo, Benin, Sierra Leone and Liberia. The project includes: -- review from existing studies and literature the potential market for butane in Cote d'Ivoire and selected neighboring countries that are already supplied through Abidjan; * assess the economic costs, at the user's stove, of various household fuels, in particular charcoal and butane; particular attention will be paid to the transportation cost of charcoal (from production site(s) to Abidjan) and of butane (from Abidjan to major cities across the borders); * evaluate the economic gap between fuels and how it is likely to evolve, considering the ever increasing distance where charcoal is produced, and the global economic and environmental benefit that developing butane would bring to the country's economy; * determine the cost of the upfront investment for a typical household (deposit, butane load, gas stove), and how it compares to the economic benefit brought by butane over time; * make recommendations on marketing options, including those experienced in other SSA countries, such as the 2.7-kg and / or the 6-kg cylinder; and * evaluate financial instruments that would help households acquire the above-mentioned upfront equipment and thus shift to butane; compare the cost of the proposed option(s) to the economic and environmental benefit brought by butane. 2.16 While recent improvements are expected to significantly increase LPG sales on the domestic market, GoCI has expressed concerns about the technical conditions under 10 Africa Gas Initiative: Cote d'Ivoire which the industry operates. Safety regulation and enforcement are considered inadequate and GoCI is willing to undertake a major overhaul of the regulatory system that governs downstream LPG operation. The second component proposes to assist GoCI in reviewing the technical and safety conditions that apply to installations, equipment, appliances and operating procedures with regard to storage, bottling, and particular attention to the transportation and end-uses. The component will (i) identify the issues, and (ii) make recommendations on basic principles and prepare the outline proposed for the new regulation. In particular, the component will include the following tasks: * technical and safety audit of storage facilities and bottling plants, cylinders, transportation means, * evaluation of skills and expertise of technical staff working in the installations, * evaluation of the internal procedures and rules applied by the operators to LPG operation, * review of current regulation and how it is enforced, and * drafting the outline of the proposed regulation, presenting and discussing its main objectives, basic principles and the means to make it effective. Institutional and Regulatory Framework 2.17 Following the devaluation of the CFA Franc in January 1994, GoCI reinforced public sector reform policy as a central element of a strategy aiming at reducing and streamlining civil service, withdrawing the State from industrial activities, including "strategic" monopolies, as well as developing institutional capacity building. Power reforn had been launched in 1990 with the creation of Compagnie Ivoirienne d'Electricite (CIE), a private consortium which took over operation -- but not the assets -- from ailing state-owned Energie Electrique de C6te d'Ivoire (EECI). In 1994, the same group was selected to build and operate, as CIPREL, the new gas-based Vridi power plant, one of the very first IPPs to be operational in SSA. 2.18 Now that power reform is on tracks, GoCI has undertaken the revamping of the status and mandate of the state-owned Societ& Nationale d'Op&rations Petrolieres de COte d'Ivoire (Petroci). Petroci has been broken down into four entities, including a holding company that will hold the State's interests in three new operating companies. Downstream gas operation (both natural gas and LPG, as well as the new cylinders plant and the natural gas industrial network) are under the responsibility of Petroci-Gaz, while the other two are in charge of exploration and production, and "industrial activities and services", respectively. However, so-called "privatization" would remain limited as GoCI wants to retain 51 percent of the equity of each of the three new operating companies, and sell only the remaining 49 percent to the private sector; it has already received expression of interest from several downstream gas groups in Europe, Canada and the US. 2.19 There is currently no institutional and regulatory framework for the downstream gas activity in Cote d'lvoire. Regulation is performed according to specific Prospects for Natural Gas and LPG 11 dispositions in the contractual arrangements that govern relationship between gas (and power) operators and the Government. As an example, all activities performed by the consortium led by Energy Ocean for Lion and Panthere operation, including oil and gas production, transmission and delivery, are considered a single operation. With regard to power generation, gas is purchased by a state agency (formerly the Fonds National de l'Energie Electrique (FNEE), now dissolved), which receives electricity at the end of the transformation chain Gas is actually not purchased by the agency but bartered against oil from Government's share. The agency delivers the gas free of charge to CIPREL, then receives electricity at the outlet of the power station and pays the fees charged by CIPREL to produce electricity. CIPREL (as well as CIE) acts as a provider of services; it holds no responsibility on gas supply and ownership - to that extent, it cannot be considered a full- fledged IPP. Arrangements with the Foxtrot consortium are reported to be similar. 2.20 Such ad hoc contractual arrangements may well fit a limited gas operation, which would not require a fully dedicated regulatory framework. They, however, are no longer suitable for the industry's expansion as soon as gas industry is developing, and more players are getting into the business. Development of Foxtrot have brought new players on both the production and the consumption sides, not to mention the large gas- based projects briefly presented above, which might join the gas industry later on. In addition, gas producers in Cote d'Ivoire are looking carefully at potential markets in neighboring Ghana, where various schemes aiming at developing gas-based power generation projects are being evaluated. 2.21 With regard to downstream gas activities, GoCI wants to develop the use of gas in the industrial sector. As mentioned above, Petroci has recently started to implement the first phase of a gas distribution network in the main industrial districts around Abidjan, in particular the harbor areas of Vridi and Treichville. A second phase is planned to supply more remote locations, such as Youpougon and Koumassi. Such type of projects requires the participation of international operators to ensure safe and sound operation, which is generally made easier when the institutional setting is there to mitigate risks and to allow smooth and efficient relationships between Government and operators, and between the operators (upstream/downstream) themselves. Framework for Gas Downstream Activities 2.22 At GoCI's request, the AGI has performed a preliminary institutional study that highlights the basic principles intended to set the pace and prepare the agenda for the drafting of a future Gas Code. The purpose of the study was to analyze and define the fundamental principles of a future institutional and regulatory framework of gas downstream activities. In assisting GoCI in designing the project's outline, the main objective of the AGI was to enable this new activity -- the introduction of natural gas for the industrial sector and power generation -- to start up under the best auspices and then to develop in a sustainable manner. Also, the global scheme would help building the institutional capacity of Cote d'Ivoire, thus meeting a major objective of the program developed upon request of the World Bank's African Executive Directors. 12 Africa Gas Initiative: Cote d'lvoire 2.23 The drafting of the Basic Pnrnciples, now completed, was the first step of a comprehensive institutional project, which complete scope includes three phased components: * Phase 1: review and presentation of orientations and recommendations for the institutional and regulatory framework, with reference to gas transmission and distribution (completed), * Phase 2: organization of an internal seminar to present and discuss the findings of Phase 1, and * Phase 3: assistance in drafting the Gas Code. 2.24 The main conclusions and recommendations of the report (Phase 1) are summanzed in Chapter 5 of the Main Report. The full text of the report (in French) is presented in the Annex of this Country Report. It presents the AGI's recommendations on: * the future organization and structure of the gas industry, including the legal regime under which the gas operators should be established; * the desired participation of private and possibly public operators, such as Petroci, and the required criteria to operate in a sound economic manner; * the regulation of competition and access to the market, including fair access to transmission and distribution facilities; this includes the desired legal status of the future operation, such as concession, license, 'afferrnage', etc. * the principles that should guide the gas tariff policy, as well as the method of setting and regulating tariffs; and * the organization of the supervision and regulation of gas-related activities as a whole. Also, the study defines the objectives, the tasks and the organization of a new Regulatory Entity to be set up to monitor the proposed regulatory framework. 2.25 In Phase 2 (to come), the AGI recommends that the proposals and recommendations included in the Phase 1 report be circulated to all public institutions concerned by the institutional aspects of downstream activities, e.g., Ministries in charge of energy, economics, finance, industrial development, environment, etc.; public enterprises and agencies; and local governments. Upon GoCI's approval, participation of the gas industry's private sector, including those companies that already operate in Cote d'Ivoire as well as potential investors, together with professional associations representing potential industrial customers and Chambers of Commerce and Industry, would bring both transparency and credibility to the process. Representatives of above institutions and companies would then participate in an ad hoc Seminar to discuss the proposals, exchange views and eventually devise the outline of the future Gas Code. The expected benefit from the Seminar is three-fold : (a) it would disseminate the contents of the proposed reforrn to a significant number of concerned parties (in fact, all of those who will accept to assist), which might not be informed of it otherwise; (b) it would allow all parties to participate in Prospects for Natural Gas and LPG 13 the preparation of the guidelines along which the Gas Code will be drafted; and (c) it would considerably speed up the process as all comments and proposals would be collected in a limited period of time, which should constructively contribute to the preparation of the Gas Code. 2.26 Phase 3 would be dedicated to assisting GoCI in drafting the Gas Code. Specific scope of assistance would be discussed and finalized in the time the Seminar takes place. In addition, Phase 3 would aim at strengthening the country's institutional capacity to implement and enforce the new institutional policy. Because the proposed regulatory framework is expected to change to a large extent the way the industry is currently regulated, Cote d'Ivoire will need to develop dedicated skills to operate under the new framework. Whatever its legal status, a new regulatory Authority is expected to be created in the near future; it will be in charge of both institutional and technical regulation for natural gas and LPG, along to (possibly) other sectors. It is likely that the Authority will require economic, legal and technical skills at higher and intermediate levels to elaborate, monitor and enforce the new regulation. Tentatively, Phase 3 would thus assist GoCI in (i) drafting job descriptions; (ii) drafting the job profiles for the future positions to be created; (iii) recruiting candidates, and (iv) providing dedicated training. Annex 1 Principes et Options pour la Reglementation du Gaz Naturel Sommaire Al.I Le present rapport a pour objet de pr6senter et de discuter les orientations possibles du nouveau cadre reglementaire propose pour les activites aval de l'industrie gaziere de la C6te d'Ivoire. Son propos est de constituer ainsi une plateforme de reflexion et de discussion pour les autorites chargees de l'elaborer et de le mettre en oeuvre. Pour chacun des principaux themes du futur cadre, il presente 6galement les propositions et les recommandations de la Banque mondiale, basees sur l'experience acquise dans d'autres pays qui ont decide de mettre en place un nouveau cadre reglementaire. Une fois les grandes orientations approuvees par le pouvoir politique, la suite logique est la redaction du "Code gazier", un ensemble de textes legislatifs et reglementaires destines a permettre l'application concrete du nouveau cadre. Le present rapport presente donc les principes de base du futur Code, mais il n'a pa pour objectif d'en rediger les termes. Contexte A1.2 Le rapide developpement de l'industrie gaziere en Cote d'Ivoire a pour origine la reforme de la politique petroliere entreprise au debut des annees 1990. Celle-ci a permis de relancer 1'exploration et la production des ressources non seulement petrolieres, mais aussi gazi&res. En moins d'une decennie quatre projets amont et autant de projets aval (production d'electricite, distribution industrielle, voire exportations) auront e developpes, ce qui place la Cote d'Ivoire dans le peloton de tete des pays d'Afrique sub- saharienne pour la rapidite du developpement de l'industrie des hydrocarbures. Au tournant du siecle, la consommation de gaz sur le seul marche ivoirien est estim6e a 120 mmcfd (soit environ 1,2 milliard m3 par an) au minimum, et plus de 150 rnmcfd si le projet d'exportation vers le Ghana est confirme. Al.3 En amont, un projet est deja operationnel (Lion et Panthere) et un autre en cours de d6veloppement (Foxtrot). Deux autres (Kudu et Espoir) devraient voir le jour d'ici 2000. Lion et Panthere alimentent d&ja deux centrales thermiques et la raffinerie d'Abidjan. Foxtrot et Kudu sont destines en partie a I'approvisionnement de la centrale d'Azito dont la mise en service est prevue pour l'automne 1999, tandis qu'une partie du 15 16 Africa Gas Initiative: Cote d'lvoire gaz reste disponible pour d'autres projets, notamment la conversion des zones industrielles d'Abidjan et la seconde tranche de la centrale thermique de Takoradi au Ghana. Pourquoi un nouveau cadre reglementaire ? Al.4 Les conditions contractuelles de l'exploration et de la production du gaz ("l'amont") sont traites dans les textes qui gerent le secteur petrolier. En revanche, le tres recent developpement de l'industrie gaziere fait que les questions relatives au transport, a la distribution et a la commercialisation du gaz ("I'aval") ne font pas l'objet d'une reglementation specifique; celle-ci est faite au cas par cas au niveau des contrats qui gouvement les projets (reglementation par contrat). Cette organisation n'est pas prejudiciable a l'exploitation et a la commercialisation des ressources tant que l'industrie gaziere reste le fait d'un tres petit nombre d'acteurs. Mais en Cote d'Ivoire, cette situation evolue tres vite. Le developpement de l'industrie gazi&re se traduit par l'apparition de nouvelles sources d'approvisionnement et de nouveaux producteurs, comme elle se fait, logiquement, en direction de nouveaux marches. La multiplication des schemas possibles production / transport / consommation qui en decoulent peut conduire a des tensions ou a des pratiques prejudiciables au bon developpement des activites. Ces pratiques peuvent 6maner des operateurs eux-memes (cartellisation, abus de position dominante, comportement predateur), ou du pouvoir politique (intervention dans la gestion quotidienne et dans les plans de d6veloppement, tarification inadaptee). Dans tous les cas, elles nuisent a l'allocation optimale des ressources, donc a l'efficacite economique. Etablir une reglementation specifique pour les activites aval, opposable a tous les acteurs economiques (operateurs, consommateurs et Gouvemement), vise precisement a reduire ces nsques en etablissant les "regles du jeu" qui gouvemeront ces activites. A1.5 Fondamentalement, le cadre reglementaire a donc un double objectif proteger les consommateurs contre d'eventuelles pratiques monopolistiques de la part des operateurs, et favoriser le developpement des investissements en offrant aux operateurs I'assurance d'un cadre institutionnel clair et perenne qui elimine les risques non commerciaux. Son objectif n'est en aucun cas de d6finir les orientations strat&giques et la politique energetique nationales. Ces prerogatives sont et restent definitivement du ressort du gouvemement. Faisant partie du cadre institutionnel national, le cadre r6glementaire ne peut etre 6labor6, mis en place et consolide que par la volonte politique gouvernementale. Ses objectifs, sa structure et son contenu, de meme que les missions et le fonctionnement de l'Autorite qui sera amenee a le mettre en place et a l'appliquer, sont, a l'origine, du ressort des pouvoirs executif et legislatif, c'est-a-dire de corps politiques. A ce titre, la d6cision de creer un nouveau cadre reglementaire doit faire clairement partie des onentations strategiques gouvernementales. A1.6 Les orientations et principes de base du nouveau cadre, une fois approuves, sont traduits concretement dans le "Code gazier", qui doit comprendre trois ensembles de textes: (a) une loi-cadre qui definit les grands principes de la r6glementation, concemant l'organisation du secteur, les regles de la concurrence et la politique tarifaire; elle est completee par une serie de decrets et / ou d'arretes d'application; (b) un texte type (loi ou decret) qui gouveme les relations juridiques entre puissance concedante et Annex 1: Principes et Options pour la Reglementation du Gaz Naturel 17 concessionnaires; et (c) une loi qui etablit les missions, la nature et le fonctionnement de l'Autorite chargee de mettre en oeuvre et de contr6ler la bonne application du Code et des autres textes par les operateurs reglementes et par l'Administration. A1.7 Plus pr6cisement, le Code gazier doit couvrir: * l'organisation et la structure de l'industnre gaziere, * l'organisation de la concurrence entre operateurs et de l'acces au marche, * le cadre juridique des operateurs, c'est-a-dire les relations entre la puissance concedante et les concessionnaires, * 1'etablissement des tarifs, leur controle et les ajustements dans le temps, donc les principes qui gouvement le mode de remuneration des operateurs, * l'organisation et l'exercice du pouvoir judiciaire dans la resolution des conflits entre parties concemres par les activites de l'industrie gazi&re, * la nature, les missions et le fonctionnement de l'Autorite de reglementation (le Regulateur) chargee d'appliquer le Code gazier. Organisation et structure. Concurrence et acces au marche Al.8 La reglementation gaziere est con,ue pour durer. Elle doit donc non seulement couvrir les situations qui existent dejA en CMte d'Ivoire, comme le transport de facto du gaz et sa commercialisation, mais egalement celles qui pourront exister dans le futur, qu'il s'agisse d'activites d'ores et deja envisagees (distribution et exportation de gaz) ou techniquement envisageables, comme l'importation ou le stockage. En matiere de transport, la solution "mixte" parait le mieux adaptee A la C6te d'Ivoire. Dans cette configuration, l'operateur recoit une concession pour un itineraire et une duree determines, mais il n'y a pas de concession de transport unique sur l'ensemble du territoire national. II transporte du gaz pour le compte d'autrui (vendeur ou acheteur), et per,oit un peage pour sa r6muneration, A la maniere d'un exploitant d'autoroute. I1 a egalement la possibilite d'acheter du gaz pour son compte, et de le revendre A ses propres clients (gros consommateurs, distributeurs). Ces deux activites, transport et commercialisation, sont conduites de faSon equitable et sont transparentes sur les plans tarifaire et comptable. La capacite exc6dentaire du gazoduc est ouverte a d'autres acheteurs ou vendeurs qui peuvent emprunter le gazoduc moyennant un peage non discriminatoire; l'operateur ne peut pas refuser de transporter du gaz dans son gazoduc tant qu'il n'est pas sature. Al.9 Le distributeur beneficie d'un monopole geographique et temporel sur le territoire dont il a obtenu la concession. Ce monopole s'applique A la distribution physique du gaz, mais non A sa commercialisation. Un vendeur (producteur ou transporteur) peut vendre directement du gaz A ses propres clients, mais il ne peut construire et exploiter une canalisation pour son compte ou celui de ses clients. II doit passer par le distributeur, qui lui facture un peage non discriminatoire; en contrepartie, le distributeur ne peut refuser de distribuer du gaz pour le compte d'autrui tant que son reseau n'est pas menace. De meme 18 Africa Gas Initiative: Cote d'Ivoire il ne peut refuser de construire une canalisation, pour laquelle il percevra un peage fonde sur le cout reel de construction et d'exploitation. Al.10 Dans une structure largement decentralisee comme celle qui est propos6e, il est n&cessaire que les operateurs soient le plus independants possible, et que chacun ne d6borde pas sur le territoire d'un autre. Ceci afin d'eviter les conflits d'interets et les pratiques contraires a la concurrence. Par exemple, un producteur ou un acheteur (ou groupe d'acheteurs) ne doit pas pouvoir detenir un interet de contr6le chez un transporteur, au risque de beneficier de conditions de transport plus favorables que les tiers. Un autre risque est que le developpement d'un transporteur contr6le (par exemple) par un producteur soit soumis a la strategie du producteur, et non A la logique propre de tout transporteur qui est de developper son reseau pour etendre son marche. Reglementation economique A1.1 1 L'etablissement de la politique tarifaire (structure tarifaire et niveaux des tarifs) est du ressort des operateurs, qui se fondent sur leurs previsions d'investissements, de depenses et de ressources pour etablir leurs tarifs. Mais la politique tarifaire est contr6lee et doit etre approuv6e par I'Autorite de reglementation (le Regulateur), dont c'est une principales missions. Outre l'examen des plans de developpement et de ressources, l'un des criteres de base pour determiner les tarifs est le mode de reglementation tarifaire retenu. II en existe plusieurs modeles. Les principes et techniques de reglementation qui sous-tendent ces activites sont similaires pour le transport et la distribution du gaz. A1.12 Dans le cas d'une industrie gaziere naissante, le modele le mieux adapte est celui de la reglementation par le cout de service. Les tarifs sont fixes de maniere A permettre aux utilisateurs d'obtenir le service dont ils ont besoin A un cout raisonnable, et aux investisseurs de recouvrer leurs frais et de tirer un rendement acceptable du capital qu'ils ont investi et du risque qu'ils ont pris dans la construction ou la reprise d'un gazoduc ou d'un reseau de distribution. Les tarifs sont etablis a partir des previsions du debit et du volume de gaz achemine par le reseau concerne (contr6le des ressources), et du coat global de cette activite (contr6le des depenses). Sont inclus dans le calcul du court du service les charges de remboursement de la dette, les frais d'exploitation, les charges fiscales, les provisions pour renforcement et extensions, et le rendement du capital des investisseurs. Compatibilite avec la politique gouvernementale A1.13 Lors des demandes d'octroi de concession, le Regulateur controle l'aptitude professionnelle et financiere des candidats et conseille l'Administration chargee de l'octroi (si le Regulateur n'en est pas charge lui-meme). II examine les plans de developpement et de ressources des operateurs, sur lesquels il se prononce et qu'il peut refuser ou modifier. II s'assure egalement que les plans qui lui sont soumis sont compatibles avec le niveau des ressources en gaz (nationales ou importables) et qu'ils ne vont pas a 1'encontre de la strat&gie gouvemementale concemant la mise en valeur et, le cas echeant, la politique de conservation et d'harmonisation des ressources nationales. Cet aspect est notamment important pour les projets d'exportation de gaz. Annex I: Principes et Options pour la Reglementation du Gaz Naturel 19 L'Autorite de reglementation (le Regulateur) Al.14 Dans un cadre institutionnel classique, l'Administration, expression du pouvoir politique, exerce un triple tutelle: politique (definition de la strategie et des orientations a long terme; choix des dirigeants), financiere (contr6le -- et parfois etablissement -- du budget; fixation des tarifs; octroi de subventions), et technique (normes d'utilisation des installations). Le probleme majeur d'un tel cadre tient a ce qu'il ne separe pas clairement le politique de l'economique (le professionnel), ni l'execution des taches de son controle. Alors qu'il est 1lgitime qu'une entreprise qui opere dans un domaine qui touche a la notion de service public, reponde aux orientations definies en amont au niveau politique, il est necessaire que l'intervention politique s'arrete a ce stade et que la gestion quotidienne de l'entreprise s'exerce de fa,on autonome. A1.15 Pour remedier a ces problemes, la meilleure option est de confier a une entite aussi autonome que possible les aspects non strategiques de la reglementation, en particulier la fixation et le contr6le de la politique tarifaire et des tarifs. Le r6le du Regulateur consiste a mettre en oeuvre et a faire appliquer le Code Gazier. Bien qu'il n'y ait pas de "mod6le-type" que l'on retrouverait dans une majorite de pays ou il existe un tel Regulateur, il existe un certain consensus sur la repartition des pr&rogatives et competences entre instances politiques et Regulateur On peut identifier clairement un "noyau dur" d'attributions du Regulateur, qui constitue en quelque sorte le denominateur commun de la majorite d'entre eux (voir tableau 1). A1.16 Pour des raisons qui tiennent a l'efficacite economique (economies d'&chelle) mais aussi a l'interpenetration croissante des domaines energetiques et des acteurs du secteur, il serait plus efficace que le Regulateur ait au minimum une competence sectorielle, voire multi-sectorielle. Il peut couvrir ainsi non seulement les activites aval du gaz, mais aussi le sous-secteur de l'electricite, voire la distribution de l'eau et certaines activites de la distribution des produits petroliers. Dans le domaine du gaz et de l'electricite notamment, un Regulateur unique permet de prendre des decisions equilibrees et coherentes dans des dossiers qui concernent les deux sous-secteurs au meme titre, comme la production electrique sur gaz et la cogeneration. Il permet egalement d'avoir une vue d'ensemble du secteur et d'oeuvrer efficacement en respectant les choix strategiques enonces par le pouvoir politique. A1.17 Pour executer sereinement les missions qui lui auront et& confiees par le pouvoir politique, le Regulateur a besoin d'etre aussi independant (autonome) que possible, et son degre d'independance garanti dans la loi qui l'etablit. Idealement, il devrait se situer a egale distance des agents economiques concernes: operateurs, consommateurs et Gouvemement. Dans les faits, son degre d'independance sera concretise a trois niveaux: A1.18 Nomination des membres. Ils seront choisis par le pouvoir politique (executif et legislatif, voire judiciaire si la mission d'arbitrage lui est confiee), ce qui est non seulement inevitable, mais aussi logique dans la mesure ou la creation de cette institution est un choix de nature politique. Nommes pour une periode de temps 20 Africa Gas Initiative: Cote d'lvoire determinee, ils doivent rester inamovibles pendant cette periode, et leur nomination doit accorder une large place aux qualifications professionnelles. A1.19 Situation par rapport au pouvoir politique. Entre un simple departement ministeriel et une Agence largement ind&pendante, il existe un vaste spectre de configurations possibles. Entre ces deux situations extremes, on peut envisager trois niveaux d'autonomie: * une instance de reglementation autonome au sein d'un departement ministeriel a competence generale, non sectorielle, tel le Minist&re du Plan ou de l'Economie, ou directement sous l'Autorite du Premier Ministre, * une Agence dotee d'une certaine autonomie, dans laquelle une ou plusieurs administrations participent au processus de decision, * une Agence dotee d'une vaste autonomie dans le processus de decision, mais qui laisse ouverte une procedure d'appel exterieure (par exemple aupr&s d'une instance judiciaire ou du gouvernement). A1.20 Moyens de fonctionnement. Le volume de personnel consacre au fonctionnement du Regulateur doit demeurer modeste, mais il doit etre extremement qualifi&. I1 comporte des competences techniques pour la comprehension des problemes d'exploitation rencontres par les op6rateurs, economique et financiere pour la reglementation economique, administrative etjuridique pour les autres domaines ainsi que pour les relations avec les pouvoirs publics. Pour renforcer l'autonomie du Regulateur, et ne pas peser sur les finances publiques, les ressources financieres seront exterieures au budget general de l'Etat (taxe specifique levee sur les operateurs, qui ont l'autorisation de la repercuter sur les consommateurs). Annex : Principes et Options pour la Reglementation du Gaz Naturel 21 Tableau A1.1 - Domaines reglementes et competences du Regulateur Domnaines reglementes Comnpelences Orientations strategiques du secteur Pouvoir politique (le Regulateur peut alors avoir un r6le consultatif de suggestions et conseil) Investissements publics Restructuration du secteur, privatisations Code des investissements Politique fiscale et subventions Octroi de concessions et licences Pouvoir politique (fr6quemment) ou Regulateur sont egalement envisageables Definition des normes techniques et Regulateur financieres pour les operateurs candidats a 1'exercice d'une activite r&glement6e Evaluation des capacites des candidats en fonction des normes 6tablies Contr6le de l'exercice des concessions et licences; de la conformite du developpement reel avec les plans de developpement initiaux Reglementation economique (etablissement, application et ajustement des tarifs; approbation et contr6le des investissements et des plans de ressources des operateurs) Contr6le de la structure et de la propriete des actifs des operateurs Contr6le du respect des regles de concurrence et d'acces au marche Etablissement et application des normes Administrations techniques concernees et standards operationnels techniques, de ou Regulateur securite et environnementaux Arbitrage des conflits Regulateur (de preference) ou tribunal administratif. Compatibilite avec les regles constitutionnelles et l 'organisation du pouvoir judiciaire Appel (si procedure d'appel inscrite dans Autre instance judiciaire (tribunal le Code gazier) administratif) ou Administration. Annex 2 Le contexte energetique Contexte macro-economique A2.1 En janvier 1994, quatorze pays africains de la zone franc, dont la CMte d'Ivoire, ont procede a la devaluation du Franc CFA. Peu apres, I'Etat ivoirien a mis en ceuvre un programme rigoureux de reformes economiques et d'ajustement structurel. L'augmentation en fleche de l'inflation cons6cutive a la devaluation a et jugule rapidement car l'Etat a maitrise fermement les salaires nominaux et certains prix de base, et a applique une retenue considerable en matiere de politique budgetaire et mon6taire. Les indicateurs pour 1996 (tableau 1.1) montrent que la politique poursuivie a commence a produire des resultats positifs des F'annee qui a suivi la devaluation. Tableau A2.1 - Principaux indicateurs macro-economiques Principaux Indicateurs 1994 1995 1996 Taux d'inflation (%) 32 8 3,5 Taux de croissance economique (%) 1,8 7 7,4 Investissement (milliards de FCFA) 473 641 771 Investissement (% du PIB) 11,1 12,9 14,2 Balance commerciale (milliards de FCFA) + 747 + 626 + 773 Produit interieur brut (PIB) (milliards de FCFA) 4256 4988 5412 PIB par habitant (milliers FCFA) 302 351 368 A2.2 Le developpement de l'utilisation du gaz naturel en CMte d'Ivoire s'effectue dans un contexte de profonds changements, qui affectent aussi bien la scene intemationale que la CMte d'Ivoire - changements dont il n'est pas toujours facile de prevoir l'ampleur et l'orientation a moyen et long terme. Ces changements doivent cependant etre etudies avec une extreme attention, puisqu'ils vont determiner, pour une bonne part, les futures orientations du Gouvernement. 23 24 Africa Gas Initiative: Cote d'Ivoire L'influence des changements internationaux A2.3 Sur la scene intemationale, trois phenomenes, qui ont pris naissance au debut des annees quatre-vingt, ont bouleverse les conditions de fonctionnement des marches de 1'energie, et par la meme occasion, la notion-meme de planification energetique qui gouvemait l'economie jusque la de 1'&nergie dans la quasi-totalite des regions du monde. La << dereglementation3 >> A2.4 Le premier phenom&ne n'est pas specifique du secteur energetique, mais concerne l'organisation de l'activite &conomique du vaste domaine des infrastructures dans son ensemble: energie, transports, t6lecommunications, eau et assainissement. Apres avoir pris naissance dans les pays anglo-saxons industrialis6s, la dereglementation s'est etendue a l'Europe continentale sous la pression de la Commission Europeenne, et a un nombre grandissant de pays en developpement, notamment en Am&rique latine. Initie par la pression consid&able menee par certains pays et institutions multilaterales en faveur de l'ouverture des marches et de la liberalisation des echanges economiques, le phenomene a particulierement affecte le sous-secteur des energies de reseaux (transport et distribution du gaz et de l'e1ectricit& notamment), ainsi que les modes d'etablissement et de contr6le des prix et des tarifs des produits energetiques -- y compris les produits petroliers -- jusqu'alors tres fortement reglementes. A2.5 Les reformes structurelles sont liees a une modification recente mais profonde de l'organisation des rapports economiques et sociaux, qui engendre une nouvelle perception des missions et des responsabilites attribuees jusqu'alors a certains acteurs economiques, notamment publics. Cette nouvelle situation est illustree par un ensemble de phenomenes concomitants car etroitement lies, brievement decrits ci-dessous, dont le developpement bouleverse 1'economie politique de l'ensemble des pays de la planete: * la pr6dominance accrue des marches par rapport a l'intervention de l'Etat, dont le role de regulateur unique est ainsi remis en cause. Ce role ne devrait demeurer, directement ou par le biais d'une autorite reglementaire, que pour les monopoles naturels, * la priorite de fait accordee au court terme par rapport au long terme, dans la mesure oii les intervenants, sur les marches, ont tendance a privilegier la rentabilite immediate, * 1'effacement de la notion de planification a long terme, telle qu'elle etait conduite par les administrations publiques ou les monopoles nationaux du secteur, au profit d'operations ponctuelles largement decentralisees. Cette tendance est acceleree par l'evolution technologique qui permet, notamment 3 On utilise souvent le terme de "dereglementation" (deregulation en anglais) pour qualifier le mouvement global de reformes structurelles qui affectent le secteur dans son ensemble, bien que le concept de dereglementation lui-meme ne soit que l'un des aspects de ces reformes. Annex 2: Le contexte energetique 25 dans le secteur electrique, de construire et d'exploiter rapidement des unites de production bon marche, relativement peu capitalistiques, et a rentabilite rapide comme les turbines A gaz et les centrales A cycle combin&, * la globalisation des enjeux energetiques, l'interpenetration d'activites auparavant tres cloisonnees et strictement contr6lees par les operateurs (par exemple: gaziers intervenant sur le marche de la production electrique, gaziers "aval" s'orientant vers l"'amont", etc.), et l'apparition de nouveaux acteurs multi-energie, * la banalisation de l'energie, de moins en moins consideree comme un bien essentiel, et traitee de plus en plus frequemment comme une produit commercial ordinaire et interchangeable, sans reel enjeu strategique. L 'environnement A2.6 En deuxieme lieu, une pression importante provient d'une prise de conscience des questions environnementales, telles que l'accumulation acceleree de gaz a effet de serre et les changements climatiques qui en resultent, et une sensibilite de plus en plus grande A la notion de perennite de notre environnement, de protection de la qualite de vie des g6n6rations futures; cette orientation est cn'stallisee et resumee dans le concept de developpement durable. L'offre et la demande en energie A2.7 Troisieme phenomene: les marches energetiques mondiaux sont caracterises par un surplus structurel de l'offre sur la demande. Ce surplus se reflete sur les prix (voir la chute des cours du brut depuis l'automne 1997) et affecte directement ou indirectement la repartition de la demande selon les differentes formes d'energie. Une telle situation s'explique par une serie de facteurs. D'une part les capacites de production des formes d'energie conventionnelles ont fortement augmente, tandis que l'on assistait a la multiplication des alternatives accessibles aux consommateurs pour repondre a leurs besoins. D'autre part l'augmentation et l'amelioration des filieres et des technologies disponibles est allee de pair avec la mise au point de nouveaux modes de production et de consommation d'energie - par exemple, les centrales a cycles combines au gaz naturel et les appareils de consommation economes en energie. A2.8 L'inconnue reside ici dans la permanence de cette conjoncture. Pour certains, le r6le accru des marches et le renforcement de la concurrence assureront l'abondance des ressources energetiques. Pour d'autres, le ralentissement des economies d'energie du au bas prix de l'energie -- si la tendance se poursuit -- et le renoncement A certains investissements A long terme qui en decoulerait, pourraient, plus rapidement qu'on ne le pense reinscrire les cours A la hausse. 26 Africa Gas Initiative: Cote d'lvoire Les changements en C6te d'lvoire A2.9 Les trois ph&nomenes evoques ci-dessus ont des implications directes sur le secteur &nergetique ivoirien, tres ouvert sur 1'exterieur et geographiquement integre a la problematique africaine. La situation energetique de la C6te d'Ivoire est cependant egalement affectee par des preoccupations sp&cifiques, qui constituent elles aussi autant de changements - dans certains cas majeurs - au contexte vecu jusqu'ici * la croissance de la demande 6nergetique: avec un taux de croissance de la population de 3,5 %, une consommation energetique par habitant encore modeste, combines au taux de croissance de l'economie, le niveau de consommation par habitant devrait connaitre une forte croissance a moyen terme, * les besoins importants en capitaux pour desservir la demande croissante anticipee: a eux seuls, les investissements requis pour la production d'electricite sont estimes a plus d'un milliard de dollars pour les 10 prochaines annees. Bien que cette somme ne represente que 10% du PNB, la C6te d'lvoire n'a pas la structure institutionnelle et financiere qui lui permettrait de financer un tel montant, - la necessite d'attirer des capitaux etrangers et d'accelerer la privatisation du secteur public afin d'augmenter la part des investissements prives dans les investissements domestiques bruts (64,1% en 1995), la valeur totale du marche boursier (8,6% du PNB en 1995), et d'ameliorer la cote de credit du Gouvemement telle qu'evalu& par les institutions financieres, - la concurrence accrue sur les produits et les services ivoiriens impliquant, entre autres, la necessite d'eliminer les subventions et d'assurer que les prix des differentes formes d'energie, tout en etant maintenus a un niveau minimum, reflete les cofits veritables. Structure du secteur A2. 10 Comme dans la majorite des pays riverains du Golfe de Guinee, I'approvisionnement en energie repose sur les trois piliers que sont les hydrocarbures, I'hydro&lectricite et la biomasse. La consommation totale d'energie primaire atteint 4,1 millions tep (mmtep) dont 1,4 mmtep d'energie commerciale4 (35 %). La consommation totale par habitant (1995) est de 294 kgep par habitant. La consommation d'energie commerciale a chute de 30 % depuis le pic de 1988-89, pour n'atteindre que 98 kgep, une valeur 1lgerement superieure a celle de l'Angola (89 kgep) et du Ghana (92 kgep), mais inferieure a celle du Senegal (102 kgep) et du Cameroun (117 kgep). 4 C'est-a-dire hors biomasse. Annex 2: Le contexte energetique 27 Biomasse A2.1 1 La biomasse (bois de chauffe et charbon de bois) represente encore les deux tiers de la consommation 6nergetique totale (90 % dans le secteur residentiel). Les reserves forestieres abondantes ont e par le passe la principale source d'6nergie (plus de 2/3 de la consommation totale); toutefois l'exploitation intensive des reserves pour la production de charbon de bois, et la d6forestation qui s'ensuit (le charbon de bois provient du deboisement de la foret au rythme de 250 000 hectares/an, pour un reboisement de 5 000 hectares/an) mettent en danger la perennite de cette sourced'energie et affecte dangereusement 1'environnement. Tandis que le bois de chauffe continue d'etre le combustible le plus utilise dans les zones rurales, le charbon de bois es turtout destine aux grandes agglomerations. Du fait de la deforestation, les zones de production sont de plus en plus eloignees des grands centres de consommation, tel Abidjan (entre 100 et 150 km actuellement); l'incidence du cofit de transport a tendance a rendre le coat economique du charbon de bois plus eleve pour l'utilisateur, a la calorie utile, que le GPL en bouteille. Hydrocarbures A2.12 La C6te d'Ivoire est devenue un pays petrolier au debut de la decennie 1970, epoque a laquelle de nombreux operateurs intemationaux ont conduit une intense activite d'exploration (100 puits fores dans les deux decennies 1970-80), notamment dans l'offshore. La production d'huile a commence peu apres, avec la mise en exploitation des petits gisements de Belier (1974, epuise) et Espoir (1979, actuellement inactif). Mais a la difference des pays producteurs "intermediaires" (Cameroun, Gabon, Congo), la production ivoirienne est restee a un niveau modeste, culminant a 28 000 barils/jour - bpd (1,4 million de tonnes - mmt) en 1986 pour retomber autour de 4 000 bpd (0,2 mmt) a la fin de la decennie. Au debut des ann&es 1990, la mise a jour de la fiscalite des investissements permet d'attirer de nouveaux investisseurs, et en Septembre 1996, le gouvernement revise le code des hydrocarbures pour permettre la mise en valeur des ressources en mer profonde, autorisant la recuperation de jusqu'a 75 % des cofits de developpement et accordant de nouvelles incitations fiscales. Six operateurs ont signe depuis lors des accords de partage de production (PSC). Les reserves sont estimees a 100 millions de barils - mmb (environ 14 mmt) de liquides et 1,5 Tcf (42 milliards m3) de gaz. A2.13 Depuis l'automne 1995 un consortium emmene par l'independant americain United Meridian (UMIC5), operateur, exploite deux gisements du bloc offshore CI-11, Lion (huile) et Panthere (gaz), situes a 80 km au sud-ouest d'Abidjan. La production de brut et de gaz est de 20 000 bpd (1 mmt/an), et 65 millions de pieds cubes/jour - mmcfd (650 millions de m3/an), respectivement. UMIC detient 28 % du bloc, aux c6tes de Yukong, Seagull et la societe nationale Petroci. Il possede egalement des interets dans trois autres blocs offshore ou des reserves, notamment de gaz, ont ete identifiees. UMIC detient ainsi 35 % dans le premier bloc attribue en mer profonde, Entente, aux cotes de 5 Pour des raisons de simplicite, les consortiums sont designes par leurs operateurs (UMIC, Apache, Ranger.). 28 Africa Gas Initiative: Cote d'Ivoire Shell (55 %) et Petroci (10 %). Operateur pendant la phase d'exploration, UMIC laissera Shell op&rer ensuite si une decouverte commerciale est faite. A2.14 Un second consortium, dont l'operateur est un autre independant americain, Apache, a repris les droits de Phillips pour l'exploitation du gisement de gaz de Foxtrot, decouvert en 1981 et situe sur le bloc CI-27, immediatement a 1'est de Lion et Panthere. La mise en production conduira a une production de 50 mmcfd (520 millions m3/an) de gaz et 1 500 bpd (75 000 t/an) de liquides dans une premiere etape; les reserves ont estimees a 700 bcf (20 milliards m3) de gaz, et un maximum de 67 mmb (environ 9 mmt) de liquides. A2.15 Le gisement Espoir, abandonne par Phillips en 1988 avant d'avoir ete 6puise, du fait de cofits de production juges trop eleves, pourrait etre remis en exploitation par un consortium mene par le canadien Ranger Oil (24 %), operateur, associ6 a l'Irlandais Tullow, au Suisse Addax et a Petroci. Les reserves recuperables sur ce bloc CI-26 sont estimees par l'op&rateur a 237 bcf (environ 6,6 milliards in3) de gaz et 430 mmb (environ 60 mmt) de liquides. Ranger prevoit d'investir US$250 million pour rendre le gisement operationnel a partir de 2000, avec une production initiale prevue de 20 a 25 000 bpd. Ranger a egalement pris une part de 24 % dans le bloc haute mer CI-102, associe a Gulf Canada, Engen (Afrique du Sud), Gentry, TC Petroleum et Petroci. Les memes partenaires, a l'exclusion d'Engen, sont associes sur les blocs adjacents CI-101 et 103. Enfin, Santa Fe Resources (USA) a obtenu un PSC pour les blocs CI-24, ou se trouve Belier, puis CI-202. A2.16 A c6t6 des operateurs pnives de 1'exploration-production, le principal acteur du secteur est la Societe Nationale d'Operations Petrolieres de C6te d'Ivoire (Petroci) qui detient notamment les participations publiques dans les consortiums de production et dans les activites petrolieres (mais pas gazi&res) en aval. La Petroci est ainsi presente a hauteur de respectivement 40 % et 20 % dans les champs de Lion et Panthere, ainsi que 40 % dans Foxtrot. Elle detient egalement des participations dans les blocs non encore en exploitation, soit 35 % dans le bloc CI-12 (UMIC op&rateur), 12 % dans CI-102 et 10 % dans Espoir. Dans I'aval, Petroci detient 46 % dans la SIR (Societ6 Ivoirienne de Raffinage), aux c6tes des Etats ivoirien (1,5 %) et burkinabe (5,5 %) et de six distributeurs petroliers pnives (entre 4 a 10 % chacun). La SIR exploite la seule raffinerie du pays, situee dans la banlieue portuaire d'Abidjan, d'une capacite de 3 million de tonnes par an. Elle detient le monopole du raffinage et de l'importation des produits petroliers. Un projet de privatisation partielle est en cours d'etude, qui pourrait se traduire par un triplement de la capacite de raffinage. L'objectif du gouvemement est d'augmenter sensiblement les capacites de stockage de produits raffines de facon a faire d'Abidjan le "hub" de l'Afrique occidentale. A2.1 7 Petroci est engagee depuis novembre 1997 dans une profonde restructuration qui comprend la constitution de trois filiales operationnelles chargees respectivement de l'upstream (Petroci Exploration-Production), des affaires industrielles (Petroci Industrie-Services), et du gaz (Petroci-Gaz, pour le GPL et le gaz naturel), sous le couvert d'une societe holding qui prendra le nom de Petroci-Holding. L'Etat doit conserver la majorite du capital des trois filiales, dont le reste sera offert au secteur prive. Annex 2: Le contexte energetique 29 A2.18 Les prix des produits petroliers sont indexes sur les cours mondiaux. Toutefois, ils subissent une majoration de 15 % pour permettre a la raffinerie d'amortir les importants investissements mis en place par la SIR; Il est prevu que ce supplement, de nature temporaire, sera supprime en 1999. Les prix de vente au detail ont et liberalises en 1996, a l'exception du butane vendu en bouteille et du petrole lampant, qui sont fixes par arrete interministeriel apres consultation des representants du groupement professionnel des distributeurs de produits petroliers (GPP) et des differents ministeres concernes. Lors de la demi&re revision (juillet 1997), la nouvelle grille de prix a integre les revendications des distributeurs en leur accordant une augmentation significative de leur marge beneficiaire; celle-ci devrait permettre aux distributeurs de GPL, dont l'activite a longtemps et handicapee par des marges negatives, de connaitre un developpement en rapport avec la tres forte demande potentielle. Electricite A2.19 Avec 2313 GWh en 1995 (165 kWh par habitant), la consommation d'electricite a retrouve son pic de 1989-90, et se situe dans la moyenne de l'Afrique sub- saharienne. Longtemps dominee par l'hydraulique, la production thermique represente actuellement la moitie de la puissance installee et assure depuis 1993 la majorite de la production (60 % en 1995). Il s'agit la d'une tendance lourde qui verra la quasi-totalite de l'accroissement du parc de production reposer dorenavant sur le thermique, en particulier les turbines a cycle ouvert et les centrales a cycle combine fonctionnant au gaz. Autre fait marquant, la Cote d'Ivoire est desormais auto-suffisante, apres une longue periode d'importations, parfois massives, seulement interrompue entre 1986 et 1989. A2.20 Le sous-secteur eIectrique a connu de profondes transformations depuis la reforme initiee en 1990, qui a vu la privatisation de la quasi-totalite de l'industrie electrique. Le transport et la distribution d'6lectricit&, ainsi qu'une partie de la production, sont desormais assures sur 1'ensemble du territoire par la Compagnie Ivoirienne d'Electricite (CIE), qui a repris les activites -- mais pas les actifs -- de l'ancien monopole public EECI6. La CIE est un consortium prive conduit par Electricite de France7 (EDF) et la Saur8, filiale du groupe Bouygues. Titulaire d'un contrat d'affermage, la CIE gere les reseaux et vend l'lectricite pour le compte de l'Etat. Elle utilise les installations de l'EECI, pour lesquelles elle verse une redevance, et est remuneree pour le service rendu. EECI, outre la conservation de la propriete des actifs, exerce une fonction de contr6le du respect du cahier des charges. A2.21 En amont, le secteur prive intervient desormais dans la production thermique. La Compagnie Ivoirienne de Production d'Electricite (Ciprel), constituee par les memes partenaires que la CIE, exploite depuis l'automne 1995 a Vridi trois turbines a gaz fonctionnant au gaz naturel, de 33 MW chacune. Cette premiere tranche a et completee au printemps 1997 par une quatrieme unite de 120 MW. Bien que proche du 6 Energie Electrique de C6te d'Ivoire 7 Via sa filiale ivoirienne Enerci (Energie de Cote d'lvoire) 9 Via sa filiale ivoirienne SECI (Saur Energie de C6te d'lvoire) 30 Afin a Gas Initiative: Cote d'Ivoire concept d'IPP, la Ciprel n'a pas la responsabilite de l'approvisionnement en gaz naturel, assure par une agence d'Etat et foumi gratuitement a la Ciprel pour transfonnation (voir para. 2.14). La moitie de la capacite de production nationale est actuellement d'origine thermnique (604 MW sur 1140 MW); la proportion passera aux deux-tiers lors de la mise en service de la centrale a cycle combine d'Azito (432 MW) dont la premiere tranche devrait etre mise en service a l'automne 1999. Tableau A2.2 - Bilan energetique simplifie (1995) (milliers de tep) Petrole Produits Hvdrau- Electri- Bio- Total brut petroliers lique cite masse Approvisionnemnent Production locale 351 84 2757 3192 Solde des echanges 1837 (612) 3 1228 Soutes marines (168) (168) Variations de stocks (114) (20) (134) Energie primaire 2075 (799) 84 3 2757 4119 Transformation Production (290) (84) 199 (175) electrique Traite a la SIR (2157) 2057 (100) Variations et pertes 82 (128) (10) (216) (272) Consommation 840 191 2541 3572 finale Industrie 159 64 543 766 Transport 510 510 R6sidentiel/commerc 92 124 1998 2214 ial Autres 80 4 84 Source: AIE / OCDE Annex 3 Situation et perspectives de l'industrie gaziere Ressources Reserves et production A3.1 Les reserves gazieres ivoiriennes restent modestes, autour de 1,25 Tcf (35 milliards m3) de reserves confirmees, dont plus de la moitie pour Foxtrot. Loin de constituer un handicap, leur taille, leur situation et leur duree de vie sont, de fait, bien adaptees a la desserte du marche local et des marches frontaliers. Situ6es en totalift en zone offshore, elles sont reparties sur 14 gisements situes dans 7 blocs detenus par 3 consortiums (UMIC, Apache et Ranger). Dix gisements contiennent majoritairement du gaz; dans les quatre autres, le gaz est associe a de l'huile. Deux gisements sont en cours de production, cinq en cours de developpement ou d'evaluation. Les reserves gazieres 6tablies et recuperables des gisements du bloc Cl-l 1 (Panthere et le gaz associe de Lion), exploites par UMIC, sont estimees a 245 bcf (environ 7 milliards m3). Le niveau de production actuel est de l'ordre de 65 mmcfd en base (675 millions m3/an), destine a la production d'electricite et a la raffinerie (voir ci-dessous). En outre, UMIC est operateur sur les blocs offshore CI-01 et CI-02 situes a 1'est de la Cote d'Ivoire, CI-01 etant adjacent a la frontiere avec le Ghana. Les reserves recuperables des gisements concernes (Kudu, Eland et Ibex pour CI-01; Gazelle pour CI-02), sont etablies a 303 bcf (8,6 milliards m3). UMIC a commence les operations d'evaluation de Kudu, qui pourrait conduire a la production de 75 mmcfd (780 millions m3/an) de gaz destine aux marches ivoirien et ghaneen. En ce qui conceme Foxtrot (Apache), la plate-forme de production est en cours de construction et la mise en service des installations est prevue pour fevrier 1999. Les reserves recuperables sont estimees a 700 bcf (20 milliards m3). A3.2 En avril 1997, les deux consortiums (UMIC et Apache) ont signe un contrat pour la fourniture de 170 bcf chacun (environ 5 milliards m3) repartis sur 10 ans, a raison de 30 mmcfd (310 millions m3/an) les deux premieres annees, et 50 mmcfd (520 millions m3/an) a partir de la troisieme annee. Le gaz proviendra de Kudu, Eland et Gazelle (UMIC) et Foxtrot (Apache). Les livraisons sont prevues pour le debut 1999. 31 32 Africa Gas Initiative: Cote d'lvoire Transport A3.3 Le gaz et l'huile de Lion et Panthere sont transportes jusqu'au terminal de Vridi (Abidjan) par deux canalisations paralleles de 90 km de long, dont 15 km offshore. Le gazoduc, de 14" de diametre exploite a 800 psi (55 bar), peut fournir jusqu'A 110 mmcfd (1,15 milliard m3/an), c'est-A-dire qu'il est actuellement utilise en-deca de sa capacit&. A3.4 Dans chacun des deux contrats actuellement operationnels (Lion-Panthere et Foxtrot), la propriete des installations et leur exploitation sont integrees verticalement; la gestion economique et comptable du projet est globale, elle ne diff6rencie pas les fonctions production et transport. Ainsi, il n'existe pas de prix de cession interne a la sortie de la plate-forme, mais un prix unique de vente du gaz A l'acheteur A la sortie du systeme. Ce schema integre, logique dans le cadre d'une operation unique, peut se reveler rapidement inefficace au fur et A mesure que l'industrie gaziere se developpe et se diversifie, en particulier si les producteurs se desengagent de leurs activites de transport. De fait, la necessite d'un cadre reglementaire pour le transport du gaz est illustree par plusieurs problemes recents: utilisation sub-optimale des capacit&s en cas de desaccord entre operateurs. Une premiere illustration est foumie par l'echec des negociations entre Apache et UMIC pour l'utilisation par Apache du reseau de transport de UMIC, pourtant sous-utilise. Apache a donc decide de construire son propre systeme pour transporter le gaz et l'huile associee extraits de Foxtrot, situe A une dizaine de kilometres seulement de Panthere. Les canalisations courront en parallele A celles de UMIC sur la quasi-totalite des 65 km du parcours terrestre. * la poursuite du projet d'Azito achoppe sur la question du transport du gaz entre le terminal de Vridi et le site de la future centrale d'Azito. Contractuellement, le transport est de la responsabilite de l'acheteur, c'est A dire le FNEE. Or celui-ci n'a pas pour fonction d'atre op6rateur, et n'en a de toutes fa,ons ni les moyens techniques, ni financiers. De plus, confier 1'exploitation d'un maillon operationnel de la chaine gaziere A une agence nationale est en nette contradiction avec 1'esprit des reformes engagees depuis 1991. * Certains operateurs envisagent de se desengager de l'activite transport pour se concentrer sur I'exploration et la production. Ce mouvement, qui pourrait servir de point de depart pour la creation d'une (ou plusieurs) entite de transport de gaz, bute sur l'absence de prix de cession A la sortie du site de production. A3.5 Le systeme de transport est amene A se developper avec l'exploitation prochaine des nouveaux gisements. La mise en exploitation des gisements orientaux de UMIC (Kudu, Eland et Gazelle) necessite la construction d'un systeme specifique pour evacuer la production vers Abidjan, voire vers le Ghana. Pour ce qui concerne Espoir, sa production peut, au plan geographique, etre evacuee en utilisant partiellement le reseau de Annex 3: Situation et perspectives de l'industrie gaziere 33 UMIC ou celui d'Apache. Cependant, la mise en place d'une reglementation du transport de gaz, qui regulera les conditions d'acces aux reseaux et leur coat, est un prealable a la gestion efficace des ressources. Marche du gaz Production d'electricite A3.6 La CMte d'Ivoire est, apres le Nigeria et le Gabon, le troisieme pays d'Afrique sub-saharienne a mettre en valeur ses reserves de gaz pour l'utilisation locale. Le premier consommateur de gaz a ete la nouvelle centrale thermique de Vridi, situee sur un site contigu au terminal d'arrivee du gaz de UMIC en provenance des gisements de Lion et Panthere. La premiere tranche, construite et exploitee par la Ciprel9 (3x33 MW GEC- Alsthom) a ete mise en service en decembre 1995. Consommant initialement du gas-oil, mais concue pour fonctionner au gaz naturel, elle a ete convertie en avril 1996, des que le gaz a ete disponible. Les trois turbines sont desormais exploitees en base; de ce fait, I'ancienne centrale A vapeur de la CIE de 60 MW, situee A proximit&, elle aussi aliment6e en gaz, mais dont les performances et la fiabilite sont mediocres, ne fait qu'assurer les appoints necessaires. A3.7 La seconde tranche, mise en service au printemps 1997, consiste en une quatrieme turbine a gaz, d'une puissance de 120 MW (GEC-Alsthom egalement). La puissance totale installee est ainsi de 220 MW. Curieusement, le terrain oii se trouve la centrale est si exigu qu'il rend impossible, dans l'etat actuel, l'installation de turbine(s) a vapeur qui aurait permis la transformation des turbines A gaz en un cycle combine. Cela prive l'op6rateur d'un accroissement substantiel du rendement de la'centrale, ce qui est d'autant plus dommageable que les turbines a gaz sont prevues pour fonctionner en base. Sur la base d'un facteur de charge de 75 % (environ 6500 heures de fonctionnement paran), la consommation de la centrale complete est estimee a 420 millions m3/an (40 mmcfd) en annee pleine10 A3.8 La construction et l'exploitation d'une deuxieme centrale thermique au gaz a ete attribuee au consortium forme par ABB (constructeur) et AES (operateur). Il s'agira d'un cycle combine de 432 MW situe A Azito, dans la banlieue ouest d'Abidjan, dont la mise en service (premiere tranche) est prevue pour l'automne 1999. Alimentee a la fois par le gaz de Lion et Panthere et par celui de Foxtrot, la consommation nominale de la centrale fonctionnant en base est estimee A 54 mmcfd (560 millions m3/an). Le demier projet en date consiste a alimenter la seconde tranche de la centrale ghaneenne de Takoradi (350 MW a terme; 48 mmcfd - 500 millions m3/an), dont les travaux preliminaires ont ete confies A Stone et Webster A l'ete 1997. La foumiture de gaz ivoirien par UMIC est en concurrence avec le projet de gazoduc en provenance du Nigeria via le Benin et le Togo. 9 Voir paragraphe 1.16. 10 Le pouvoir calorifique contractuel du gaz est 1,095 btulmcf (PCS), soit 9,730 kcalim3. 34 Africa Gas Initiative: Cote d'lvoire Industrie A3.9 Reseau industriel. La production d'electnicite est destinee a rester le marche dominant pour le gaz, au moins dans le moyen terme. Cependant, le secteur industriel d'Abidjan peut representer rapidement un appoint de consommation non negligeable. La raffinerie utilise depuis l'automne 1997 le gaz de Lion et Panth&e a raison de 20 mmcfd (210 millions m3/an) en complement du gaz de raffinerie dont la production est insuffisante pour couvrir les besoins internes. L'industrie conventionnelle ivoirienne, tres touchee par la crise de la premiere moitie des annees 1990, connait depuis quelques mois un redemarrage timide. A3.10 Le gouvernement est desireux de d6velopper la distribution industrielle du gaz, pour lequel plusieurs op&rateurs ont marque un vif int&et. Un reseau de distribution de 17 km, estime a 12 millions de dollars avec les equipements annexes, serait construit pour desservir dans un premier temps la cinquantaine d'etablissements industriels susceptibles d'etre convertis au gaz. En plus de ce potentiel "immediat", estime a 59 millions ml/an pour les quatre zones industrielles de l'agglomeration, il existe un potentiel a moyen terme pour la co-generation (en particulier pour les industries grosses consommatrices de vapeur comme le secteur agro-alimentaire et la fabrication de corps gras, tres presents a Abidjan) et pour la production de froid (froid industriel et climatisation). A moyen terme, ce marche potentiel est estime 31 millions m3/an. A3. 1 1 Grands projets. Le Bureau National d'Etudes Techniques et de D6veloppement (BNETD), organisme directement rattache au Premier Ministre, travaille sur trois projets industriels majeurs. Les deux premiers visent a mettre en valeur les r6serves minieres (fer et nickel) situees dans l'ouest du pays (region de Man, environ 600 km au NO d'Abidjan); le troisieme consisterait a construire une usine d'ammoniac-uree en vue de la production d'engrais azotes. Pour de nombreuses raisons (montant de l'investissement et des travaux d'infrastructure connexes; incertitudes sur le cours desproduits; necessite d'exporter la quasi-totalite de la production; eloignement des gisements miniers des centres d'export), il n'est pas certain que ces projets voient tous le jour. A3.12 Le projet d'eponges de fer par reduction directe du minerai par le gaz naturel pourrait etre operationnel en 2003 et consommerait 21 mmcfd (220 millions m3/an). L'unite de production d'engrais consommerait 80 mmcfd (830 millions m3/an) pour la production d'ammoniac et d'uree. Ces deux projets en sont au stade de le recherche de partenaires et de financement. Le projet nickel paralt plus avance, dans la mesure o- un operateur canadien, Falconbridge, a manifeste son int&et et l'a concretise par un accord avec la Sodemi. Un pilote pourrait etre operationnel au tournant du siecle; s'il est concluant, la production a echelle industrielle pourrait debuter en 2003. La consommation serait de 25 mmcfd (260 millions m3/an). Annex 3: Situation et perspectives de l'industrie gaziere 35 Residentiel et Tertiaire. A3.13 Abidjan est une des rares villes d'Afrique sub-saharienne a avoir dispose d'un reseau de distribution de gaz par canalisations. La societe Gaz de CMte d'Ivoire (GDCI), developpe par Shell et EECI" dans les annees 1970, a desservi en butane'2 jusqu'a 12 000 clients du Plateau et de Cocody pour la cuisine et P'eau chaude. Les groupes d'immeubles sont alimentes par de petits reseaux issus de mini-centres de distribution constitues de citemes ou de groupes de bouteilles de grande capacit6l3; il n'y a pas de reseau global interconnecte alimente par une source unique de butane. Le reseau est aujourd'hui tombe en desherence, du fait du couit eleve de la distribution (gestion de la client&le aussi bien qu'entretien technique) et des arrieres et impayes. Actuellement, le reseau est considere comme techniquement non recuperable. GDCI, bien que toujours en activite, n'a distribue que 930 t de butane14 en 1995, soit 3 % de la quantite totale de GPL consommee dans le pays, et le volume des ventes continue de se degrader. A3.14 Les causes qui ont contribue au declin de GDCI pouvant s'appliquer a tout autre reseau de gaz, il est douteux que la distribution du gaz naturel connaisse un jour un developpement massif, que ce soit en complement ou en substitution a l'activite de GDCI. L'absence de besoins de chauffage rend aleatoire la rentabilite de reseaux de distribution residentiels uniquement destines a la cuisine et l'eau chaude. En revanche, l'utilisation du gaz pour la climatisation centralisee d'immeuble, notamment associee a la production d'electricite et d'eau chaude, peut etre envisagee dans les quartiers a forte densite tertiaire (par exemple le Plateau) dans des conditions economiques acceptables. Le gaz peut aussi trouver sa place dans des lotissements neufs a forte densite s'ils sont situes a proximite du reseau, car le couit marginal des installations interieures est faible des lors que celles-ci sont prevues lors de la conception des immeubles. Les faibles consommations unitaires peuvent alors etre compensees par un prix de vente unitaire defini par reference au prix de l'energie de substitution (GPL ou electricite), donc eleve. Ainsi, l'utilisation du gaz pour les secteurs residentiel et tertiaire, bien qu'elle ne constitue pas, a l'evidence, une priorite, ne doit pas etre negligee comme activite marginale. Prix du gaz A3.15 La structure et les conditions economiques des trois contrats de foumiture de gaz pour la production d'electricite (UMIC I pour Ciprel; Apache et UMIC 2 pour Azito) sont analogues. Le gaz est vendu par le producteur a l'tat ivoirien, par le biais du Fonds National de l'Energie Electrique (FNEE), une emanation de la Caisse Autonome d'Amortissement (CAA). Le Fonds cede le gaz gratuitement aux exploitants de la centrale, et recupere l'electricite aux bomes de sortie. Les producteurs ne sont a aucun moment proprietaires du gaz, de meme qu'ils ne vendent pas l'electricite ainsi produite au 1 Energie Electrique de C6te d'Ivoire, alors operateur du reseau de distribution d'lectricite d'Abidjan. 12 En fait le melange bupro (80% butane et 20% propane) egalement distribue en bouteilles. 13 A la maniere des "il6ts-propane" que l'on trouve dans certains pays d'Europe du sud, notamment au Portugal 14 Equivalent a environ I million de metres cubes de gaz naturel. 36 Africa Gas Initiative: Cote d'Ivoire distnrbuteur; ils per~oivent un fee pour la transformnation du gaz en 6lectricite. Le tarif du gaz suit une formule simple a deux paliers. II n'y a pas de prime fixe independante de la consommation reelle, mais une clause de take or pay. Pendant les premieres annees d'operation couvrant la "peniode initiale de livraison", puis la "periode de pnrx fixe" (la duree, autour de 4 ans, peut varier selon les contrats), le prix du gaz, ferme, est de USSI,67/mmbtu jusqu'a 20 mmcfd en moyenne sur le mois de facturation, et US$1,50/mmbtu au-dela. Au-dela de cette p6riode (autour de 2001), le prix du gaz sera indexe sur le prix du brut WTI, tout en conservant la structure initiale a deux paliers de consommation. A3.16 Pour la raffinerie, le prix du gaz est indexe sur le cours du fuel-oil HTS (90 % du FO 3,5% plus fret ex-Mediterranee). Pendant la "periode de demarrage", le gaz beneficie d'une d6cote supplementaire de 10 %. Tableau A3.1 - Developpement de la demande en gaz naturel (moyen terme) Ouvrage /Projet Domaine Localisation Demnande Statut (mmcfd) CIE Vridi (TV) Electricite Vridi 20 max. Operationnel depuis avril 1996 Ciprel 1 (TG 99 MW) Electricite Vridi 20 Operationnel depuis avril 1996 Ciprel 2 (TG 120 MW) Electricite Vridi 25 Operationnel depuis avril 1997 SIR Raffinerie Vridi 20 Operationnel depuis automne 1997 SIR (TG 21 MW) Electricite Vridi 4 En projet Azito (CC 432 MW) Electricite Azito (NW 58 Premi&re tranche d'Abidjan) pr&vue automne 1999 Reseau industriel Distributio Vridi, 9 A l'etude par d'Abidjan n Treichville, investisseurs. industrielle Yopougon, Probabilite: fin Koumassi 1999 Takoradi (CC 350 Export Ghana 48 En competition MW) pour avec schema Electricite Nigeria. En service fin 1999 Projet nickel Traitement sur site ou 25 A l'etude (2003 ?) de minerai bord de mer Eponges de fer Traitement sur site ou 21 A 1'etude (2003 ?) de minerai bord de mer Ammoniac-ur&e Engrais Abidjan ou 80 A 1'etude azotes bord de mer Annex 4 Cadre reglementaire Pourquoi un cadre reglementaire ? Proteger les consommateurs A4.1 Dans une 6conomie de marche, la presence de plusieurs entreprises et de plusieurs consommateurs assure une saine competition. Le prix se definit alors comme la valeur d'6quilibre a laquelle l'acheteur est dispose a acheter un bien ou un service, et le vendeur A le vendre. La multiplicite des vendeurs et des acheteurs garantit que les prix ne sont pas distordus par la presence d'une position dominante: celle d'un seul vendeur (monopole) ou d'un petit nombre (oligopole), plus rarement d'un seul acheteur (monopsone) ou d'un petit nombre (oligopsone). Dans des conditions de concurrence normale, le prix atteint un certain niveau d'equilibre qui equivaut au cofit de la derniere unite produite, i.e., le cofit marginal. Selon les principes economiques classiques, la pratique de prix egaux aux cofits marginaux de production assure une allocation optimale des ressources. A4.2 L'economie de marche n'est pas sans failles. Il existe des gammes de produits, ou de services, pour lesquels la presence de plusieurs vendeurs en situation de concurrence sur un territoire (un marche) donne conduirait, de fait, A un cofit economique superieur a celui que peut proposer un vendeur unique. Il s'agit generalement d'activites A forte intensite capitalistique, pour lesquelles l'accroissement du nomrbre de clients produit des economies d'echelle substantielles. A l'inverse de la situation classique de libre concurrence, le fractionnement du marche, en reduisant le nombre de clients par vendeur, conduit A des couits superieurs A ce qu'ils seraient s'il y avait un operateur unique. La logique economique, qui est de produire des biens et services au cofit le plus faible possible, conduit donc a privilegier exceptionnellement la situation de monopole, denomme "monopole de fait" ou "monopole naturel". A cet egard, nombre d'infrastructures ou de services publics, comme la distribution de l'electricite, de l'eau et du gaz naturel, mais aussi certaines activites de transport et les reseaux locaux de telecommunications, sont consideres comme des monopoles naturels et doivent etre traites de fa,on specifique. 37 38 Africa Gas Initiative: Cote d'lvoire A4.3 Le danger du statut de monopole naturel est qu'il peut, comme tout monopole, favoriser des pratiques abusives visant a maximiser les profits tires par l'operateur du monopole. Ces pratiques peuvent affecter en premier lieu les tarifs, mais egalement la liberte d'acceder au produit ou au service, ou au contraire de s'en retirer, et la liberte, pour un nouvel operateur candidat, d'acceder a un marche geographiquement proche, mais inexploite et "tenu" par le monopole existant. Par consequent, il est indispensable que les monopoles naturels exercent leur activit6 dans un cadre institutionnel qui definit les "regles du jeu" relatives A l'acces au marche, A l'exercice de l'activite monopoliste, et, le cas echeant, A la sortie du march6. Favoriser l'investissement A4.4 Les industries de reseaux sont des activites orientees sur le long terme, qui produisent du profit apres une longue p6riode de maturite. Bien que leur fonction soit de prendre des risques, les investisseurs cherchent naturellement a reduire leur degre de vulnerabilite et a s'assurer que leurs immobilisations leur permettront d'obtenir une remuneration raisonnable. En l'absence d'un risque juge "raisonnable", les capitaux ne viendront pas, ou bien le couit du capital (capital propre aussi bien que dette) sera augment6 d'une forte prime de risque, ce qui se traduira par des tarifs, donc un couit social, plus eleves. Le second objectif de la reglementation est ainsi de creer un cadre institutionnel credible dans lequel les decisions affectant les operateurs seront prises selon des cri'tres professionnels. A titre d'exemple, il convient que l'etablissement et l'ajustement p6riodique des tarifs, dans lequel entre une composante politique tres forte, notamment dans le secteur residentiel, repondent a une logique economique, sans intervention politique. Si, comme il entre dans ses prerogatives, la strategie du gouvemement est, par exemple, de favoriser certaines couches de la population en reduisant le poste de leurs d6penses energetiques, cette volonte politique doit se manifester par une subvention explicite et ciblee, plut6t que par une reduction generale du tarifi5, au risque qu'un trop faible niveau ne permette plus a l'operateur de maintenir sa marge d'exploitation A un niveau raisonnable. Les fondements du cadre reglementaire A4.5 II est bien certain que l'objectif du cadre institutionnel n'est en aucun cas de definir les orientations strategiques et la politique energetique nationales. Ces prerogatives sont et restent definitivement du ressort du gouvernement. Cependant, le cadre institutionnel ne peut etre cAabor6, mis en place et consolide que par la volonte politique gouvernementale. Les objectifs, la structure et le contenu du cadre institutionnel, de meme que les missions et le fonctionnement de l'Autorite qui sera amenee a mettre en place et a appliquer le cadre reglementaire sont, A l'origine, du ressort des pouvoirs executif et legislatif, c'est-a-dire de corps politiques. A ce titre, la d6cision de creer un nouveau cadre reglementaire fait partie des orientations strategiques gouvemementales; il est illusoire d'essayer de le mettre en place s'il ne dispose pas d'un soutien fort et sans reserve du pouvoir politique. 15 Ou son maintien a un niveau insuffisant. Annex 4: Cadre reglementaire 39 A4.6 L'introduction du gaz naturel et le developpement rapide de l'industrie gaziere representent pour le gouvemement un certain nombre d'enjeux qui doivent etre pris en compte dans la definition de la r6forme du cadre institutionnel et reglementaire, afin d'assurer le developpement le plus efficace possible de cette industrie. Deux enjeux sont particulierement importants. Valeur strategique du gaz naturel. A4.7 Par rapport aux contrats deja signes, les r6serves actuellement confirmres (1,25 Tcf, soit 35 milliards m3) representent environ 20 annees de consommation. En incluant le projet d'exportation vers le Ghana, le ratio reserves/demande est encore de 14 ans. Sans etre modestes, ces ratios montrent que la CMte d'Ivoire se doit de tirer le meilleur parti de ses reserves. Ainsi, le developpement de l'industrie gaziere peut etre l'occasion de: * equilibrer le bilan energetique, renforcer la securite des approvisionnements, liberer le maximum de petrole possible pour 1'exportation, ameliorant par la-meme la balance des echanges intemationaux en economisant sur les sorties de devises. Cela conduit a remplacer le petrole par le gaz naturel dans toutes les utilisations oii la rentabilite economique du gaz est av&ree, * reduire l'impact environnemental negatif cause par l'utilisation massive de la biomasse, des produits forestiers et certains produits petroliers (comme le fuel-oil lourd a haute teneur en soufre); I'extraction et la commercialisation des GPL et des LGN du flux de gaz permet d'augmenter le benefice &conomique global genere par l'exploitation du gaz, donc de diminuer le cofit global de mise a disposition du gaz aux utilisateurs, * maximiser les effets d'entrainement du gaz naturel, en le rendant physiquement et economiquement accessible aux industries qui en ont besoin pour leur developpement et peuvent le substituer aux autres combustibles. Le gaz naturel pourra servir a accroitre les investissements et 1'emploi, donc la production, a diversifier la structure industrielle, et a contribuer a la realisation du plan d'action gouvememental en matiere de developpement des ressources, * accroitre la concurrence entre les differentes formes d'energie, et contribuer ainsi (a) a diminuer le couit de mise a disposition des produits energetiques et (b) en faciliter I'acc&s pour les utilisateurs. Reforme de la politique et des structures institutionnelles. A4.8 Conscient des possibilites offertes et de la necessite qu'il y a a repondre aux besoins de developpement, le gouvemement a deja entrepris de reformer la reglementation et la politique du secteur de l'6lectricite. La definition de la nouvelle politique gaziere permet de poursuivre cette reforme, en prenant en compte les orientations suivantes: 40 Africa Gas Initiative: Cote d'lvoire * reorienter le r6le des operateurs publics vers la gestion des participations de l'Etat, voire vers la definition et la reglementation des politiques sectorielles. Cela impliquerait de redefinir les missions et les moyens mis a la disposition des societes publiques. L'une des options est de reduire l'implication des entreprises nationales dans la propriete et la gestion des activites industrielles du secteur afin de laisser le secteur prive prendre part au developpement de ces activites, comme cela a &te fait pour le secteur electnrque, * organiser l'exploitation du secteur gazier sur une base plus commerciale, la ou le secteur public conservera une activite industrielle. I1 est desormais largement reconnu que les organismes publics d'exploitation de l1'nergie obtiennent de meilleurs resultats lorsqu'ils sont exploites comme des entreprises commerciales a but lucratif. Pour une orientation plus commerciale, ces organismes doivent prendre leurs distances vis-a-vis des pouvoirs publics, et modifier leur organisation et leur gestion internes pour leur permettre de s'adapter a ces nouvelles conditions, * encourager la participation de nouveaux exploitants afin de favoriser la concurrence, * accroltre la participation du secteur prive afin de permettre une croissance plus rapide, l'acces aux technologies de pointe et aux marches des capitaux. Format de la reglementation A4.9 Le cadre reglementaire est generalement compose de plusieurs textes legislatifs et reglementaires qui forment le "Code gazier". Le premier element est le texte le plus important. II definit le cadre institutionnel general dans lequel doit s'exercer l'activite gaziere. II enonce des principes generaux qui vont, meme d'une fa,on limitee, modeler les rapports a l'interieur du corps social, ainsi que les relations entre le corps social et le pouvoir politique et l'Administration. II s'agit donc d'un texte politique, et il est souhaitable qu'il soit discute et enterine au niveau legislatif. 11 etablit un cadre complet pour la reglementation des activites en "aval" (transport, distribution, stockage, commercialisation et utilisation du gaz naturel). II ne traite pas des activit6s en "amont" (exploration, developpement et production) qui sont indissociables des activites petroli&res et font g6neralement l'objet d'une reglementation qui leur est propre (code petrolier), fortement axee sur la fiscalite. A4. 10 Le second element est plus technique et peut etre traite au niveau reglementaire ou legislatif. II s'agit du (des) texte(s) qui definit les relations entre puissance concedante et concessionnaire 6. II peut comprendre un decret de port6e generale, voire une loi, qui definit le contrat de concession-type, et autant d'arretes d'application qu'il sera necessaire en fonction du nombre de contrats de concession accordes. 16 Quelle que soit la forme juridique de la concession (concession proprement dite, affermage, licence, franchise, etc.) Annex 4: Cadre reglementaire 41 A4. 11 Enfin un troisjeme texte dolt traiter de l'Autorite de r6glementation qui aura pour mission de mettre en oeuvre et de contr6ler l'application des principes generaux inclus dans le Code gazier, le respect des contrats de concession, et les pouvoirs judiciaires et d'arbitrage qui pourront lui etre confi6s. Si le statut choisi pour I'Autorite est celle d'un organisme independant, il est necessaire que ce texte prenne la forme d'une loi. Domaines couverts par le Code gazier A4.12 Comme on l'a vu ci-dessus (para. 3.5), la formulation des orientations strategiques et de la politique sectorielle sont et demeurent du domaine gouvememental. Le Code gazier n'a pas pour vocation de se substituer aux instances politiques; en ce sens, il s'agit d'un texte "technique" et non "politique". D'une mani&re generale, on peut dire que le mission globale du Code gazier est de rendre le plus equitable et efficace possible une situation economique (le monopole naturel) qui, par sa nature meme, tend vers l' inequitable et l'inefficace si elle n'est pas r6glementee. Les grands domaines couverts par le Code sont ainsi au nombre de six; d'autres peuvent s'y ajouter en fonction de la situation de l'industrie gaziere dans le pays et au moment consideres * l'organisation et la structure de l'industrie gaziere, * l'organisation de la concurrence et de l'acces au marche, * le cadre juridique des operateurs, c'est-a-dire les relations entre la puissance conc6dante et les operateurs, * l'etablissement des tarifs, leur contr6le et les ajustements dans le temps, et par consequence les principes qui gouvement le mode de remuneration des operateurs, * l'organisation et l'exercice du pouvoir judiciaire dans la resolution des conflits entre parties concernees par les activites de l'industrie gazi&re, * la nature, les missions et le fonctionnement de l'Autorit6 de reglementation chargee d'appliquer le Code gazier. A4.13 Les points (a) et (b) sont traites dans le Chapitre 4; le point (d), c'est-a-dire la reglementation economique, est presentee aux chapitres 5 et 6; tandis que les points (e) et (f) sont discut6s au chapitre 7. Le dernier aspect (point (c) n'est pas trait6 ici car il s'applique a toutes les industries qui sont amenees a exploiter une partie du domaine public, ou dont le domaine d'activite touche a la notion de service public. Son domaine depasse de loin le cadre des activites gazieres et fait dejA l'objet d'une reglementation generale. Cette question doit etre examinee d'un point de vue global, en tenant compte des autres activites de meme nature. Annex 5 Organisation et fonctions des operateurs Domaine d'application de la reglementation A5.1 Rappelons que le cadre reglementaire conceme les fonctions "aval" de la chaine gaziere, a l'exclusion des activites "amont" d'exploration, d6veloppement et production. Leur reglementation est prevue par d'autres textes qui sont etablis et geres par des institutions specifiques. II est ici question des activites situees immediatement en aval du site de production, ou de la frontiere du territoire national dans le cas d'importation. Ces activites couvrent le transport, le stockage, la distribution, la livraison et (dans certains cas) la commercialisation du gaz sur l'ensemble du territoire national. La reglementation traite des exportations de gaz produit sur, ou transitant par, le territoire ivoirien, qu'elles soient realisees par des operateurs ivoiriens ou etrangers. En revanche, elle ne s'applique pas aux activites gazieres realisees a l'interieur d'un autre pays qui importerait du gaz d'origine ivoirienne, ou transitant par le territoire ivoirien, meme si l'operateur est de nationalite ivoirienne. A5.2 Par "gaz', on entend tous les hydrocarbures gazeux distribue par reseau, c'est-a-dire le gaz naturel, le butane, le propane, I'air butane et l'air propane, des lors que la technique de distribution fait du consommateur raccorde un client captif. A ce titre, I'activite "reseau" de Gaz de Cote d'Ivoire (GDCI) entre dans ce cadre r6glementaire. A5.3 La reglementation gaziere est con,ue pour durer. Elle doit donc non seulement couvrir les situations qui existent deja en Cote d'Ivoire, comme le transport de facto du gaz ou sa commercialisation, mais egalement celles qui pourront exister dans un futur plus ou moins proche, qu'il s'agisse d'activites d'ores et d6jA envisagees (comme la distribution ou l'exportation de gaz) ou simplement techniquement envisageables, comme l'importation ou le stockage. Activite de transport A5.4 Dans la situation juridique actuelle, I'activite de transport n'est qu'un element technique des contrats qui lient UMIC et Apache a l'autorite concedante. Le transport n'est ni identifie, ni individualise en tant que tel. Comme il a et dit plus haut 43 44 Africa Gas Initiative: Cote d'lvoire (voir para. 2.4), il est souhaitable que cette situation evolue vers une plus grande transparence. Une option minimaliste serait de decoupler les activit6s de production et de transport au sein de chacun des consortiums, sans changer la structure de proprint. Chaque activite deviendrait autonome, soit par autonomie budgetaire et comptable ("unbundling"), soit par filialisation de l'activit6 transport. Le cadre reglementaire ne s'appliquerait alors qu'A cette derniere, ce qui impliquerait l1'tablissement d'un prix de cession inteme A l'interface production / transport. L'autre option consisterait pour les consortiums a vendre leur activite transport A une ou plusieurs entites distinctes. Cette option est envisageable dans la mesure ou les producteurs preferent generalement se concentrer sur les activites de prospection, d'exploitation, de collecte et de traitement du gaz naturel, et son acheminement eventuel jusqu'a l'entree du gazoduc (r6seau de transport). Ils ne souhaitent pas s'impliquer dans le transport et la distribution du gaz, a moins que ce ne soit essentiel pour leur assurer l'acces aux marches. A5.5 Quel que soit le nombre d'acteurs (de maillons), la chaine gaziere a pour objet d'assurer deux fonctions principales entre le maillon amont (le vendeur initial) et le maillon le plus en aval (le consommateur final); ce sont (a) le transport physique du gaz, et (b) la commercialisation (achat/vente) du gaz. L'analyse de la structure des industries gazieres dans le monde montre qu'il existe de nombreuses options de structure, qui vont de la plus centralisee (integration verticale de l'ensemble de l'activite gazi&re) a la plus decentralisee (autant d'acteurs qu'il y a de maillons physiques et de fonctions). Malgre cette diversite, il est possible de regrouper les differentes formules existantes en fonction de la fa,on dont les deux fonctions principales (transport et commercialisation) sont traitees. On peut ainsi distinguer deux concepts, presentes ci-dessous (voir Tableau 4.1). A5.6 Dans le premier systeme, le transporteur assure egalement la fonction commerciale ("merchant pipeline"): l'operateur achete le gaz au foumisseur, le transporte, et le revend A diverses categories de consommateurs en aval (distributions publiques, gros consommateurs, clients individuels). C'est le systeme que l'on trouve communement en Europe, avec diverses variantes quant au degre d'integration verticale. Le point fort du systeme est que le transporteur est reellement un operateur : proprietaire du gaz transporte, il est responsable de son approvisionnement comme de sa commercialisation; il gere le developpement de son reseau et est directement interesse au developpement des ventes. En revanche, le systeme manque de transparence: l'operateur vend un produit unique (le gaz) dont les composantes de cout peuvent etre mal connues, aussi bien du consommateur que, souvent, de l'operateur lui-meme; les subventions croisees sont possibles (et en fait courantes) et des distorsions de prix peuvent se produire, qui peuvent nuire, a terme, a l'efficacite economique du systeme. A5.7 Dans le second syst&me, le transporteur assure uniquement une fonction de transport ouverte a tous ("open access"); il est un prestataire de service, remunere pour l'unique service qu'il rend : transporter du gaz pour qui le souhaite; il per,oit un peage, A la maniere d'un exploitant d'autoroute. II n'est A aucun moment propri6taire du gaz, et n'intervient ni en amont, ni en aval de la chaine gazi&re. La fonction commerciale est exercee par le vendeur et l'acheteur de gaz qui s'accordent directement sur tous les termes du contrat. Ce systeme est bien adapte A une economie gazi&re arriv6e a maturite, ou Annex 5: Organisation et fonctions des operateurs 45 coexistent un grand nombre de vendeurs et d'acheteurs, comme c'est le cas en Amerique du nord. La concurrence joue alors son r6le dans la mesure ou le transporteur ne b6neficie pas de concession exclusive: si la demande le justifie, plusicurs transporteurs peuvent desservir un meme marche. A5.8 II est communement admis que plus le nombre d'acteurs est important, plus la concurrence conduit a maintenir les cofits A leur minimum economique, ce qui garantit la meilleure efficacit& possible (c'est-a-dire des coats bas allies A une qualite de service acceptable). Ce devrait etre particulierement le cas en Cote d'Ivoire, ou plusieurs vendeurs sont d'ores et deja en concurrence pour le meme marche (en l'occurrence Abidjan, et plus pr6cisement Azito). Mais dans le cas d'une industrie naissante et fortement capitalistique, il ne parait pas souhaitable de disperser l'activite gaziere entre un trop grand nombre d'acteurs, ce qui pourrait conduire a une fragilite trop grande de l'industrie, ainsi qu'a une dilution des responsabilites et des engagements desdits acteurs. Ce double phenomene, a son tour, pourrait deboucher A terme sur un renforcement du pouvoir de I'Etat, ce qui est contraire aux principes enonces plus haut. En Cote d'Ivoire, en cas de cession par les producteurs de leurs activit6s de transport, le nombre d'acteurs futurs dans cette activite dependra vraisemblablement de l'appreciation, par les investisseurs potentiels, de la masse critique qu'ils estiment necessaire pour d6velopper cette activite. A5.9 Sur la base de ces considerations, on peut envisager une structure intermediaire dans laquelle l'operateur d'un gazoduc assure la fonction transport, et, en partie -- mais en partie seulement -- la fonction commerciale (option "mixte"). Les principales caracteristiques en sont decrites ci-dessous: * l'operateur recoit une concession pour un itineraire et une duree determines; il n'y a pas de concession de transport unique sur 1'ensemble du territoire national, - l'operateur exerce les deux fonctions, transport et commercialisation, de fa,on equilibree; les deux activit6s sont transparentes sur les plans tarifaire et comptable, * un producteur peut vendre le gaz soit a l'operateur, soit directement a d'autres gros consommateurs (c'est le cas actuellement), au moyen de contrats long terme de type "take-or-pay", ou tout autre type de contrat, * l'operateur vend le gaz dont il est proprietaire A des consommateurs individuels ou a des societes de distribution publique de gaz, * la capacite excedentaire du gazoduc est ouverte A d'autres acheteurs ou vendeurs qui peuvent emprunter le gazoduc moyennant un peage non discriminatoire; l'operateur ne peut pas refuser de transporter du gaz dans son gazoduc tant qu'il n'est pas sature, * chez l'operateur, la fonction transport et la fonction commerciale sont separees sur le plan comptable en deux entites ("unbundling"); il n'y a pas de subventions croisees; le peage facture aux tiers est identique a celui 46 Africa Gas Initiative: Cote d'lvoire facture, de fa,con inteme, par l'entit6 transport a l'entite commerciale de l'op6rateur, pour le transport du gaz dont il est proprietaire. Activite de distribution A5.10 La fonction distribution est, dans la mesure du possible, assuree par des entreprises distinctes de l'entreprise de transport. Lorsque l'approvisionnement en gaz ne constitue pas un enjeu strategique, I'integration verticale doit etre maintenue au minimum avec des societes distinctes pour la production, le transport et la distribution, afin d'encourager une politique de prix entre les differents maillons de la cha^ine gaziere la plus transparente possible. Toutefois, il faut garder a l'esprit qu'un certain degre d'integration (ex. transport et distribution exploite par la meme societe) peut se traduire par des tarifs de transport/distribution plus bas refletant les economies realisees sur les depenses d'exploitation et de gestion. A5.11 Afin d'assurer un approvisionnement stable et a long terrne d'un territoire, et garantir au distributeur la viabilite economique de l'operation, un distributeur doit beneficier d'une concession exclusive pour la construction et l'exploitation de reseau(x). Cette concession est fix6e dans le temps (generalement de 15 a 25 ans) et dans 1'espace. Blle doit avoir une taille suffisante pour etre economiquement viable, mais elle doit pas couvnr la totalite du territoire ivoirien. A5.12 Le droit exclusif de distribuer le gaz naturel confere a son titulaire, sur le territoire ou il porte et a l'exclusion de quiconque, le droit d'exploiter un reseau de distribution de gaz naturel et de livrer par canalisation le gaz destin6 a la consommation. En contrepartie, le distributeur doit construire les canalisations necessaires pour alimenter un consommateur -- ou groupe de consommateurs -- si les conditions economiques le permettent. En revanche, le droit exclusif de distribution ne confere pas au distributeur l'exclusivite de commercialiser le gaz, c'est-a-dire un droit exclusif d'acheter, de vendre ou de stocker le gaz naturel. Un producteur peut vendre directement du gaz a un consommateur situe dans une zone de concession exclusive, dans la mesure ou ce gaz est destine a la consommation personnelle de l'acheteur (pas de revente). En cas de contrat direct, le gaz est achemine par le distributeur qui per,oit un peage non discriminatoire. De meme, le distributeur ne peut refuser de construire une canalisation de distribution sur son territoire, ou de renforcer une partie de reseau existante, destinee a alimenter le titulaire d'un contrat de vente directe, tant que sa capacite de distribution n'est pas saturee ou menacee. Independance des op6rateurs A5.13 Le developpement, le financement et l'exploitation des activites de transport et de distribution sont de la responsabilite du secteur prive. Toutefois, la participation minoritaire d'une entreprise publique peut etre envisagee, de preference de facon temporaire, dans la mesure oii la presence de l'Etat peut constituer pour les investisseurs prives une garantie suppl6mentaire, en ce qui conceme par exemple le respect d'engagements dans le domaine institutionnel. Dans ce cas, il est tres souhaitable que Annex 5: Organisation et fonctions des operateurs 47 1'entreprise publique ait deja acquis une solide experience de travail avec le secteur prive, par exemple par le biais de sa participation dans des societes d'economie mixte. A5. 14 Un op6rateur (transporteur ou distributeur) doit etre strictement independant de ses foumisseurs et clients. Par exemple, aucun producteur ni consommateur de gaz ne doit detenir un interet de contr6le chez un transporteur, afin d'eviter les conflits d'interet, le favoritisme et toute pratique ayant pour consequence de biaiser la concurrence. Celles- ci peuvent etre de trois types: * traitement pnivilegie d'un producteur par un transporteur, alors que ce dernier achemine egalement le gaz d'autres producteurs concurrents (ce cas peut se produire prochainement en Cote d'Ivoire), * traitement privilegi6 d'un consommateur par un transporteur en matiere de peage ou de reservation de capacite, alors que le transporteur achemine du gaz pour plusieurs clients, ce qui est l'objet meme de la fonction de transporteur (meme remarque), * divergences entre un producteur et un transporteur quant a la strategie d'expansion du reseau de transport. En revanche, rien ne s'oppose a la participation minoritaire de maillons amont ou aval chez un transporteur, lorsque cette participation est susceptible de donner aux autres acteurs de la chaine gaziere un certain confort dans le developpement de leurs propres activites. Tableau A5. 1 - Comparaison des options structurelles de transport P Options structurelles pour le transport du gaz naturel > elements d 'analyse Transport etfournitures integres Transport en libre-acces Transport mixte ('merchanit pipeline) (open access) Le producteur vend le gaz naturel au Le transporteur est limite A un r6le Le tiansporteur peut acheter et transporteur A un prix n6gocie de gre de transport. II ne peut acheter le vendre pour son propre compte A gr6, 6ventuellement selon des gaz naturel aux producteurs et doit mais doit aussi transporter le gaz ententes A long terme. transporter de facon non- achete par des tiers. discriminatoire le gaz pour des ticrces parties a un tarif reglemente. Tous les clients doivent acheter leur Les producteurs vendent et n6gocient Le prix du gaz est negocie 6 gaz naturel au transporteur et ce de gre a gr& avec les acheteurs librement entre les producteurs, le demier n'est pas oblige de incluant les consommateurs ultimes transporteur, le distributeur et les transporter du gaz naturel pour des et le distributeur consommateurs. tiers. Le transporteur est le proprietaire du Les producteurs et les clients sont lIes tarifs de transport et les regles Caracteristiques gaz naturel jusqu'a son point de proprietaires du gaz qui est dans le d'acces sont fixees et publi6es par revente et ne publie pas un taux reseau de transport, et non le une autorit6 de reglementation separe pour le gaz et pour son transporteur transport. Les deux composantes sont int6gr6s dans un meme tarif. L e transporteur transporte le gaz pour les clients A un tarif fixe par l'autorite reglementaire. Le distributeur achete le gaz naturel Le distributeur achete le gaz des Le distributeur achete le gaz des au transporteur pour le revendre A producteurs pour le revendre aux producteurs pour le revendre aux ses clients ajoutant le tarif de clients a petit debit. clients a petit et moyen d6bit. distribution. Option la plus simple pour les Genere une saine concurrence gaz- Pernet l'implication des activites de transport et de gaz de par l'acces assur6 aux producteurs, lorsque de nouveaux distribution marches pour les producteurs gisements sont mis en exploitation Tableau A5.1 - Comparaison des options structurelles de transport Options structurelles pour le transport du gaz naturel elements d 'analyse Transport etfournitures integres Transport en libre-acces Transport mixte (mnerchant pipeline) (open access) Attire les investisseurs interesses A Les producteurs preferent vendre Attrayant pour les investisseurs Avantages construire et exploiter un reseau de directement aux clients A grand debit transport, compte tenu des garanties en fonction de contrats A long terme. contractuelles a long terme. Assure la securite des 11 s'agit d'une nouvelle option qui Flexible approvisionnements permet d'eviter certains abus d'un monopole et qui reduit les couits de transport. Cette option requiert absolument la Le risques sont plus difficiles a Le libre-acces est offert dans la mise sur pied et l'intervention d'une evaluer par les investisseurs, qui mesure ou le tarif autorise autorite de reglementation du doivent etudier le profil d'un plus compense les risques. transport et de la distribution. grand nombre d'acheteurs de gaz L'arbitrage entre l'interet du transporteur et des > consommateurs est plus difficile. Inconvenients Cette reglementation est difficile L'attrait de cette option est fonction Ce sont les clients a grands debit puisque les tarifs de transport, du rendement qui serait autorise aux qui ont le plus d'influence sur la d'achat de gaz, etc. ne sont pas investisseurs. Ce rendement est plus planification du reseau de publies separement Le tout est 6leve compte tenu du risque. transport et par consequent, sur integre en un tarif unique. I'ampleur du marche libre-acces par rapport au marche A structure n integre.& Le potentiel pour une saine o concurrence gaz-gaz se trouve affaibli Les nouveaux producteurs sont II n'existe pas de prec6dents qui obliges de vendre leur gaz au demontrent les avantages d'une telle monopole de transport option dans un marche en developpement 0o Co Annex 6 Politique tarifaire A6.1 Le projet de penetration du gaz naturel a Abidjan, et plus particulierement, la construction d'un reseau gazier offre au gouvemement ivoirien une opportunite unique d'etablir un cadre institutionnel, dont le cadre tarifaire est un des elements, adapte au contexte ivoirien et en harmonie avec les tendances et les realites du commerce de l'energie. Toutefois, I'avantage principal du processus de conception et de mise en place de ce cadre tarifaire reside dans le fait qu'il ne sera pas encombre d'un passe fait d'un ensemble de lois, de d6crets ou de politiques mis en place pour pallier des besoins souvent ponctuels. A6.2 Une approche nouvelle de la conception et de la mise en place de tarifs de distribution de gaz naturel contribuerait a l'evolution et a la croissance de cette industrie et a l'utilisation optimale des infrastructures qui seront mises en place. Cet enonce est aussi valide pour le secteur du transport que pour celui de la distribution du gaz naturel. La production du gaz naturel quant a elle, est regie par des ententes bilaterales entre concessionnaire et concedant et est largement tributaire des prix internationaux. A6.3 L'objectif de ce chapitre n'est pas d'etablir des tarifs ou prix definitifs, mais de proposer des principes de tarification susceptibles de guider les operateurs et la future autorite de reglementation dans l'etablissement d'une politique tarifaire juste et durable. Les futurs tarifs seront en definitive du ressort de l'autorite de reglementation sur proposition des operateurs gaziers (voir chapitre 6). D'autre part, il est capital d'etablir une claire distinction entre le concept de prix du gaz, c'est-a-dire le prix de vente du produit lui-meme ("commodity "), et celui de tarif de transport et de distribution. Le prix du gaz est celui auquel le producteur vend le gaz a la sortie des installations de production, quel que soit le mode d'acheminement ulterieur du gaz jusqu'a l'utilisateur final. Les tarifs couvrent les cofit d'acheminement du gaz sur les reseaux de transport et de distribution du gaz jusqu'a la porte de l'utilisateur final. Dans certains cas, il peut exister aussi un tarif de stockage. La confusion entre les deux concepts vient du fait que, souvent, l'utilisateur paie a l'operateur un montant global qui couvre l'ensemble des op6rations realisees en amont pour mettre le gaz a sa disposition. Dans les chapitres suivants, on utilisera les termes de "prix a la production", "tarif de transport" et "tarif de distribution" pour differencier les concepts; on utilisera les termes "prix" et "tarif' dans leur acception usuelle de "prix de vente global". 51 52 Africa Gas Initiative: Cote d'lvoire Situation concurrentielle du gaz A6.4 Pour mieux situer le positionnement du gaz naturel par rapport aux autres sources d'energie disponibles sur le marche ivoinren, et concevoir une structure tarifaire ainsi que des tarifs adequats, il est necessaire de faire d'abord le point sur la situation concurrentielle, sur la base des prix et tarifs en vigueur en juillet 1997 en vigueur. Tableau A6.1 - Prix de vente des energies industrielles17 Energie Prix au Prix au Prix au Indice consommateur consommateur consommateur (base 100 (Francs (US$/tonne) (US$/mmbtu) = FO) CFA/unitO) FO 180 HTS (3.5%) 140 FCFA/L 253,65 6,73 100 GPL (vrac) 140 FCFA/L 438,12 9,44 140 gas oil 270 FCFA/L 553,23 13,28 197 Electncite Basse tension 69,3 FCFA/kWh - 34,95 519 Moyenne tension 48,1 FCFAlkWh - 24,26 360 Sources: CIE, Petroci, SIR A6.5 Bien qu'il semble qu'avec cette situation de prix le gaz naturel pourrait se retrouver dans une position concurrentielle avantageuse par rapport aux autres sources d'6nergie, il n'en demeure pas moins que le fuel-oil (FO 180), qui est de loin le combustible le plus utilise dans l'industrie conventionnelle, constitue un concurrent serieux, du moins au niveau du prix. D'autre part, il faut ajouter les cofits de la conversion au gaz des installations fonctionnant avec un autre combustible. En revanche, les cofits indirects rattaches a l'utilisation du FO sont importants, en particulier le prechauffage, le stockage, I'atomisation, la frequence et les charges d'entretien des equipements thermiques, l'usure des equipements, le cofit environnemental et la qualit& du produit final. Implications de la politique tarifaire A6.6 Quelle que soit sa structure, toute politique tarifaire a un impact determinant sur tous les acteurs de la chaine gaziere: * Les clients - On considere generalement que l'un des objectifs de la politique tarifaire est d'envoyer au consommateur un "signal" correct qui lui indique la valeur du produit qu'il acquiert. La politique tarifaire sera une reference explicite a la valeur ou la rente qui peut etre attachee au gaz naturel par rapport a d'autres sources d'&nergie. En particulier, dans le secteur industriel conventionnel, elle 17 Prix de vente final, taxes comprises. Annex 6: Politique tarifaire 53 conditionnera le rythme de pen6tration du gaz naturel dans les activites visees, ainsi que le degre d'utilisation du gaz naturel dans les proced6s industriels de chauffe ou de transformation. * Les operateurs (distributeurs et transporteurs gaziers) - La politique tarifaire doit faire en sorte de permettre aux operateurs de generer des revenus suffisants pour r&munerer adequatement les investisseurs, en attirer des nouveaux et assurer et promouvoir une exploitation du reseau efficace et securitaire. * LL'Etat ivoirien - La politique tarifaire choisie conditionnera le degre de competitivite du secteur industniel ivoirien. Elle acc6l6rera donc ou ralentira les objectifs vises par l'Etat, notamment celles de deplacer avantageusement les produits petroliers et d'attirer de nouveaux investissements industriels. Conception de la politique tarifaire A6.7 Pour etre acceptee, et remplir correctement et durablement son r6le, une politique tarifaire doit repondre a cinq criteres: * transparence: elle doit se baser sur des donnees accessibles et verifiables, et refleter fidelement les cofits de la chaine gaziere; elle doit notamment identifier la responsabilit6 de chacun des principaux maillons de la chaine (production, transport, distribution) dans le prix de vente final, simplicite: la facturation qui en decoule doit etre facilement comprehensible par les usagers, * equite: un tarif doit etre identique pour tous les consommateurs qui presentent des profils de consommation analogues, * stabilite: les consommateurs doivent pouvoir planifier au mieux leurs depenses energetiques, donc leurs prix de vente, et les operateurs doivent pouvoir preserver la perennite et la stabilite financiere de leurs entreprises. La stabilite a long terme recherchee doit concemer les principes et les methodes de fixation des tarifs de transport et de distribution, et non le prix final du gaz dont une composante (le prix a la production) est en general indexe sur le prix international des hydrocarbures liquides (brut ou produits), qui 6chappe totalement a l'Autorite de reglementation. * rigueur: elle doit etre a l'abri de l'arbitraire; elle doit etre edict6e, et son application surveillee, par un organisme independant. La reglementation economique est l'une des missions de l'Autorite de reglementation issue du cadre institutionnel et reglementaire. 54 Africa Gas Initiative: Cote d'lvoire Principes de tarification A6.8 Les objectifs de la politique tarifaire enonces ci-dessus sont generalement atteints par l'application de principes ou de modalites de tarification qui tiennent compte des criteres suivants: Le cou^t de service. II comprend tous les cofit afferents a l'exploitation d'une entreprise de transport ou de distribution de gaz naturel. Les principales composantes de ce couit de service incluent les depenses d'exploitation, les frais financiers, le cofit du capital propre ainsi que les taxes, imp6ts et redevances. Le coat de service est generalement considere comme le seuil minimum de fixation des tarifs, car e ieca de ce seuil, l'entreprise devient deficitaire et cesse ses activites car il n'est pas normal ou raisonnable qu'elle les maintiennent. Dans une economie dirigee, seules des subventions de l'Etat peuvent faire perdurer une telle situation. * La valeur du service. De la meme fa,on que le cofit de service est une mesure de la viabilite des tarifs du point de vue du de l'entreprise gaziere, la valeur du service l'est du point de vue du client. La valeur du service peut se definir comme le prix maximal que le client potentiel est pret a consentir pour un usage donn&. La valeur du service etablit la limite superieure d'un tarif, tandis que le couit de service etablit sa limite inferieure. La rente economique occupe l'espace entre ces deux limites et definit la marge de manoeuvre du vendeur et du client. * La concurrence avec les autres sources de'nergie. Peu de consommateurs, particulierement chez les industries, sont captifs d'une seule source d'energie sur le long terme. A plus ou moins longue ech&ance ils sont tous capables de remplacer leur source d'energie par une autre, plus avantageuse en qualite ou en prix. Le positionnement concurrentiel doit toutefois tenir compte de tous les avantages ou desavantages directs et indirects de chaque source d'energie comme par exemple l'accessibilite, l'efficacite, la proprete, la technologie et la qualite du produit fini. * La simplicite des tarifs. Une qualite essentielle a toute tarification est qu'elle doit etre simple pour un acces facile de la part des clients qui chercheront d'emblee a calculer leur facture actuelle ou previsible. Des structures tarifaires simples doivent leur permettre de mesurer la competitivite du gaz naturel par rapport aux sources d'energie concurrentes, mais aussi de mesurer clairement l'impact de l'utilisation du gaz naturel sur leurs cofits actuels de production ou d'exploitation. La clarte des tarifs doit pouvoir fournir les bons signaux economiques aux clients potentiels. * L 'equite entre les classes de clients. La simplicite des tarifs ne doit pas empecher leur equite. Un client ou une categorie de clients ne doit pas avoir le sentiment (ou la certitude) qu'il fournit a d'autres des subventions croisees a travers un tarif qui ne ferait pas supporter a ces demiers la totalite des cofits qu'ils imposent au syst&me. La transparence de la fixation des tarifs permet de verifier qu'il y a bien egalite de traitement entre deux clients ayant les memes caracteristiques. Annex 6: Politique tarifaire 55 * La promotion de l'efficacite op&rationnelle. La tarification, de par sa structure, doit pouvoir encourager l'efficacite operationnelle et ameliorer les procedes de production par une utilisation rationnelle du gaz naturel. Par exemple, des tarifs degressifs, (le couit moyen baisse a mesure que les quantites de gaz utilisees augmentent) jumeles a des tarifs bin6mes (avec des composantes de demande et de consommation) qui encouragent la stabilite de la consommation de gaz, agissent en ce sens. Ces structures tarifaires seront explicitees plus loin. * JLa stabilite et la predictabilite. Ceux-ci constituent des elements essentiels de la planification et des analyses previsionnelles des clients quant a leur cofit d'energie. De plus, I'instabilite ou les fluctuations soudaines et frequentes augmentent le risque de desertion des clients actuels et font hesiter les clients potentiels. * La gen&ration des revenus requis. Les modalites tarifaires doivent permettre la recup&ration de tous les couits d'exploitation ainsi qu'une rentabilite raisonnable de l'actif de I'actionnaire afin de maintenir son interet ainsi que l'interet d'investisseurs eventuels dans la compagnie gaziere. Profils de consommation A6.9 Le profil de consommation de la clientele identifiee (actuelle et potentielle) est caracterise par une consommation de gaz depourvue de pointe saisonniere, mais sujette a une pointe journali&e diume. Dans la situation actuelle, on peut repartir la clientele potentielle en trois grandes categories: * Clients a grand debit stable, desservis par le reseau de transport (haute pression) et composee principalement de centrales thermiques (CIE, Ciprel, Azito) et de la raffinerie (SIR). En utilisation normale, le coefficient d'utilisation du gaz (facteur de charge) est eleve, de l'ordre de 70 % (6500 heures par an), voire plus. * Clients industriels a consommation elevee (plus de 200 000 m3 par an), qui utilisent le gaz naturel dans des procedes generalement en continu, tels que la production centrale de vapeur pour utilisation multi-sites. Cette categorie, qui regroupe une dizaine de clients, represente une consommation annuelle potentielle de quelque 40 millions m3 de gaz naturel . En premiere analyse, leur facteur d'utilisation moyen peut etre estim& a 4000 a 5000 heures par an, soit 50%. * Clients industriels a consommation faible et non-stable, caracterisee par de nombreuses interruptions (ou baisses) d'activite des equipements thermiques. Cette categorie comprend une trentaine de clients et represente une consommation annuelle potentielle de quelque 20 millions m3 par an. Leur facteur d'utilisation moyen est de 2500 a 3000 heures par an (30 %), voire moins. A6. 10 En sus de la clientele existante, de nouvelles categories de consommateurs peuvent voir le jour au fur et a mesure que l'activite gaziere se d6veloppe. En particulier, des utilisateurs (generalement industriels) qui sont prets a utiliser du gaz sans garantie de livraison en 56 Africa Gas Initiative: Cote d'lvoire echange d'un prix plus bas, et qui conservent de ce fait une source d'approvisionnement complementaire. Types de structures tarifaires A6.11 II existe dans l'industrie gazi&re une grande diversite de structures tarifaires, qui tiennent compte des categories de consommateurs desservis (residentiel, industrie, etc.) mais peuvent aussi dependre des conditions historiques qui ont preside au developpement de l'industrie gaziere, voire des contraintes imposees par le regulateur, en particulier pour ce qui conceme les populations defavorisees. Ces differentes structures tarifaires peuvent se regrouper en trois grandes categories: tarifs A forfait, tarifs proportionnels et tarifs bin6mes. En outre, les tarifs peuvent etre "fermes", c'est-A-dire que le vendeur s'engage A fournir la quantite de gaz figurant au contrat, ou "interruptibles", par lequel le vendeur se reserve la possibilite d'interrompre la foumiture. Sans etre exhaustive, la presentation ci-dessous illustre brievement les structures qui peuvent, A terme, etre utilisees dans l'industrie gaziere ivoinenne. Tarifs fermes A6.12 Tarif a forfait (ou a abonnement fixe). Ce tarif consiste simplement en l'application d'un taux unique par periode de temps (par exemple 10$ par mois) et cela sans egard au volume effectivement consomm&. Il est surtout applique A des utilisateurs residentiels dont la consommation est moderee et relativement stable, a la fois dans le temps et a l'interieur d'une meme classe de consommateurs. Ce tarif est le plus simple A administrer et ne requiert pas la pose de compteurs. Toutefois, il deroge au critere d'equite puisque differents clients sont factures pour le meme montant sans egard au volume reellement consomme par chacun d'eux. De plus, pour la compagnie gaziere, ce tarif ignore mais surtout ne peut prevoir la demande en gaz. A6.13 Tarifproportionnel. Ce tarif comprend un montant uniforme pour chaque unite de volume retire. C'est le tarif non forfaitaire le plus simple. Une variante est le tarif a blocs, ou tranches, ou le tarif unitaire d6croit lorsque la consommation augmente. Il comporte un defaut majeur en ce qu'il ne tient pas compte du profil d'utilisation des clients. Bien adapte a des clients dont le facteur de charge est (et reste tout au long du contrat de foumiture) tres eleve, il peut en revanche generer des pertes considerables pour l'operateur s'il est applique a des clients dont le profil de charge est bas ou instable. En effet, meme si des infrastructures importantes ont ete installees pour un client specifique (branchement de service, compteur, voire avantages commerciaux lors de la signature), si ce client ne consomme pas de gaz il ne contribuera pas au remboursement des couts qu'il a engendr6s. Pour contrer les risques de pertes de revenus lies A une interruption de consommation, on peut prevoir une clause de take-or-pay, par laquelle le client s'engage A payer le montant du gaz contracte, meme s'il ne peut (ou ne veut) le recevoir. C'est la structure adoptee dans les contrats entre producteurs et consommateurs actuellement en vigueur en Cote d'Ivoire. A6.14 Tarif bin6me. Ils est compose de 2 elements. Le premier consiste en une << charge de demande »> basee sur la demande maximale par unite de temps (jour ou mois) dont le client a besoin, et une << charge de consommation )> basee sur le volume de gaz reellement consomme par ce client dans cette periode de temps. La charge de demande est independante de Annex 6: Politique tarifaire 57 la consommation reelle et doit etre acquittee quel soit le volume consomme. Ce type de tarif a le m6rite d'envoyer le bon "signal de prix" aux consommateurs quant A leur mode et profil d'utilisation du gaz. En effet les consommateurs qui utilisent le gaz de facon sporadique ou imprevisible obligent les operateurs A leur consacrer des infrastructures et des approvisionnements fixes importants, puisque ces operateurs s'engagent par contrat a leur foumir en tous temps la quantite de gaz contractee. La caracteristique de ce tarif est de refleter et de facturer (au moins en partie) le cofit des ouvrages en service. En meme temps, il est plus 6quitable que le principe du take-or-pay puisque le client, s'il paie regulierement sa quote-part des infrastructures, ne paie en revanche pas le gaz qu'il n'a pas consomme. Tarif interruptible A6.12 Il s'applique aux clients pour lesquels le service de transport ou de distribution de gaz peut etre interrompu A tout moment (apres preavis) par l'operateur du reseau gazier (mais pas par le client, qui doit prendre le gaz tant qu'il est disponible). Ce tarif sert gen6ralement A ecouler la capacite excedentaire du vendeur, mais cette capacite peut etre rappelee si elle est requise par les clients reguliers (A d6bit stable) du reseau, ou en cas de probleme technique sur le reseau. Un tarif interruptible est generalement proportionnel (il ne comprend pas de charge de demande puisqu'il ne garantit precisement pas la fourniture continue de gaz). Structure proposee A6. 13 Considerant les objectifs poursuivis dans l'etablissement de tarifs simples, transparents et equitables, mais aussi les caracteristiques generales de la clientele potentielle, on peut envisager une structure tarifaire composee de 3 tarifs: un tarif general bin6me, un tarif a souscription, et un tarif interruptible. La mise en place de ces trois tarifs assure non seulement la simplicite de la structure, mais permet aussi son evolution eventuelle par l'addition de sous-tarifs appropries, advenant la croissance importante de la clientele, sans toutefois changer le principe tarifaire d'origine. * Tarif general bin6me. Ce tarif A composante de demande est destine A la clientele industrielle petite et moyenne ainsi qu'aux clients potentiels du secteur tertiaire. II comprend un abonnement mensuel fixe, destine A recouvrer les charges fixes de reseau (amortissement et entretien) et de traitement de la clientele (releve, facturation, encaissement, etc.), et un prix par unite d'energie reellement consommee. * Tarif ai souscription. II s'agit aussi d'un tarif bin6me, destine aux clients industriels A forte consommation pour lesquels des infrastructures specifiques peuvent devoir etre construites. La composante de demande n'est plus forfaitaire, mais proportionnelle au volume de gaz reellement souscrit par le consommateur. La composante de consommation est moins elevee que celle du tarif general, refl6tant ainsi le profil de charge generalement plus interessant de cette categorie d'utilisateurs. * Tarif interruptible. Ce tarif, dont les taux seraient relativement bas puisqu'ils ne refleteraient que les cofits variables, s'appliquerait aux clients industriels dont les equipements seraient munis de bruleurs au mazout et aussi au gaz naturel leur 58 Africa Gas Initiative: Cote d'lvoire pernettant ainsi, sans trop de problmes, de passer d'une source d'6nergie a une autre. Annex 7 Reglementation economique Objectifs de la reglementation tarifaire A7.1 La reglementation economique conceme 1'elaboration, la mise en oeuvre et la surveillance des tarifs et des elements economiques non tarifaires (cofit de branchement ou de raccordement, cofit du compteur, etc.) appliques par les operateurs qui interviennent dans le transport, le stockage et la distribution du gaz naturel et des gaz de reseaux. Elle ne traite pas des prix du gaz a la production dans le cas de contrats commerciaux conclus directement entre un foumisseur de gaz et un utilisateur final. En revanche, elle peut traiter du prix du gaz a la production-comme de tout autre 6lement economique-des lors que le gaz est acquis, dans un but de revente, par un operateur place en situation de monopole naturel. Ce peut etre le cas d'une entreprise de transport ou de distribution qui achete le gaz pour le revendre a sa clientele, ou d'un grossiste qui assure une fonction commerciale mais pas l'acheminement physique du gaz. A7.2 Plus precisement, l'autorite en charge de la reglementation economique a pour mission de discuter, d'approuver et de contr6ler: * les niveaux de revenus requis par les operateurs pour exercer leur activite, * les structures tarifaires proposees par les operateurs, * les niveaux des tarifs, * I'ajustement periodique des tarifs, * les projets de developpement des operateurs, leur justification economique, les ressources qu'ils comptent y consacrer, * leur previsions d'activite. 59 60 Africa Gas Initiative: Cote d'lvoire Modeles de reglementation tarifaire A7.3 11 existe plusieurs modeles pour reglementer les activites de transport et de distribution du gaz naturel. Les principes et techniques de reglementation qui sous-tendent ces activites sont similaires pour le transport et la distribution du gaz et relevent generalement de la meme autorit6 (ou d'autorites distinctes lorsqu'il existe plusieurs juridictions A l'interieur du meme secteur d'activite). En general, la reglementation vise a trouver un juste equilibre entre les interets des utilisateurs et ceux des investisseurs. Les deux modeles pr&sent6s ci-dessous sont les plus r6pandus. Ils ont naturellement chacun ses avantages et ses inconvenients qui seront discutes dans le cours du chapitre. Reglementation par le coOt de service A7.4 Le modele de r6glementation classique, base sur le cofit du service, insiste sur le contr6le des coats. Les tarifs sont fixes de maniere a permettre aux utilisateurs d'obtenir le service dont ils ont besoin a un cout raisonnable, et aux investisseurs de recouvrer leurs frais et de tirer un rendement acceptable de leurs investissements dans un gazoduc ou un reseau de distribution. Les tarifs sont etablis a partir des previsions du debit et du volume de gaz achemine par le reseau concemr, et du cout global de cette activite. Sont inclus dans le calcul du cofit du service les charges de remboursement de la dette, les frais d'exploitation, les charges fiscales, les provisions pour renforcement et extensions, et le rendement du capital des investisseurs. A7.5 Le rendement qu'un operateur est autoris6 a obtenir sur son capital peut etre matiere a litige. Les investissements etant finances a la fois par la dette et le capital propre, il faut en determiner la proportion appropriee dans la structure du capital et les couts correspondants. Etant donne que les interets sont deductibles d'imp6ts, les emprunts sont habituellement un mode de financement moins couteux que le capital-actions. Par ailleurs, les actionnaires ont droit A une juste compensation pour le risque qu'ils assument en investissant dans le pipeline. Si l'autonite de reglementation juge inacceptable la structure du capital reelle d'une compagnie, elle peut calculer le rendement autorise sur la base d'une structure du capital presum6e. Reglementation par les prix-plafond ("price cap") A7.6 Le principe des prix plafond, ou evolution programmee des tarifs, est un mecanisme qui permet a un operateur d'ajuster ses tarifs pour une periode specifique (3 a 5 ans), sans avoir recours entre temps A l'autorite de reglementation. Le plafond est etabli en fonction d'une formule oui I'ajustement est base sur l'augmentation annuelle prevue des couts d'exploitation, diminuee de l'effet d'une augmentation de la productivit&. L'operateur peut augmenter ses tarifs pour atteindre un montant au maximum egal au prix plafond etabli selon la formule d'ajustement. Par cette methode, I'operateur peut ajuster ses tarifs en temps reel face a l'evolution de la concurrence sur le marche; il garde l'excedent des profits lorsque l'amelioration de sa productivite depasse le taux de productivite initialement estime. Cette formule peut etre appliquee a l'ensemble du cout de service ou a chacune de ses composantes. Le calcul du cout de service et des tarifs de base qui servent A definir les prix plafonds implique une demarche detaill6e et rigoureuse. Annex 7: Reglementation econornique 61 Comparaison des modeles A7.7 Le cout de service est le plus confortable pour l'investisseur. En effet, une fois terminee la discussion avec I'autorite de reglementation, laquelle portera, en definitive, sur le niveau de rendement du capital accorde a l'investisseur, celui-ci peut appliquer des niveaux de tarifs qui lui permettent d'obtenir un rendement garanti de son capital. Ce modele est parfois conteste en ce qu'il n'incite pas a rechercher une plus grande efficacite, et peut meme conduire l'operateur a des sur-investissements, des depenses non necessaires, donc a du gaspillage et a des cofits de service superieurs aux besoins reels. A7.8 A l'inverse, les prix-plafond encouragent l'operateur a ameliorer sa productivite en reduisant ses cofits ou en offrant des services et produits innovants. De plus, I'adoption de cette methode 61imine, apres la periode de demarrage, le besoin de calculer le taux de rendement de l'avoir des actionnaires (le taux de rendement est calcule au moins pour la premiere fois selon la methode traditionnelle du cofit de service), mais toutefois pr6sente un defi au niveau de l'etablissement d'un indice des prix a la consommation representatif et d'un indice de productivite raisonnable. Il s'agit d'un modele de r6glementation simple et peu cofiteux a gerer une fois passee la periode de demarrage. A7.9 Le principe des prix-plafond est bien adapte a des operateurs qui interviennent dans des marches matures, oui la plupart des grands investissements ont et6 realis6s, et ou les depenses d'exploitation courante (entretien, gestion de la clientele) represente la plus grande part des cofits de l'operateur. Dans ce cas, des economies d'exploitation substantielles peuvent etre realisees en agissant sur l'organisation des taches et des activites, sur la masse salariale et sur la gestion des actifs d'exploitation (batiments, v6hicules, etc.). C'est le cas des grands reseaux de distribution qui se sont developpes au cours des decennies, ce qui explique que ce modele ait ete applique, par exemple, a la reforme de la reglementation gaziere en Grande-Bretagne et, jusqu'a un certain point, en Argentine. A7.10 Malgre l'avantage de la simplicite et d'une certaine "vertu" economique, le mod6le des prix-plafond ne nous parait pas adapte a une industrie gaziere naissante. Dans ce dernier cas, le principal poste de depenses est constitue par le remboursement de la dette contractee pour construire les ouvrages, et le rendement du capital investi par l'operateur. Les depenses liees a l'exploitation courante du reseau sont faibles, voire negligeables dans le cas d'un reseau de long transport. Tout incitation fondee sur l'amelioration de la productivite est inoperante car il n'y a pas d'assiette sur laquelle l'appuyer. En revanche, un operateur investira si le projet considere lui permet d'assurer une remuneration satisfaisante de son capital et de rembourser la dette contractee. A cet egard, le modele du cofit de service parait mieux repondre a ces preoccupations. Processus d'etablissement des tarifs A7.11 La fixation initiale du revenu requis, c'est a dire le revenu total que le distributeur gazier est autorise a collecter, decoule des principes tarifaires enonces dans le cadre institutionnel et reglementaire. Le principe tarifaire pr&conise est base sur le cofit de service. Ce cofit de service inclut tous les frais financiers et depenses d'exploitation, tous les droits, redevances, taxes et imp6ts, ainsi que le rendement juste et raisonnable de l'avoir propre des investisseurs, en 62 Africa Gas Initiative: Cote d'Ivoire tenant compte des n'sques inh&rents aux investissements consentis. Initialement, le revenu requis par l'entrepnrse gaziere est soumis a l'autorite de reglementation pour autonsation. Le revenu requis ainsi auton'se est ensuite utilise par l'op6rateur pour l'tkablissement des pnrx de la gnrlle tanifaire, lesquels sont a leur tour soumis pour approbation a I'autonrt& de reglementation. A7.12 La preparation de la gnrlle tanifaire ainsi que les pnrx qui s'y rattachent sont du ressort de l'op&rateur gazier. Il sera guide dLas l'6laboration de cette grille par les principes directeurs enonces par l'autonite de reglementation et par le revenu requis qui lui aura et autorise. La grille tarifaire ainsi que les prix qui en decoulent seront autorises avec ou sans modifications par l'autorite de reglementation et la gnrlle tanrfaire ainsi autorisee servira de base pour la confection des factures mensuelles aux consommateurs. Par la suite, chaque annee, le revenu requis par le distributeur gazier est calcule par celui-ci et soumis a l'auton'te de reglementation pour approbation. Apres etude, selon un mecanisme et des procedures a definir dans le code gazier, I'autorite de reglementation decide de la demande deposee par le distfibuteur pour l'ann6e visee. Tableau A7.1 - Pratiques et tendances reglementaires en Amerique du Nord et en Europe Continent - Pays Caracteristiques de l 'industrie Structure, r6le et responsabilites, modele et Gaziere degre d 'interdependance de V 'autorite de r&glementation Amerique du Nord Marche mature, tres concurrentiel Agence, Commission (USA) ou Regie (Etats-Unis, compte tenu du nombre important (Quebec) quasi judiciaire independante dans Canada) de compagnies (Producteurs, l'exercice de ses fonctions transporteurs et distributeurs) non integrees. Societ&s privees. Marche tres Entites sectorielles (electricite et gaz atomise et a caractere local naturel, voire produits petroliers) ou multi- (provincial au Canada). Peu de sectorielles (eau et telecommunications, grosses societes voire transports urbains) Les consommateurs font leur choix Agences aux niveaux federal (FERC; ONE), entre les formes d'energie, par et local (Etats federes; Provinces) I'intermediaire du march& Toutes les formes d'energie Tres haut degre de transparence du plac&es sur un pied d'egalit& au processus, ouvert au public, lent et couteux. niveau de la reglementation et de Financees par l'industrie gaziere la fiscalite Transport de l'energie selon le Tarifs bas&s sur le cout de service avec une concept du libre acces tendance vers une reglementation a caractere incitatif Dereglementation et convergence electricite - gaz Annex 7: Reglementation economique 63 Europe Marche mature concurrentiel, sauf Ministere, agence, commission ou comite en Scandinavie et, jusqu'as un de gouvernance relevant du Ministere de certain point, en Allemagne, oui tutelle. Parfois Agence autonome coexistent des zones exclusives (Royaume Uni: Ofgas) mono-&nergie. Societes publiques (France, Italie, Faible transparence et independance du Danemark), d'economie mixte processus, a 1'exception du Royaume Uni (Pays-Bas), ou privees (Allemagne, Belgique, Espagne, Royaume Uni) Quelques societes verticalement Tarifs souvent etablis par l'Etat et publi&s, integrees (France, Royaume-Uni). en particulier pour le residentiel. En Generalement: transport et pratique, les prix du gaz sont tres proches distribution sont effectu&s par des des autres formes d'energie (sauf societes independantes. electricite). Tendance vers la liberalisation et Reglementation selon une formule de prix le degroupement (unbundling) des plafond au Royaume Uni activites sous la forte pression de la Commission Europeenne (Directive Gaz) Annex 8 I'Autorite de reglementation Instances de reglementation dans le cadre actuel A8.1 La d6finition de la strategie et de la politique energetiques, ainsi que le contr6le des activites ayant trait a la planification, au developpement, a l'approvisionnement, a la distribution, a la performance technique et a la d6termination des prix des hydrocarbures, incluant le gaz naturel, relevent du gouvemement, et principalement de trois minist&res: * le Ministere des Ressources Minieres et Petrolieres (MRMP), * le Ministere de l'Energie et des Transports (MET), ministere delegue aupres du Ministre des Infrastructures Economiques, charge de l'Energie et des Transports; * le Minist&re de la Promotion du Commerce Interieur (MPCI); * En outre, les ministeres et directions suivants sont impliques, selon les besoins et projets, dans l'industrie gazi&re: * le Ministere de l'Economie, des Finances et du Plan (MEFP); * le Ministere du Plan et du Developpement Industriel, ministere d&legue aupres du Premier Ministre (MPDI); * le Bureau National d'Etudes Techniques et de Developpement (BNETD). A8.2 Le Ministere des Ressources Minieres et Petrolieres (MRMP) (Direction des Hydrocarbures) est charge de formuler la politique petroliere et gaziere, et d'encadrer directement toutes les activites qui s'y rapportent. La competence ministerielle englobe les activites amont (contrats de prospection, legislation et taxation, conditions et contr6le de production), aval (determination des prix et reseaux de distribution) et les echanges internationaux (importations de petrole brut et des produits petroliers). Comme c'est le cas dans de nombreux pays ou l'industrie des hydrocarbures a, de fait, demarre avec le petrole, le gaz naturel est toujours consider& comme une activite connexe de l'industrie petroliere 65 66 Africa Gas Initiative: Cote d'lvoire et ne dispose pas d'autonomie institutionnelle. Par convention, le gaz est traite avec le petrole, y compris dans ses activites aval. De ce fait, les fonctions du MRMP ayant specifiquement trait au secteur du gaz naturel ne sont pas actuellement d6finies. Par reference a celles que le Ministere exerce pour l'activite petroliere, et en I'absence d'une organisation specifique, elles pourraient etre * I'etablissement et I'application des reglementations relatives A la production, au transport et a la distribution, * Ia cooperation avec les autres ministeres quant A la prevention et a l'attenuation des dommages environnementaux des operations ayant trait au gaz naturel, * la coordination des organisations publiques et priv&es prenant part a l'industrie du gaz naturel, * la planification et l'ordonnancement de l'approvisionnement pour satisfaire la demande nationale, * le transfert technologique et la formnation, * le rassemblement et I'analyse des statistiques de l'industrie. A8.3 Le MRMP exerce la tutelle (non financiere) sur les entreprises publiques du secteur amont et intermediaire des hydrocarbures, et/ou qui ont une activite internationale. C'est ainsi que la Petroci qui, outre ses activites de detention des participations publiques dans l'amont, exerce d'importantes activites aval (raffinage, distribution et stockage de produits petroliers), est sous la tutelle du MRMP. De meme, la raffinerie SIR, qui dispose du monopole de 1'exportation et de l'importation des produits petroliers, ainsi que de l'importation de brut, depend 6galement du MRMP A8.4 Le Ministere de l 'Energie et des Transports (MET) assure la mise en ceuvre et le suivi de la politique du Gouvemement en matiere d'equipements et d' infrastructures dans le domaine de l'energie. En particulier, il a en charge la promotion et le contr6le de la production d'electricite et de la distribution des energies conventionnelles. II etablit les tarifs des produits energetiques. II est le ministere de tutelle de certaines societes publiques ceuvrant dans le secteur de l'energie (hors amont), comme les societes et agences publiques electriques (EECI et FNEE). Dans le domaine des hydrocarbures, sa tutelle s'exerce sur les societes qui travaillent exclusivement dans le secteur aval, comme la Societ6 de Gestion des Stocks Petroliers de CMte d'Ivoire (GESTOCI) et le Gaz de Cote d'Ivoire (GDCI). Etant responsable des activites de distribution des produits energetiques, il devrait logiquement etre charge du transport, de la distribution, et eventuellement du stockage du gaz naturel. A8.5 Le Ministere de la Promotion du Commerce Interieur (MPCI) assure la coordination de l'etablissement et de la diffusion de la structure de prix des GPL, et ce, A trois niveaux: A la sortie du raffinage de la SIR, chez les distributeurs-grossistes, et chez les detaillants. Les d6tails de la structure des prix et leurs ajustements periodiques sont Annex 8: L'Autorite de reglementation 67 e1abores par le MET, en cooperation avec le MRMP et le Groupement Professionnel du Petrole (GPP). A8.6 Le Ministere de l Economie et des Finances (MEF) exerce la tutelle economique et financiere sur toutes les societes a participation publique. Par consequent, ses representants sont charges de l'application des arretes interministeriels touchant ces societes. A8.7 Le Ministere du Plan et du Developpemnent Industriel (MPDI) est charge, sous l'autorite du Premier Ministre, de la mise en ceuvre et du suivi de la politique du Gouvemement en matiere de planification et de developpement industriel, en particulier de la promotion du secteur priv& national et des investissements etrangers, et de l'application des dispositions du Code des investissements. Pourquoi un Regulateur autonome ? A8.8 Comme il a e vu auparavant (Chapitre 3), certaines entreprises doivent, pour livrer leurs produits, utiliser un reseau de canalisations dont la mise en place et 1'entretien necessitent des investissements eleves. Etant donn6 les cofits associes a de telles infrastructures, il s'av&re non economique de permettre a plus d'une entreprise de mettre en place des reseaux paralleles ayant les memes fonctions. C'est pourquoi certains distributeurs se retrouvent en situation de monopole naturel, puisqu'ils sont pratiquement les seuls a pouvoir distribuer un certain produit aux consommateurs. A8.9 Dans de nombreux pays d'Afrique, d'Europe et d'Amerique latine, la reglementation des activites monopolistes, comme les industries de r6seaux , est du ressort de l'Administration (nationale ou locale). Ce cadre institutionnel est d'autant mieux accepte et ancre dans la culture administrative que ces industries de reseaux sont frequemment des entreprises publiques, voire des departements administratifs sans autonomie propre, comme les Regies. L'Administration exerce alors une triple tutelle: politique (definition de la strategie et des orientations a long terme; choix des dirigeants), financiere (contr6le -- et parfois etablissement -- du budget; fixation des tarifs; octroi de subventions), et technique (normes d'utilisation des installations). A8.10 Le probleme majeur d'un tel cadre institutionnel tient a ce qu'il ne separe pas clairement le politique de l'economique, ni l'execution des taches de son contr6le. L'Administration exerce en effet un double contr6le'9: politique d'une part, comme representant du pouvoir politique, donc garant de l'interet national, et economique, comme representant de l'Etat actionnaire 20. Alors qu'il est legitime qu'une entreprise qui opere dans un domaine qui touche a la notion de service public, r6ponde aux orientations definies en amont au niveau politique, il est necessaire que l'intervention politique s'arrete a ce 8 Distribution de l'electricite, du gaz et de 1'eau; reseaux locaux de teleconrmunications; transports ferroviaires et urbains. 1 En plus du contr6le technique. 20 Dans le cas d'entreprises publiques. 68 Africa Gas Initiative: Cote d'Ivoire stade et que la gestion quotidienne de l'entreprise s'exerce de facon autonome. Or l'experience montre que le pouvoir politique a souvent le plus grand mal a cantonner son intervention a la d6finition des orientations strategiques. Dans ce cas, la balance penche generalement du c6te du politique et d'une trop grande intervention dans 1'economique, en particulier dans l'tablissement et le contr6le des tarifs et des prix. De surcroit, ce phenomene s'observe frequemment alors meme que l'activite economique est assuree par le secteur prive. A8. 11 Pour remedier a ces problemes, la meilleure option est de confier a une entite aussi autonome que possible les aspects non strategiques de la reglementation, en particulier la fixation et le contr6le de la politique tarifaire et des tarifs. Le present chapitre a pour objet de discuter les principales caracteristiques de cette Autorit6 de reglementation, ou "Regulateur", c'est-a-dire: * la couverture sectorielle de ses competences, * son degre d'autonomie vis-a-vis du pouvoir politique (executif et legislatif, * les conditions de son fonctionnement, * ses missions et ses responsabilit6s. Couverture sectorielle A8. 12 Une question se pose sur l'etendue sectorielle des competences du Regulateur2 1. Dans ce domaine se retrouve une vaste palette de configurations, qui va des Regulateurs tres specialises qui ne connaissent que du gaz (Argentine, Grande Bretagne) aux Commissions dotees d'une competence multi-sectorielle couvrant la totalite ou la majorite des industries de reseaux (JamaYque, Costa-Rica; Etats federes des Etats-Unis et du Bresil). La specialisation d'un Regulateur dans une activite unique (en l'occurrence le gaz) presente certes quelques avantages: il suffit d'une structure legere et peu coateuse, et destinee a le rester, pour couvrir l'ensemble des competences; d'autre part, la specialisation pernet d'acquerir rapidement une excellente connaissance du secteur et de ses intervenants. Ces deux avantages permettent logiquement d'instruire rapidement et efficacement les dossiers soumis. A8. 13 En revanche, d'autres facteurs font pencher la balance en faveur de 22 2 Regulateurs sectoriels , voire multi-sectoriels23, en particulier dans des pays ou le volume d'activit&s sous-sectorielles justifient difficilement la creation et le maintien d'un Regulateur specifique. Le principe d'un Regulateur sectoriel (ou multi-sectoriel) offre de nombreux avantages, qui sont de trois ordres: 2, 2 Sur ce sujet, ainsi que sur les liens avec le pouvoir politique, on peut se reporter aux Notes FPD de W. Smith (PSDPP). 22 Par exemple: ['ensemble des sous-secteurs energetiques: gaz, electricite, voire certains segments de la distribution des produits petroliers. 23 Energie(s), eau, assainissement, tel6communications, transports urbains. Annex 8: L'Autorit6 de reglementation 69 * il permet des economies d'echelle, notamment au niveau des competences fonctionnelles (non techniques) de ses membres. I1 existe de fait un grand nombre de caracteres communs aux industries de reseaux, ce qui permet A un economiste, un juriste ou un analyste financier de gerer avec une egale efficacite des questions relatives A la distribution du gaz, de 1'eau ou de I1'electricite, * il homogen6ise et "lisse" les decisions qui depassent le cadre specifique d'un sous-secteur; il permet ainsi plus de coh&rence et d'equite dans le traitement de dossiers concemant des entreprises ou des sous-secteurs qui peuvent etre de fait en situation de concurrence. 11 permet aussi de traiter de maniere positive, non confrontationnelle, des dossiers qui sont par nature multi-energies, comme la cogeneration ou la production d'energie electrique par le gaz, * il garantit un plus grand degre d'autonomie du Regulateur. Celui-ci offre moins de prises au risque de seduction par les industries soumises A la reglementation, qui pourrait se developperlorsque les relations deviennent trop etroites. II reduit aussi les risques de capture par le pouvoir politique, notamment par les Administrations sectorielles. Independance du Regulateur A8.14 Le niveau d'independance inscrit dans les textes qui instituent le Regulateur, et que celui-ci pourra effectivement maintenir dans 1'exercice de ses responsabilites, est un element - clef de son efficacite et de sa pernanence. Etablir pour une nouvelle institution un certain niveau d'independance, puis le garantir sur le long terme, n'est pas une tAche ais&e, en particulierlorsque la tradition juridique et administrative accorde un poids preponderant a l'appareil d'Etat et aux administrations qui en sont l'expression. Le degre d'independance accorde au Regulateur sera celui voulu initialement par le politique (ex&cutif comme legislatif). II s'exprimera au premier chef A travers le cadre des missions qui lui seront devolues. En outre, il se manifestera a trois autres niveaux: le mode de nomination de ses membres, sa situation par rapport au pouvoir politique, et ses moyens de fonctionnement. Nomination des membres A8.15 Les membres de l'Autorite de reglementation seront choisis par le pouvoir politique. C'est non seulement inevitable, mais c'est aussi logique dans la mesure oui la creation de cette institution est un choix de nature politique. I1 est tres souhaitable que les nominations soient du ressort de 1'executif et du 1egislatif. Si le mandat du Regulateur comporte une mission d'arbitrage, il est souhaitable que l'institution judiciaire sup6rieure du pays participe egalement aux nominations. Les membres devraient etre nommes pour une periode de temps determinee, et rester inamovibles pendant cette periode, sauf en cas de faute grave. Enfin, les criteres de selection devraient accorder une part preponderante aux qualifications professionnelles. 70 Africa Gas Initiative: Cote d Ivoire Situation par rapport au pouvoir politique A8.16 Entre un simple departement ministeriel et une Agence largement independante, il existe un vaste spectre de configurations possibles. Entre ces deux situations extremes, on peut envisager trois niveaux d'autonomie, qui peuvent constituer les jalons d'un cheminement depuis une instance a responsabilit6s limitees, vers une institution qui acquiert une independance plus vaste au fur et A mesure que sa cr6dibilite s'affirme, tant vis-a-vis des autorit6s politiques que du public et des industries reglementees * une instance de reglementation autonome au sein d'un d6partement ministeriel. Son autonomie peut etre renforcee en placant le Regulateur dans un Ministere A competence generale, non sectorielle, tel le Ministerc du Plan ou de l'Economie, ou directement sous l'Autorite du Premier Ministre. Cela contribuerait a eviter les conflits qui peuvent surgir avec les entreprises reglementees, surtout si coexistent des entreprises du secteur public (donc sous la tutelle d'un Ministere sectoriel) et du secteur priv&. II est toutefois souhaitable que le Regulateur ne soit pas place au Ministere des Finances pour eviter les conflits d'interet entre les missions du Ministere et le mandat du Regulateur en matiere tarifaire. * une Agence dotee d'une certaine autonomie, dans laquelle une ou plusieurs administrations participent au processus de decision. Cette solution ne fait pasdisparaitreles risques d'intervention du pouvoir politique, mais renforce la credibilite de l'institution par rapport A la premiere option. * une Agence dotee d'une vaste autonomie dans le processus de decision, mais qui laisse ouverte une procedure d'appel exterieure (par exemple aupres d'une instance judiciaire ou du gouvernement). Cette situation presente l'avantage de bien separer les responsabilites techniques des considerations politiques; elle concourt A renforcer la credibilite du Regulateur en lui permettant de prendre des decisions fondees sur des cnteres strictement professionnels; mais elle permet au pouvoir politique de reprendre la main des lors qu'il estime qu'une decision, meme justifi6e sur un plan professionnel, doit s'effacer devant les considerations politiques. Moyens de fonctionnement A8.17 De meme que le mode de nomination de ses membres, l'origine des ressources necessaires au fonctionnement du R6gulateur doit figurer dans la loi d'etablissement. II est souhaitable que le volume de personnel consacre au fonctionnement du Regulateur demeure modeste, non seulement pour limiter le cofit de fonctionnement mais aussi pour eviter le developpement du principe de Peter. Fondamentalement le Regulateur a besoin de cinq types de competences: technique pour la comprehension des problemes d'exploitation rencontres par les operateurs, economique et financiere pour la reglementation economique, administrative et juridique pour les autres domaines ainsi que pour les relations avec les pouvoirs publics. La diversite des competences ne signifie pas Annex 8: L'Autorite de reglementation 71 que le Regulateur doive disposer d'au moins un expert dans chaque domaine; les fonctions economique et financiere peuvent etre exercees par une meme personne, de meme que les fonctions juridique et administrative. Par ailleurs, il est necessaire que, outre leur competences professionnelles, les membres du Regulateur soient dotes individuellement d'une personnalite qui leur permette de faire face avec serenite aux multiples pressions et recommandations qui ne manqueront pas d'emaner de toutes les parties concernees par leur activit&. A8.18 Comme vu plus haut, si la presence d'ingenieurs sectonrels est necessaire pour chacune des activites et sous-secteurs reglementes, les autres fonctions doivent pouvoir etre assurees par un "pool" d'experts multi-secteurs24. Afin de maintenir le noyau de base du personnel permanent a un niveau raisonnable, il doivent pouvoir confier des travaux a des consultants exterieurs et experts independants lorsque le besoin se fait sentir. Pour preserver la cr6dibilite du Regulateur, il est alors indispensable que la responsabilite de la decision lui revienne, et ne soit pas deleguee (ni pergue comme telle) a des intervenants exterieurs. Le niveau des remunerations est un point d6licat. Le mix de competences professionnelles et humaines evoquees ci-dessus fait que les profils de poste ne seront pas aises a remplir. Le Regulateur devra pouvoir offrir des remunerations (directes et indirectes) deconnectees de la grille g6nerale de la fonction publique. De rneme, les membres du Regulateur devront disposer de contrats a duree limitee et a mandat specifique; ils ne devront pas etre integres a la fonction publique. A8.19 Pour renforcer l'autonomie du Regulateur, et ne pas peser sur les finances publiques, les ressources financieres seront exterieures au budget g6neral de l'Etat. Ces ressources proviennent generalement d'une taxe specifique levee sur les operateurs, qui ont l'autorisation de la repercuter sur les consommateurs. Pour s'assurer que le Regulateur ne beneficie pas indfiment d'un exces de ressources qui pourrait decouler, par exemple, du developpement plus rapide que prevu des activites reglementees, le montant maximum de son budget et l'assiette de son prelevement peuvent etre inscrits dans la loi d'etablissement. Son montant reel annuel est propose par le Conseil d'administration du Regulateur et vote par l'Assemblee. Les niveaux de la taxe specifique sont moderes; ils oscillent generalement autourde 0,5 % a 1 % de la facture du consommateur. On peut aussi prelever un montant forfaitaire par consommateur, independant du montant de la facture. Cette methode, plus simple a administrer, permet egalement une meilleure evaluation des previsions de recettes lors de la preparation du budget du Regulateur. Missions et responsabilites A8.20 D'une maniere generale, on peut considerer que le r6le du Regulateur consiste a mettre en oeuvre et a faire appliquer le Code Gazier dans un cadre transparent, equitable et perenne. Ses missions, de meme que ses domaines de competence et son mode de fonctionnement, seront determines par la loi. De fait, il n'existe pas de "modele- type" que l'on retrouverait dans une majon'te de pays oui il existe un tel Regulateur. Les missions et les responsabilites qui lui sont allouees, de meme que ses moyens de 24 Dans l'hypothese d'une Agence non specialisee. 72 Africa Gas Initiative: Cote d'Ivoire fonctionnement, varient d'un pays a l'autre, parfois de maniere substantielle, afin de les adapter a la culture et aux traditions administratives et commerciales du pays. En revanche, il existe un certain consensus sur la repartition des prerogatives et des competences entre instances politiques et Regulateur. On peut ainsi identifier un "noyau dur" d'attributions du Regulateur, qui constitue en quelque sorte le denominateur commun de la majorite d'entre elles. Le tableau 7.1 ci-apres montre clairement la s6paration entre les attributions politiques d'une part, et les competences "techniques" du Regulateur d'autre part -- y compris dans le sens de technique economique et administrative, voire judiciaire. A8.21 S'il est vrai que le modele institutionnel propose introduit un "fait culturel" nouveau dans un pays profondement marque par le poids de I'Administration comme relais du pouvoir politique, et par la notion de service public, il contribue egalement a clarifier les attributions et les missions des uns et des autres, tout en envoyant un signal positif fort en direction des investisseurs prives potentiels. Dans une environnement culturel qui reserve traditionnellement a l'Administration la mise en oeuvre et le contr6le des orientations et des decisions prises au niveau politique, l'introduction d'une instance d'un type nouveau, meme munie d'un cahier des charges et de domaines de competence strictement definis, represente une evolution certaine. aussi bien pour les operateurs et les consommateurs que pour les institutions auparavant en charge de ces domaines. Cependant, le succes reel rencontre par plusieurs de ces nouvelles entites, y compris dans des pays dont la culture politique, economique et aministrative est tres eIoignee du mod&le anglo-saxon, tels l'Argentine et plusieurs pays latino-americains, donne des raisons de penser que la Cote d'Ivoire, qui beneficie de surcroit d'une absence de "passe gazier", dispose du maximum de chances pour parfaitement integrer ce nouveau contexte et le transformer en modele pour l'Afrique, comme l'Argentine le fut pour l'Amerique latine. Joint UNDP/World Bank ENERGY SECTOR MANAGEMENT ASSISTANCE PROGRAMME (ESMAP) LIST OF REPORTS ON COMPLETED ACTIVITIES Region/Country Activity/Report Title Date Number SUB-SAHARAN AFRICA (AFR) Africa Regional Anglophone Africa Household Energy Workshop (English) 07/88 085/88 Regional Power Seminar on Reducing Electric Power System Losses in Africa (English) 08/88 087/88 Institutional Evaluation of EGL (English) 02/89 098/89 Biomass Mapping Regional Workshops (English) 05/89 -- Francophone Household Energy Workshop (French) 08/89 -- Interafrican Electrical Engineering College: Proposals for Short- and Long-Term Development (English) 03/90 112/90 Biomass Assessment and Mapping (English) 03/90 -- Symposium on Power Sector Reform and Efficiency Improvement in Sub-Saharan Africa (English) 06/96 182/96 Commnercialization of Marginal Gas Fields (English) 12/97 201/97 Commercilizing Natural Gas: Lessons from the Seminar in Nairobi for Sub-Saharan Africa and Beyond 01/00 225/00 Africa Gas Initiative - Main Report: Volume I 02/01 240/01 Angola Energy Assessment (English and Portuguese) 05/89 4708-ANG Power Rehabilitation and Technical Assistance (English) 10/91 142/91 Africa Gas Initiative - Angola: Volume II 02/01 240/01 Benin Energy Assessment (English and French) 06/85 5222-BEN Botswana Energy Assessment (English) 09/84 4998-BT Pump Electrification Prefeasibility Study (English) 01/86 047/86 Review of Electricity Service Connection Policy (English) 07/87 071/87 Tuli Block Farms Electrification Study (English) 07/87 072/87 Household Energy Issues Study (English) 02/88 -- Urban Household Energy Strategy Study (English) 05/91 132/91 Burkina Faso Energy Assessment (English and French) 01/86 5730-BUR Technical Assistance Program (English) 03/86 052/86 Urban Household Energy Strategy Study (English and French) 06/91 134/91 Burundi Energy Assessment (English) 06/82 3778-BU Petroleum Supply Management (English) 01/84 012/84 Status Report (English and French) 02/84 011/84 Presentation of Energy Projects for the Fourth Five-Year Plan (1983-1987) (English and French) 05/85 036/85 Improved Charcoal Cookstove Strategy (English and French) 09/85 042/85 Peat Utilization Project (English) 11/85 046/85 Energy Assessment (English and French) 01/92 9215-BU Cameroon Africa Gas Initiative - Cameroon: Volume III 02/01 240/01 Cape Verde Energy Assessment (English and Portuguese) 08/84 5073-CV Household Energy Strategy Study (English) 02/90 110/90 Central African Republic Energy Assessement (French) 08/92 9898-CAR Chad Elements of Strategy for Urban Household Energy The Case of N'djamena (French) 12/93 160/94 Comoros Energy Assessment (English and French) 01/88 7104-COM In Search of Better Ways to Develop Solar Markets: The Case of Comoros 05/00 230/00 Congo Energy Assessment (English) 01/88 6420-COB Region/Country Activity/Report Title Date Number Congo Power Development Plan (English and French) 03/90 106/90 Africa Gas Initiative - Congo: Volume IV 02/01 240/01 C6te d'lvoire Energy Assessment (English and French) 04/85 5250-IVC Improved Biomass Utilization (English and French) 04/87 069/87 Power System Efficiency Study (English) 12/87 -- Power Sector Efficiency Study (French) 02/92 140/91 Project of Energy Efficiency in Buildings (English) 09/95 175/95 Africa Gas Initiative - C6te d'lvoire: Volume V 02/01 240/01 Ethiopia Energy Assessment (English) 07/84 4741 -ET Power System Efficiency Study (English) 10/85 045/85 Agricultural Residue Briquetting Pilot Project (English) 12/86 062/86 Bagasse Study (English) 12/86 063/86 Cooking Efficiency Project (English) 12/87 -- Energy Assessment (English) 02/96 179/96 Gabon Energy Assessment (English) 07/88 6915-GA Africa Gas Initiative - Gabon: Volume VI 02/01 240/01 The Gambia Energy Assessment (English) 11/83 4743-GM Solar Water Heating Retrofit Project (English) 02/85 030/85 Solar Photovoltaic Applications (English) 03/85 032/85 Petroleum Supply Management Assistance (English) 04/85 035/85 Ghana Energy Assessment (English) 11/86 6234-GH Energy Rationalization in the Industrial Sector (English) 06/88 084/88 Sawmill Residues Utilization Study (English) 11/88 074/87 Industrial Energy Efficiency (English) 11/92 148/92 Guinea Energy Assessment (English) 11/86 6137-GUI Household Energy Strategy (English and French) 01/94 163/94 Guinea-Bissau Energy Assessment (English and Portuguese) 08/84 5083-GUB Recommended Technical Assistance Projects (English & Portuguese) 04/85 033/85 Management Options for the Electric Power and Water Supply Subsectors (English) 02/90 100/90 Power and Water Institutional Restructuring (French) 04/91 118/91 Kenya Energy Assessment (English) 05/82 3800-KE Power System Efficiency Study (English) 03/84 014/84 Status Report (English) 05/84 016/84 Coal Conversion Action Plan (English) 02/87 -- Solar Water Heating Study (English) 02/87 066/87 Peri-Urban Woodfuel Development (English) 10/87 076/87 Power Master Plan (English) 11/87 -- Power Loss Reduction Study (English) 09/96 186/96 Implementation Manual: Financing Mechanisms for Solar Electric Equipment 07/00 231/00 Lesotho Energy Assessment (English) 01/84 4676-LSO Liberia Energy Assessment (English) 12/84 5279-LBR Recommended Technical Assistance Projects (English) 06/85 038/85 Power System Efficiency Study (English) 12/87 081/87 Madagascar Energy Assessment (English) 01/87 5700-MAG Power System Efficiency Study (English and French) 12/87 075/87 Environmental Impact of Woodfuels (French) 10/95 176/95 Malawi Energy Assessment (English) 08/82 3903-MAL Technical Assistance to Improve the Efficiency of Fuelwood Use in the Tobacco Industry (English) 11/83 009/83 Region/Country Activity/Report Title Date Number Malawi Status Report (English) 01/84 013/84 Mali Energy Assessment (English and French) 11/91 8423-MLI Household Energy Strategy (English and French) 03/92 147/92 Islamic Republic of Mauritania Energy Assessment (English and French) 04/85 5224-MAU Household Energy Strategy Study (English and French) 07/90 123/90 Mauritius Energy Assessment (English) 12/81 3510-MAS Status Report (English) 10/83 008/83 Power System Efficiency Audit (English) 05/87 070/87 Bagasse Power Potential (English) 10/87 077/87 Energy Sector Review (English) 12/94 3643-MAS Mozambique Energy Assessment (English) 01/87 6128-MOZ Household Electricity Utilization Study (English) 03/90 113/90 Electricity Tariffs Study (English) 06/96 181/96 Sample Survey of Low Voltage Electricity Customers 06/97 195/97 Namibia Energy Assessment (English) 03/93 11320-NAM Niger Energy Assessment (French) 05/84 4642-NIR Status Report (English and French) 02/86 051/86 Improved Stoves Project (English and French) 12/87 080/87 Household Energy Conservation and Substitution (English and French) 01/88 082/88 Nigeria Energy Assessment (English) 08/83 4440-UNI Energy Assessment (English) 07/93 11672-UNI Rwanda Energy Assessment (English) 06/82 3779-RW Status Report (English and French) 05/84 017/84 Improved Charcoal Cookstove Strategy (English and French) 08/86 059/86 Improved Charcoal Production Techniques (English and French) 02/87 065/87 Energy Assessment (English and French) 07/91 8017-RW Commercialization of Improved Charcoal Stoves and Carbonization Techniques Mid-Term Progress Report (English and French) 12/91 141/91 SADC SADC Regional Power Interconnection Study, Vols. I-IV (English) 12/93 -- SADCC SADCC Regional Sector: Regional Capacity-Building Program for Energy Surveys and Policy Analysis (English) 11/91 -- Sao Tome and Principe Energy Assessment (English) 10/85 5803-STP Senegal Energy Assessment (English) 07/83 4182-SE Status Report (English and French) 10/84 025/84 Industrial Energy Conservation Study (English) 05/85 037/85 Preparatory Assistance for Donor Meeting (English and French) 04/86 056/86 Urban Household Energy Strategy (English) 02/89 096/89 Industrial Energy Conservation Program (English) 05/94 165/94 Seychelles Energy Assessment (English) 01/84 4693-SEY Electric Power System Efficiency Study (English) 08/84 021/84 Sierra Leone Energy Assessment (English) 10/87 6597-SL Somalia Energy Assessment (English) 12/85 5796-SO Republic of South Africa Options for the Structure and Regulation of Natural Gas Industry (English) 05/95 172/95 Sudan Management Assistance to the Ministry of Energy and Mining 05/83 003/83 Energy Assessment (English) 07/83 4511 -SU Power System Efficiency Study (English) 06/84 018/84 Status Report (English) 11/84 026/84 - 4 - Region/Country Activity/Report Title Date Number Sudan Wood Energy/Forestry Feasibility (English) 07/87 073/87 Swaziland Energy Assessment (English) 02/87 6262-SW Household Energy Strategy Study 10/97 198/97 Tanzania Energy Assessment (English) 11/84 4969-TA Peri-Urban Woodfuels Feasibility Study (English) 08/88 086/88 Tobacco Curing Efficiency Study (English) 05/89 102/89 Remote Sensing and Mapping of Woodlands (English) 06/90 -- Industrial Energy Efficiency Technical Assistance (English) 08/90 122/90 Power Loss Reduction Volume 1: Transmission and Distribution SystemTechnical Loss Reduction and Network Development (English) 06/98 204A/98 Power Loss Reduction Volume 2: Reduction of Non-Technical Losses (English) 06/98 204B/98 Togo Energy Assessment (English) 06/85 5221-TO Wood Recovery in the Nangbeto Lake (English and French) 04/86 055/86 Power Efficiency Improvement (English and French) 12/87 078/87 Uganda Energy Assessment (English) 07/83 4453-UG Status Report (English) 08/84 020/84 Institutional Review of the Energy Sector (English) 01/85 029/85 Energy Efficiency in Tobacco Curing Industry (English) 02/86 049/86 Fuelwood/Forestry Feasibility Study (English) 03/86 053/86 Power System Efficiency Study (English) 12/88 092/88 Energy Efficiency Improvement in the Brick and Tile Industry (English) 02/89 097/89 Tobacco Curing Pilot Project (English) 03/89 UJNDP Terminal Report Energy Assessment (English) 12/96 193/96 Rural Electrification Strategy Study 09/99 221/99 Zaire Energy Assessment (English) 05/86 5837-ZR Zambia Energy Assessment (English) 01/83 4110-ZA Status Report (English) 08/85 039/85 Energy Sector Institutional Review (English) 11/86 060/86 Power Subsector Efficiency Study (English) 02/89 093/88 Energy Strategy Study (English) 02/89 094/88 Urban Household Energy Strategy Study (English) 08/90 121/90 Zimbabwe Energy Assessment (English) 06/82 3765-ZIM Power System Efficiency Study (English) 06/83 005/83 Status Report (English) 08/84 019/84 Power Sector Management Assistance Project (English) 04/85 034/85 Power Sector Management Institution Building (English) 09/89 Petroleum Management Assistance (English) 12/89 109/89 Charcoal Utilization Prefeasibility Study (English) 06/90 119/90 Integrated Energy Strategy Evaluation (English) 01/92 8768-ZIM Energy Efficiency Technical Assistance Project: Strategic Framework for a National Energy Efficiency Improvement Program (English) 04/94 -- Capacity Building for the National Energy Efficiency Improvement Programme (NEEIP) (English) 12/94 -- Rural Electrification Study 03/00 228/00 Region/Country Activity/Report Title Date Number EAST ASIA AND PACIFIC (EAP) Asia Regional Pacific Household and Rural Energy Seminar (English) 11/90 China County-Level Rural Energy Assessments (English) 05/89 101/89 Fuelwood Forestry Preinvestment Study (English) 12/89 105/89 Strategic Options for Power Sector Reform in China (English) 07/93 156/93 Energy Efficiency and Pollution Control in Township and Village Enterprises (TVE) Industry (English) 11/94 168/94 Energy for Rural Development in China: An Assessment Based on a Joint Chinese/ESMAP Study in Six Counties (English) 06/96 183/96 Improving the Technical Efficiency of Decentralized Power Companies 09/99 222/999 Fiji Energy Assessment (English) 06/83 4462-FIJ Indonesia Energy Assessment (English) 11/81 3543-IND Status Report (English) 09/84 022/84 Power Generation Efficiency Study (English) 02/86 050/86 Energy Efficiency in the Brick, Tile and Lime Industries (English) 04/87 067/87 Diesel Generating Plant Efficiency Study (English) 12/88 095/88 Urban Household Energy Strategy Study (English) 02/90 107/90 Biomass Gasifier Preinvestment Study Vols. I & II (English) 12/90 124/90 Prospects for Biomass Power Generation with Emphasis on Palm Oil, Sugar, Rubberwood and Plywood Residues (English) 11/94 167/94 Lao PDR Urban Electricity Demand Assessment Study (English) 03/93 154/93 Institutional Development for Off-Grid Electrification 06/99 215/99 Malaysia Sabah Power System Efficiency Study (English) 03/87 068/87 Gas Utilization Study (English) 09/91 9645-MA Myanmar Energy Assessment (English) 06/85 5416-BA Papua New Guinea Energy Assessment (English) 06/82 3882-PNG Status Report (English) 07/83 006/83 Energy Strategy Paper (English) Institutional Review in the Energy Sector (English) 10/84 023/84 Power Tariff Study (English) 10/84 024/84 Philippines Commercial Potential for Power Production from Agricultural Residues (English) 12/93 157/93 Energy Conservation Study (English) 08/94 -- Solomon Islands Energy Assessment (English) 06/83 4404-SOL Energy Assessment (English) 01/92 979-SOL South Pacific Petroleum Transport in the South Pacific (English) 05/86 -- Thailand Energy Assessment (English) 09/85 5793-TH Rural Energy Issues and Options (English) 09/85 044/85 Accelerated Dissemination of Improved Stoves and Charcoal Kilns (English) 09/87 079/87 Northeast Region Village Forestry and Woodfuels Preinvestment Study (English) 02/88 083/88 Impact of Lower Oil Prices (English) 08/88 -- Coal Development and Utilization Study (English) 10/89 -- Tonga Energy Assessment (English) 06/85 5498-TON Vanuatu Energy Assessment (English) 06/85 5577-VA Vietnam Rural and Household Energy-Issues and Options (English) 01/94 161/94 Region/Country Activity/Report Title Date Number Vietnam Power Sector Reform and Restructuring in Vietnam: Final Report to the Steering Committee (English and Vietnamese) 09/95 174/95 Household Energy Technical Assistance: Improved Coal Briquetting and Commercialized Dissemination of Higher Efficiency Biomass and Coal Stoves (English) 01/96 178/96 Petroleum Fiscal Issues and Policies for Fluctuating Oil Prices In Vietnam 02/01 236/01 Western Samoa Energy Assessment (English) 06/85 5497-WSO SOUTH ASIA (SAS) Bangladesh Energy Assessment (English) 10/82 3873-BD Priority Investment Program (English) 05/83 002/83 Status Report (English) 04/84 015/84 Power System Efficiency Study (English) 02/85 031/85 Small Scale Uses of Gas Prefeasibility Study (English) 12/88 -- India Opportunities for Commnercialization of Nonconventional Energy Systems (English) 11/88 091/88 Maharashtra Bagasse Energy Efficiency Project (English) 07/90 120/90 Mini-Hydro Development on Irrigation Dams and Canal Drops Vols. I, II and III (English) 07/91 139/91 WindFarm Pre-Investment Study (English) 12/92 150/92 Power Sector Reform Seminar (English) 04/94 166/94 Environmental Issues in the Power Sector (English) 06/98 205/98 Environrmental Issues in the Power Sector: Manual for Environmental Decision Making (English) 06/99 213/99 Household Energy Strategies for Urban India: The Case of Hyderabad 06/99 214/99 Greenhouse Gas Mitigation In the Power Sector: Case Studies From India 02/01 237/01 Nepal Energy Assessment (English) 08/83 4474-NEP Status Report (English) 01/85 028/84 Energy Efficiency & Fuel Substitution in Industries (English) 06/93 158/93 Pakistan Household Energy Assessment (English) 05/88 -- Assessment of Photovoltaic Programs, Applications, and Markets (English) 10/89 103/89 National Household Energy Survey and Strategy Formulation Study: Project Terminal Report (English) 03/94 -- Managing the Energy Transition (English) 10/94 -- Lighting Efficiency Improvement Program Phase 1: Commercial Buildings Five Year Plan (English) 10/94 Sri Lanka Energy Assessment (English) 05/82 3792-CE Power System Loss Reduction Study (English) 07/83 007/83 Status Report (English) 01/84 010/84 Industrial Energy Conservation Study (English) 03/86 054/86 EUROPE AND CENTRAL ASIA (ECA) Bulgaria Natural Gas Policies and Issues (English) 10/96 188/96 Central and Eastern Europe Power Sector Reform in Selected Countries 07/97 196/97 Region/Country Activity/Report Title Date Number Central and Eastern Europe Increasing the Efficiency of Heating Systems in Central and Eastern Europe and the Former Soviet Union 08/00 234/00 The Future of Natural Gas in Eastern Europe (English) 08/92 149/92 Kazakhstan Natural Gas Investment Study, Volumes 1, 2 & 3 12/97 199/97 Kazakhstan & Kyrgyzstan Opportunities for Renewable Energy Development 11/97 16855-KAZ Poland Energy Sector Restructuring Program Vols. I-V (English) 01/93 153/93 Natural Gas Upstream Policy (English and Polish) 08/98 206/98 Energy Sector Restructuring Program: Establishing the Energy Regulation Authority 10/98 208/98 Portugal Energy Assessment (English) 04/84 4824-PO Romania Natural Gas Development Strategy (English) 12/96 192/96 Slovenia Workshop on Private Participation in the Power Sector (English) 02/99 211/99 Turkey Energy Assessment (English) 03/83 3877-TU Energy and the Environment: Issues and Options Paper 04/00 229/00 MIDDLE EAST AND NORTH AFRICA (MNA) Arab Republic of Egypt Energy Assessment (English) 10/96 189/96 Energy Assessment (English and French) 03/84 4157-MOR Status Report (English and French) 01/86 048/86 Morocco Energy Sector Institutional Development Study (English and French) 07/95 173/95 Natural Gas Pricing Study (French) 10/98 209/98 Gas Development Plan Phase II (French) 02/99 210/99 Syria Energy Assessment (English) 05/86 5822-SYR Electric Power Efficiency Study (English) 09/88 089/88 Energy Efficiency Improvement in the Cement Sector (English) 04/89 099/89 Energy Efficiency Improvement in the Fertilizer Sector (English) 06/90 115/90 Tunisia Fuel Substitution (English and French) 03/90 -- Power Efficiency Study (English and French) 02/92 136/91 Energy Management Strategy in the Residential and Tertiary Sectors (English) 04/92 146/92 Renewable Energy Strategy Study, Volume I (French) 11/96 190A/96 Renewable Energy Strategy Study, Volume II (French) 11/96 190B/96 Yemen Energy Assessment (English) 12/84 4892-YAR Energy Investment Priorities (English) 02/87 6376-YAR Household Energy Strategy Study Phase I (English) 03/91 126/91 LATIN AMERICA AND THE CARIBBEAN (LAC) LAC Regional Regional Seminar on Electric Power System Loss Reduction in the Caribbean (English) 07/89 -- Elimination of Lead in Gasoline in Latin America and the Caribbean (English and Spanish) 04/97 194/97 Elimination of Lead in Gasoline in Latin America and the Caribbean - Status Report (English and Spanish) 12/97 200/97 - 8 - Region/Country Activit/Report Title Date Number LAC Regional Harmnonization of Fuels Specifications in Latin America and the Caribbean (English and Spanish) 06/98 203/98 Bolivia Energy Assessment (English) 04/83 4213-BO National Energy Plan (English) 12/87 -- La Paz Private Power Technical Assistance (English) 11/90 111/90 Prefeasibility Evaluation Rural Electrification and Demand Assessment (English and Spanish) 04/91 129/91 National Energy Plan (Spanish) 08/91 131/91 Private Power Generation and Transmission (English) 01/92 137/91 Natural Gas Distribution: Economics and Regulation (English) 03/92 125/92 Natural Gas Sector Policies and Issues (English and Spanish) 12/93 164/93 Household Rural Energy Strategy (English and Spanish) 01/94 162/94 Preparation of Capitalization of the Hydrocarbon Sector 12/96 191/96 Introducing Competition into the Electricity Supply Industry in Developing Countries: Lessons from Bolivia 08/00 233/00 Final Report on Operational Activities Rural Energy and Energy Efficiency 08/00 235/00 Brazil Energy Efficiency & Conservation: Strategic Partnership for Energy Efficiency in Brazil (English) 01/95 170/95 Hydro and Thermal Power Sector Study 09/97 197/97 Rural Electrification with Renewable Energy Systemns in the Northeast: A Preinvestment Study 07/00 232/00 Chile Energy Sector Review (English) 08/88 7129-CH Colombia Energy Strategy Paper (English) 12/86 -- Power Sector Restructuring (English) 11/94 169/94 Energy Efficiency Report for the Commercial and Public Sector (English) 06/96 184/96 Costa Rica Energy Assessment (English and Spanish) 01/84 4655-CR Recommended Technical Assistance Projects (English) 11/84 027/84 Forest Residues Utilization Study (English and Spanish) 02/90 108/90 Dominican Republic Energy Assessment (English) 05/91 8234-DO Ecuador Energy Assessment (Spanish) 12/85 5865-EC Energy Strategy Phase I (Spanish) 07/88 -- Energy Strategy (English) 04/91 Private Minihydropower Development Study (English) 11/92 Energy Pricing Subsidies and Interfuel Substitution (English) 08/94 11798-EC Energy Pricing, Poverty and Social Mitigation (English) 08/94 12831-EC Guatemala Issues and Options in the Energy Sector (English) 09/93 12160-GU Haiti Energy Assessment (English and French) 06/82 3672-HA Status Report (English and French) 08/85 041/85 Household Energy Strategy (English and French) 12/91 143/91 Honduras Energy Assessment (English) 08/87 6476-HO Petroleum Supply Management (English) 03/91 128/91 Jamaica Energy Assessment (English) 04/85 5466-JM Petroleum Procurement, Refining, and Distribution Study (English) 11/86 061/86 Energy Efficiency Building Code Phase I (English) 03/88 -- Energy Efficiency Standards and Labels Phase I (English) 03/88 -- Management Information System Phase I (English) 03/88 -- Charcoal Production Project (English) 09/88 090/88 FIDCO Sawmill Residues Utilization Study (English) 09/88 088/88 - 9 - Region/Country Activiy/Report Title Date Number Jamnaica Energy Sector Strategy and Investment Planning Study (English) 07/92 135/92 Mexico Improved Charcoal Production Within Forest Management for the State of Veracruz (English and Spanish) 08/91 138/91 Energy Efficiency Management Technical Assistance to the Comision Nacional para el Ahorro de Energia (CONAE) (English) 04/96 180/96 Panama Power System Efficiency Study (English) 06/83 004/83 Paraguay Energy Assessment (English) 10/84 5145-PA Recommended Technical Assistance Projects (English) 09/85 -- Status Report (English and Spanish) 09/85 043/85 Peru Energy Assessment (English) 01/84 4677-PE Status Report (English) 08/85 040/85 Proposal for a Stove Dissemination Program in the Sierra (English and Spanish) 02/87 064/87 Energy Strategy (English and Spanish) 12/90 -- Study of Energy Taxation and Liberalization of the Hydrocarbons Sector (English and Spanish) 120/93 159/93 Reform and Privatization in the Hydrocarbon Sector (English and Spanish) 07/99 216/99 Rural Electrification 02/01 238/01 Saint Lucia Energy Assessment (English) 09/84 5111-SLU St. Vincent and the Grenadines Energy Assessment (English) 09/84 5103-STV Sub Andean Environmental and Social Regulation of Oil and Gas Operations in Sensitive Areas of the Sub-Andean Basin (English and Spanish) 07/99 217/99 Trinidad and Tobago Energy Assessment (English) 12/85 5930-TR GLOBAL Energy End Use Efficiency: Research and Strategy (English) 11/89 Women and Energy--A Resource Guide The International Network: Policies and Experience (English) 04/90 -- Guidelines for Utility Customer Management and Metering (English and Spanish) 07/91 Assessment of Personal Comnputer Models for Energy Planning in Developing Countries (English) 10/91 Long-Term Gas Contracts Principles and Applications (English) 02/93 152/93 Comparative Behavior of Firms Under Public and Private Ownership (English) 05/93 155/93 Development of Regional Electric Power Networks (English) 10/94 -- Roundtable on Energy Efficiency (English) 02/95 171/95 Assessing Pollution Abatement Policies with a Case Study of Ankara (English) 11/95 177/95 A Synopsis of the Third Annual Roundtable on Independent Power Projects: Rhetoric and Reality (English) 08/96 187/96 Rural Energy and Development Roundtable (English) 05/98 202/98 A Synopsis of the Second Roundtable on Energy Efficiency: Institutional and Financial Delivery Mechanisms (English) 09/98 207/98 The Effect of a Shadow Price on Carbon Emission in the Energy Portfolio of the World Bank: A Carbon - 10- Region/Country Activity/Report Title Date Number Global Backcasting Exercise (English) 02/99 212/99 Increasing the Efficiency of Gas Distribution Phase 1: Case Studies and Thematic Data Sheets 07/99 218/99 Global Energy Sector Reform in Developing Countries: A Scorecard 07/99 219/99 Global Lighting Services for the Poor Phase II: Text Marketing of Small "Solar" Batteries for Rural Electrification Purposes 08/99 220/99 A Review of the Renewable Energy Activities of the UNDP/ World Bank Energy Sector Management Assistance Programnme 1993 to 1998 11/99 223/99 Energy, Transportation and Environment: Policy Options for Environmental Improvement 12/99 224/99 Privatization, Competition and Regulation in the British Electricity Industry, With Implications for Developing Countries 02/00 226/00 Reducing the Cost of Grid Extension for Rural Electrification 02/00 227/00 Undeveloped Oil and Gas Fields in the Industrializing World 02/01 239/01 2/13/01 P