Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique ©2017 Banque internationale pour la reconstruction et le développement / Banque mondiale 1818 H Street, NW, Washington, D.C. 20433 Téléphone : 202-473-1000 — site web : www.worldbank.org Les observations, interprétations et opinions figurant dans le présent rapport n’engagent que leurs auteurs et ne sauraient être attribuées au Fonds de conseil en infrastructure publique-privée (PPIAF) ou à la Banque mondiale, aux institutions qui lui sont affiliées, aux membres de son Conseil des Administrateurs ou aux pays qu’ils représentent. Ni le PPIAF ni le Groupe de la Banque mondiale ne garantissent l’exactitude des données citées dans cet ouvrage ni n’accepte aucune responsabilité quant aux conséquences de leur utilisation. Les frontières, les couleurs, les dénominations et toute autre information figurant sur les cartes du présent rapport n’impliquent de la part du PPIAF ou du Groupe de la Banque mondiale aucun jugement quant au statut juridique d’un territoire quelconque et ne signifient nullement que ces institutions reconnaissent ou acceptent ces frontières. Pour toute question concernant cette publication ou pour commander des exemplaires supplémentaires, se référer au PPP Knowledge Lab. Droits et licences Le contenu de cette publication fait l’objet d’un dépôt légal. Le Groupe de la Banque mondiale encourageant la diffusion de ses connaissances, la reproduction totale ou partielle du présent document est autorisée, en tout ou en partie, à des fins non commerciales, à condition d’en mentionner la source. Toute demande de renseignement sur les droits et licences, y compris les droits subsidiaires, est à adresser à World Bank Publications, The World Bank Group, 1818 H Street, NW, Washington, D.C. 20433, États-Unis d’Amérique ; télécopie : +1-202-522-2422 ; courriel : pubrights@worldbank.org. Table des matières vii Abréviations xi Remerciements xiii Avant-propos xv Résumé analytique 1 Section 1: Introduction 5  e financement du transport d’électricité : Partie A: L enjeux et perspectives 6 Section 2: L  ’Afrique a besoin d’investissements dans le transport d’électricité et de nouvelles méthodes pour les financer et les mobiliser 6 Le taux d’accès à l’électricité est faible en Afrique 2.1  7 2.2 Une expansion considérable de l’approvisionnement s’impose pour augmenter l’accès et la consommation 8 2.3 Des lignes de transport d’électricité sont nécessaires pour relier les différentes composantes du système 13 2.4 De nouveaux modes de financement et de prestation du transport d’électricité sont nécessaires 16 Section 3: L  e financement privé du transport d’électricité a produit de bons résultats au niveau international 17 3.1  Modèle 1 : privatisations 19 3.2 Modèle 2 : concessions totales du réseau 20 3.3 Modèle 3 : transport d’électricité indépendant 21 3.4 Modèle 4 : investissements marchands 22 3.5 Les projets d’interconnexion peuvent aussi faire appel à certains de ces modèles 27 Section 4: L  ’Afrique ne possède guère d’infrastructures de transport d’électricité financées sur fonds privés, mais a mobilisé d’importants investissements privés dans le secteur de la production électrique 27 Les investissements privés dans le transport d’électricité ont été limités 4.1  33 4.2 L’Afrique a en revanche réussi à attirer l’investissement privé dans le secteur de la production d’électricité iii iv Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique 36 Section 5:  Le transport d’électricité indépendant est le modèle économique le plus adapté pour mobiliser le financement privé dans ce secteur en Afrique 38 Applicabilité du modèle à toutes les formes d’investissement dans le transport 5.1  d’électricité en Afrique 38 5.2 Capacité du modèle à réaliser des économies d’échelle dans le secteur du transport d’électricité en Afrique 38 5.3 Pression concurrentielle exercée sur les entreprises privées de transport d’électricité en Afrique selon les différents modèles 40 5.4 Conditions requises pour susciter la confiance des investisseurs dans la réglementation des réseaux en Afrique 40 5.5 Compatibilité du modèle avec l’orientation des réformes du secteur de l’électricité 41 5.6 Possibilités d’expérimenter ces modèles tout en maintenant les modèles existants en Afrique 43 Preuves que le modèle a bien fonctionné dans les pays à faible revenu 5.7  Comment accroître l’investissement privé 45 Partie B:  dans le transport d’électricité en Afrique 46 Section 6:  Démarche à suivre pour réaliser le potentiel des TEI en Afrique 47 6.1 Élaborer des politiques de soutien aux TEI 48 6.2 Établir des cadres juridiques et réglementaires à l’appui des TEI 50 6.3 Mener des projets pilotes de TEI en parallèle aux modèles économiques existants dans le secteur du transport d’électricité 51 6.4 Instaurer de nouveaux modèles de financement concessionnel 52 6.5 Définir à quel moment il convient de lancer les appels d’offres 54 6.6 Déterminer la rémunération des opérateurs de transport d’électricité en fonction de la disponibilité des lignes 55 6.7 Garantir aux projets des revenus suffisants et un rehaussement du crédit 58 6.8 Concevoir les projets de TEI de manière à attirer les investisseurs internationaux 59 6.9 Se préparer à procéder aux transactions liées aux projets de TEI 61 6.10 Organiser des appels d’offres concurrentiels pour les projets de TEI 61 6.11 Prochaines étapes 63 Section 7:  Guide pour l’organisation d’appels d’offres portant sur des projets de transport d’électricité indépendant 65 7.1 Valider le projet 66 7.2 Évaluer la possibilité de financement privé 67 7.3 Sélectionner l’équipe et le type d’appel d’offres 70 7.4 Effectuer les travaux préliminaires 71 7.5  Préparer la transaction 79 7.6 Exécuter l’appel d’offres 83 Annexe A: Études de cas  ortefeuilles de projets de TEI envisagés au Kenya et 103 Annexe B: P dans le Pool énergétique de l’Afrique australe 111 Bibliographie Contents v Tableaux 49 6.1 Investissements dans le transport d’électricité au Pérou (1991–2000) 12 2.1 Exemples de lignes électriques prévues par Ketraco 51 6.2 Évolution des nouvelles lignes électriques en Inde, 1985–2017* 17 3.1 Modèles économiques pour (en km circuits de nouvelles lignes) l’investissement privé dans le transport de l’électricité 53 6.3 Répartition des responsabilités dans le cadre d’appels d’offres en phase initiale 28 4.1 Exemples de concessions et ou avancée d’affermages en Afrique 56 6.4 Comparaison entre les coûts 37 5.1 Résultats des modèles économiques à d’approvisionnement en électricité et l’aune des critères d’évaluation les sommes recouvrées en 2014 (dollars/ 42 5.2 Informations relatives aux offres kWh facturé) retenues pour les lignes électriques au 58 6.5 Structure de financement du PEI Azura Pérou (1998–2013) (Nigéria) 72 7.1 Matrice de risques 64 7.1 Résumé du processus 73 7.2 Principaux risques liés à un projet de 69 7.2 Répartition des responsabilités dans le TEI cadre d’appels d’offres en phase initiale 75 7.3 Résumé des dispositions essentielles ou avancée que doivent comporter le CSTE et les 85 A.1 Les principales institutions du secteur accords associés brésilien de l’électricité 76 7.4 Structures de PPP pour les contrats de 87 A.2 Marchés adjugés et non adjugés TEI (2005–2015) 98 A.1 Lignes électriques par région  2011–2015 105 B.1 Évolution des lignes électriques, par (en km de circuit) niveau de tension (2009–2015) 106 B.1 Members du SAPP 107 B.2 Le réseau du SAPP 109 B.2 Portefeuille de projets de TEI potentiels au Kenya Encadrés 109 B.3 Portefeuille de projets de TEI potentiels 14 2.1 Déficit de financement dans le secteur au sein du SAPP du transport d’électricité au Kenya Figures 21 3.1 Synthèse des résultats des projets de 7 2.1 Accès à l’électricité et consommation TIE dans le monde électrique (en pourcentage de la 31 4.1 Une tentative unique d’appel d’offres population ; en kWh par personne et portant sur des projets de TEI en par an) Afrique 8 2.2 Capacité installée (en MW par million 39 5.1 Les contrats de TEI peuvent diminuer d’habitants) les coûts 9 2.3 Lignes électriques par habitant (en sur l’ensemble du cycle de vie km de lignes électriques par million 41 5.2 Les réseaux réglementés en libre accès d’habitants) présentent un risque pour les lignes 10 2.4 Grands projets potentiels de production marchandes et de transport d’électricité en Afrique 43 5.3 Les TEI peuvent mobiliser de nouvelles 12 2.5 Carte du réseau de transport nigérian : sources de financement lignes en construction et lignes prévues 48 6.1 Les appels d’offres portant sur le 23 3.1 Tracé de la ligne Basslink transport d’électricité terrestre au Royaume-Uni 25 3.2 La ligne d’interconnexion SIEPAC 49 6.2 Le Pérou a adopté de nouvelles lois pour 29 4.1 Longueur des lignes de transport et cultiver l’intérêt des investisseurs à de distribution au Cameroun (en km), l’égard du transport d’électricité 2001–10 50 6.3 Élaborer des règlements adaptés aux 32 4.2 Tracé de la ligne d’interconnexion de TEI Cahora Bassa 51 6.4 Le financement privé du transport 33 4.3 Projets de PEI par année de finalisation d’électricité progresse en Inde du montage financier : Afrique (hors Afrique du Sud), 1994–2014 52 6.5 Exemple de prêt concessionnel à un PEI vi Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique 56 6.6 La plupart des entreprises publiques 68 7.1 Description des différents comités africaines d’électricité ne recouvrent pas 68 7.2 Appels d’offres en phase initiale et des sommes suffisantes pour couvrir avancée leurs coûts 78 7.3 Appel d’offres en une ou deux phases 57 6.7 Le recours aux comptes séquestres pour attirer les investissements dans les 81 7.4 Gestion du contrat projets de PEI 104 B.1 Principales entreprises du secteur de 57 6.8 Les garanties ont permis au projet de l’électricité kényan PEI Azura (Nigéria) de bénéficier d’un 108 B.2 L’expérience du SAPP montre comment financement les pools énergétiques régionaux 60 6.9 Tarifs des contrats de TEI au Pérou peuvent contribuer à la planification du transport d’électricité 61 6.10 Le rôle des soumissionnaires publics Abréviations ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica APD Aide publique au développement AVI Valeur annuelle de l’investissement (Anualidad del Valor de la Inversión) BIA Bureau of Indian Affairs BNDES Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social BPC Coordinateurs de la procédure d’appel d’offres (Bidding Process Coordinator) CAHT Courant alternatif haute tension CCEE Cámara de Comercialização de Energia Elétrica CCHT Courant continu haute tension CDEC Centro de Despacho Económico de Carga CEA Central Electricity Authority CEC Copperbelt Energy Corporation CEP Construction-exploitation-propriété CEPT Construction-exploitation-propriété-transfert CERC Central Electricity Regulatory Commission CIE Compagnie ivoirienne d’électricité CISEN Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional CNE Código Nacional de Electricidad CNPE Conselho Nacional de Política Energética COMA Costos de Operación, Mantenimiento y Administración CPMC Coût moyen pondéré du capital CSTE Contrat de services de transport d’électricité CTEEP Companhia de Transmissâo de Energia Elétrica Paulista CTM Consorcio Transmantario CTU Service central de transport d’électricité (Central Transmission Utility) DIC Clients interétatiques désignés (Designated Inter-State Customer) EAE Évaluation environnementale stratégique EDF Électricité de France EDM Electricidade de Moçambique EIE Énoncé des incidences environnementales EIES Évaluation des impacts environnementaux et sociaux EPC Ingénierie, fourniture et construction (Engineering , Procurement and Construction) EPE Empresa de Pesquisa Energética vii viii Abréviations EPIRA Loi sur la réforme du secteur de l’énergie électrique (Electric Power Industry Reform Act) ERC Energy Regulatory Commission ESKOM South African electricity supply company FERC Federal Energy Regulatory Commission GDC Geothermal Development Company GPR Garantie partielle de risque GW Gigawatt HCB Hidroeletrica de Cahora Bassa HT Haute tension IFC Société financière internationale IFD Institution de financement du développement IPC Indicateurs de performance clé IPS Industrial Promotion Services Ketraco Kenya Electricity Transmission Company Km kilomètre(s) KPLC Kenya Power and Lighting Company kV Kilovolt kWh Kilowattheure LCE Loi sur les concessions électriques (Ley de Concesiones Eléctricas) LCPDP Plan de développement électrique à moindre coût (Least Cost Power Development Plan) LGE Loi visant à assurer le développement efficient de la production électrique (Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica) LGSE Loi générale des services électriques (Ley General de Servicios Eléctricos) LTI Loi sur le transport et l’interconnexion (Law of Transmission and Interconnection) LTTC Clients à long terme de services de transport d’électricité (Long Term Transmission Customer) MEM Ministère de l’Énergie et des Mines MHI Manitoba Hydro International MIGA Agence multilatérale de garantie des investissements MME Ministère des Mines et de l’Énergie MVA MégaVolt-Ampère MW Mégawatt MWh Mégawattheure NBET Nigerian Bulk Electricity Trader NEM National Electricity Market NEP Plan national d’électricité (National Electricity Plan) NGCP National Grid Corporation of the Philippines NPC National Power Corporation NTP Politique tarifaire nationale (National Tariff Policy) OCDE Organisation de coopération et de développement économiques Ofgem Office of Gas and Electricity Markets ONS Operator of the National Electricity System PCOA Contrat d’option d’achat et de vente PEI Producteur d’électricité indépendant PEMC Philippines Electricity Market Corporation PGCIL Power Grid Corporation of India Ltd  Abréviations ix PhP Peso philippin PIB Produit intérieur brut PIDA Programme de développement des infrastructures en Afrique PPP Partenariat public-privé PRI Assurance contre le risque politique PSALM Power Sector Assets and Liabilities Management Corporation RAPP Rajasthan Atomic Power Project RDC République démocratique du Congo REP Red de Energía del Peru RTE Réseau de transport d’électricité RTWR Règles de fixation des tarifs de transport d’électricité (Rules for Setting Transmission Wheeling Rates) SAPP Pool énergétique d’Afrique australe SEB conseil de l’électricité de l’État (State Electricity Board) SEEG Société d’énergie et d’eau du Gabon SEIN Sistema Eléctrico Interconectado Nacional SENELEC Société nationale d’électricité du Sénégal SERC State Electricity Regulatory Commissions SGT Sistema Garantizado de Transmisión SIC Sistema Interconectado Central SING Sistema Interconectado del Norte Grande SONEL Société nationale d’électricité SSE Scottish and Southern Electricity STE Sociedade Nacional de Transporte de Energía STU Service de transport d’électricité (State Transmission Utility) TCN Transmission Company of Nigeria TDP Plan de développement du transport d’électricité TEI Transport d’électricité indépendant VATT Valeur annuelle de transport par segment (Valor Anual de Transmisión por Tramo) VGF Mécanisme de financement du déficit de viabilité (Viability Gap Funding) WESM Marché de gros au comptant (Wholesale Electricity Spot Market) ZESCO Zambia Electricity Utility  Remerciements Cette étude a été rédigée par une équipe constituée de Rahul Kitchlu (spécialiste senior de l’énergie), Samuel Oguah (spécialiste de l’énergie), Emma Grubbstrom (consultante) et John Rennie (consultant) de la Banque mondiale ; Jamie Carstairs, Lucila Arboleya, et David Ehrhardt, de Castalia Ltd ; et Ramón Nadira de Lummus Consultants International. Les tra- vaux ont été réalisés sous la direction de Lucio Monari, Sudeshna Banerjee, Charles Cormier, et Wendy Hughes. Des informations fondamentales ont été apportées par les participants aux ateliers orga- nisés en septembre  2016 à Nairobi et Abuja, notamment Pedro Antmann, Pedro Sanchez, Burra Vamsi Rama Mohan (directeur général adjoint, Power Grid Corp of India), Rafael Ferreira (PSR), et Ajay Bhardwaj (Sterlite Power). L’équipe s’est également entretenue avec de nombreux experts qui ont enrichi le contenu de ce rapport et ajouté à sa rigueur. Nous remercions les nombreux intervenants du secteur public et les investisseurs privés, notamment les compagnies d’électricité, les régulateurs, et les entreprises de transport d’électricité, qui ont apporté de précieux éclairages. L’équipe est redevable à ses collègues du Pôle mondial d’expertise en énergie et industries extractives, qui ont fourni des renseignements et formulé des recommandations concernant leurs pays et leurs domaines d’expertise. L’équipe a particulièrement tiré profit de ses entre- tiens avec Manuel Sanchez, Mariano Salto, Kyran O`Sullivan, Robert Schlotterer, Arnaud Braud, Anabelle Libeau, Xavier Muron, Muhammad Wakil, Celine Payet, Susan Pleming, Anita Rozowska et Aarthi Sivaraman. Elle tient également à remercier les experts qui ont examiné le rapport, Victor Loksha, Efstratos Tavoulareas et Pedro Sanchez, pour leurs observations pertinentes et leurs apports constructifs à différents stades de l’étude, ainsi qu’aux membres du Comité de décision, présidé par Thomas O’Brien. Kwawu Mensan Gaba, Teuta Kacaniku et les unités de gestion pays ont également formulé des commentaires très appréciés pour la mise au point défini- tive du rapport. Cette publication a été financée par le PPIAF. Le PPIAF, un fond multi-bailleurs au sein du Groupe Banque mondiale, apporte une assistance technique aux gouvernements des pays en développement. Il a pour objectif premier d’instaurer des environnements propices à l’investissement privé dans l’infrastructure grâce à des partenariats d’envergure. Pour de plus amples informations, rendez-vous sur le site www.ppiaf.org xi  Avant-propos L’accès à l’électricité est un élément clé du développement et un moteur de la croissance éco- nomique de l’Afrique subsaharienne. Or, la majorité des pays du sous-continent connaissent encore des pénuries d’électricité, et deux ménages sur trois, soit près de 600  millions de personnes, en sont totalement privées. En l’absence d’électricité, les dispensaires de santé éprouvent des difficultés à assurer les services de base, les enfants ne peuvent acquérir une éducation convenable, et les entreprises ne peuvent croître et prospérer dans l’économie mondialisée d’aujourd’hui. Là où il y a de l’électricité, l’approvisionnement est souvent de mauvaise qualité. Si nous ne nous remédions pas aux problèmes structurels qui empêchent les Africains d’élargir l’accès à une électricité fiable et abordable, la croissance économique du continent restera lente, et des millions d’individus demeureront pris au piège de la pauvreté. La médiocrité de l’approvisionnement et les faibles taux d’électrification tiennent prin- cipalement à l’insuffisance des réseaux électriques. La solution à ce problème appelle de nouvelles méthodes de financement du développement ; le déficit financier démesuré des secteurs électriques subsahariens ne peut être comblé par les seuls financements publics des pays clients. Un renforcement de la participation du secteur privé s’impose tout au long de la chaîne de valeur énergétique. Les gouvernements africains s’emploient certes à encourager la participation du secteur privé, mais la seule ampleur des besoins ne va pas amener un accroissement de l’investisse- ment privé. Les investissements vont là où les rendements sont manifestement supérieurs aux risques, alors que les autorités souhaitent que les investissements soient réalisés au bénéfice de l’intérêt général, et contribuent à résorber la pauvreté et à réaliser les objectifs de croissance Les efforts visant à intensifier l’investissement dans le secteur de l’électricité ont essen- tiellement porté sur l’expansion de la capacité de production en amont ; or, des investisse- ments équivalents sont nécessaires sur le segment subsaharien du transport d’électricité, faute de quoi on risque fort de voir apparaître des goulots d’étranglement dans le système, ce qui entraînerait un déclassement des actifs de production et la non-réalisation des objectifs en matière de prestation de services et d’élargissement de l’accès à l’électricité. Le rapport « Scaling-Up Power Transmission in Africa » se penche sur les programmes d’investissement privé conduits dans le secteur du transport d’électricité ailleurs dans le monde (les partenariats public-privé, PPP, par exemple) et examine dans quelle mesure il serait possible d’y recourir dans le contexte subsaharien. De nombreux pays latino-­ américains et asiatiques ont fructueusement mobilisé la participation du secteur privé xiii xiv Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique dans les réseaux de transport d’électricité, celle-ci s’étant traduite par une baisse des tarifs et l’élargissement de la couverture. L’analyse présentée ici dégage de leur expérience des enseignements susceptibles de s’appliquer au contexte africain, met en lumière les régle- mentations nécessaires et recommande des solutions pour attirer la participation du secteur privé sur ce segment. En somme, le rapport a pour ambition d’aider les pays africains à accroître et à pérenni- ser l’investissement dans le secteur de l’électricité au profit de leurs populations et de leurs économies. Makhtar Diop Vice-président, Région Afrique  Résumé analytique Le bilan de la prestation de services du secteur électrique en Afrique subsaharienne (Afrique) est sous-optimal. La capacité de production se maintient à 100 GW — à savoir un tiers de celle de l’Inde pour une population comparable et une consommation annuelle moyenne d’environ 500 kWh par habitant —, soit un cinquième de la moyenne mondiale. La consom- mation d’électricité est presque exclusivement le fait des classes aisées. Près des deux-tiers de la population africaine — en grande partie rurale et pauvre — sont exclus du modèle de prestation de services, ce qui a des retombées négatives sur le bien être socioéconomique et la productivité. Cette réalité contrarie les aspirations de la communauté internationale et des autorités nationales qui ambitionnent d’offrir à chaque consommateur des solutions énergétiques fiables, abordables et durables à l’horizon 2030. Pour combler l’écart entre sa situation actuelle et ses objectifs, l’Afrique doit faire appel à différents modèles économiques, à de nouveaux partenaires financiers et à de nouvelles parties prenantes. La convergence de ces facteurs lui permettra de développer la capacité de production électrique, de créer des réseaux de distribution pour livrer l’électricité aux consommateurs, et d’établir des lignes de transport pour relier les deux extrémités de la chaîne d’approvisionnement. La production et la distribution, les deux extrêmes de la chaîne de valeur du secteur, ont mobilisé l’intérêt des responsables publics et les partenaires financiers, soucieux d’expérimenter de nouveaux modes de passation de marchés pour la capacité de production et des méthodes plus efficaces d’approvisionnement des consomma- teurs. Les producteurs d’électricité indépendants (PEI) ont investi 25,6 milliards de dollars dans la production, avec une capacité installée de 11 GW1. Dans le secteur de la distribution, de nouveaux modèles visant à tirer parti de l’efficience du secteur privé sont apparus sous diverses formes de partenariats public-privé (PPP), notamment de concessions, de contrats de gestion, et de contrats d’exploitation et maintenance. Le transport d’électricité, considéré jusqu’à présent comme un monopole naturel, et qui compte pour une part relativement faible du coût total de la chaîne de valeur du secteur, doit évoluer de concert avec l’accroissement de la capacité de production afin d’évacuer l’énergie et de la livrer aux usagers en temps voulu. Les lignes électriques diminuent les coûts globaux car elles dégagent des économies d’échelle dans la production, donnent accès à des sources de production rentables, diminuent les réserves nécessaires pour garantir la sécurité de l’approvisionnement et favorisent l’intégration d’énergies renouvelables dans le système énergétique. Le transport d’électricité demeure malgré tout une composante négli- gée de la chaîne de valeur du secteur. Le montant annuel des investissements dans le secteur du transport d’électricité pour la période allant de 2015 à 2040 est compris entre 3,2 et 4,3 milliards de dollars. En Afrique, la quasi-totalité de l’investissement dans ce secteur est financé par des entreprises publiques. Cela a également été le cas ailleurs jusque dans les années 90, mais la vague de restructu- rations qu’ont depuis connue les pays latino-américains et de nombreux pays membres de xv xvi Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique l’Organisation de coopération et de développement économiques (OCDE) s’est traduite par la mise en place de nouveaux modèles de financement du transport de l’énergie qui diminuent la part de l’investissement public et augmentent celle du financement privé. Les pratiques mondiales sont donc relativement récentes : nées dans les pays développés et en Amérique latine, elles se sont rapidement répandues en Asie. Aujourd’hui, le PIB de l’Afrique se situe au niveau qu’affichait celui de ces pays lorsqu’ils ont ouvert le secteur aux investisseurs pri- vés. Ainsi, le PIB par habitant du Pérou s’élevait à 3 266 dollars en 1998, et celui de l’Inde à 1 056 dollars en 2006. En comparaison, le PIB par habitant du Kenya se monte actuellement à 1 113 dollars, celui du Nigéria à 2 535 dollars. Pour répondre aux besoins particuliers des clients, le présent rapport cherche à définir si le secteur privé peut jouer un rôle complémentaire dans le développement du transport électrique en Afrique, et en analyse les avantages éventuels et les écueils. Le Kenya et le Nigéria envisagent sérieusement de faire appel à de nouvelles sources de financement pour satisfaire à leurs besoins d’investissement. Le rapport se fonde sur l’expérience mondiale grandissante en matière de partenariats public-privé, et notamment sur cinq études de cas (Brésil, Chili, Inde, Pérou, et Philippines), pour décrire comment ce modèle peut être adapté à l’Afrique. Il a été élaboré en étroite collaboration avec des entités publiques et privées en Afrique. À l’occasion de deux ateliers organisés à Nairobi et à Abuja, des experts internatio- naux ont informé les intervenants locaux des pratiques mises en place dans leur pays pour attirer l’investissement privé dans le secteur du transport électrique. Lors d’un troisième atelier qui s’est tenu à Arusha à l’occasion de la Conférence ministérielle du Pool énergétique de l’Afrique de l’Est (EAPP), des résultats préliminaires ont été présentés aux ministres de l’Énergie des sept États membres de l’EAPP. L’heure est venue de mettre le concept de participation du secteur privé dans le secteur du transport électrique en pratique en Afrique. Il doit toutefois être appliqué prudemment, et dans les pays où les conditions sont favorables. Le rapport examine en détail les retombées des modèles de partenariat privé-public sur le coût de prestation des services et sur l’effica- cité de l’approvisionnement, et présente des instruments que les pays pourront adapter à leur situation particulière. Pourquoi faut-il intensifier l’investissement privé dans le transport électrique en Afrique? Il faut d’urgence intensifier l’investissement dans le transport d’électricité. Sur 38 pays, neuf ne disposent pas de lignes électriques de plus de 100  kV. Les 38  pays africains comptent au total 112  196  km de lignes. Le réseau de transport du Brésil (125  640  km) est plus long que celui de l’Afrique, et celui des États-Unis d’Amérique (États-Unis) en représente plus du double (257 000 km). Malgré sa superficie, l’Afrique possède en outre moins de kilomètres de lignes électriques par habitant que les autres régions. On y recense 247 km de lignes pour un million d’habitants, chiffre qui recule à 229 km par million d’habitants quand on exclut l’Afrique du Sud. La construction de lignes électriques et la modernisation de la capacité de transport constitueront un volet essentiel du développement global du secteur électrique. L’Afrique ayant besoin de réseaux nationaux et transnationaux, des investissements sont nécessaires à l’échelon national et régional. Elle doit investir dans les lignes de longue distance fai- sant appel à la fois aux techniques de courant alternatif (CA) et de courant continu (CC) et développer les réseaux de transport nationaux à différentes tensions. Le continent dispose d’immenses gisements hydroélectriques peu coûteux, mais ceux-ci sont éloignés des centres de consommation qu’ils pourraient desservir. Des investissements s’imposent, dans les lignes de transport transfrontalières notamment, pour raccorder ces ressources aux consommateurs. Au plan national, les Résumé analytique xvii Figure E.1 Lignes électriques par habitant (en kilomètres de lignes électriques par million de personnes) 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 a ia a e a e ca ca il ile ce es ru az ny bw bi bi qu er Pe at Ch an ri ri m m Br Ke Af Af ig bi St ba Fr lo Za N m h m Co d a ut ite Zi oz So Un M Source: Castalia. Données tirées de Trimble, C. et al., « T&D Data — State owned national grid T&D data », 2016, http://data.worldbank.org/data-catalog/affordable-viable-power-for- africa (consulté le 30 octobre 2016) ; Rafael Ferreira, « Private Participation in Transmission Expansion : the Brazilian Model », exposé présenté lors d’un atelier de consultation, Nairobi, Kenya, le 26 septembre 2016. investissements revêtent aussi différentes formes. Les projets nationaux varient en termes de longueur des lignes, de tension, et de coûts estimés. Au Kenya, la Kenya Electricity Trans- mission Company (Ketraco) prévoit de construire 7  000  km environ de lignes électriques d’ici à 2020 — dont 2 200 km de lignes de 132 kV, 2 400 km de lignes de 220 kV, 2 000 km de lignes de 400 kV et 612 km de lignes à courant continu haute tension (CCHT) de 500 kV. Les financements publics sont relativement rares dans un climat de contrainte bud- gétaire. Le recours massif aux capitaux publics dans le secteur énergétique peut avoir un coût d’opportunité élevé, surtout dans des pays confrontés à la nécessité de remédier à d’autres déficits socioéconomiques. Le financement de projets peut donner aux entreprises publiques de distribution d’électricité la possibilité de mobiliser des fonds dont elles ne pour- raient autrement disposer. Le financement de projet isole une part de la trésorerie associée à des investissements précis. Dans ce cadre, la garantie de paiement de l’État n’aggrave pas sa position budgétaire. Elle donne l’assurance qu’un léger relèvement des tarifs de l’électricité censé financer un pro- jet viable sur le plan financier est véritablement utilisé à cette fin, et non pour assurer le ser- vice de la dette ou couvrir d’autres dépenses. Le financement privé permettrait à l’entreprise publique de distribution, ou aux autorités, de payer des prix d’acheminement de l’électricité compétitifs et conformes aux coûts. Comme le secteur privé investit dans des projets de transport d’électricité financièrement viables, ce système peut aussi avoir des effets d’entraî- nement. Grâce au développement de la capacité de transport, les entreprises publiques de distribution peuvent accroître leurs ventes d’électricité et diminuer les coûts de production. Enfin, la participation du secteur privé peut aussi renforcer les compétences de gestion, le savoir-faire technique, les mesures d’incitation et la responsabilisation. xviii Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Quels sont les modèles économiques des partenariats public-privé dans le secteur du transport de l’électricité ? Divers modèles économiques ont été utilisés pour attirer l’investissement privé dans ce secteur. Les quatre principaux sont les privatisations, les contrats de concession totale du réseau électrique, les projets de transport d’électricité indépendant (TEI) et les investisse- ments privés. Les projets de financement privé établis selon ces modèles ont apporté aux pays concernés des investissements appréciables dans de nouvelles lignes électriques. La restructuration et la libéralisation des marchés de l’électricité dans les pays de l’OCDE ont modifié le mode de financement de l’investissement dans le transport de l’électricité. Les entreprises privées financent désormais la quasi-totalité, ou une part substantielle, de ces investissements dans de nombreux pays d’Amérique du Sud et du Nord, ainsi qu’en Europe. Ce modèle a également été introduit dans certains pays en développement. L’Inde, par exemple, a mobilisé des investissements privés d’un montant de 5,5 milliards de dollars dans le secteur depuis 2002. Quatre grands modèles économiques ont été utilisés : • Les privatisations transfèrent la propriété du réseau de transport d’électricité à une entreprise privée, généralement dans le cadre d’une vente contractuelle ou de l’introduc- tion en bourse d’une entreprise de transport d’électricité détenue par l’État. Le propriétaire privé a le droit exclusif (et l’obligation) de créer un nouveau réseau de transport d’électric- ité dans sa zone d’exploitation. • Les contrats de concession totale du réseau confèrent des droits et responsabilités similaires à ceux des privatisations, mais sur une période plus brève. Dans la plupart des cas, les pouvoirs publics mettent la concession en adjudication et concluent un contrat de concession avec le soumissionnaire retenu. • Les projets de transport d’électricité indépendant (TEI) confèrent les droits et obli- gations associés à une seule ligne électrique ou à quelques lignes. Le plus souvent, les autorités procèdent à un appel d’offres pour un contrat de longue durée, le paiement étant fonction de la disponibilité de la ligne. • Les investisseurs privés construisent et exploitent une seule ligne électrique (« ligne marchande »). Dans la majorité des cas, il s’agit d’une ligne à courant continu haute ten- sion (CCHT). L’investisseur privé dégage des profits de l’acheminement de l’électricité depuis des régions où les prix sont bas vers des régions où ils sont élevés. Ces projets sont le plus souvent conduits sur initiative du secteur privé, et non de l’État. Certains pays font appel à plus d’un modèle économique. Les États-Unis et le Royaume- Uni ont ainsi mis terme à l’exclusivité dont bénéficiaient les entreprises privées sur les nou- veaux investissements dans le transport d’électricité, ce qui permet à l’État de procéder à des appels d’offres pour des projets de TEI dans ce secteur. Tous ces modèles peuvent fonctionner, mais donnent leurs meilleurs résultats dans des conditions différentes. En Bolivie, par exemple, la tentative de privatisation n’a pas fait long feu, et certaines concessions mises en place dans les pays africains n’ont guère mobilisé d’investissements. En revanche, quand les conditions nécessaires sont réunies, les projets de financement privé établis selon ces modèles ont apporté aux pays concernés des investis- sements appréciables dans de nouvelles lignes électriques. À titre d’exemple, les trois entre- prises qui ont participé à la privatisation au Royaume-Uni ont investi 5,6 milliards de livres sterling entre 2013 et 2016. Au Pérou, les TEI ont mobilisé 1,8 milliard de dollars dans le cadre de 18 appels d’offres, et les coûts annuels des projets retenus ont été inférieurs de 36 % en moyenne aux estimations. Depuis la fin des années 2000, la part de l’investissement privé — y compris les coentreprises avec la compagnie publique de transport de ­ l’électricité — pro- gresse. Le secteur privé a investi 5,5 milliards de dollars, et le montant des projets prévus s’établit à 5 milliards de dollars. Résumé analytique xix Tableau E1 Modèles économiques pour l’investissement privé dans le transport de l’électricité Concession Projets de transport Privatisation à totale du réseau d’électricité Investissement durée indéterminée électrique indépendants (TEI) marchand Durée Indéterminée Long terme : souvent Long terme : souvent Indéterminée 25 ans au moins 25 ans au moins Champ Toutes les lignes, Toutes les lignes, Une seule ligne ou Une seule ligne d’application existantes et existantes et un groupe de lignes. principale, souvent nouvelles, dans un nouvelles, dans un Nouvelles lignes CCHT pays ou une région pays ou une région uniquement Revenus Revenus annuels fixés Revenus annuels fixés Revenus annuels Revenus tributaires par le régulateur par le régulateur essentiellement ou du volume d’énergie pour garantir un pour garantir un entièrement fixés par acheminé et des remboursement remboursement le soumissionnaire écarts de prix entre et rendement et rendement retenu les deux extrémités de raisonnables du raisonnables du la ligne capital. Ils font l’objet capital. Ils font l’objet d’une réévaluation d’une réévaluation réglementaire réglementaire périodique. périodique, ou de clauses d’arbitrage en application de la loi sur les concessions. Incitations Liées à la Liées à la Disponibilité de la Aptitude à transporter performance de performance de ligne (généralement l’énergie des régions l’ensemble du réseau l’ensemble du réseau 98 %) à faible prix vers des régions pratiquant des prix plus élevés Accès Accès ouvert à tous Accès ouvert à tous Accès ouvert à tous Accès exclusif. Droits les usagers du réseau les usagers du réseau les usagers du réseau d’accès utilisés par de transport sur un de transport sur un de transport sur un le propriétaire ou pied d’égalité pied d’égalité pied d’égalité revendus. Exemples — Royaume-Uni, Philippines Mexique, Amérique Australie, États-Unis Monde Allemagne, certaines du Sud (Brésil, Chili, régions françaises, Colombie, Pérou), certaines régions Inde, Royaume-Uni, australiennes, Canada, Australie, quelques pays sud- États-Unis américains (dont l’Argentine et le Chili) Exemples — Aucun Cameroun, Mali, Aucun Aucun Afrique Sénégal, Côte d’Ivoire La participation du secteur privé au secteur du transport de l’électricité en Afrique est insignifiante, et revêt essentiellement la forme de concessions totales du réseau. Si ces der- nières n’ont pas réussi à mobiliser des investissements d’importance dans le secteur, elles ont eu quelques retombées favorables sur le plan opérationnel. Aucune ligne électrique n’a été financée par le secteur privé dans le cadre de projets de TEI, et aucune ligne privée n’a été construite sur le continent. Des mesures préliminaires à la préparation d’appels d’offres pour des projets de TEI ont été prises, au Nigéria notamment, mais il n’y a pas eu d’adjudication. Les projets de TEI pourraient constituer le modèle économique le plus prometteur pour mobiliser le secteur privé. Ils ont obtenu de bons résultats dans d’autres pays en xx Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Tableau E2 Structures de PPP pour les contrats portant sur des projets de TEI Qui finance Qui assume Qui assume Qui est l’investissement le risque de le risque propriétaire des # Structure de PPP en capital ? construction ? d’exploitation ? actifs ? Exemples 1 Construction- Entreprise privée Entreprise privée Entreprise privée Entreprise privée Brésil, Pérou, Inde exploitation- propriété-transfert (CEPT) 2 Construction- Entreprise privée Entreprise privée Entreprise privée Entreprise privée Chili exploitation- propriété (CEP) 3 Construction- Entreprise privée Entreprise privée Entreprise privée État/entreprise Aucun exemple transfert- publique recensé pour les exploitation (CTE) lignes électriques 4 EPC+financement Entreprise privée Entreprise privée État/entreprise État/entreprise Aucun exemple publique publique recensé pour les lignes électriques développement, y compris dans ceux ayant fait l’objet des études de cas. Le revenu par habi- tant de certains de ces pays à l’époque où ils ont mis sur pied ces projets était comparable à celui des pays africains qui envisagent de le faire aujourd’hui. Ainsi, le PIB par habitant du Pérou s’élevait à 3 266 dollars en 1998, et celui de l’Inde 1 056 dollars en 2006. En comparaison, celui du Kenya est aujourd’hui de 1 113 dollars et celui du Nigéria de 2 535 dollars. Les projets de TEI mis en œuvre dans les pays à revenu faible et intermédiaire ont donné lieu à des investissements privés substantiels dans le transport d’électricité, à des économies appré- ciables sur les coûts grâce aux appels d’offres et, jusqu’ici, à des accords contractuels stables. En outre, les risques pour leurs investisseurs sont semblables à ceux assumés par les inves- tisseurs dans les projets de PEI, modèle qui a obtenu des résultats satisfaisants en Afrique. Il existe quatre grandes structures de TEI, qui se différencient selon la source des besoins en dépenses d’investissement, selon que les actifs de transport d’électricité appar- tiennent à l’entreprise privée ou pas, et selon qu’ils sont transférés à l’issue du contrat ou pas (tableau E2). Les pays des études de cas n’ont pas structuré les TEI de manière identique, mais ils ont réussi à attirer les financements privés aux fins d’investissement dans de nouveaux actifs de transport d’électricité. Deux caractéristiques distinguent ces projets. La première est le moment où l’actif est transféré  —  au Brésil, au Pérou et en Inde, les appels d’offres portent sur des contrats de CEPT (construction-exploitation-propriété-transfert ; type 1 du tableau E2). Les conditions du transfert imposent certaines mesures, comme l’évaluation de l’état de l’actif ou une obligation de dépenses d’entretien minimales vers la fin du contrat pour garantir le bon état de l’actif transféré. Au Chili, les contrats relatifs aux TEI sont des CEP (construction-exploitation-propriété ; type 2 du tableau E2). Le contrat garantit des revenus stables pendant une période initiale, ceux-ci étant par la suite fixés par décision réglementaire. Parmi les études de cas considé- rées, c’est le seul exemple de propriété privée à durée indéterminée de l’actif de transport d’électricité financé dans le cadre d’un projet de TEI ayant fait l’objet d’un appel d’offres. L’en- treprise privée peut aussi financer l’actif, percevoir une rémunération sur une longue durée en fonction des résultats opérationnels, et transférer beaucoup plus tôt la propriété de l’actif (construction-exploitation-transfert, ou CET ; type 3 du tableau 7.4). Elle peut par exemple transférer l’actif à la compagnie publique de transport d’électricité dès sa mise en service, et récupérer les coûts d’investissement dans le cadre d’un contrat d’une durée de trente ans. Il est par ailleurs rare qu’un transfert d’actifs intervienne dans les premières phases d’un contrat de financement de projet. Cette opération pourrait en théorie fournir des incitations similaires aux contrats TEI classiques. Elle exige toutefois que le transfert de propriété soit Résumé analytique xxi purement conceptuel et ne donne pas lieu à une intervention susceptible d’influer sur les coûts ou le rendement de la part du nouveau propriétaire. Elle exige également qu’une autre garantie soit fournie que celle dérivant à terme de la propriété de l’actif. Seconde caractéristique : ces structures prévoient une répartition des risques équivalente, à l’exception de l’option EPC+financement (Ingénierie, fourniture et construction ; type 4 du tableau  E2) qui prévoit la prise en charge des risques d’exploitation par le secteur public. Sinon, tous les types de contrats libèrent l’État des risques de construction et d’exploitation et des besoins en dépenses d’investissement. La méthode EPC+financement ne produit pas de gains d’efficience puisque l’opérateur n’assume pas les risques de fonctionnement sur l’ensemble du cycle de vie du projet. Malgré les résultats probants des TEI dans d’autres pays, les conditions d’investissement dans le transport de l’électricité en Afrique diffèrent de celles de la plupart des pays ayant opté pour ce modèle, notamment en ce qui concerne la viabilité financière du secteur de l’électri- cité et sa structure. Dans la majorité des pays ayant mis en œuvre des TEI, les recettes tirées des ventes d’électricité suffisent à assurer la rentabilité des producteurs, des entreprises de réseau et des entreprises de distribution. Il n’en va pas de même dans la plupart des pays africains. Néanmoins, le cas de l’Inde, qui a surmonté les problèmes liés aux bas tarifs et aux pertes élevées, montre que la rentabilité globale du secteur n’est pas une condition préalable au bon fonctionnement d’un TEI. Une autre différence tient à ce que la majorité des pays qui ont fait appel aux TEI avaient déjà établi une séparation verticale entre la production, le transport et la distribution. Quelques pays africains ont procédé à cette opération, mais la plupart ne l’ont pas fait. Enfin, le recours à des appels d’offres pour les TEI présente aussi des inconvénients par rapport à d’autres modèles économiques. L’utilisation du modèle de TEI pour l’achat d’infrastructures de transport d’électricité exige d’organiser de nombreux appels d’offres, ce qui se traduit par des coûts de transaction supérieurs à ceux d’autres modèles. C’est tout particulièrement le cas si on le compare à l’achat de lignes électriques dans le cadre d’une concession totale du réseau. Tout bien considéré, les projets de TEI conduits dans d’autres pays montrent que leurs avantages sont supérieurs aux coûts liés à leur exécution. En tout état de cause, le bilan positif des projets de PEI exécutés dans le cadre d’une structure similaire de partenariat public-privé augure bien du potentiel des TEI à augmenter les investissements dans le trans- port d’électricité en Afrique. Quelles sont les mesures nécessaires pour réaliser le potentiel des TEI en Afrique ? La mise en œuvre de TEI pour financer le transport de l’électricité en Afrique pourrait appor- ter des avantages analogues à ceux obtenus par ce type de projets dans d’autres pays, et par les PEI sur ce continent. Pour que ces avantages se concrétisent, les gouvernements afri- cains devront prendre des mesures visant à instaurer un climat propice aux TEI. Ils pourront s’inspirer des enseignements dégagés de l’introduction de PEI en Afrique et de l’expérience des autres pays en matière de TEI. Dix mesures s’imposent : • Élaborer des politiques de soutien aux TEI : une orientation stratégique claire résultant d’échanges de vues approfondis sur la façon de mettre en place des projets de TEI s’impose pour attirer les investissements. Les politiques devront être définies en tenant compte des arguments favorables et défavorables à l’expérimentation des TEI pour atteindre les objectifs gouvernementaux et arrêter une décision définitive. Les IFD peuvent également appuyer ce processus par la diffusion de produits du savoir et une assistance technique, notamment les conseils de pairs d’autres pays en développement ayant conduit ce type de projets. • Mettre au point des cadres juridiques et réglementaires à l’appui des TEI : dans la plupart des pays, l’instauration de TEI appellera des amendements à la législation, à la xxii Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique réglementation, et à d’autres documents comme les codes de réseau. Les autorités doivent s’inspirer des nombreuses expériences internationales pour en dégager des enseigne- ments. Des lois devront éventuellement être votées, et la législation sera peut-être amenée à évoluer au fil du temps. • Mettre en œuvre des projets pilotes : l’adoption d’un nouveau modèle qui a porté ses fruits dans d’autres pays mais n’a pas été testé au plan national constitue un risque pour les gouvernements africains. Une solution consiste à lancer dans un premier temps un programme pilote pour mieux appréhender les difficultés liées à l’exécution d’un TEI et amender, le cas échéant, les règlements et politiques afin d’en rehausser l’efficacité. L’ex- périence internationale montre qu’il est possible de procéder à des appels d’offres alors que les structures de financement public des réseaux de transport sont encore en place, pratique qu’ont suivie la plupart des pays concernés. • Définir de nouveaux modèles de prêts concessionnels  : les projets de transport de l’électricité exigent des investissements importants. Les autorités africaines doivent vérifier auprès des institutions de financement du développement (IFD) que les finance- ments concessionnels ne sont pas liés à la réalisation du projet par des entreprises pub- liques, et leur proposer des modèles de soutien aux projets de TEI. Le faible coût des prêts concessionnels leur permet d’atteindre leurs objectifs d’investissement à moindre coût pour les consommateurs, avantage que tout recours aux TEI doit préserver. Elles peuvent aussi collaborer avec les IFD pour veiller à ce que les politiques de prêt ne privilégient pas les projets publics de transport de l’électricité et ne fassent pas obstacle aux opérations financées par le secteur privé. • Définir à quel moment il convient de lancer les appels d’offres : il existe deux pos- sibilités. Les appels d’offres organisés dans les phases initiales du projet permettent aux soumissionnaires de proposer des solutions plus innovantes. Ils les exposent toutefois à des risques, en ce qui concerne les autorisations et les permis par exemple, et exigent une évaluation plus complexe. Les appels d’offres plus tardifs portent sur des projets déjà bien avancés, dont l’évaluation peut être axée sur les coûts. Ils constituent sans doute la meil- leure option pour les projets pilotes de TEI. Leur évaluation est plus simple, puisqu’elle se fonde sur les prix proposés par différents soumissionnaires pour construire et exploiter une ligne selon une spécification unique et détaillée. À l’inverse, les appels d’offres lancés en début de projet donnent lieu à des offres fondées sur des spécifications différentes qui appellent une évaluation plus approfondie de la viabilité des solutions proposées. • Définir la rémunération des opérateurs de transport d’électricité en fonction de la disponibilité des lignes : la pratique internationale consiste à exposer les soumission- naires à un risque lié à leur capacité à assurer un niveau de disponibilité élevé, mais pas à un risque associé au volume ou à la valeur des flux acheminés le long de la ligne. Les objectifs de disponibilité sont généralement proches de 98 % et doivent figurer, parallèle- ment aux autres conditions, dans le contrat de service de transport d’électricité signé avec l’entreprise de TEI. L’accord doit comporter une obligation de mettre la ligne en service conformément aux spécifications techniques à une date précise (souvent désignée sous le nom de « date d’entrée en exploitation commerciale »). • Garantir des revenus suffisants et, le cas échéant, un rehaussement du crédit : les projets de TEI seront exécutés sur la base d’un financement de projet. Les investisseurs doivent être certains que les paiements contractuels leurs seront versés, par exemple par le biais de comptes de garantie bloqués si le secteur n’est pas globalement rentable. Dans les cas où ce dispositif ne suffirait pas à les convaincre, les autorités devront éventuelle- ment faire appel à des garanties publiques pour couvrir leurs obligations de paiement envers les entreprises de TEI. Si les garanties souveraines s’avéraient insuffisantes, le recours à des garanties publiques pourrait s’imposer. • Concevoir les projets de TEI de manière à attirer les investisseurs internationaux : les gouvernements africains désireux de lancer un projet pilote doivent veiller à ce que les appels d’offres soient de taille suffisante, à ce qu’ils ne présentent pas de problèmes Résumé analytique  xxiii particuliers sur le plan environnemental ou en termes d’autorisations, et à ce qu’il existe un portefeuille de projets. Les projets doivent être suffisamment importants pour justifier les coûts de transaction. Dans certains cas, la solution consistera à regrouper plusieurs projets en un seul appel d’offres. Au Pérou, par exemple, les coûts d’investissement d’un échantillon de 14 projets de transport d’électricité mis en concurrence entre 1998 et 2013 étaient compris entre 52,2 millions de dollars et 291 millions de dollars, soit 116,2 millions de dollars en moyenne. • Se préparer à procéder aux opérations liées aux TEI : les autorités devront engager des conseillers, établir des accords de service de transport d’électricité et les dossiers d’ap- pel d’offres, identifier les soumissionnaires admissibles, et mener des études de marché. Le contrat de service définira, entre autres, les conditions contractuelles, les paiements, les obligations de résultats et les incitations, l’indexation, et les clauses de force majeure. • Procéder à l’appel d’offres  : la dernière étape consistera à organiser l’appel d’offres, à évaluer les offres et à adjuger le contrat de TEI. Il est possible de mettre en place des programmes de TEI qui intéresseront les soumis- sionnaires internationaux. Les autorités peuvent travailler en coopération avec les inves- tisseurs internationaux et les prêteurs éventuels pour établir les modèles économiques détaillés qui susciteront un intérêt à l’échelle internationale et qui pourront être reproduits sur le continent africain. L’étape suivante, après avoir examiné la façon dont ces modèles s’appliquent en Afrique, consistera à mener quelques projets pilotes. Remarque 1. A. Eberhard et al., « Independent Power Projects in Sub-Saharan Africa : Lessons from Five Key Countries », Publications de la Banque mondiale (2016). Section 1 Introduction La majorité de la population africaine n’a pas accès à interdisant de ce fait les modèles financés par le sec- l’électricité1. Seuls 35  % d’Africains en bénéficient, et teur privé. Le Sénégal en est un exemple. Quelques ceux qui sont raccordés au réseau en consomment pays ont deux réseaux de transport d’électricité. C’est relativement peu ; ils font face à des coupures de cou- par exemple le cas du Mozambique, où l’entreprise rant fréquentes et à des tarifs élevés. publique verticalement intégrée, Electricidade de L’Afrique devra investir dans la production d’élec- Moçambique (EDM), et la Mozambique Transmission tricité pour atteindre ses objectifs en matière d’accès Company (MOTRACO) sont toutes deux propriétaires et de consommation. Sa capacité de production de lignes électriques qu’elles exploitent. atteint tout juste 98  mégawatts (MW) par million Le plus souvent, les compagnies publiques d’habitants, chiffre nettement inférieur aux 203 MW financent les nouveaux investissements au moyen de par million d’habitants de l’Asie du Sud, aux 604 MW fonds mobilisés auprès de l’État, des institutions de de l’Amérique latine et des Caraïbes, et aux 803 MW financement du développement (IFD), et d’autres bail- du Moyen-Orient et de l’Afrique du Nord2. leurs de fonds comme la Chine. Dans ce cadre, elles Il lui faudra aussi construire de nouvelles infras- procèdent généralement aux travaux préparatoires, tructures de transport d’électricité pour combler le gèrent la construction des lignes en faisant appel déficit de production et de distribution. L’Afrique a à des entreprises diverses pour certains travaux, et besoin d’une capacité de production pour créer l’élec- assurent l’exploitation et l’entretien des lignes après tricité, de réseaux de distribution pour l’acheminer leur mise en service. vers les consommateurs, et de lignes de transport pour relier les deux extrémités de la chaîne d’appro- De nouvelles formules de financement visionnement. Des investissements dans le transport du transport d’électricité sont nécessaires d’électricité permettront également d’accéder à une Jusqu’ici, les investissements dans le secteur de capacité de production à faible coût et d’améliorer la l’électricité en Afrique ont été inférieurs aux besoins sécurité de l’approvisionnement. prévus. Au cours de la décennie écoulée, les dépenses Les entreprises publiques financent la majo- annuelles moyennes se sont élevées à quelque12 mil- rité des investissements dans le secteur du trans- liards de dollars, soit 2  % du produit intérieur brut port d’électricité en Afrique (PIB). Ce montant représente entre 19  % et 36  % des Jusqu’aux années 90, le modèle de l’actionnariat public besoins estimés. prédominait dans le monde. Or, de nombreux pays Compte tenu de cette situation, d’autres formules ont remplacé, ou complété, ce modèle par le finance- doivent venir compléter le mode habituel de finance- ment privé de réseaux de transport d’électricité. ment du transport de l’électricité en Afrique. Dans la Dans la plupart des pays africains, les entreprises plupart des pays africains, les entreprises de services publiques financent encore l’essentiel ou la totalité publics ne sont pas rentables, et leurs emprunts des investissements dans ce secteur. Le plus souvent, doivent être appuyés par l’État. Ce modèle de finan- ces entreprises bénéficient d’une exclusivité sur le cement est donc limité par la capacité d’emprunt de réseau de transport d’électricité et financent tous les l’État. investissements s’y rapportant. Le financement public devrait conserver une Dans certains pays, la législation établit une place de premier plan. Il ne suffira cependant pas à franchise exclusive pour le transport d’électricité, satisfaire aux besoins d’investissement du secteur du 2 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique transport d’électricité. Le recours, dans une certaine Quoi qu’il en soit, le présent rapport explique mesure, au financement privé permettrait d’atteindre pourquoi le modèle de TEI est le plus adapté au finan- les objectifs d’accès. cement privé du transport d’électricité en Afrique, et Il est possible de mobiliser de nouvelles sources présente les mesures pratiques pour lancer des pro- de financement privé pour développer le réseau de jets de TEI afin d’intensifier l’investissement dans ce transport d’électricité, à condition que le modèle éco- domaine. nomique soit adapté. En Afrique, dans le secteur de la production d’électricité, les investisseurs dans des Ce rapport fait suite à la demande de pays projets de PEI prennent en charge les risques liés à africains intéressés, et se fonde sur des leurs coûts, à l’achèvement des travaux dans les délais consultations avec divers intervenants prévus et au fonctionnement des centrales. Les PEI Quelques pays africains  — le Nigéria et le Kenya ont investi 25,6 milliards de dollars, pour une capacité notamment — ont entrepris d’établir des cadres d’ac- installée de 11 gigawatts (GW)3. tion publique en vue de mobiliser la participation du Ailleurs dans le monde, un modèle économique secteur privé dans le transport d’électricité. Ce faisant, équivalent pour le transport d’électricité indépen- ils ont évalué les cadres économiques, réglementaires dant (TEI) a levé des capitaux importants aux fins et juridiques nécessaires pour attirer les investisseurs. d’investissement dans ce type de projets4. Suivant ce Le rapport a été rédigé en étroite collaboration avec modèle, des lignes électriques sont mises en adjudica- les entités publiques africaines. Trois ateliers et plu- tion. L’entreprise retenue prend en charge les risques sieurs consultations ont contribué à son élaboration. associés à leur mise en service à la date prévue, aux Les deux premiers ateliers, qui se sont tenus à Nairobi coûts d’investissement et d’exploitation, et à leur et à Abuja, ont permis à des experts internationaux fonctionnement. Les revenus sont en grande partie de présenter aux intervenants locaux leur expérience fixés par l’appel d’offres, et le principal indicateur de des projets visant à attirer l’investissement privé résultat est la disponibilité de la ligne. Le rembourse- dans le transport d’électricité. Au cours du troisième, ment s’effectue dans le cadre d’un contrat d’une durée qui a eu lieu à Arusha à l’occasion de la conférence comprise entre 20 et 45 ans. ministérielle du Pool énergétique d’Afrique de l’Est Les TEI conduits au Brésil, au Pérou, au Chili et (EAPP), des résultats préliminaires ont été présentés en Inde ont mobilisé plus de 24,5 milliards de dollars aux ministres de l’Énergie des sept États membres de d’investissements privés entre 1998 et 2015. Ils ont l’EAPP. Des promoteurs et des entreprises de trans- également permis de construire près de 100 000 km port d’électricité privés ont également fait part de de lignes électriques5. leurs réflexions à ce sujet. Les financements privés, qui ont permis de déve- lopper l’infrastructure de transport d’électricité dans Objectif et structure du rapport d’autres pays et la production d’électricité en Afrique, Cette étude a pour objectif de favoriser la mobilisation peuvent également contribuer à l’expansion du réseau de capitaux privés pour financer des projets de TEI de transport d’électricité en Afrique. entièrement nouveaux en Afrique. Pour ce faire, le L’exécution de projets de TEI en Afrique, ou rapport analyse les différents modèles économiques, d’autres modèles destinés à mobiliser l’investissement structures, et écosystèmes sur lesquels se fondera privé, pose de sérieux défis. Le financement privé du le développement des TEI en Afrique, et formule secteur du transport d’électricité ne se concrétisera des recommandations concernant les transactions que si les autorités adoptent des politiques qui lui prévues. sont propices et créent l’environnement économique, Le rapport s’articule en deux parties. La partie A est réglementaire et juridique nécessaire pour attirer les structurée comme suit : investisseurs. Pour élaborer ces politiques et instaurer ce climat favorable, il leur faudra rallier le consensus • La section 2 présente les principaux faits et chiffres de divers organismes, notamment les ministères, les concernant le secteur de l’électricité en Afrique, régulateurs et les entreprises publiques d’électricité. décrit les besoins en investissements, les avantages Étant donné le rôle de liaison qu’assure le transport liés à l’expansion de l’infrastructure de transport dans l’ensemble du système énergétique, et ses liens d’électricité sur le continent, et les arguments en traditionnels avec d’autres fonctions névralgiques faveur de nouveaux modes de financement et de comme la planification et l’exploitation, il est possible construction des réseaux de transport d’électricité. que certains intervenants s’opposent à ce qu’il soit aux mains du secteur privé. INTRODUCTION 3 • La section 3 définit les quatre principaux modèles Ces cinq pays ont été choisis parce qu’ils pré- économiques utilisés dans le monde pour financer sentent des cas fructueux de participation du secteur les investissements dans ce secteur. privé dans le transport d’électricité. Trois sont des • La section 4 examine les pratiques mises en œuvre pays d’Amérique du Sud, car cette région représente jusqu’à présent pour attirer l’investissement privé «  plus d’un tiers de l’investissement mondial dans dans la production et le transport d’électricité en des projets dans le secteur de l’électricité conduits Afrique. avec la participation du secteur privé dans les pays en • La section 5 explique pourquoi le modèle économi- développement »6. Le Brésil, le Chili et le Pérou se dis- que des TEI est le plus généralement applicable, et tinguent en ce qu’ils ont mobilisé des financements le plus prometteur pour accroître l’investissement privés dans le transport d’électricité dans le cadre de privé dans le transport d’électricité en Afrique. TEI. Le revenu par habitant de certains de ces pays à La partie  B examine les moyens d’intensifier la l’époque où ils ont mis sur pied ces projets était com- participation privée dans ce secteur en Afrique : parable à celui des pays africains qui envisagent de le faire aujourd’hui. Ainsi, le PIB par habitant du Pérou • La section 6 se penche sur les mesures nécessaires s’élevait à 3  266  dollars en 1998, et celui de l’Inde à pour conduire des projets de TEI sur le continent, 1 056 dollars en 2006. En comparaison, celui du Kenya et éventuellement réaliser des profits comparables est aujourd’hui de 1 113 dollars et celui du Nigéria de à ceux dégagés par les projets de TEI réalisés dans 2 535 dollars7. d’autres pays, et par les projets de PEI en Afrique. Il y a trente ou quarante ans, les secteurs électriques • La section  7 renferme un guide à l’intention des des pays sélectionnés étaient en outre verticalement représentants de l’État et des responsables publics intégrés et détenus en majorité par l’État, comme africains pour procéder à une transaction de TEI. ceux de la plupart des pays africains aujourd’hui. L’intégration verticale était pour ainsi dire la règle L’annexe A présente des études de cas portant sur pour les entreprises publiques d’électricité, ce qui ne l’investissement privé dans le transport d’électricité au laissait guère de place à la concurrence. Les investis- Brésil, au Chili, en Inde, au Pérou et aux Philippines. sements étaient essentiellement programmés dans le L’annexe B décrit les projets envisagés dans ce sec- cadre d’une planification centralisée, et financés par teur au Kenya et dans le cadre du Pool énergétique de les entreprises publiques. l’Afrique australe qui pourraient être financés par des Tous les pays choisis ont cependant procédé à des capitaux privés suivant le modèle économique de TEI. réformes d’envergure du secteur de l’électricité. Celles- ci, étayées par des textes législatifs, ont libéralisé le Méthodologie transport de l’électricité et ont dans un premier temps De nombreux chiffres et données relatifs à des projets mobilisé les investissements privés dans le secteur de transport d’électricité et au secteur de l’énergie ont de la production, avant celui du transport — souvent été recueillis et analysés pour élaborer ce rapport. Les sous la forme de PEI qui vendaient leur production sources comprennent plusieurs bases de données de aux opérateurs historiques dans le cadre d’accords la Banque mondiale, dont la base de données sur la d’achat d’électricité à longue échéance. Dans les cinq participation du secteur privé dans l’infrastructure, pays étudiés, la participation du secteur privé au des informations recueillies dans le cadre de l’étude transport d’électricité est intervenue après la mise en «  Making power affordable in Africa and viable for its uti- place de financements privés dans le secteur de pro- lities  », les Statistiques internationales de l’énergie, duction au travers de projets de PEI. et d’autres sources. Les auteurs se sont par ailleurs entretenus avec différents intervenants et ont mené des recherches primaires et secondaires sur les nou- Remarques veaux projets de transport d’électricité financés par le 1. L’Afrique se rapporte ici à l’Afrique sub-saharienne secteur privé. et exclut l’Afrique du Nord et Djibouti. Le rapport renferme cinq études de cas portant 2. Castalia. Capacité de production d’électricité (en sur le Brésil, le Chili, l’Inde, le Pérou et les Philippines. millions de kW par an). Statistiques de l’Agence Internationale de l’Énergie, « Total Electricity Les quatre premières portent sur des projets de TEI ; Installed Capacity » 2014, AIE, 2014, https://tinyurl. celle concernant les Philippines examine le bilan des com/hqe2nys (consulté le 2 décembre 2016); concessions de longue durée de l’ensemble du réseau données tirées de Trimble, C. et al., « Total installed électrique, et non de lignes isolées. 4 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique capacity — calculated excluding regional projects », investissements dans les actifs matériels et des 2016, http://data.worldbank.org/data-catalog/ paiements à l’État. Les investissements sont enreg- affordable-viable-power-for-africa (consulté le istrés en millions de dollars. Ils ont été effectués à 30 octobre 2016). 87 % après 2006. Les données portent uniquement 3. A. Eberhard et al., « Independent Power Projects in sur les nouvelles lignes. Sub-Saharan Africa : Lessons from Five Key Coun- 6. ESMAP, « Private Sector Participation in Electricity tries », publications de la Banque mondiale (2016). Transmission and Distribution : Experiences from 4. Le rapport utilise le terme TEI pour désigner une Brazil, Peru, the Philippines, and Turkey », Knowl- ligne de transport financée par le secteur privé (pro- edge series, nº 023/15, 2015. jet de transport d’électricité indépendant) et dresser 7. Indicateurs de développement dans le monde, PIB ainsi un parallèle avec les projets de production par habitant (en dollars constants de 2010), Données d’électricité financés par des PEI (projets de produc- des comptes nationaux de la Banque mondiale et tion d’électricité indépendants). fichiers des comptes nationaux de l’OCDE, http:// 5. Base de données PPI, Banque mondiale et PPIAF, data.worldbank.org/indicator/NY.GDP.PCAP.KD, ppi.worldbank.org (consultée le 9 septembre 2016). (consulté le 10 mai 2017). L’investissement total correspond à la somme des Partie A Le financement du transport d’électricité : enjeux et perspectives Section 2 L’Afrique a besoin d’investissements dans le transport d’électricité et de nouvelles méthodes pour les financer et les mobiliser L’accès à l’électricité est limité dans toute l’Afrique. La investissements nécessaires sur l’ensemble de la consommation des habitants qui en bénéficient est chaîne d’approvisionnement. Elle explique en outre relativement modérée, et leur approvisionnement est pourquoi le transport d’électricité est un maillon erratique. Ce faible taux d’accès freine par ailleurs la essentiel du développement global du secteur, et croissance économique. Il diminue la productivité, expose les raisons justifiant le recours aux finance- bride la création d’emplois, compromet la prestation ments privés. de services d’éducation et de santé, et restreint l’accès aux communications. Le développement de l’accès à l’électricité et Le taux d’accès à 2.1  de son utilisation appellera des investissements l’électricité est faible considérables dans l’ensemble du secteur, dont en Afrique l’expansion passera par la construction de nouvelles infrastructures de transport. Des investissements L’accès à l’électricité est faible en Afrique : seuls 35 % de dans ce domaine s’imposeront pour relier les infras- la population en bénéficient. Ce chiffre est nettement tructures de production et de distribution, donner inférieur à celui de l’Asie du Sud (78 %), qui s’inscrit accès à une capacité de production à faible coût, tirer au deuxième rang des régions les moins électrifiées. parti d’économies d’échelle et renforcer la sécurité de Toutes les autres régions de la planète affichent un l’approvisionnement. taux supérieur à 96 %. La partie gauche de la figure 2.1 Dans la plupart des pays africains, les entreprises illustre le niveau d’accès à l’électricité par région. La publiques financent la totalité de l’investissement première ligne correspond à l’Afrique ; le diagramme dans le transport d’électricité. Compte tenu de l’am- indique le taux mondial aux fins de comparaison. pleur des fonds nécessaires, les financements privés Les Africains qui ont accès à l’électricité en peuvent contribuer à satisfaire aux besoins énergé- consomment relativement peu. La consommation tiques en Afrique. annuelle par habitant est estimée à 488  kilowat- Cette section présente les faits et les données theures (kWh) — la plus faible au monde, comme le relatifs à l’accès, à la consommation, à la production, montre la partie droite de la figure 2.1. À titre de com- à la distribution, et à la capacité de transport d’élec- paraison, celle de l’Asie du Sud, région qui s’inscrit à tricité en Afrique, et rend compte du montant des l’avant-dernier rang pour l’accès à l’électricité, est de L’Afrique a besoin d’investissements dans le transport d’électricité 7 Figure 2.1 Accès à l’électricité et consommation électrique (en pourcentage de la population ; en kWh par personne et par an) Accès Consommation par personne Afrique sub-saharienne 35 488 Asie du sud 78 673 Monde 85 2,118 Asie de I’Est et Pacifique 96 2,880 Moyen-Orient et Afrique du Nord 96 3,104 Amérique latine et Caraïbes 96 3,568 Europe et Asie centrale 100 5,429 Amérique du Nord 100 13,241 Source : Castalia. Accès à l’électricité et consommation électrique (en pourcentage de la population ; en kWh par personne et par an). Données provenant de la Banque mondiale, « Accès à l’électricité (en % de la population) », SE4ALL, 2012, http://data.worldbank.org/indicator/EG.ELC.ACCS.ZS (consulté le 17 novembre 2016) ; données provenant de la Banque mondiale, « Consommation d’électricité (en kWh par habitant) », OCDE/AIE, 2013, http://data.worldbank.org/indicator/EG.USE.ELEC.KH.PC (consulté le 10 janvier 2017). 673  kWh. Comme l’indique la figure  2.1, les régions assurer un accès universel à des services énergétiques plus industrialisées, comme l’Amérique du Nord, modernes à l’horizon 2030. Dans ce cadre, le Nigéria consomment dix fois plus d’électricité que l’Afrique. s’est fixé pour objectif d’atteindre un taux d’accès de Dans plusieurs pays africains, les consommateurs 75 % à l’échéance 2020, et de 90 % en 2030. Pour le réa- raccordés au réseau paient en outre des tarifs élevés liser, les autorités doivent quasiment tripler l’approvi- et font face à des coupures de courant fréquentes. Les sionnement par réseau3. délestages et les coupures imprévues se traduisent par des pertes économiques qui représenteraient entre 1  % et 5  % du produit intérieur brut (PIB) des 2.2 Une expansion pays concernés1. considérable de Le faible taux d’électrification et le caractère l’approvisionnement aléatoire de l’approvisionnement brident le déve- loppement de la région. Ce niveau d’accès minime s’impose pour «  se traduit par une perte d’avantages substan- augmenter l’accès tiels — comme les gains de productivité économique, et la consommation la création d’emplois, les possibilités d’étudier à domicile, les progrès sanitaires, et l’amélioration des Quand la production d’électricité est insuffisante, la communications télévisuelles et radiophoniques  »2. consommation ne peut être élevée. L’Afrique a donc Le développement de l’accès à l’électricité est indis- besoin d’une capacité de production pour créer de pensable pour remédier à cette situation. l’électricité, de réseaux de distribution pour la livrer En Afrique, les organisations internationales et aux consommateurs, et de lignes de transport pour les pouvoirs publics ont pour ambition d’accroître relier les deux extrémités de la chaîne d’approvi- sensiblement l’accès des populations à l’électricité sionnement énergétique. Le montant annuel des d’ici  2030. Cette expansion du réseau constitue un investissements nécessaires dans la production, la défi et réclame des investissements considérables. distribution et le transport d’électricité entre 2015 Le programme «  Énergie durable pour tous  », lancé et 2040 se situerait entre 33,4 milliards de dollars et par les Nations Unies et la Banque mondiale, vise à 63 milliards de dollars4. 8 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Figure 2.2 Capacité installée (en MW par million d’habitants) 3,418 1,654 937 803 604 203 98 Afrique sub- Asie Amérique latine Moyen-Orient Asie de I’Est et Europe et Asie Amérique du saharienne du sud et Caraïbes et Afrique Pacifique centrale Nord du Nord Source : Castalia. Capacité de production d’électricité (en millions de kW par an). Données provenant des statistiques de l’Agence Internationale de l’Énergie, « Total Electricity InstalledInstalled Capacity » 2014, AIE, 2014, https ://tinyurl.com/hqe2nys (consulté le 2 décembre 2016) ; données tirées de Trimble, C. et al., « Total installed capacity - calculated excluding regional projects », 2016, http://data.worldbank.org/data-catalog/affordable-viable-power-for-africa (consulté le 30 octobre 2016).. Accroître la production pour atteindre les Le taux d’électrification de l’Afrique s’établit en objectifs d’accès et de consommation moyenne à 35 % ; deux ménages sur trois ne sont pas L’Afrique dispose d’une capacité de production ins- raccordés au réseau. Autrement dit, plus de 600 mil- tallée nettement inférieure à celle des autres régions. lions de personnes n’ont pas accès à l’électricité. Elle devra la développer considérablement pour Dans des pays comme le Sud-Soudan, le Tchad et le réaliser ses objectifs d’accès et de consommation. La Burundi, le taux de raccordement atteint à peine 10 % figure 2.2 illustre la capacité de production installée en moyenne. Selon les estimations, les investisse- par habitant. En Afrique, elle est de 98  mégawatts ments annuels dans la distribution d’électricité entre (MW) par million d’habitants, chiffre nettement infé- 2015 et 2040 se situeraient dans une fourchette com- rieur à l’Asie du Sud (203 MW par million d’habitants), prise entre 10,6 milliards de dollars et 14,2 milliards de à la région Amérique latine et Caraïbes (604 MW), et à dollars6. la région Moyen-Orient et Afrique du Nord (803 MW). Les régions plus industrialisées, comme l’Europe, l’Asie centrale et l’Amérique du Nord, disposent d’une Des lignes de transport 2.3  capacité nettement plus importante par habitant. d’électricité sont Pour atteindre ses objectifs de consommation, nécessaires pour l’Afrique doit installer 292 gigawatts (GW) de capacité d’ici à 2040, pour un coût estimé à 19,6  milliards de relier les différentes dollars par an entre 2015 et 20405. composantes du système Investir dans le réseau de distribution L’Afrique ne dispose pas non plus d’une capacité de et le développer transport électrique suffisante. Sur 38 pays, neuf ne Il ne suffira pas de construire des capacités de pro- possèdent pas de lignes électriques de plus de 100 kV. duction. L’Afrique doit également développer son Les 38 pays africains comptent au total 112 196 km de réseau de distribution pour desservir la population, lignes7. À titre de comparaison, le réseau de transport ce qui exigera des investissements considérables. L’Afrique a besoin d’investissements dans le transport d’électricité 9 Figure 2.3 Lignes électriques par habitant (en km de lignes électriques par million d’habitants) 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 a ia a e a e ca ca il ile ce es ru az ny bw bi bi qu er Pe at Ch an ri ri m m Br Ke Af Af ig bi St ba Fr lo Za N m h m Co d a ut ite Zi oz So Un M Source : Castalia. Données tirées de Trimble, C. et al., « “T&D Data — State owned national grid T&D data », 2016, http://data.worldbank.org/data-catalog/affordable-viable-power-for- africa (consulté le 3 octobre 2016); Rafael Ferreira, « Private Participation in Transmission Expansion : the Brazilian Model », présenté lors d’un atelier de consultation, Nairobi (Kenya), 26 septembre 2016. du Brésil (125  640  km) est plus long que celui de demande. Cet aspect revêt une importance particu- l’Afrique, et celui des États-Unis d’Amérique (États- lière en Afrique car la région dispose de ressources Unis) en représente plus du double (257 000 km)8. hydroélectriques considérables. Les économies Comme le montre la figure  2.3, l’Afrique est la d’échelle dans le transport de l’électricité réduisent région qui possède le moins de kilomètres de lignes également les coûts globaux : plus la production est électriques par habitant9. Le continent compte importante et plus la tension est haute, plus les coûts 247  kilomètres de lignes par million d’habitants, de transport baissent. Des niveaux de tension plus indicateur qui tombe à 229 km par million d’habitants élevés diminuent en outre le taux de perte pendant quand on exclut l’Afrique du Sud10. Par comparaison, le transport. Par ailleurs, en reliant plusieurs produc- la Colombie possède 295 km de lignes électriques par teurs, les lignes électriques assurent la résilience et la million d’habitants, le Pérou 339 km, le Brésil 610 km, sécurité de l’ensemble du système de production, au le Chili 694 km, et les États-Unis 807 km. niveau de la distribution et des ménages. Les investissements annuels nécessaires pour le La construction de lignes électriques et la mise à transport d’électricité en Afrique entre 2015 et 2040 niveau de la capacité de transport seront des compo- seraient compris entre 3,2  milliards de dollars et santes essentielles de l’expansion globale du secteur 4,3 milliards de dollars. électrique. L’Afrique ayant besoin de réseaux natio- Des investissements s’imposent dans le secteur naux et transnationaux, des investissements sont pour relier la capacité de production au réseau de nécessaires à l’échelon national et régional. distribution. Ce raccordement permettra d’accéder à une capacité de production à faible coût, de bénéficier L’Afrique doit investir dans des lignes d’économies d’échelle et de renforcer la sécurité de électriques de nature très diverse l’approvisionnement. L’Afrique doit investir dans des lignes à longue dis- Du côté de l’offre, selon la loi des économies tance en courant alternatif et en courant continu, d’échelle, les coûts de production diminuent en rela- et développer les réseaux de transport nationaux à tion inverse à la taille de la centrale. Le transport différents niveaux de tension. Le continent dispose permet de raccorder l’électricité ainsi produite à la d’immenses ressources hydroélectriques à faible coût, 10 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique mais celles-ci sont éloignées des centres de consom- (plus de 40  GW) alimente la République démocra- mation à desservir. Des investissements s’imposent tique du Congo (RDC) et l’ensemble de la région sont pour relier ces ressources aux consommateurs, dans estimés à 40 milliards de dollars11. les lignes de transport transfrontalières notamment. La figure 2.4 situe les grandes centrales de pro- À titre d’exemple, les investissements nécessaires duction hydroélectrique envisageables et les princi- pour que le projet hydroélectrique du Grand INGA pales interconnexions de transport d’électricité que Figure 2.4 Grands projets potentiels de production et de transport d’électricité en Afrique Source : Chiffres de la Banque africaine de développement (2013), Annexe 1. L’Afrique a besoin d’investissements dans le transport d’électricité 11 l’Afrique doit mettre en place à l’horizon  2020 et à électriques environ d’ici à 2020  —  dont 2  200  km l’horizon  204012. Elle présente près de vingt projets de lignes de 132  kV, 2  400  km de lignes de 220  kV, de production (barrages hydroélectriques) et quatre 2 000 km de lignes de 400 kV, et 612 km de lignes de grands projets de transport d’électricité qui relieront 500 kV CCHT. Certaines sont en construction, d’autres les barrages aux centres de consommation, et favori- sont encore à l’état de projet. Le tableau 2.1 présente seront ainsi les échanges régionaux. Les quatre pro- quelques-unes des lignes électriques prévues pour jets sont le couloir de transport électrique d’Afrique 2020 mais pas encore construites, et précise le coût de l’Ouest, le projet d’interconnexion électrique de estimé de chacune d’elles. l’Afrique centrale, le couloir de transport électrique Nord-Sud, et le projet d’interconnexion électrique Le transport d’électricité peut avec l’Afrique du Nord. aussi renforcer la sécurité de La distance, la capacité de transport, et le coût l’approvisionnement et favoriser estimé des projets varient, mais ils appellent tous des l’intégration des énergies renouvelables investissements substantiels. Ainsi, la longueur du intermittentes couloir de lignes électriques d’Afrique de l’Ouest est L’infrastructure de transport permet également estimée à 2 000 km. Le projet, qui reliera le Nigéria à aux consommateurs de se raccorder à des sources la Guinée, devrait atteindre une capacité de transport de production diverses faisant appel à différents de 1 000 MW et coûter 1,2 milliard de dollars environ. combustibles, ce qui diminue les risques d’appro- Le projet d’interconnexion de l’Afrique centrale cou- visionnement en électricité. La région centrale du vrira pour sa part 3 800 km de lignes. Reliant le Tchad Mozambique, par exemple, dispose de réserves à l’Afrique du Sud, il devrait assurer une capacité de hydroélectriques et charbonnières importantes qui transport de 17 000 MW, et son coût s’élever à 10,5 mil- lui donnent la possibilité de produire des volumes liards de dollars environ. d’électricité élevés dont le sud du pays pourrait éga- Des investissements dans le transport d’électricité lement tirer profit. Or, le réseau de transport de la sont également nécessaires pour réduire les coûts région centrale et celui de la région sud ne sont pas en raccordant de gros producteurs aux consomma- interconnectés. Pour que les consommateurs de la teurs dans les pays, stabiliser les réseaux nationaux région sud puissent bénéficier de ces sources supplé- de transport d’électricité et satisfaire à une demande mentaires d’énergie, la construction d’une ligne élec- croissante. En 2014, par exemple, la Transmission trique s’impose. Le gouvernement du Mozambique Company of Nigeria (TCN) a estimé que le pays devait prévoit depuis plusieurs années de l’aménager dans porter sa capacité de transport de 7 GW à 10 GW avant le cadre d’un projet dénommé Sociedade Nacional de 2017, et à 20 GW à l’horizon 2020, ce qui suppose une Transporte de Energia (STE) — mais celui-ci est resté expansion du réseau. TCN a établi un plan de déve- à l’état d’ébauche. Il permettrait pourtant d’améliorer loppement qui définit les lignes électriques à installer considérablement la sécurité d’approvisionnement d’ici à 2017 et à 2020. La figure 2.5 présente une carte électrique du Mozambique13. du réseau de transport d’électricité nigérian en 2014, et Le transport d’électricité permet également d’inté- les lignes prévues dans le plan de développement de grer les énergies renouvelables intermittentes. Il TCN (à installer avant 2017). Celles-ci se répartissent assure l’équilibre du réseau électrique en maintenant en lignes de 132 kV et de 330 kV. Les lignes existantes des réserves pour compenser les fluctuations de puis- ont été effacées de la carte, ce qui montre l’ampleur sance des sources d’énergie renouvelables. La consti- des besoins de transport d’électricité au Nigéria. tution de réserves pour appuyer l’intégration des Les investissements au niveau des pays revêtent énergies renouvelables produit d’importantes éco- aussi différentes formes. Les projets varient selon la nomies d’échelle : les coûts pour les régions étendues longueur des lignes, la tension et les coûts estimés. Au sont moins élevés. Le transport d’électricité permet de Kenya, la Kenya Electricity Transmission Company concrétiser ces baisses de coût et de limiter les coûts (Ketraco) prévoit de construire 7  000  km de lignes d’intégration des énergies renouvelables. 12 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Figure 2.5 Carte du réseau de transport nigérian : lignes en construction et lignes prévues Lignes électriques de 330 kV projetées Lignes électriques de 330 kV en construction Lignes électriques de 132 kV projetées Lignes électriques de 132 kV en construction Source : Transmission Company of Nigeria, « Appraisal of Transmission Projects », (2014), (contact personnel avec Patricia Mong, 17 novembre 2016). Tableau 2.1 Exemples de lignes électriques prévues par Ketraco Coûts estimés (en Projet Envergure millions de dollars) Gilgil-Thika-Nairobi Est et sous-stations Ligne de 205 km de 400 kV ; sous-stations à 128,7 associées Longonot, Thika, Kangundo et Konza Isinya-Konza-Nairobi Est Ligne de 105 km à double circuit de 400 kV et 41,9 sous-station de Konza 400/132 kV Nyahururu-Maralal et sous-stations Ligne de 148 km à 132 kV et une sous-station 25,3 associées 7,5 MVA de Maralal Garsen-Hola-Garissa et sous-stations Ligne de 240 km à circuit simple de 220 kV ou 90,6 associées 132 kV et une sous-station 7,5 MVA à Hola Garissa-Wajir et sous-stations Ligne de 330 km à circuit simple de 132 kV et 92,6 associées une sous-station 23 MVA à Wajir Source: Kenya Electricity Transmission Company (Ketraco), « Transmission System Planning and Implementation : Planned Projects and Financing Gap », exposé durant un atelier de consultation, Nairobi (Kenya), 26 septembre 2016. L’Afrique a besoin d’investissements dans le transport d’électricité 13 De nouveaux modes 2.4  africaines pourraient atteindre la viabilité finan- cière15. La plupart ne parviendraient cependant pas de financement et de à recouvrer leurs coûts  —  malgré ces gains d’effi- prestation du transport cience ambitieux. d’électricité sont De surcroît, les gouvernements africains ne sont pas en mesure de fournir aux compagnies d’électri- nécessaires cité les fonds nécessaires pour assurer leur viabilité Dans la plupart des pays africains, les entreprises financière. Ils sont confrontés à des contraintes bud- publiques financent l’intégralité des investissements gétaires émanant d’autres secteurs, ainsi qu’au sen- dans le transport d’électricité. La capacité de transport timent des marchés, qui se fonde sur leur situation installée sur le continent est nettement inférieure à budgétaire globale et des indicateurs synthétiques, celle des autres régions, et doit sensiblement aug- comme le ratio de déficit annuel ou l’endettement menter pour satisfaire aux objectifs d’accès et de total par rapport au PIB. Autrement dit, ils risquent de consommation. ne pouvoir emprunter pour investir, même dans des Les investissements dans le secteur de l’électricité projets financièrement viables susceptibles à terme effectués jusqu’à présent en vertu de ce modèle sont d’améliorer leur situation budgétaire. considérablement en-deçà des besoins estimés. Pour la période comprise entre 2015 et 2040, les besoins La participation du secteur privé pourrait annuels se situeraient entre 33,4 milliards de dollars atténuer les difficultés financières et 63  milliards de dollars. Au cours de la décennie Une plus forte contribution du secteur privé permet- écoulée, les dépenses annuelles consacrées au secteur trait d’atténuer les problèmes de financement et de de l’électricité en Afrique se sont montées en moyenne remédier au déficit de lignes électriques. à 12 milliards de dollars. Le financement de projet permettrait aux compa- Une étude récente de la Banque mondiale14 gnies d’électricité de mobiliser des fonds dont elles indique que seules deux des 39 compagnies d’électri- ne pourraient autrement disposer. Ce mécanisme cité africaines ont perçu suffisamment de liquidités dissocie une partie des flux de trésorerie (et des pour recouvrer leurs coûts d’exploitation et d’investis- risques) liés à des investissements particuliers. Par sement. La médiocrité de ces résultats tient à la fois exemple, si les autorités augmentent légèrement à l’importance des coûts et à la faiblesse des recettes. les tarifs de l’électricité pour financer un projet de Les coûts sont élevés en raison de la petite taille des transport d’électricité, elles ne pourront mobiliser de exploitations, du manque d’efficience opérationnelle nouveaux fonds si l’entité emprunteuse (l’entreprise et de la part importante de la production au pétrole publique ou l’État) demeure insolvable. En revanche, coûteuse. Les recettes sont faibles en raison de la si elles relèvent légèrement les tarifs et consacrent de sous-tarification de l’électricité et du recouvrement manière crédible le produit de cette hausse au finan- insuffisant des recettes. cement d’un projet de transport d’électricité viable, Ces problèmes financiers tiennent en partie au établi dans le cadre d’une structure de financement niveau élevé des coûts. Dans les pays africains, l’élec- de projet, l’augmentation des recettes leur permettra tricité est en grande partie produite à partir de pétrole d’obtenir d’autres financements. Les relèvements de onéreux, et d’autres inefficiences de coût sont obser- tarif devraient être minimes compte tenu de la part vables. L’adoption de pratiques optimales permettrait du transport dans le coût total facturé16. d’abaisser les coûts. Dans ce cadre, la garantie de paiement de l’État Cela ne suffira cependant pas à assurer la n’aggrave pas sa position budgétaire. Elle donne plu- viabilité financière des compagnies d’électricité tôt l’assurance que le léger accroissement des tarifs de africaines. Celles-ci resteraient déficitaires même l’électricité censé financer un projet viable sur le plan si leur efficience atteignait un niveau conforme financier est véritablement utilisé à cette fin, et non aux normes internationales. L’étude examine en pour assurer le service d’une autre dette ou couvrir quoi leur situation financière s’améliorerait si elles d’autres dépenses. recouvraient la totalité des recettes, si les pertes de Cette méthode peut diminuer les dépenses à réseau étaient ramenées à un maximum de 10 %, et moyen terme. En effet, l’application de tarifs établis si leurs effectifs étaient similaires à ceux des com- en fonction des coûts permet de recouvrer les frais. pagnies d’électricité rentables d’Amérique latine. Les financements privés permettraient à l’entreprise Si ces hypothèses se réalisaient, onze compagnies publique d’électricité ou à l’État de payer des prix de 14 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique transport de l’électricité compétitifs tenant compte l’entreprise privée prévoira des obligations de résul- des coûts. Ainsi, dans toutes les études de cas, le tat. Celles-ci portent sur des éléments spécifiques recours à des appels d’offres a créé une forte tension définis dans le contrat (calendrier du projet, qualité, concurrentielle et exercé une pression à la baisse sur et quantité). Si l’entreprise ne satisfait pas à ces obliga- les prix. Comme indiqué dans les études portant sur tions, l’État diminuera les paiements au secteur privé. le Brésil et le Pérou, l’offre gagnante a souvent été Étant donné ces conditions, les compagnies nettement inférieure au prix plafond. L’encadré  5.1 d’électricité africaines se tournent déjà vers le sec- analyse également de quelle manière les TEI peuvent teur privé pour financer les investissements dans diminuer les coûts sur l’ensemble du cycle de vie. le transport. Selon Ketraco, l’entreprise de transport L’investissement privé dans des projets de trans- d’électricité de l’État kényan, le déficit de financement port d’électricité financièrement viables peut égale- devrait s’élever au bas mot à 5,9  milliards de dollars ment avoir des effets d’entraînement. Dotées d’une entre 2013 et 2030, soit 90 % des fonds nécessaires au plus grande capacité de transport, les compagnies moins. Ketraco souhaite donc définir comment les d’électricité peuvent augmenter leurs ventes et partenariats public-privé (PPP) pourraient contribuer réduire les coûts de production. au financement des projets de transport d’électricité La participation du secteur privé peut aussi prévues dans son Plan de développement énergétique apporter des compétences de gestion, un savoir-faire au moindre coût 2013–2030 (encadré 2.1). technique et des incitations aux résultats. Les appels L’État va donc sans doute continuer de financer d’offres pour le financement des investissements le secteur du transport d’électricité, mais ses apports attireront des soumissionnaires internationaux. Plu- ne permettront pas de satisfaire aux objectifs énergé- sieurs entreprises sont déjà à l’affût d’appels d’offres tiques ; le financement privé peut contribuer à com- portant sur des TEI (un modèle de financement de bler le déficit. projet) en Afrique. Les investisseurs internationaux Les gouvernements africains pourraient mettre seraient exposés à un risque de fonds propres lié au point une méthode en vue d’augmenter l’inves- au fonctionnement des lignes électriques qu’ils tissement privé dans le transport d’électricité en construisent. Les pays africains tireront profit de la s’inspirant des pratiques internationales dans ce motivation de ces entreprises à transférer leur savoir domaine et de l’expérience de l’Afrique dans celui de la et leurs compétences et à développer les capacités production. Dans d’autres pays, le financement privé techniques et de gestion nationales. du transport a dégagé des gains d’efficacité, réduit les Les investissements privés peuvent aussi renfor- coûts, et donné accès à de nouvelles sources de finan- cer la responsabilisation. Le contrat entre l’État et cement. Les pays africains, après avoir réussi à attirer Encadré 2.1 Déficit de financement dans le secteur du transport d’électricité au Kenya Ketraco, l’entreprise publique de transport d’électricité du En septembre  2016, Ketraco avait mené à terme Kenya, a été créée en décembre 2008. 13 projets de transport d’électricité (1 099 km), et plus de Elle a pour mission de planifier, concevoir, construire, 4  200  km de lignes électriques étaient en construction. détenir, exploiter et entretenir le réseau de transport L’entreprise prévoit par ailleurs de construire 7 000 km de d’électricité haute tension et les interconnexions régionales lignes et les sous-stations correspondantes entre 2015–16 et (lignes CCHT de 132 kV, 220 kV, 400 kV et 500 kV). 2019–20. Les lignes se répartissent comme suit : Selon ses estimations, le Plan de développement énergétique au moindre coût 2013–2030 appellera un • 2 200 km de lignes de 132 kV investissement de 6,5 milliards de dollars dans le transport • 2 400 km de lignes de 220 kV d’électricité. Les fonds engagés se montent à 615  millions • 2 000 km de lignes de 400kV, et de dollars environ, soit un déficit de financement de • 612 km de lignes de 500kV CCHT. 5,9 milliards de dollars au moins. Source : Ketraco (2016). L’Afrique a besoin d’investissements dans le transport d’électricité 15 l’investissement du secteur privé dans le domaine de Tanzanie, Togo (x), Zambie et Zimbabwe. Les neufs la production d’électricité, pourraient tirer profit de sa pays suivis d’une croix (x) ne disposent pas de participation financière, dans une certaine mesure au lignes électriques de plus de 100 kV. moins, dans celui du transport. 8. « Energy Transmission in the United states », Tribal Energy and Environmental Information https:// teeic.indianaffairs.gov/er/transmission/restech/ Remarques dist/index.htm (consulté le 13 mars 2017). 9. L’indicateur est exprimé en kilomètres de lignes 1. N. Ouedraogo, « Modeling sustainable long-term de transport (exception faite des lignes de moins electricity supply-demand in Africa », Applied Energy de 200 kV), ce qui permet de comparer, dans une 190, (2017) : 1047‑1067, http://www.sciencedirect. certaine mesure, les capacités de transfert. Il convi- com/science/article/pii/S0306261916319420 (con- ent toutefois de reconnaître que le pourcentage de sulté le 11 mars 2017). transport par niveau de tension (et donc la capacité 2. R. Golumbeanu et D. Barnes, « Connection Charges de ces réseaux à assurer des services de transport and Electricity Access in Sub-Saharan Africa », d’électricité) varie considérablement d’un pays à Banque mondiale, Policy Research Working Paper 6511, l’autre. (2013), https://openknowledge.worldbank.org/ 10. L’Afrique du Sud compte 31 107 km de lignes bitstream/handle/10986/15871/WPS6511.pdf? électriques. sequence=1&isAllowed=y (consulté le 11 mars 2017). 11. A. Castellano et al. (2015). 3. République fédérale du Nigeria », Sustainable 12. Ces projets sont décrits dans le portefeuille Energy for All Action Agenda (SE4ALL-AA) », juil- d’investissement du Plan d’action prioritaire du Pro- let 2016, http://www.se4all.org/sites/default/files/ gramme de développement des infrastructures en NIGERIA_SE4ALL_ACTION_AGENDA_FINAL.pdf Afrique (PIDA-PAP) jusqu’à 2020 et 2040, en Afrique (consulté le 11 mars 2017). subsaharienne et en Afrique du Nord. Données de 4. A. Castellano et al. (2015). la Banque africaine de développement, « Intercon- 5. A. Castellano et al. (2015). necter, intégrer et transformer un continent », Pro- 6. A. Castellano et al. (2015) ; A. Miketa et N. Saadi gramme pour le développement des infrastructures (2015). A. Miketa et N. Saadi (2015) fournissent une en Afrique, 2013, https://www.afdb.org/fileadmin/ estimation globale des besoins en investissements uploads/afdb/Documents/Project-and-Operations/ dans le transport et la distribution. La fourchette PIDA%20note%20English%20for%20web%200208 indiquée ici suppose que la répartition des besoins .pdf (consulté le 11 mars 2017). d’investissement entre ces deux secteurs (en 13. M. Hussain, « Republic of Mozambique - Energy pourcentage du montant global évoqué dans Sector Policy Note », (Banque mondiale), novembre A. Miketa et N. Saadi, 2015) correspond à celle 2015, http://documents.worldbank.org/curated/ présentée dans A. Castellano et al. (2015). en/135711468180536987/pdf/ACS17091-REVISED- 7. Données tirées de Trimble, C. et al., « State owned PUBLIC-Mozambique-Energy-Sector-Policy-Note national grid T&D data », 2014, http://data.world .pdf (consulté le 11 mars 2017). bank.org/data-catalog/affordable-viable-power- 14. M. Kojima et C. Trimble, « Making Power Afford- for-africa (consulté le 30 octobre 2016). Données able for Africa and Viable for Its Utilities », Groupe disponibles pour les pays suivants : Afrique du Sud, de la Banque mondiale, 2016, https://openknowledge Angola, Bénin, Botswana, Burkina Faso, Burundi .worldbank.org/bitstream/handle/10986/25091/ (x), Cameroun, Congo, Côte d’Ivoire, Éthiopie, 108555.pdf?sequence=7 (consulté le 17 mars 2017). Gabon, Ghana, Guinée, Guinée-Bissau (x), Kenya, 15. Exception faite des coûts engagés pour procéder Lesotho, Liberia (x), Madagascar (x), Malawi, Mali, aux améliorations. Maurice (x), Mozambique, Namibie, Niger (x), 16. Au Vietnam, par exemple, les frais de transport Nigéria, Ouganda, République démocratique du comptent pour 5,5 %–6 % du tarif final. Congo, Rwanda, São Tomé-et-Principe (x), Sénégal, Seychelles (x), Sierra Leone, Soudan, Swaziland, 16 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Section 3 Le financement privé du transport d’électricité a produit de bons résultats au niveau international Dans de nombreux pays, les entreprises privées Chili et en Inde ont mobilisé entre 1998 et 2015 plus de financent la totalité ou la majeure partie des nou- 24,5 milliards de dollars d’investissements privés qui veaux investissements dans le transport d’électricité. ont financé la construction de près de 100 000 km de Divers modèles économiques ont été utilisés pour lignes électriques. Ce modèle connaît aussi un succès mobiliser l’investissement privé dans le secteur. Les croissant dans des pays qui accordaient auparavant quatre principaux sont les privatisations, les contrats l’exclusivité à une entreprise privée de transport de concession totale du réseau électrique, les projets d’électricité  —  le Royaume-Uni, les États-Unis, le de transport d’électricité indépendant (TEI) et les Canada et l’Australie notamment. Le Canada a adjugé investissements marchands. Les projets de finan- des contrats portant sur 400 km de lignes de 230 kV cement privé établis selon ces modèles ont apporté pour un montant total de 452 millions de dollars2. Les aux pays concernés des investissements appréciables États-Unis ont aussi attribué plus de soixante contrats dans de nouvelles lignes électriques. de TEI, et d’autres sont prévus ces prochaines années3. De nombreux pays membres de l’Organisation Les investissements marchands sont relative- de coopération et de développement économiques ment courants aux États-Unis, dans l’Union euro- (OCDE) ont procédé à des privatisations ces vingt péenne et en Australie. Aux États-Unis, le coût de la dernières années. Le Royaume-Uni a privatisé trois ligne de transport d’électricité Neptune  —  une ligne entreprises de transport d’électricité en 1991  : Natio- de 104 km reliant les États du New Jersey et de New nal Grid, Scottish Power, et Scottish and Southern York — a été estimé à plus de 600 millions de dollars. Energy (SSE). Celles-ci ont investi 5,6  milliards de En Australie, le coût d’investissement de trois lignes livres sterling entre 2013 et 2016. Le montant des électriques financées par le secteur privé a été évalué investissements prévus pour la période 2013–21 est de à 1 094 millions de dollars4. 16,6 milliards de livres sterling1. Tous ces modèles peuvent fonctionner, mais pro- Les Philippines appliquent actuellement le modèle duisent leurs meilleurs résultats dans des conditions de concession totale du réseau. La concession a été différentes. L’expérience des autres pays permet accordée à la National Grid Corporation of the Philip- de définir les conditions nécessaires à l’application pines (NGCP) en 2009. Depuis cette date, l’entreprise satisfaisante de chacun d’eux. Les enseignements a investi plus de 1,9 milliard de dollars dans le trans- ainsi dégagés permettront aux responsables publics port d’électricité. africains de choisir les plus adaptés et de déterminer Les projets de TEI ont également donné lieu à des la meilleure façon de les mettre en œuvre. investissements massifs dans ce domaine. Les appels Le tableau 3.1 résume les principales caracté- d’offres organisés dans ce cadre au Brésil, au Pérou, au ristiques de chacun des modèles. Les sections qui LE FINANCEMENT PRIVÉ DU TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ A PRODUIT DE BONS RÉSULTATS AU NIVEAU INTERNATIONAL 17 Tableau 3.1 Modèles économiques pour l’investissement privé dans le transport de l’électricité Concession Projets de transport Privatisation à totale du réseau d’électricité Investissement durée indéterminée électrique indépendants (TEI) marchand Durée Indéterminée Long terme : souvent Long terme : souvent Indéterminée 25 ans au moins 25 ans au moins Champ Toutes les lignes, Toutes les lignes, Une seule ligne ou Une seule ligne d’application existantes et existantes et un groupe de lignes. principale, souvent nouvelles, dans un nouvelles, dans un Nouvelles lignes CCHT pays ou une région pays ou une région uniquement. Revenus Revenus annuels fixés Revenus annuels fixés Revenus annuels Revenus tributaires par le régulateur par le régulateur essentiellement ou du volume d’énergie pour garantir un pour garantir un entièrement fixés par acheminé et des remboursement remboursement le soumissionnaire écarts de prix entre et rendement et rendement retenu les deux extrémités de raisonnables du raisonnables du la ligne capital. Ils font l’objet capital. Ils font l’objet d’une réévaluation d’une réévaluation réglementaire réglementaire périodique. périodique, ou de clauses d’arbitrage en application de la loi sur les concessions. Incitations Liées à la Liées à la Disponibilité de la Aptitude à transporter performance de performance de ligne (généralement l’énergie des régions l’ensemble du réseau l’ensemble du réseau 98 %) à faible prix vers des régions pratiquant des prix plus élevés Accès Accès ouvert à tous Accès ouvert à tous Accès ouvert à tous Accès exclusif. Droits les usagers du réseau les usagers du réseau les usagers du réseau d’accès utilisés par de transport sur un de transport sur un de transport sur un le propriétaire ou pied d’égalité pied d’égalité pied d’égalité revendus. suivent en donnent une description détaillée, pré- 3.1 Modèle 1 : privatisations cisent pour chacun la durée et le champ d’application, la façon dont les revenus sont fixés, et indiquent s’il Les privatisations confèrent à une entreprise privée offre un accès libre ou exclusif. la propriété du réseau de transport d’électricité dans Le terme « concession » est utilisé pour désigner une région donnée. Dans la plupart des cas, les auto- différentes formes de contrats dans différents pays. rités mettent ce modèle économique en œuvre en pri- Les études portant sur les PPP l’emploient souvent de vatisant tout ou partie d’une compagnie publique de manière approximative. Dans certains cas, il désigne transport d’électricité, soit dans le cadre d’une vente des contrats d’exploitation et maintenance, en vertu contractuelle, soit par le biais d’une introduction en desquels le concessionnaire n’est pas tenu de financer bourse. de nouveaux actifs. Une fois la privatisation effectuée, l’entreprise Comme indiqué à la section  3.2, l’expression propriétaire est responsable de l’exploitation et de la « concession totale du réseau » renvoie ici à un contrat gestion du réseau existant d’une part, du financement aux termes duquel l’entreprise privée est chargée et de la construction des nouvelles infrastructures d’exploiter et de gérer le réseau de transport d’élec- d’autre part. tricité existant et de financer et construire toutes les nouvelles infrastructures s’y rapportant. 18 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Ce modèle présente les caractéristiques suivantes : • Le plafond des revenus est fixé à un niveau qui assure un remboursement et un rendement • Durée  : l’entreprise privée détient les actifs de raisonnables du capital. On entend par « rende- transport d’électricité qu’elle a acquis et les nou- ment du capital » des rendements suffisamment veaux actifs qu’elle finance. Elle en est propriétaire élevés pour permettre à l’entreprise de financer pour une durée indéterminée. ses investissements  ; le «  remboursement du • Champ d’application  : l’entreprise privée a capital  » renvoie à des revenus qui couvrent la des droits et des obligations dans une zone dépréciation des actifs. géographique donnée. Il peut s’agir d’un pays • L’indépendance réglementaire est déterminante entier, ou d’une région. pour éviter des pressions politiques visant à con- De nombreux pays n’ont qu’une entreprise de tenir les prix de l’électricité. Elle est assurée par transport d’électricité. Le caractère géographique de la législation et les dispositifs de gouvernance de ces droits et obligations est plus manifeste lorsque l’instance de réglementation (protection contre l’entreprise couvre une région et non la totalité du les licenciements par exemple). pays. C’est par exemple le cas au Royaume-Uni5. • Incitations  : le régime réglementaire crée des Deux entreprises de transport d’électricité incitations pour les entreprises privatisées. Le pla- opèrent en Écosse. SSE est propriétaire du réseau fonnement de leurs revenus fait qu’elles ont tout dans le nord du pays au travers de SHE Transmis- intérêt à limiter les coûts tout en respectant les sion, filiale qu’elle détient à 100 %. L’entreprise est normes de qualité de service. soumise aux conditions générales de licence qui L’entreprise privée est généralement propriétaire s’appliquent à toutes les entreprises de transport de l’ensemble du réseau de transport dans une zone d’électricité au Royaume-Uni, et à des conditions bien définie. Les incitations réglementaires peu- particulières qui ne s’appliquent qu’à elle. La vent donc porter sur le fonctionnement général du première condition particulière (condition  AA) réseau. définit sa zone de couverture dans le nord de C’est par exemple le cas de la mesure en vigueur l’Écosse. La deuxième (condition  B) établit que au Royaume-Uni, qui incite les entreprises à assurer le titulaire de la licence ne mettra pas d’actifs de la fiabilité du transport d’électricité Celles-ci sont transport d’électricité à disposition en dehors de encouragées à assurer le bon entretien des réseaux cette zone6. La licence définit également le rac- et à éviter des ruptures d’approvisionnement dues cordement entre la région couverte par SSE et la à ces derniers. Une récompense ou une sanction région limitrophe, desservie par l’autre exploitant, est calculée chaque année pour chacune des trois Scottish Power. entreprises de transport d’électricité en fonction • Revenus  : les réseaux de transport d’électricité du volume total d’énergie non fourni pendant des sont considérés comme des monopoles naturels et coupures d’alimentation sur leur réseau. sont assujettis à une réglementation économique. • Accès  : tous les usagers des réseaux de transport Le propriétaire privé planifie les investissements d’électricité doivent pouvoir y accéder de manière nécessaires, dont le régulateur confirme le bien- uniforme et non discriminatoire pour assurer le fondé. Les dépenses d’investissement approuvées bon fonctionnement des marchés de gros concur- sont intégrées à la base d’actifs réglementaires rentiels. À cette fin, la règle impose généralement de l’entreprise, et recouvrées au moyen des rede- aux entreprises de publier leurs tarifs et les condi- vances de transport. tions générales minimales d’accès et d’utilisation Cette approche est appliquée de manière très s’appliquant à tous les usagers potentiels. diverse selon les pays, mais présente des éléments • Exemples : de nombreux pays membres de l’OCDE communs : ont privatisé les réseaux de transport d’électricité • Le revenu total des entreprises de transport et ont depuis uniquement recours au secteur privé d’électricité est plafonné, mais pas le prix qu’elles pour financer les nouveaux investissements. On facturent par MWh acheminé. Ce choix tient citera les exemples suivants : généralement à ce que leurs coûts ne varient pas • Les trois entreprises privées du Royaume- en fonction du volume d’énergie acheminé sur Uni (National Grid, Scottish Power, et SSE) le réseau. Le plafonnement des prix les expose- après les privatisations de 1991. National Grid rait à un risque lié à la demande de services de détient et exploite aujourd’hui 7  200  km de transport, alors qu’elles ne sont pas en mesure de lignes aériennes, 1  400  km de câble souterrain gérer cette demande. LE FINANCEMENT PRIVÉ DU TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ A PRODUIT DE BONS RÉSULTATS AU NIVEAU INTERNATIONAL 19 et 329  sous-stations7. Les trois entreprises ont tenue d’investir dans de nouveaux actifs. Ende Trans- investi 5,6  milliards de livres sterling entre misión a toutefois été nationalisée en 2012, dans le 2013 et 2016. L’investissement prévu pour la cadre d’un vaste programme qui prévoyait également période 2013–2021 se monte à 16,6  millions de la nationalisation des entreprises de production et de livres sterling. National Grid et SSE investissent distribution d’électricité. actuellement dans la première interconnex- ion sous-marine bidirectionnelle  — Western Link  —  pour transporter des énergies renouve- Modèle 2 : concessions 3.2  lables depuis l’Écosse jusqu’aux consommateurs totales du réseau du Pays de Galles et d’Angleterre. Le projet est Les concessions totales du réseau confèrent les évalué à un milliard de livres sterling et entrera mêmes droits et responsabilités que les privatisa- en exploitation à la fin de 20178. tions, mais sur une période plus brève. Le plus sou- • Entre 1995 et 1999, le gouvernement de l’État de vent, les autorités mettent ce modèle économique en Victoria a privatisé la production, le transport œuvre par le biais d’un appel d’offres concurrentiel et et la distribution d’électricité9. Ces privatisa- concluent un contrat de concession avec le soumis- tions ont mobilisé 22,5  milliards de dollars sionnaire retenu. australiens10. Une fois le contrat de concession attribué, l’entre- • La privatisation du transport d’électricité dans prise privée concessionnaire (le soumissionnaire l’État d’Australie-Méridionale en 2000. retenu) est chargée d’exploitée et de gérer le réseau • La vente progressive de la participation de l’État existant, et de financer et de réaliser tous les nou- dans les entreprises de transport d’électricité en veaux investissements dans le transport d’électricité. Allemagne au cours des années 9011. Ce modèle présente les caractéristiques suivantes : Il existe aussi des cas de sociétés d’économie • Durée : la durée de la concession est établie dans mixte. Le Réseau de transport d’électricité (RTE), par le contrat. Elle est généralement comprise entre 20 exemple, est une filiale à 100 % d’Électricité de France et 30 ans. Certains contrats prévoient la possibilité (EDF). L’État français est actionnaire à 85 % d’EDF, les de la proroger. 15 % restant étant cotés à la Bourse de Paris. • Champ d’application  : le concessionnaire a La privatisation complète du réseau de transport des droits et des obligations dans une zone d’électricité est moins courante dans les pays à faible géographique définie. Dans la plupart des cas, revenu. Quelques pays d’Amérique latine ont privatisé celle-ci correspond au territoire national. La con- une partie ou la totalité du secteur dans les années 90. cession peut être limitée au réseau principal et ne Ce rapport porte toutefois essentiellement sur le pas couvrir les petits réseaux isolés. financement de nouvelles lignes électriques. Les • Revenus  : les revenus du concessionnaire sont entreprises privées de transport d’électricité en Amé- établis dans le cadre d’une procédure réglemen- rique du Sud n’ont pas l’exclusivité du financement taire, qui peut par exemple être conduite par un des nouveaux investissements (comme en Argentine régulateur économique indépendant. Le contrat de et au Chili), ou bien, lorsque cette exclusivité a existé, concession peut aussi prévoir des procédures pour elle n’a pas duré longtemps (Bolivie). modifier les revenus du concessionnaire en fonc- En 1993, le gouvernement argentin a accordé une tion de l’évolution des coûts de base, et des procé- concession d’une durée de 95 ans (qui constitue en fait dures d’arbitrage pour les différends susceptibles une privatisation) pour l’exploitation du réseau natio- d’intervenir entre le concessionnaire et l’État. nal de transport d’électricité (Transener). Le contrat La concession du réseau de transport d’électricité porte sur l’exploitation et l’entretien des réseaux de des Philippines offre un exemple de revenus fixés transport, l’entreprise privée n’étant pas responsable par un régulateur économique indépendant. La loi de l’expansion du système12. Les nouveaux projets Electricity Power Industry Reform Act de 2001 autorise d’investissement dans le transport d’électricité en l’Energy Regulatory Commission (ERC) à définir Argentine font l’objet d’appels d’offres publics et et appliquer une méthode de fixation des tarifs de concurrentiels organisés par l’État. Transener peut transport d’électricité. Ceux-ci doivent permettre le soumissionner. recouvrement de coûts justes et raisonnables et un L’État bolivien a privatisé Ende13 Transmisión, la rendement suffisant des tarifs de base pour assurer plus grande compagnie nationale de transport d’élec- la viabilité de l’entreprise. L’ERC a défini des règles tricité, en 1997. Dans ce cas, l’entreprise privée était 20 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique pour fixer le plafond des revenus annuels que le Modèle 3 : transport 3.3  concessionnaire peut dégager des tarifs de trans- port d’électricité. d’électricité • Incitations  : le régime réglementaire définit les indépendant mesures incitatives pour l’entreprise concession- Les contrats de TEI confèrent les droits et obligations naire selon la même méthode que celle utilisée associés à une seule ligne électrique ou à un bouquet pour les entreprises de transport d’électricité de lignes. Le plus souvent, les autorités appliquent ce privatisées. Ces mesures portent également sur le modèle dans le cadre d’une mise en adjudication du fonctionnement global du réseau. contrat. Dans certains cas, le marché est attribué de La concession de transport d’électricité aux gré à gré. Philippines illustre ce cas. Le mécanisme d’incita- Une fois le marché adjugé, l’entreprise de TEI tion au rendement se fonde sur la disponibilité du (le soumissionnaire retenu) est responsable de la réseau, la fréquence et la gravité des interruptions construction et de l’exploitation de la ligne ou des de courant, le respect des limites de fréquence lignes définies dans le contrat. Elle n’exerce aucun et de tension, et la satisfaction des clients. En droit ou responsabilité sur le réseau existant ou sur 2012, le régulateur a autorisé dans le cadre de ce les nouveaux investissements dans le transport mécanisme le paiement de 609  millions de pésos d’électricité autres que ceux établis dans le contrat. philippins (PHP). À titre de comparaison, le revenu Ce modèle présente les caractéristiques suivantes : annuel maximum se situe aux environs de 45 mil- liards de PHP. Le montant versé en application • Durée : elle est comprise entre 25 et 45 ans. Certains du mécanisme d’incitation est faible en regard du contrats prévoient la possibilité de la proroger. revenu total, mais suffisamment élevé pour influer • Champ d’application : l’entreprise de TEI fournit sur la rentabilité du capital et inciter le concession- une seule ou plusieurs lignes. Elle n’a aucune autre naire à agir. obligation dans la région ou le pays concerné. • Accès  : tous les usagers des réseaux de transport • Revenus  : le montant annuel du paiement d’électricité y ont accès de manière uniforme et non demandé est l’un des critères de l’appel d’offres. discriminatoire. L’offre retenue détermine en grande partie les • Exemples  : la concession du réseau de transport paiements qui seront effectués pendant la durée du d’électricité aux Philippines offre un exemple contrat. Comme indiqué à la section  6.6, certains d’investissement substantiel dans le cadre de ce aspects du paiement peuvent parfois faire l’objet modèle. Dans ce pays, l’investissement dans le d’un réexamen réglementaire. transport d’électricité a totalisé près de 4,2 milliards • Incitations : le contrat définit des mesures incita- de dollars, dont plus de 1,9 milliard de dollars dans tives pour l’entreprise de TEI. Celle-ci est encour- des actifs matériels14. La NGCP a par ailleurs réalisé agée à mettre la ligne de transport d’électricité en ses objectifs de résultats. Elle a systématiquement service dans les délais impartis et à réduire les dépassé ses objectifs de minimisation des pertes coûts sur la durée du projet. La principale incita- de réseau, et diminué les pertes en réduisant la tion aux résultats consiste à assurer la disponibilité fréquence des déclenchements et en améliorant de la ligne de transport d’électricité pendant toute la disponibilité du réseau. À titre d’exemple, cette la durée du contrat. dernière se situait entre 99,6  % et 99,8  % dans les L’entreprise de TEI est responsable de la disponi- régions de Visayas, Mindanao et Luzon en 201615. bilité de la ligne, ou des lignes, dont elle est pro- Ce modèle a aussi été utilisé en Afrique, nota- priétaire, et non du fonctionnement de l’ensemble mment au Cameroun, au Mali et au Sénégal (voir du réseau de transport d’électricité. la section  4.1). Dans ces cas, l’État a conservé une • Accès  : tous les usagers des réseaux de transport participation considérable. Au Mali, le gouverne- d’électricité y ont accès de manière uniforme et non ment a accordé une concession en juillet  2000, et discriminatoire. conservé 40 % des actions. Mais, en octobre 2005, • Exemples  : les contrats de TEI sont amplement l’un des concessionnaires a vendu ses actions et utilisés dans le monde, notamment au Mexique, en l’État, qui en détient désormais 66  %, est depuis Amérique du Sud (Brésil, Chili, Colombie et Pérou) l’actionnaire majoritaire d’EDM. et en Inde. Un contrat de TEI pour le Pakistan est aussi en négociation. LE FINANCEMENT PRIVÉ DU TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ A PRODUIT DE BONS RÉSULTATS AU NIVEAU INTERNATIONAL 21 Encadré 3.1 Synthèse des résultats des projets de TIE dans le monde Les projets de TEI ont obtenu des résultats fructueux dans 10,4 % des lignes construites depuis le lancement du Plan plusieurs pays : d’électrification 2002–2007, et 6,1 % du réseau. • Le Canada a adjugé 400  km de lignes électriques de • Le Brésil a organisé 38  appels d’offres portant sur plu- 23 kV pour un montant total de 452 millions de dollars. sieurs lots entre 1999 et 2015, ce qui s’est traduit par En 2014, Alberta Electric System Operator a également l’attribution de 211  concessions et par la conception, la adjugé une ligne électrique de 500  km à 500  kV pour construction et l’exploitation de 69 811 km de lignes élec- un montant de 1,4 milliard de dollars16. Le démarrage des triques dans le cadre de contrats CEPT. travaux est prévu en 2019. • Le Pérou a organisé 18 appels d’offres portant sur le trans- • La Federal Energy Regulatory Commission (FERC) des port d’électricité depuis 1998, à la suite desquels plus États-Unis a abrogé les droits automatiques des entre- de 6 000 km de lignes électriques (et les sous-stations prises de transport d’électricité titulaires en 2011. Depuis, associées) ont été conçues, construites et exploitées par plus de soixante contrats de TEI ont été adjugés, et le secteur privé dans le cadre de contrats CEPT. d’autres sont prévus ces prochaines années. • Le Chili a organisé sept appels d’offres depuis 2006. Dix • L’Australie a récemment adjugé un appel d’offres portant projets ont été attribués qui totalisent près de 1 200 km sur la mise à niveau de l’interconnexion de Heywood de lignes. Ce chiffre comprend la ligne de 140  km à (une ligne qui relie les États d’Australie-Méridionale et de 500  kV récemment adjugée pour raccorder les deux Victoria) pour un montant estimé à près de 80 millions principaux réseaux. de dollars17. • En Inde, le secteur privé a construit plus de 21 000 km circuits de lignes entre 2006 et 2016, ce qui représente Ce modèle connaît aussi un succès croissant dans • Durée  : elle est fonction de la durée de vie de la des pays qui accordaient auparavant l’exclusivité à ligne marchande et des accords qui lui sont éven- une entreprise privée de transport d’électricité. Le tuellement associés. Royaume-Uni, le Canada, l’Australie et les États- • Champ d’application  : l’investisseur fournit une Unis ont introduit des entreprises de TEI aux côtés seule ligne et n’a aucun autre droit ou obligation de des entreprises de transport d’électricité financées développement du réseau de transport d’électricité sur fonds privés ou publics existantes qui bénéfici- dans la région ou le pays. aient auparavant d’une exclusivité régionale. • Revenus  : dans un modèle marchand «  pur  », L’encadré  3.1 dresse une synthèse des résultats le propriétaire de la ligne marchande utilise ou des projets de TEI menés dans plusieurs pays. vend les droits d’acheminement de l’électricité, et les revenus sont fonction du volume d’énergie transporté (MWh) et des écarts de prix entre les 3.4 Modèle 4 : deux extrémités de la ligne. Comme indiqué plus investissements loin, l’intervention réglementaire peut influer sur marchands les revenus, de même que la méthode choisie par le propriétaire pour vendre la capacité de transport. Les investissements marchands portent sur la • Incitations  : l’investisseur est incité à optimiser construction et l’exploitation d’une ligne électrique les recettes. La meilleure solution consiste pour lui unique (« ligne marchande »). Il s’agit souvent d’une à assurer une disponibilité élevée de la ligne pen- ligne CCHT. L’investisseur construit les stations de dant les périodes où l’écart de prix entre ses deux conversion à chaque extrémité de la ligne. Celles-ci extrémités est important. convertiront le courant alternatif en courant continu • Accès  : dans le cadre d’un modèle marchand et vice-versa. Dans la plupart des cas, ces projets sont «  pur  », le propriétaire détermine le prix et les lancés à l’initiative du secteur privé, et non de l’État. conditions d’accès à sa ligne. Le régulateur ne fixe 22 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique pas de conditions régissant l’accès de tiers. Les vari- l’État de Victoria. La ligne a une puissance con- ations possibles à ces dispositions sont analysées tinue nominale de 500  MW et une capacité de dans les exemples qui suivent. crête de 630 MW sur de plus courtes périodes. • Exemples : deux facteurs influent fortement sur la Le cadre réglementaire influe également sur possibilité d’établir des liaisons marchandes : l’effet la stratégie adoptée vis-à-vis des investisse- de l’organisation de marché sur les signaux de prix ments marchands : locaux et les modalités réglementaires. • Aux États-Unis, les propriétaires de lignes Les investissements dans les lignes marchandes marchandes doivent obtenir l’autorisation de la se fondent sur les écarts de prix entre les deux Federal Energy Regulatory Commission (FERC) extrémités de la ligne. Leur bien-fondé est fonction pour appliquer des tarifs de transport d’élec- de la nature et de l’ampleur des écarts des prix tricité négociés avec les usagers de la ligne. La locaux sur le marché : FERC a défini quatre critères d’approbation des • Aux États-Unis, de nombreux marchés appli- tarifs  : leur caractère équitable et raisonnable  ; quent des prix marginaux locaux  —  autrement le risque de discrimination abusive ; le risque de dit des prix de gros différents à chaque nœud du préférence injustifiée, y compris en faveur des réseau — ce qui ajoute aux arguments en faveur filiales ; et les obligations régionales de fiabilité des investissements marchands. et d’efficience opérationnelle. Au début, la FERC On peut citer pour exemples de lignes exigeait que les lignes marchandes attribuent marchandes aux États-Unis le câble Cross- la capacité dans le cadre d’un appel au marché Sound, un câble sous-marin de 39  km qui relie («  open season  »), mais elle les autorise désor- la ­Nouvelle-Angleterre à Long Island (État de mais à en allouer jusqu’à 100 % moyennant des New York), acheté en 2006 par une entreprise accords de gré à gré. privée pour un montant de 213 millions de dol- • Dans l’Union européenne, la réglementation lars18 ; la Neptune Transmission Line, une ligne privilégie le développement d’un transport sous-­ marine et souterraine de 104  km entre d’électricité réglementé par les gestionnaires du Long Island et Sayreville (New Jersey) (d’un coût réseau de transport d’électricité. Dans certaines estimé à plus de 600  millions de dollars19)  ; et circonstances, la Commission européenne peut Path 15, une ligne électrique construite au milieu toutefois exempter les investissements march- des années 80 qui raccorde les sections nord et ands des réglementations. sud du réseau électrique californien20. • Le National Electricity Market (NEM) australien définit les prix dans cinq régions (qui correspon- 3.5 Les projets dent aux cinq membres du NEM : Queensland, d’interconnexion Nouvelles-Galles du Sud (dont le territoire de peuvent aussi faire la capitale australienne), Victoria, Australie-­ Méridionale et Tasmanie). Les investissements appel à certains de ces marchands sont autorisés entre ces cinq régions, modèles mais pas dans chacune d’elles. Ce rapport s’intéresse essentiellement aux investis- Un exemple de ligne privée en Australie est sements dans des projets de transport d’électricité à celui de Basslink, une liaison CCHT de 370  km l’échelle nationale  —  autrement dit, dans une seule qui raccorde la Tasmanie au NEM. Le principe juridiction. Or, ces investissements peuvent aussi de ce projet était de permettre à Hydro Tasmania porter sur des projets d’interconnexion entre deux d’augmenter les recettes tirées de sa production ou plusieurs pays. en exportant l’électricité pendant les périodes L’actionnariat public est également la forme domi- de pointe, quand les prix sont plus élevés, et en nante de financement des projets d’interconnexion, l’important pendant les heures creuses. Hydro surtout en Afrique. Néanmoins, lorsqu’un projet Tasmania conserve les droits d’usage de la ligne. appelle des investissements dans deux ou plusieurs La figure 3.1 illustre le tracé de Basslink entre pays, il ne peut plus être conduit par une seule entre- l’île de Tasmanie et le continent australien. Le prise publique. Deux entreprises au moins y parti- projet a nécessité un câble sous-marin CCHT de cipent. Deux grands moyens s’offrent aux deux (ou 290 km (à l’époque le plus long du monde), une plusieurs) entreprises concernées de gérer le projet ligne CA de 13 km en Tasmanie et de 63 km dans d’interconnexion : LE FINANCEMENT PRIVÉ DU TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ A PRODUIT DE BONS RÉSULTATS AU NIVEAU INTERNATIONAL 23 Figure 3.1 Tracé de la ligne Basslink Tasmania Source : Site internet de Basslink, « Maps », http://www.basslink.com.au/basslink-interconnector/maps/ (consulté le 15 mars 2017). • L’entreprise publique de chaque pays peut financer en valeur du fleuve Gambie (OMVG), une ligne de sa portion de la ligne de transport d’électricité. C’est 1  677  km à 225  kV, d’une capacité de transport de ce modèle qui a été retenu pour la ligne de Cahora 800 MW. Bassa entre le Mozambique et l’Afrique du Sud, et pour l’interconnexion entre l’Éthiopie et le Kenya. Or, certains des quatre modèles économiques • Les entreprises peuvent créer une société de pro- décrits plus haut peuvent aussi s’appliquer aux inter- jet pour investir dans la ligne d’interconnexion. connexions. Des projets d’interconnexion financés Un exemple de ce modèle est celui de MOTRACO, par le secteur privé dans le cadre d’investissements une structure constituée par trois entreprises marchands ou de contrats de TEI ont été conduits publiques  : ESKOM (Afrique du Sud), EDM dans différents pays. (Mozambique), et SEC (Swaziland). MOTRACO La plupart des projets d’interconnexion ont fait est propriétaire des actifs, chacune des trois entre- appel au modèle d’investissement marchand. Il en prises publiques détenant un tiers des actions. existe plusieurs exemples en Europe. La plupart des D’autres pays africains envisagent des méthodes pays européens appliquent un prix de gros unique sur similaires de financement de lignes d’interconnex- leur territoire. L’écart de prix susceptible d’intéresser ion régionales — notamment pour l’interconnexion les investissements marchands ne peut venir que de Côte d’Ivoire-Libéria-Sierra Léone-Guinée (CLSG), l’interconnexion entre deux pays. À ce jour, cinq lignes une ligne de 225 kV et 1 300 km, ou pour le projet électriques reliant des pays européens bénéficient d’interconnexion de l’Organisation pour la mise de dérogations à certaines parties des obligations 24 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique réglementaires et peuvent être considérées comme organiser, construire et détenir une ligne d’inter- des investissements marchands. Plusieurs autres connexion de 1 793 km à 230 kV qui relie les réseaux sont en construction. électriques du Panama, du Costa Rica, du Honduras, Les lignes marchandes dans l’Union européenne du Nicaragua, d’El Salvador, et du Guatemala. La ligne sont notamment les suivantes : est dénommée Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC). • EastLink, une ligne privée CCHT sous-marine La figure 3.2 illustre son tracé dans les différents de 105  km qui assure le transport d’électricité de pays. l’Estonie à la Finlande EPR est une société de projet détenue par21 : • BritNed, une ligne CCHT sous-marine de 260  km qui relie le Royaume-Uni aux Pays-Bas. Dotée d’une • Les entreprises ou services publics de transport capacité de 1 000 MW, elle a été construite en 2011 d’électricité du Guatemala, d’El Salvador, du Hon- pour un montant de 600 millions d’euros. duras, du Nicaragua, du Costa Rica et du Panama. • L’East-West Interconnector, une interconnexion • Une entreprise privée : ENDESA (Espagne). CCHT qui relie le Royaume-Uni et l’Irlande. La • Deux entreprises publiques régionales de transport ligne de 700 MW a été mise en place en 2012 pour d’électricité : ISA (Colombie), et CFE (Mexique)22. un coût de 600 millions d’euros. • Le lien fixe Transmanche, une ligne de 1 000 MW Chacun des neuf actionnaires détient une partici- reliant la Grande-Bretagne et la France par le tun- pation équivalente. nel sous la Manche. Les revenus d’EPR proviennent des tarifs régle- mentés de transport d’électricité fixés par la Commis- Les projets d’interconnexion peuvent aussi faire sion régionale d’interconnexion électrique (CRIE), le appel aux contrats de TEI. Dans ce cas, les appels régulateur régional23. La CRIE est responsable de la d’offres peuvent revêtir deux formes. La première réglementation du marché centre-américain. Elle est consiste à organiser un appel d’offres d’un côté de constituée de commissaires issus des organismes la frontière au moins  ; la seconde à lancer un appel de réglementation de l’électricité de chaque pays d’offres conjoint. membre. Cette organisation visait à limiter les discor- Dans le cadre de la première formule, un pays au dances entre les approches réglementaires nationales moins utilise le modèle de TEI pour mobiliser des et régionales, et à encourager l’uniformisation des investissements sur son territoire. C’est le cas de la normes et procédures techniques et opérationnelles. ligne CHTT de 1 200 km de Tala, qui raccorde le Bhou- tan au réseau indien. La ligne relie la sous-station de Siliguri, près de la frontière, à une sous-station Remarques proche de Delhi. Elle assure l’exportation d’électricité 1. Office of Gas and Electricity Markets, « RIIO-ET1. depuis la centrale hydroélectrique détenue par Tata Annual Report 2015–2016 », février 2017, https:// au Bhoutan. La ligne appartient à Powerlinks, dont www.ofgem.gov.uk/system/files/docs/2017/02/ l’actionnaire majoritaire est la Tata Power Company. riio-et1_annual_report_2015-16.pdf. (Consulté le 16 mars 2017). Le total des dépenses autorisées a La deuxième formule est réalisable, mais n’a pas pour objectifs d’inciter les entreprises à rechercher encore été appliquée. Il n’y a pas trace d’appel d’offres les solutions les plus économiques et d’éviter toute commun à deux ou plusieurs pays portant sur un pro- incitation réglementaire à privilégier les dépenses jet d’interconnexion dans le cadre d’un contrat de TEI. d’investissement au détriment d’autres solutions. Les pays ne peuvent recourir à des privatisa- 2. J. Pfeifenberger et al., « Contrasting Competitively-­ tions ou à des concessions totales du réseau pour Bid Transmission Investments in the U.S. and financer des projets d’interconnexion. Ces modèles Abroad », présentation lors d’une conférence s’appliquent généralement à une obligation exclusive téléphonique avec UBS, mai 2014, http://www de financer de nouvelles infrastructures de transport .brattle.com/system/news/pdfs/000/000/719/ d’électricité dans un pays, et non entre plusieurs pays. original/Contrasting_Competitively-Bid_ Une autre approche consiste en un modèle écono- Transmission_Investments_in_the_U.S._and_ Abroad.pdf?1408140050 (consulté le 16 mars 2017). mique hybride entre entreprises publiques et privées. 3. NERA Economic Consulting, « US Transmission Les entreprises publiques peuvent créer une société Planning Arrangements–Competitive Procurement de projet et mobiliser la participation d’un tiers au and Independent Planner Model. A report for Grid capital. On en citera pour exemple Empresa Pro- Australia », novembre 2012, http://www.nera.com/ pietaria de la Red (EPR), constituée pour concevoir, LE FINANCEMENT PRIVÉ DU TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ A PRODUIT DE BONS RÉSULTATS AU NIVEAU INTERNATIONAL 25 Figure 3.2 La ligne d’interconnexion SIEPAC Source : Comisión Regional de Interconexión Eléctrica, « Mapa con línea SIEPAC », http://crie.org.gt/wp/mapa-con-linea-siepac/ (consulté le10 mai 2017). content/dam/nera/publications/archive2/PUB_ 9. R. Nepal et J. Foster, « Electricity Networks Privat- GridAustralia_1112.pdf (consulté le 16 mars 2017). ization in Australia : An Overview of the Debate », 4. Australian Energy Regulator, « Electricity trans- School of Economics, University of Quensland, mission », State of the energy market, 2009, https:// http://www.uq.edu.au/economics/abstract/541.pdf www.aer.gov.au/system/files/Chapter%205%20%20 (consulté le 16 mars 2017). Electricity%20transmission%202009.pdf (consulté le 10. CEDA, « Privatisation : A Review of the Aus- 15 mars 2017). tralian Experience », décembre 2002, http:// 5. Le terme « Royaume-Uni » se rapporte ici aux adminpanel.ceda.com.au/FOLDERS/Service/ accords conclus dans le secteur énergétique et Files/Documents/15230~growth50.pdf (consulté celui du transport d’électricité en application de la le17 mars 2017) législation du Royaume-Uni, et recouvre à la fois 11. M. Heddenhausen, « Privatisations in Europe’s les accords portant sur l’ensemble du pays et ceux liberalized electricity markets — the cases of the s’appliquant uniquement à la Grande-Bretagne, à United Kingdom, Sweden, Germany, and France », l’exclusion de l’Irlande du Nord. Research Unit EU Integration (2007), https://www 6. Les conditions générales et particulières de la .swp-berlin.org/fileadmin/contents/products/ licence dite « Scottish Hydro-Electric Transmission projekt_papiere/Electricity_paper_KS_IIformatiert Limited Transmission Licence » sont publiées sur .pdf (consulté le 10 mars 2017). le registre électronique public d’Ofgem à l’adresse 12. « El sector eléctrico de Argentina », Pampa Energía, suivante : https://epr.ofgem.gov.uk/Document (con- http://ri.pampaenergia.com/pampaenergia/web/ sulté le 17 mars 2017 conteudo_es.asp?idioma=2&conta=47&tipo=24234 7. National Grid, Our UK Profile, http://investors (consulté le 11 mai 2017). .nationalgrid.com/about-us/our-markets/uk-profile 13. « Nuestra historia », Empresa Nacional de Elec- .aspx (consulté le 17 mars 2017) tricidad, http://www.ende.bo/historia (consulté le 8. Western Link Project, « Welcome page », http:// 11 mai 2017). www.westernhvdclink.co.uk/ et http://www. 14. Base de données PPI, Banque mondiale et PPIAF, scottishpower.com/pages/our_major_projects.aspx ppi.worldbank.org (consulté le 15 mars 2017). 26 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique 15. « NGCP exceeds performance targets for 7th Starwood Energy Group, begins delivering power straight year », NGCP, septembre 2016, http://ngcp to Long Island », 2 juillet 2007, http://starwood .ph/article-view.asp?ContentID=8360 (consulté le energygroup.com/wp-content/uploads/2014/06/6_ 26 septembre 2016). NeptuneAnnouncement.pdf (consulté le 16. Alberta Electric System Operator, « AESO Awards 15 mars 2017). Alberta PowerLine Limited Partnership with Fort 20. La ligne a été mise à niveau en 2002 moyennant McMurray West 500 kV Transmission Project », l’ajout d’une ligne de 500 kV et d’une capacité décembre 2014, http://www.marketwired.com/ d’environ 1 500 MW à la ligne de 135 km Los press-release/aeso-awards-alberta-powerline- Banos-Gates. limited-partnership-with-fort-mcmurray-west- 21. Empresa Propietaria de la web, « Accioni- 500-kv-transmission-1978463.htm (consulté le stas », http://www.eprsiepac.com/contenido/ 16 mars 2017). accionistas/ (consulté le 10 mai 2017). 17. Australian Energy Market Operator, « South 22. Le gouvernement colombien est actionnaire major- Australia — Victoria (Heywood) Interconnector ­ itaire d’ISA, et CFE est une compagnie d’électricité Upgrade », janvier 2013 http://www.aemo.com.au/ détenue par le gouvernement mexicain et intégrée media/Files/Other/planning/RITTs/SA_VIC_ verticalement. Heywood_Interconnector_Upgrade_RIT_T_PACR 23. Economic Consulting Associates, « The Potential of .pdf (consulté le 16 mars 2017). Regional Power Sector Integration. Central Amer- 18. Babcock & Brown Infrastructure, « ASX Announce- ican Electric Interconnection System (SIEPAC), ment. Completion of Acquisition: New England — Transmission & Trading Case Study », soumis à New York Cross Sound Cable », 28 février 2006, l’ESMAP, 2010, http://documents.worldbank.org/ http://www.crosssoundcable.com/doc/Acquisition curated/en/117791468337281999/pdf/773070v100 .pdf (consulté le 15 mars 2017). ESMA0297B00PUBLIC00SIEPAC.pdf, (consulté le 19. Starwood Energy Group, « Neptune transmission 10 mai 2017). system, financed by energy investors funds and Section 4 L’Afrique ne possède guère d’infrastructures de transport d’électricité financées sur fonds privés, mais a mobilisé d’importants investissements privés dans le secteur de la production électrique Les antécédents en matière d’investissement privé réussite relative de l’investissement privé dans le sec- dans le secteur de l’électricité en Afrique donnent teur de la production pour expliquer comment l’atti- également des indications quant aux modèles écono- rer dans le secteur africain du transport d’électricité. miques susceptibles d’y porter leurs fruits. Les rares investissements privés que l’Afrique a mobilisés dans le transport d’électricité ont été effec- 4.1 Les investissements tués dans le cadre de concessions totales du réseau et de privés dans le transport la construction d’un petit nombre de lignes électriques d’électricité ont été reliant les producteurs au réseau principal, financées par des PEI. Ces projets ont eu des retombées favo- limités rables sur le plan opérationnel, comme l’expansion de Dans la plupart des pays africains, les compagnies l’accès et les investissements dans la production, mais publiques sont les opérateurs exclusifs du réseau de le montant des investissements est resté faible. Aucun transport d’électricité et financent tous les investisse- pays africain n’a fait appel aux financements privés ments qui lui sont associés. Dans certains cas, la loi dans le transport d’électricité dans le cadre de projets l’exige. de TEI ou d’investissements marchands. Depuis 1999, trois pays africains ont fait appel à la En revanche, l’Afrique a mobilisé depuis 1994 plus participation du secteur privé dans le secteur, dans le de 25  milliards de dollars d’investissements privés cadre de concessions totales du réseau. Ces projets dans des projets de PEI, qui ont installé une capacité n’ont pas mobilisé d’investissements importants dans de production de plus de 11 GW. le transport d’électricité, mais ont apporté des avan- Cette section présente d’abord brièvement l’expé- tages opérationnels. rience de l’Afrique en matière de financement privé L’Afrique n’a aucune expérience des projets de du transport d’électricité. Elle s’appuie ensuite sur la financement privé de lignes électriques dans le cadre 28 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique de contrats de TEI ou de lignes marchandes. Des Les gouvernements du Mali et du Sénégal ont mesures préliminaires ont été prises en vue d’organi- chacun accordé une concession portant sur l’entre- ser des appels d’offres portant sur des TEI, mais aucun prise publique verticalement intégrée, y compris les contrat n’a été attribué. opérations de transport d’électricité. Dans le cas du Cameroun, les autorités ont attribué quatre conces- Le bilan des concessions totales du réseau sions distinctes à un concessionnaire unique, dont en Afrique l’une porte sur l’entreprise publique de transport Nous examinons ici le cas de trois pays qui ont fait d’électricité. appel à la participation du secteur privé dans le trans- D’autres pays africains ont mobilisé la participa- port d’électricité moyennant des concessions totales tion du secteur privé dans le transport d’électricité, du réseau ces dernières années, à savoir : mais pas sous forme de concessions du réseau entier. Au Gabon et en Côte d’Ivoire, par exemple, les com- • le Cameroun, de 2001à 2021 pagnies publiques d’électricité ont conclu un contrat • le Mali, de 2000 à 2020 d’affermage1 avec des parties privées. Aux termes du • le Sénégal, de 1999 à 2001. contrat, les investisseurs privés devaient exploiter et entretenir les lignes électriques, mais n’étaient pas Le tableau 4.1 en résume les principales caractéris- tenus de financer les actifs de transport d’électricité. tiques : durée et date de la concession, champ d’appli- Ces deux cas figurent aux deux dernières lignes du cation de la concession, nom de l’entreprise publique tableau 4.1. sous contrat de concession, parties concernées et leur Le gouvernement camerounais a accordé une participation dans la concession. concession pour la compagnie publique d’électricité Tableau 4.1 Exemples de concessions et d’affermages en Afrique Nom de l’entreprise Champ d’application publique mise en Pays Durée de la concession concession Parties et participations Cameroun 20 ans Concession portant sur la SONEL (Société nationale • AES SONEL (États‑Unis) : 51 % (2001–2021) production, le transport, et d’électricité) • État : 44 % la distribution d’électricité. • Personnel de l’entreprise : 5 % La concession de transport d’électricité a cependant • En 2014, AES a vendu sa pris fin en août 2015 participation dans AES SONEL à Actis. L’entreprise a été rebaptisée ENEO Mali 20 ans Concession portant sur la EDM (Électricité du Mali) • SAUR/IPS-WA (France/Canada) : (2000–2020) production, le transport, la 34 % distribution, et la fourniture • État : 66 % d’électricité et d’eau. La SAUR et IPS-WA détenaient respectivement 39 % et 21 % de la concession jusqu’en 2005 Sénégal 2 ans Concession portant sur la SENELEC (Société • Elyo (France) et Hydro-Québec (1999–2001) production, le transport, nationale d’électricité (Canada) : 34 % la distribution, et la vente du Sénégal) • État : 66 % d’électricité Champ d’application Entreprise publique Pays Durée du contrat d’affermage concernée Parties et participations Gabon 25 ans Contrat d’exploitation SEEG (Société d’énergie • Veolia2 (France) : 51 % (1997–2021) et maintenance et d’eau du Gabon) • État : 49 % Côte d’Ivoire 20 ans Contrat d’exploitation CIE (Compagnie • SAUR (France/Canada) : 51 % (1990–2020) et maintenance ivoirienne d’électricité) • État : 49 % Source : Établi par Castalia. Le tableau présente des exemples de pays africains qui ont attribué des concessions (y compris dans le transport d’électricité) et des contrats d’affermage depuis 1990. L’Afrique ne possède guère d’infrastructures de transport d’électricité financées sur fonds privés 29 verticalement intégrée, la Société nationale d’élec- moyenne tension de 37 % et 21 %, respectivement, entre tricité (SONEL), dans le cadre d’une réforme plus 2001 et 2010. L’expansion du réseau de transport d’élec- vaste du secteur de l’électricité engagée à la fin des tricité a toutefois été négligeable. En 2001, le réseau années 90. La Société financière internationale (IFC) camerounais comptait 480 km de lignes de 225 kV et l’a aidé à organiser la procédure d’appel d’offres en 337 kV de lignes de 110 kV. En 2010, il ne comptait que vue d’accorder une concession de 20 ans pour la pro- 3 km supplémentaires de ligne de 225 kV. duction, le transport et la distribution d’électricité au ENEO exerce ses activités au titre de différents Cameroun. contrats de concession portant sur la production, le Cinq soumissionnaires ont été présélectionnés, transport et la distribution d’électricité, et d’un contrat dont un a remis une offre. La présélection s’est effec- de licence portant sur les ventes. Une renégociation tuée sur la base de critères techniques et financiers. du contrat, en août 2015, s’est soldée par le transfert L’entreprise américaine AES Corporation a été la seule des actifs de transport à une nouvelle entreprise à soumettre une proposition. Elle a signé l’accord de publique. ENEO continuera d’assurer la production, la concession en 2001, et versé 71  millions de dollars3 distribution et les ventes7. pour acquérir 56 % de la SONEL4. L’État camerounais En juillet 2000, le gouvernement du Mali a égale- a conservé les 44 % restants. La compagnie publique a ment accordé la concession de l’entreprise publique pris le nom d’AES SONEL. À la fin de 2013, AES a vendu verticalement intégrée, Électricité du Mali (EDM). sa participation dans AES SONEL au groupe britan- SAUR International a acquis 39 % des actions d’EDM, nique Actis. L’investissement d’Actis dans le capital et Industrial Promotion Services (IPS) 21 %. Le minis- d’AES SONEL a été garanti par l’Agence multilatérale tère des Mines, de l’Énergie et de l’Eau a conservé de garantie des investissements (MIGA) qui a fourni les 40  % restants. Le consortium privé a conclu un à sa filiale, Energy Cameroon Cooperatief B.A, une contrat de concession qui porte sur la production, le assurance contre le risque politique. L’entreprise a été transport, la distribution, et l’approvisionnement en renommée ENEO. eau et en électricité. Le concessionnaire a conquis plus de En octobre 2005, SAUR International a vendu ses 340 000 clients5, investi dans plus de 304 MW de nou- actions au gouvernement du Mali et à IPS. La vente velles capacités de production6 et, comme le montre la a porté la participation de l’État à 66 %, et celle d’IPS figure 4.1, augmenté le nombre de lignes de basse et à 34 %. L’État est depuis lors l’actionnaire majoritaire Figure 4.1 Longueur des lignes de transport et de distribution au Cameroun (en km), 2001–10 21% 14 000 37% 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 1% 0 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Haute tension Moyenne tension Faible tension Source : Castalia. Données tirées de G. Tchatat, « Raport Final Cameroun », (Contribution à la préparation du rapport national pour la formulation du livre blanc régional sur l’accès universel aux services énergétiques intégrant le développement des énergies renouvelables et de l’efficacité énergétique, PNUD), 2014, http://www.se4all.org/sites/default/files/Cameroon_RAGA_FR_Released.pdf (consulté le 10 mars 2017). 30 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique d’EDM. Dans le même temps, le contrat de concession Les actionnaires de CEC se répartissent en quatre a été converti en contrat d’affermage. L’investisse- groupes : ment dans le transport d’électricité a été limité durant la période de concession8. • la Zambian Energy Corporation (une entreprise Au Sénégal, les autorités ont mis la compagnie irlandaise) : 52,0 % publique d’électricité, la Société nationale d’électricité • particuliers et institutions privées (actions cotées du Sénégal (SENELEC), en concession en 1999. L’État en bourse) : 21,4 % a conservé une participation de 66  % dans l’entre- • ZCCM Investments Holdings PLC (gouvernement prise. Le concessionnaire, un consortium constitué de Zambie) : 20,0 % d’Hydro-Québec (Canada) et d’Elyo (France), s’est • African Life Financial Services (mécanisme de par- porté acquéreur de 34 % de son capital9. La concession ticipation des salariés) : 6,6 %. a duré moins de deux ans (18 mois). À la fin de 2000, le consortium privé et les autorités ont décidé de mettre ZESCO est propriétaire et exploitant du principal fin à l’accord du fait que les objectifs n’avaient pas été réseau de transport d’électricité en Zambie. La CEC atteints. Peu d’investissements ont été effectués pen- possède et exploite un réseau régional de transport dant la période de concession10. et de distribution dans la Copperbelt. Celui-ci se com- En juillet 2001, les autorités ont engagé une procé- pose de 246 km de lignes de 220 kV (7,5 % du réseau dure d’appel d’offres pour remettre la concession de HT national), de 678  km de lignes de 66  kV et de SENELEC en adjudication. Elles ont lancé un appel 41 sous-stations. à propositions et sélectionné un soumissionnaire Les actifs de réseau de la CEC en Zambie com- (Vivendi), mais n’ont pas mené le processus de négo- prennent 36  % des 142  km de lignes de 220  kV qui ciations à terme. relient le réseau national à la frontière de la RDC. ZESCO est propriétaire des 64 % restants. Cette ligne, CEC en Zambie : propriété à durée dotée d’une capacité de transport de 250 MW, est en indéterminée d’une partie du réseau exploitation depuis 1956. de transport d’électricité Les activités de la CEC en Zambie s’articulent en En Zambie, la compagnie publique, ZESCO, et l’entre- trois grandes catégories de services : prise privée Copperbelt Energy Corporation (CEC) sont propriétaires du secteur du transport d’électricité • Vente d’électricité au secteur minier  : la CEC se et en assurent l’exploitation. La CEC détient des droits procure l’électricité auprès de ZESCO dans le cadre exclusifs sur le réseau de transport d’électricité et en d’accords d’approvisionnement en gros, et la revend possède une partie. à plusieurs mines situées dans la Copperbelt dans Cette autre formule trouve son origine dans les le cadre d’accords de fourniture d’électricité. Cette contrats antérieurs d’approvisionnement en électri- activité constitue sa principale source de revenus. Les cité du secteur minier, essentiellement situé dans tarifs facturés pour ce service comprennent les rede- la région de la Copperbelt. Suite à plusieurs change- vances d’utilisation des actifs de transport de la CEC11. ments d’actionnariat, décrits plus loin, l’entreprise • Transport international d’électricité  : la CEC s’est retrouvée propriétaire des actifs de transport achemine l’électricité échangée dans le cadre du d’électricité dans la région minière, et assure l’appro- SAPP sur sa partie de l’interconnexion entre la Zam- visionnement en électricité des mines dans le cadre bie et la RDC et dégage des revenus de ce service. d’accords de longue durée. • Transport national d’électricité  : la CEC achemine L’approvisionnement des mines suppose des frais l’électricité vers les sous-stations de ZESCO pour le de transport de l’électricité sur le réseau de la CEC. compte de cette dernière. ZESCO utilise l’électricité Celle-ci dégage des revenus des tarifs de transport ainsi reçue pour approvisionner des clients essen- sous deux formes  : quand ZESCO transporte l’éner- tiellement extérieurs au secteur minier. gie pour alimenter les clients autres que les mines raccordées à son réseau, et quand des tiers font appel La CEC est un cas intéressant. Elle est le seul à ce dernier pour se raccorder au Pool énergétique exemple de propriété privée d’un réseau régional d’Afrique australe (SAPP). La CEC possède une capa- de transport d’électricité en Afrique, ce modèle cor- cité de production de 80 MW, mais la majeure partie respondant néanmoins à celui appliqué sur d’autres de l’énergie qu’elle fournit est produite par ZESCO. Le continents. Elle est donc une référence importante à modèle économique de la CEC est décrit de manière l’heure où l’Afrique envisage de développer le finance- plus détaillée ici. ment privé du transport d’électricité. L’Afrique ne possède guère d’infrastructures de transport d’électricité financées sur fonds privés 31 La CEC se distingue toutefois en ce qu’elle associe la partie située en Afrique du Sud à la compagnie la propriété de réseaux de transport à un approvision- publique d’électricité sud-africaine, ESKOM. HCB nement réservé aux seuls clients du secteur minier est également propriétaire de la centrale de Cahora dans la région qu’elle dessert. Cette situation tient à Bassa. À l’origine, HCB était détenue majoritairement des raisons historiques, et le modèle ne pourrait sans par le gouvernement du Portugal mais, depuis 2007, doute pas être entièrement reproduit ailleurs. c’est le gouvernement du Mozambique qui en est l’actionnaire majoritaire (85 %)12. Il n’existe pas d’investissements dans La ligne d’interconnexion a été construite essen- l’infrastructure de transport d’électricité tiellement pour exporter l’énergie produite par HCB dans le cadre d’un contrat de TEI ou vers l’Afrique du Sud (sur la base d’un accord d’appro- d’investissements marchands en Afrique visionnement conclu entre ESKOM et HCB). Une Aucun pays africain n’a fait appel au financement puissance de 500 MW reste toutefois à la disposition privé dans le secteur du transport d’électricité dans le de l’entreprise publique EDM13. Les revenus de la ligne cadre de contrats de TEI. Le Nigéria a toutefois pris proviennent des redevances de transport perçues par des mesures préliminaires en vue de mettre des pro- ESKOM et EDM. jets de transport en adjudication, comme l’explique Le tracé de la ligne de transport est représenté en l’encadré 4.1. vert à la figure 4.2. Les trois réseaux électriques (nord, Aucun pays africain n’a eu recours aux investis- centre et sud) y sont également illustrés. L’intercon- sements marchands dans le transport d’électricité. nexion de Cahora Bassa est raccordée aux réseaux du Comme indiqué à la section  3, d’autres pays ont nord et du centre, mais pas avec celui du sud. construit des lignes CCHT raccordant les centrales hydroélectriques aux marchés dans le cadre de ce Les producteurs d’électricité indépendants modèle. En Afrique, les investissements de cette ont investi dans des lignes de transport nature ont été financés sur fonds publics  —  c’est le courtes pour se raccorder au réseau cas de la ligne CCHT de Cahora Bassa. Un petit nombre de lignes électriques raccordant les L’interconnexion de Cahora Bassa est une ligne producteurs (PEI) au réseau ont été financées sur CCHT de 533 kV qui relie la centrale hydroélectrique fonds privés. Ces investissements sont toujours asso- de Cahora Bassa (2 075 MW) à la station de conversion ciés à des projets de production et représentent sans Apollo près de Johannesburg. Longue de 1 420 km, la doute une faible part de l’investissement total dans ligne peut transporter jusqu’à 1 920 MW. ces derniers. La partie de la ligne qui traverse le Mozambique Les chiffres varient selon les projets et sont géné- appartient à Hidroelectrica de Cahora Bassa (HCB), ralement intégrés dans le montant de l’investissement Encadré 4.1 Une tentative unique d’appel d’offres portant sur des projets de TEI en Afrique La Transmission Company of Nigeria (TCN) a lancé en financières des entreprises selon un critère de réussite ou novembre 2014 un appel d’offres pour la présélection d’un d’échec. Elle a présélectionné 29 dossiers avant de passer ensemble de projets dans le cadre d’un modèle de finance- à la phase suivante (phase commerciale). Les candidats à ment privé semblable au TEI. Les marchés portaient sur la la présélection étaient originaires du Nigeria et d’autres rénovation, la réparation, le remplacement et l’expansion pays notamment l’Afrique du Sud, l’Australie, le Brésil, la de lignes de 330 kV et de 132 kV, ainsi que des sous-­stations Chine, la Corée du Sud, les Émirats arabes unis, l’Espagne, et transformateurs de 330/132 kV et 132/33 kV. Les projets les États-Unis, la France, l’Inde, l’Italie, le Liban, la Suisse et étaient fondés sur les recommandations d’une étude la Turquie. réalisée par Manitoba Hydro International (MHI) et publiée TCN n’a pas poursuivi la procédure, en raison de la faible en 201314. viabilité financière du secteur de l’électricité au Nigéria TCN a reçu 73  candidatures à la présélection. Elle d’une part, et du manque de clarté entourant le modèle a procédé à l’évaluation des capacités techniques et économique pour le transport d’électricité d’autre part. 32 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Figure 4.2 Tracé de la ligne d’interconnexion de Cahora Bassa Centrale Hydroélectrique de Cahora Bassa Réseau du nord Zimbabwe Réseau du centre Afrique du Sud Réseau du sud Source : M. Hussain (2015). des PEI. L’investisseur privé qui finance la ligne de de 24  ans qui porte sur la centrale de production et raccordement au réseau (généralement une société la ligne de transport d’électricité15. Elle a également de projet) est le promoteur de PEI qui construit et signé un accord de 15  ans  —  avec une entreprise finance la centrale de production. Le promoteur de privée détenue par deux de ses actionnaires — pour PEI peut détenir et exploiter la ligne électrique dans l’exploitation et la maintenance de la centrale et de la le cadre d’un contrat de longue durée, ou la transfé- ligne16. Le montant total de ces infrastructures s’élève rer, à sa mise en service, à l’exploitant du réseau ou à à 223 millions de dollars. Le coût de la ligne de trans- l’entreprise publique de transport d’électricité. port en représente 14 %. Dans les cas où le PEI reste propriétaire et exploi- Une fois achevé, le projet de Kabompo Gorge, tant de la ligne, les coûts sont généralement pris en en Zambie, comportera aussi une ligne de 35  km à compte dans le prix fixé par l’accord d’achat d’élec- 132 kV17. Celle-ci raccordera la centrale hydroélectrique tricité. Un exemple de ligne privée faisant l’objet de 40 MW au réseau à la sous-station de la mine de d’un contrat de longue durée en Afrique est celui de Kalumbila. L’investissement total dans la capacité de la ligne de 18  km à 225  kV qui fait partie du projet production et de transport se monte à 210  millions Azito en Côte d’Ivoire. La ligne transporte l’électricité de dollars. L’entreprise privée CEC (le promoteur du depuis la centrale de production au gaz de 300 MW PEI) serait le propriétaire et l’exploitant de la ligne. Le (dont la capacité a été portée à 430  MW en 2015) projet fait cependant encore l’objet de négociations. jusqu’à une sous-station. Cinergy, la société de projet, Une autre approche consiste pour le PEI à financer a conclu avec les autorités ivoiriennes un accord de la ligne et à la transférer à l’exploitant du réseau ou à construction-exploitation-propriété-transfert (CEP) l’entreprise publique d’électricité lorsqu’elle entre en L’Afrique ne possède guère d’infrastructures de transport d’électricité financées sur fonds privés 33 service. C’est par exemple le cas de la ligne de 1  km de PEI d’une capacité totale de 11 GW. Dix-huit pays à 330  kV qui raccorde la centrale à gaz de 459  MW africains ont fait appel à des PEI20. Si 43  % de ces d’Azura à une sous-station (Benin North)18 au Nigéria. investissements ont été effectués en Afrique du Sud, Le montage financier du projet a été réalisé avec l’ap- 11,1  milliards de dollars de financements privés ont pui du Groupe de la Banque mondiale, et comporte été alloués à 59 projets de production électrique d’une des garanties partielles de risques de la Banque mon- capacité totale de 6,8 GW dans d’autres pays21. Les PEI diale, une assurance contre les risques politiques de la ont investi dans des projets de technologie et d’am- MIGA, et une créance privilégiée et un financement pleur variées, dont Azito en Côte d’Ivoire (centrale à mezzanine de l’IFC (pour de plus amples détails, voir gaz de 300 MW) ; OrPower4 (centrale géothermique l’encadré 6.8). La ligne est en construction. La société de 100  MW) et Lake Turkana (centrale éolienne de de projet propriétaire d’Azura transférera la ligne et 300 MW) au Kenya ; et Bujagali en Uganda (centrale la sous-station une fois leur construction achevée. Au hydroélectrique de 250 MW)22. Sénégal, plusieurs PEI ont construit puis transféré les La figure 4.3 illustre la capacité (en MW) des PEI lignes électriques à la compagnie publique, S ­ ENELEC. entre 1994 et 2014, par année de finalisation du mon- La loi qui régit le secteur de l’électricité établit que tage financier, à l’exclusion de l’Afrique du Sud. Elle SENELEC a l’exclusivité du transport d’électricité montre que l’augmentation annuelle de la capacité pendant la durée de la concession — ce point faisant dans le cadre de ces projets a été très variable. On toutefois l’objet d’un réexamen actuellement19. peut regrouper les investissements en trois périodes : 1990–2002, 2008, et 2011–2014. Les hausses observées au cours des deux premières périodes sont dues à L’Afrique a en revanche 4.2  l’aboutissement du montage financier de quelques réussi à attirer gros projets. L’accroissement de l’investissement au l’investissement privé cours de la troisième tient à de nouveaux investisse- ments des PEI23. dans le secteur de la Entre 1990 et 2013, près d’un quart de la nouvelle production d’électricité capacité de production (hors Afrique du Sud) a été Entre 1994 et 2014, la région a mobilisé 25,6 milliards financée par le secteur privé dans le cadre de PEI, alors de dollars d’investissements dans plus de 126 projets que les investissements privés étaient pour ainsi dire Figure 4.3 Projets de PEI par année de finalisation du montage financier : Afrique (hors Afrique du Sud), 1994–2014 1 000 900 800 700 600 Megawatts 500 400 300 200 100 0 10 11 12 13 14 94 96 97 98 99 01 02 04 03 05 06 07 08 09 20 20 20 20 20 20 19 19 20 19 19 20 19 20 20 20 20 20 20 Source : A. Eberhard et al. (2016). Les années 1995 et 2000 ne figurent pas dans le graphique car, comme l’indique le document original, aucune opération de montage financier n’a abouti au cours de ces deux années. 34 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique inexistants en 1990. Les autorités et les entreprises 7. « Electricity concession agreement: More horizons publiques d’électricité africaines ont financé un peu opened to investors », CRTV, http://crtv.cm/fr/ plus de 50 % de l’investissement total dans la produc- latest-news/top-news-24/electricity-concession- tion d’électricité, d’autres formes d’investissement en agreement-more-horizons-opened-to-investors- 15286.htm (consulté le 10 décembre 2016). apportant 27 %24. 8. Institut de l’énergie et de l’environnement de la Les contrats de PEI revêtent généralement la forme Francophonie, « Vers de nouvelles organisations d’accords d’achat d’électricité de longue durée qui pré- du secteur électrique : les réformes, les acteurs et voient d’une part des paiements fixes pour la disponi- les expériences : colloques 1998–2005 », Collection bilité (par MW), d’autre part des paiements variables Actes 5 (2005) : 236, p. 160. http://toolkits.reeep.org/ pour l’énergie (par MWh). Dans le cadre de ce modèle, file_upload/296_tmpphpRZPikL.pdf (consulté le les investisseurs prennent en charge les risques qu’ils 10 mars 2017). sont en mesure de gérer. Ils sont confrontés à quatre 9. P. Plane, « Privatisation et réseaux d’électricité sortes de risques : les coûts de construction de la cen- en Afrique de l’Ouest », CERDI-CNRS, Univer- trale de production ; sa mise en service dans les délais sité d’Auvergne (2004). http://publi.cerdi.org/ prescrits ; sa disponibilité après la mise en service ; et ed/2003/2003.22.pdf (consulté le 10 mars 2017). 10. Institut de l’énergie et de l’environnement de la ses coûts d’exploitation. Ils ne supportent en revanche Francophonie, (2005), page 200. pas les risques qu’ils ne peuvent maîtriser, comme la 11. « Overview of CEC business », point presse, http:// demande ou le nombre d’heures de fonctionnement www.slideshare.net/AfricanisCool/overview-of- de la centrale. Leur investissement sera rentable s’ils cec-presentation-to-the-media (consulté le 10 gèrent correctement les coûts et assurent la disponi- janvier 2017). bilité et le bon fonctionnement de la centrale. 12. Economic Consulting Associates, « The potential La répartition des risques pour les contrats de TEI of power sector integration », (Cahora Bassa. est identique à celle des contrats de PEI. La mise en Generation case study, ESMAP), juin 2010, https:// œuvre de projets de TEI en Afrique pourrait s’inspirer openknowledge.worldbank.org/bitstream/ de l’expérience en grande partie fructueuse des pays handle/10986/17518/773070v30ESMAP0ora0 africains dans le domaine des PEI. Bassa0Generation.pdf?sequence=1 (consulté le 10 mars 2017). 13. M. Hussain (2015). Remarques 14. MHI est une entreprise privée qui, en juillet 2012, a conclu avec la TCN un contrat de gestion qui a duré 1. L’affermage est une forme de contrat couram- quatre ans. ment utilisée en France. Il confère à une entité 15. Banque mondiale, « Sub-Saharan Africa Benefits privée (le concessionnaire) un droit de gestion et from the first IDA Guarantee for Azito », (Proj- d’exploitation de longue durée des actifs publics ; ect Finance and Guarantees), juin 1999, http:// « l’État continue d’assumer la charge de l’investisse- siteresources.worldbank.org/INTGUARANTEES/ ment, et supporte donc le risque lié ce dernier ». Resources/Azito_PFG_Note.pdf (consulté le 10 mars M. Kerf et al. (1998). 2017). 2. À l’origine Groupe Générale des Eaux. 16. Banque mondiale, « Project appraisal document on 3. IFC, « Réussites. Partenariats publics-privés. Cam- a proposed IDA guarantee of up to US$35 million eroun : La Sonel », 2012, http://www.ifc.org/wps/ of a syndicated commercial bank loan to Cinergy wcm/connect/577489804a5b844a93e59f8969adcc27/ for the Azito power project in the Republic de PPPStories_Cameroon_SONEL.pdf?MOD=AJPERES Cote d’Ivoire », (rapport n° 1 8580-IVC), novembre (consulté le 10 mars 2017). 1998, http://documents.worldbank.org/curated/ 4. Le concessionnaire a dû transférer 5 % de ses en/990051468749754026/pdf/multi-page.pdf (con- actions aux employés de la SONEL. sulté le 10 mars 2017). 5. IFC, « Réussites. Partenariats publics-privés. 17. Site web de Copperbelt Energy Corporation Plc, Cameroun : La Sonel » (2012). Le nombre de foyers https://cecinvestor.com/kabompo-hydro-power/ raccordés est passé de 452 000 à la fin des années (consulté le 10 mars 2017). 1990 à 792 000 en 2011. 18. « Azura says Nigeria must expand grid to boost 6. Deux centrales thermiques ont été construites : la power supply », Bloomberg, http://www.bloomberg Dibamba Power Development Corporation (DPDC ; .com/news/articles/2016-01-28/azura-says-nigeria- 88 MW, mise en service en 2009) et la Kribi Power must-expand-grid-to-boost-power-supply (consulté Development Corporation (KPDC ; 216 MW, mise en le 12 janvier 2017). service en 2012). 19. Loi n° 98-29 (en date du 14 avril 1998) relative au secteur énergétique. La loi établit ce qui suit : « La L’Afrique ne possède guère d’infrastructures de transport d’électricité financées sur fonds privés 35 SENELEC est seule habilitée à exercer une activité (Azito) limited, filiale de Globeleq, pour couvrir ses d’achat en gros, de transport et de vente en gros investissements dans l’exploitation et l’extension d’énergie électrique sur toute l’étendue du territoire de la centrale au gaz Azito. En 2014, elle a assuré les national, pour une période qui sera définie par un investissements sous forme de participation ou de contrat de concession signé avec le Ministre chargé prêts dans la centrale hydroélectrique de Bujagali de l’énergie et dans le cahier des charges qui lui sera contre les risques politiques. annexé, sous réserve des dispositions de l’article 24 23. A. Eberhard et al. (2016). ci-après. Pendant la période visée au présent alinéa, 24. Les autres formes d’investissement sont l’Aide la SENELEC a la qualité d’acheteur unique. » publique au développement (APD) ; les IFD ; les 20. Comprend des nouveaux projets de PEI raccordés projets financés par la Chine — les financements au réseau d’une puissance supérieure à 5 MW. provenant principalement de la China ExIm Bank 21. A. Eberhard et al. (2016). (prêts à taux bonifiés et crédit à l’exportation), de 22. En 2011 la MIGA a garanti l’investissement d’Ormat l’Industrial and Commerce Bank of China, et de la Holding Corp. dans la centrale géothermique China Development Bank (prêts commerciaux); et d’OrPower4 contre les risques politiques. En 2012, des fonds arabes. A. Eberhard et al. (2016). elle a accordé cette garantie à Globeleq Holdings Section 5 Le transport d’électricité indépendant est le modèle économique le plus adapté pour mobiliser le financement privé dans ce secteur en Afrique Le transport d’électricité indépendant (TEI) est le • Il est applicable à tous les investissements néces- modèle économique le plus adapté au contexte afri- saires sur le continent (section 5.1) cain. Il a porté ses fruits dans d’autres pays à faible • Il peut réaliser des économies d’échelle. Les petits revenu. Les risques pour les investisseurs dans les pays africains dont les besoins d’investissement projets de TEI sont similaires à ceux des investisseurs dans de nouvelles lignes électriques sont faibles dans les projets de PEI, et le modèle de PEI s’est révélé devront toutefois vérifier si ces économies sont efficace en Afrique. Cette section explique pourquoi possibles (section 5.2) la méthode optimale consiste à privilégier les projets • Il peut créer davantage de pression concurrentielle de TEI. que les autres modèles économiques en procédant Les gouvernements africains doivent choisir un à un appel d’offres pour chaque ligne ou groupe de modèle de financement privé du transport d’élec- lignes (section 5.3) tricité. Les quatre modèles analysés à la section  3 • Il exige des investisseurs un degré de confiance ont réussi à mobiliser l’investissement du secteur moins élevé dans la capacité de réglementation du privé dans ce secteur. Tous peuvent obtenir de bons pays concerné (section 5.4) résultats dans des conditions adéquates. La question • Il est compatible avec les politiques que les cruciale consiste à définir s’ils seront efficaces en gouvernements africains et les groupements de Afrique. réseaux régionaux mettent actuellement en place Les critères utilisés pour évaluer dans quelle (section 5.5) mesure les différents modèles sont adaptés aux • Il peut être expérimenté tout en maintenant besoins de l’Afrique et les résultats de chaque modèle les autres modalités de financement en place sont résumés au tableau 5.1, et analysés plus loin. (section 5.6) Le modèle de TEI est le plus adapté pour augmen- • Il a fait ses preuves dans les pays à faible revenu, ter les financements privés dans le transport d’électri- et paraît donc mieux adapté que les autres modèles cité en Afrique. En effet : (section 5.7). Le transport d’électricité indépendant est le modèle économique le plus adapté 37 Tableau 5.1 Résultats des modèles économiques à l’aune des critères d’évaluation Concession totale Transport d’électricité Privatisation du réseau indépendant (TEI) Ligne marchande Applicabilité Oui Oui Oui Non. Généralement Le modèle est-il utilisé pour une seule applicable à tous les grande ligne, souvent types de transport CCHT, entre deux d’électricité en Afrique ? marchés Économies d’échelle Oui Oui Oui dans la plupart des La plupart des lignes Le modèle peut-il réaliser cas, mais pas forcément marchandes sont assez des économies d’échelle dans les petits pays importantes pour réaliser dans le secteur du africains des économies d’échelle transport d’électricité en Afrique ? Concurrence Seulement lors de la Seulement lors de la Oui, au travers de Oui, mais seulement Le modèle crée-t-il une transaction initiale transaction initiale et la concurrence pour pour la ligne marchande pression concurrentielle dans les cas (rares) où chaque nouvelle ligne pour les fournisseurs un nouvel appel d’offres privés de transport est lancé à expiration du d’électricité en Afrique ? contrat Confiance des Non Douteux Oui. L’examen Non pertinent. Les investisseurs dans périodique des projets marchands ne la capacité de régulateurs est nettement sont pas assujettis à des réglementation en moins nécessaire tarifs réglementés Afrique Le modèle peut-il être appliqué malgré l’expérience limitée des régulateurs économiques en Afrique ? Comptabilité avec la Oui Oui Oui Non. Fonctionne mieux réforme du secteur en tant que lien entre de l’électricité marchés qu’à l’intérieur Le modèle est-il des marchés. Risque compatible avec par ailleurs d’être l’intention des marginalisé par les groupements africains investissements non de promouvoir le libre marchands accès aux réseaux et la concurrence dans le secteur de la production d’électricité ? Souplesse Non. Exige un Non. Exige un Oui Oui d’application engagement à procéder engagement à procéder Les gouvernements à des réformes de fond à des réformes de fond africains peuvent-il expérimenter le modèle tout en maintenant les méthodes existantes en place ? Antécédents Non. Rares sont Oui, mais antécédents Oui, nombreux Non Le modèle a-t-il fait ses les exemples de limités antécédents preuves dans d’autres privatisation réussie dans pays à faible revenu ? les pays à faible revenu 38 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Applicabilité du modèle 5.1  Capacité du modèle 5.2  à toutes les formes à réaliser des économies d’investissement dans d’échelle dans le secteur le transport d’électricité du transport d’électricité en Afrique en Afrique L’Afrique aura besoin d’investissements dans des Les coûts unitaires sont plus bas pour les grands lignes électriques de différentes tensions, qui assure- projets de transport d’électricité. Les besoins d’inves- ront le transport national et international d’électricité tissement de certains pays africains dans ce secteur et feront appel à des techniques de CAHT et de CCHT. sont faibles ; ils devront donc s’assurer que le modèle Il est souhaitable que le modèle économique retenu économique retenu leur permettra de dégager des convienne à toutes ces catégories d’investissement. économies d’échelle. Les modèles de privatisation, de concession, et de Les privatisations et les concessions confèrent TEI sont applicables à toutes les formes d’investis- à une seule entreprise la responsabilité de tous les sement dans le transport d’électricité. Dans les cas investissements dans le transport d’électricité. Ces où une interconnexion doit être établie entre des modèles garantissent la réalisation d’économies pays, ils peuvent s’appliquer aux lignes nécessaires d’échelle maximales dans le secteur compte tenu de dans chacun d’eux. Ils pourraient être utilisés pour l’ampleur des investissements nécessaires. tous les investissements requis dans ce domaine en Les contrats de TEI donnent lieu à des appels Afrique. d’offres pour chaque ligne, ou groupe de lignes, ce Les lignes marchandes présentent un intérêt pour qui peut amener plusieurs investisseurs à intervenir relier les pays où les coûts de production sont faibles dans le transport d’électricité dans un même pays. à ceux où ils sont plus élevés et où la demande est Le modèle doit porter sur des projets suffisamment forte. On peut citer pour exemple les investissements nombreux et importants pour susciter l’intérêt des considérables nécessaires pour transporter d’impor- entreprises et réaliser des économies d’échelle, même tants volumes d’énergie depuis la République démo- s’ils sont attribués à plusieurs soumissionnaires. cratique du Congo à l’Afrique australe. «  Suffisamment important  » n’est pas une mesure Ces lignes ne sauraient toutefois se justifier sur le précise, mais à en juger par les projets conduits dans territoire national. Dans certains pools énergétiques le monde, un coût d’investissement de 100 millions de africains (comme le SAPP), il existe des écarts de prix dollars pour une ligne ou un groupe de lignes devrait selon les zones mais, dans les pays mêmes, les prix être « suffisant ». sont identiques à tous les nœuds du réseau de trans- La plupart des pays africains peuvent réaliser des port principal. Le principe de la ligne marchande, qui économies d’échelle, quel que soit le modèle adopté. consiste à acheter l’électricité à bas prix à un endroit Néanmoins, les petits pays dont les besoins en inves- pour la vendre cher ailleurs, ne pourra s’appliquer à tissements dans le transport d’électricité sont faibles l’intérieur des pays. devront évaluer si le modèle de TEI leur est adapté. En conséquence, ce modèle n’est généralement pas adapté aux investissements dans des réseaux nationaux de transport d’électricité. Par ailleurs, étant 5.3 Pression concurrentielle donné la nécessité de contrôler les flux d’énergie, les exercée sur les lignes marchandes sont mieux adaptées aux lignes entreprises privées CCHT. Le modèle des lignes marchandes pourrait s’avérer de transport d’électricité très efficace pour certains projets, mais ne pourrait en Afrique selon les s’appliquer à tous les besoins d’investissements de différents modèles l’Afrique. Les autres modèles conviennent à tous les investissements dans le transport d’électricité. Les gouvernements africains peuvent tirer profit de modèles économiques qui créent une pression Le transport d’électricité indépendant est le modèle économique le plus adapté 39 Encadré 5.1 Les contrats de TEI peuvent diminuer les coûts sur l’ensemble du cycle de vie Le modèle de TEI transfère le risque afférent aux coûts de l’investissement est réalisée grâce à une maintenance de de construction et d’exploitation de la ligne électrique qualité pendant toute la durée du contrat. sur toute la durée du contrat. Il transfère également le Les entreprises se montrent apparemment sensibles risque lié à sa disponibilité. Cette démarche peut ouvrir à cette incitation dans le cadre de contrats de TEI. Ainsi, la voie à des solutions innovantes susceptibles de réduire pour faire suite aux incitations à assurer la disponibilité de les coûts. la ligne aux termes de son contrat de TEI, Sterlite Power Les autorités peuvent déjà tirer profit des avantages de a introduit un Inde l’utilisation de véhicules aériens sans la concurrence dans le cadre d’appels d’offres portant sur pilote pour inspecter les lignes électriques aériennes. l’ingénierie, l’approvisionnement et la construction (EPC). L’approche fondée sur la durée du contrat devrait Les appels d’offres portant sur des projets de TEI exigent apporter des avantages non négligeables. Les gains toutefois des soumissionnaires qu’ils songent à assurer d’efficience potentiels dans le secteur de l’énergie afri- la rentabilité de l’investissement et de l’exploitation à cain sont évalués à 6 milliards de dollars par an ; plus de échéance de 35  ans. Cette disposition apporte des avan- la moitié seraient liés à la suppression des inefficacités tages appréciables et devrait garantir que la pleine valeur opérationnelles1. concurrentielle pour amener les entreprises de trans- Le recours aux appels d’offres pour les projets de port d’électricité à offrir les plus bas prix possibles. TEI présente aussi des inconvénients par rapport aux Les privatisations et les concessions interviennent autres modèles. L’achat d’infrastructures de transport dans le cadre d’une mise en concurrence d’envergure d’électricité dans ce cadre requiert de nombreux qui aboutit à la vente de l’entreprise de transport appels d’offres, ce qui se traduit par des coûts de tran- d’électricité ou à l’attribution de la concession. Dans saction supérieurs à ceux des autres modèles, notam- le cas d’une privatisation, l’entreprise est générale- ment celui de la concession totale du réseau. Le coût ment cédée au plus offrant (en considération du tarif lié à l’élaboration, l’organisation et la réalisation de réglementé). Les concessions sont souvent, mais l’appel d’offres pour une concession totale du réseau pas toujours, attribuées à l’offre moins disante pour peut être supérieur à celui d’un appel d’offres pour un satisfaire aux obligations prévues dans le contrat de projet de TEI, mais c’est la multiplicité des mises en concession. Aucun de ces modèles ne prévoit de mise adjudication qui augmente les coûts de transaction en concurrence des investissements futurs. dans le second cas. Les projets de TEI créent davantage de pressions Les entreprises de TEI risquent en outre de dispo- concurrentielles du fait qu’un appel d’offres est ser d’un pouvoir d’achat inférieur à celui de la compa- organisé pour chaque ligne ou groupe de lignes. gnie publique de transport d’électricité en place, qui Comme analysé à l’encadré  6.1, plusieurs pays dotés est généralement plus grande et opère depuis plus d’une solide expérience en matière de privatisations longtemps dans le pays. Grâce à son pouvoir d’achat adoptent ce modèle, essentiellement parce qu’il inten- plus élevé, celle-ci pourra par exemple négocier des sifie la pression concurrentielle. conditions plus avantageuses avec les fournisseurs Étant donné cette pression concurrentielle, le de matériel. Ce problème se pose sans doute moins modèle de TEI peut aussi réduire les coûts en faisant en Afrique qu’ailleurs étant donné la taille relative- fond sur l’expérience d’autres pays en matière de ment modeste des entreprises publiques de transport gestion des coûts d’investissement dans le transport d’électricité. d’électricité sur la durée de vie du projet — contraire- Par ailleurs, les contrats de TEI fixent également ment aux modèles en vigueur qui confient la gestion les coûts d’exploitation et de maintenance pour la des coûts d’investissement aux maîtres d’œuvre. durée du contrat, généralement comprise entre 20 40 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique et 45 ans. Il est donc impossible de réviser ces coûts assumer un risque lié au fonctionnement de ces ins- périodiquement et, partant, de tirer ultérieurement tances variera également. Il ressort d’entretiens avec profit d’une éventuelle amélioration de leur efficacité. certains d’entre eux qu’ils sont généralement peu Après mûre réflexion, d’autre pays ont décidé que enclins à s’en remettre à des régimes réglementaires les avantages des TEI l’emportent sur leur coût de discrétionnaires dépourvus d’expérience en matière mise en œuvre. L’encadré  6.1 explique comment les de réglementation des investissements privés dans autorités du Royaume-Uni ont récemment abouti à le transport d’électricité, et qu’ils privilégient les cette conclusion alors qu’elles s’apprêtaient à lancer contrats moins conditionnels qui ne prévoient pas de des projets de cette nature. révision périodique des paiements et qui définissent clairement les droits d’exécution. Cela pourrait limiter la pertinence des privati- 5.4 Conditions requises sations et des concessions totales du réseau dans pour susciter la certains pays africains. À l’aune de ce critère, les confiance des concessions pourraient s’avérer plus efficaces que les privatisations. Dans certains cas, elles accordent une investisseurs dans la plus grande légitimité à l’accord de concession et aux réglementation des clauses d’arbitrage qu’il renferme. réseaux en Afrique Les projets de TEI sont moins tributaires du degré de confiance des investisseurs lorsque la capacité Les réseaux de transport d’électricité sont un mono- réglementaire est bien établie. Les revenus annuels pole naturel et leurs tarifs font généralement l’objet des entreprises de TEI sont en grande partie établis d’une réglementation économique. Or, l’Afrique a à l’avance, dans le cadre de la procédure d’appels une expérience trop limitée de la réglementation d’offres. Le rôle des régulateurs n’en est pas moins économique indépendante pour que les investisseurs décisif puisqu’ils vérifient que l’appel d’offres est puissent en évaluer les risques. Les modèles qui les compatible avec le plan d’expansion du réseau et exposent à un risque réglementaire les séduiront sans autorisent la procédure. Ces fonctions n’entraînent doute moins que ceux qui l’atténuent. cependant aucun risque pour l’investisseur privé. Les modèles de privatisation et de concession Les lignes marchandes aussi sont moins exposées totale du réseau présentent des caractéristiques au risque réglementaire. Celui-ci dépend en grande similaires. Tous deux fonctionnent de manière satis- partie de la façon dont ce modèle est appliqué. Comme faisante lorsque la capacité réglementaire est bien indiqué à la section  3, l’intervention des régulateurs établie et que les investisseurs sont disposés à assu- dans certains pays influe sur les revenus de ces lignes. mer les risques liés à l’évolution ultérieure du régime de réglementation. L’Afrique a considérablement progressé dans la Compatibilité du modèle 5.5  mise en place d’organismes de régulation des réseaux avec l’orientation énergétiques. Vingt-sept pays — plus de la moitié des pays africains — en ont créé un pour leur réseau2. Les des réformes du secteur pools d’électricité africains ont aussi constitué des de l’électricité associations régionales de régulateurs des réseaux, Les gouvernements africains et les pools énergé- et le Forum africain pour la régulation des services tiques régionaux mettent actuellement en place des publics a été établi en 2002. réformes du secteur de l’électricité. Ils doivent veiller Il n’en demeure pas moins que de nombreux à ce que le modèle économique retenu pour le trans- pays africains n’ont pas mis en place d’instance de port d’électricité soit compatible avec ces dernières. régulation des réseaux. Bon nombre des organismes Les objectifs à long terme des réformes sont très créés ont une expérience relativement limitée. Douze divers. Celles-ci ont pour ambition commune de faire des vingt-sept organismes existants sont en activité une plus grande place à la concurrence, nationale et depuis moins de quinze ans3. Dans la quasi-totalité régionale, dans le domaine de l’approvisionnement des cas, les réseaux réglementés sont des réseaux en gros d’électricité. Le SAPP est le pool énergétique publics, et non privés. régional le plus développé et dispose d’un marché du L’expérience des régulateurs africains et l’adé- jour au lendemain concurrentiel. D’autres pools pour- quation de leurs moyens varient selon les pays. raient suivre son exemple. La disposition des investisseurs internationaux à Le transport d’électricité indépendant est le modèle économique le plus adapté 41 Encadré 5.2 Les réseaux réglementés en libre accès présentent un risque pour les lignes marchandes En Australie, deux lignes marchandes CCHT terrestres d’une nouvelle ligne d’interconnexion réglementée à financées par le secteur privé tiraient leurs revenus des courant alternatif entre les deux États. Celle-ci, connue sous écarts de prix entre deux États. Lorsque les entreprises le nom de QNI, est dotée d’une capacité de transport de réglementées de transport d’électricité se sont dévelop- 700‑750 MW. pées, ces écarts se sont résorbés. En 1998, TransEnergie a proposé une ligne d’intercon- Dans l’État de Nouvelles-Galles du Sud, l’entreprise pub- nexion marchande CCHT de 180  MW, DirectLink, entre les lique TransGrid a déposé une demande d’autorisation pour deux États. Directlink est entrée en service en juin  2000, une ligne d’interconnexion réglementée entre cet État et QNI en février 2001. l’Australie-Méridionale. En 2001, l’entreprise privée TransEn- Les deux lignes marchandes sont par la suite devenues ergie a construit entre les États de Victoria et d’Australie-­ des lignes réglementées, dont le régulateur fixe le montant Méridionale une ligne d’interconnexion marchande, Mur- maximum de revenus autorisés. TransEnergie a ultérieure- raylink, qui suivait à peu près le même tracé. Pendant la ment observé  : «  Il est à l’évidence difficile d’assurer la construction de Murraylink, les autorités ont autorisé la ligne coexistence de régimes d’investissement réglementés et réglementée. Murraylink a fait appel de cette décision, mais marchands dans le secteur du transport d’électricité. Ce celle-ci a été confirmée par la cour d’appel. mélange peut créer des controverses, des contentieux, des En 1997, les autorités de la Nouvelles-Galles du Sud et retards et des inefficiences. »4 du Queensland ont annoncé et autorisé la construction Les privatisations, les concessions, et les projets secteur public. L’introduction d’un nouveau modèle de TEI sont tous des modèles compatibles avec ces économique présente des risques. Il est donc préfé- réformes. Tous trois donnent libre accès au réseau rable d’expérimenter le modèle pour démontrer sa de transport d’électricité dans le cadre de tarifs régle- validité. mentés et non discriminatoires. Les modèles de privatisation et de concession Les lignes marchandes n’offrent pas d’accès libre exigent tous deux de modifier radicalement, en une au réseau et sont moins compatibles avec le pro- seule étape, le régime de propriété et d’exploitation de gramme de réformes. Là encore, il semblerait qu’elles l’ensemble du réseau. soient plus adaptées aux connexions entre marchés Le modèle de TEI peut être introduit progres- que sur un même marché. sivement, projet par projet. Son instauration a été Les lignes marchandes sont aussi plus efficaces couronnée de succès dans des pays où tous les autres lorsqu’elles ne sont pas exposées à la concurrence des réseaux de transport d’électricité sont financés par entreprises réglementées de transport d’électricité. Si l’État. Ils sont également utilisés dans des pays où cette condition préalable n’est pas satisfaite, l’investis- tous les autres investissements sont effectués par une sement ultérieur d’une entreprise réglementée risque entreprise privée titulaire. Les modalités en vigueur de mettre en péril l’activité de la ligne marchande. peuvent être maintenues. Cela diminue le niveau de L’encadré  5.2 présente à titre illustratif un exemple risque lié à l’expérimentation du modèle de TEI par venu d’Australie. rapport aux deux premiers, et peut en outre atténuer les difficultés afférentes à sa mise en application. Le modèle de TEI permet de recourir au finance- 5.6 Possibilités ment de projet pour les investissements dans le trans- d’expérimenter port d’électricité. Les investisseurs s’intéresseront ces modèles tout en donc particulièrement aux coûts et aux revenus du projet en soi, et à l’aptitude de l’entreprise de TEI à les maintenant les modèles gérer. Ce modèle peut mobiliser d’autres sources de existants en Afrique financement, contrairement à la pratique actuelle qui En Afrique, le financement des réseaux de transport veut que les entreprises publiques financent l’intégra- d’électricité repose presque exclusivement sur le lité des investissements dans le transport d’électricité 42 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Tableau 5.2 Informations relatives aux offres retenues pour les lignes électriques au Pérou (1998–2013) Coût annuel du transport d’électricité (en dollars) Investissement Longueur en capital (en Coût Baisse par Année de la Capacité millions de Offre estimé rapport à d’attribution Projet ligne (MVA) dollars) retenue (plafond) l’estimation 1998 Mantaro–Socabaya 700 300 H 27.6 42.6 35 1999 Southern electric transmission 444 180 74,5 11,5 14,3 19 system reinforcement 2008 Eléctrica Carhuamayo– 696 360 106,1 10,0 42,6 77 Paragsha–Conococha– Huallanca–Cajamarca–Cerro Corona–Carhuaquero 2008 Eléctrica Mantaro–Caravelli– 200 350 35,7 5,4 5,6 4 Montalvo and Machupicchu Cotaruse 2008 Chilca–La Planicie–Zapallal and 94 1,400 52,2 8,1 14,5 45 substations 2009 Zapallal–Trujillo 530 1,000 167,5 25,8 32,0 19 2010 Chilca–Marcona–Montalvo 872 700 291,0 48,2 61,6 22 2010 Tintaya–Socabaya and 207 400 43,6 6,7 12,3 46 associated substations 2010 Talara–Plura 102 — 14,6 2,3 2,5 9 2010 L.T. Machupicchu–Abancay– 204 500 62,5 9,8 14,2 31 Cotaruse 2011 Trujillo–Chiciayo 325 — 101,4 15,6 15,8 1 2012 Carhuaquero–Cajamarca Norte– 402 450 106,9 16,2 22,2 27 Cáclic–Moyobamba 2013 Machupicchu–Quencoro– 356 354 114,3 16,7 28,5 41 Onocora–Tintaya and substations 2013 Mantaro–Marcona–Socabaya– 900 — 278,0 41,4 63,5 35 Montalvo Source : S. Oguah et P. Sanchez, « Private Sector Participation in Transmission Systems: Making it Work. Live Wire », (Groupe de la Banque mondiale), 2015, ttp://documents.worldbank. org/curated/en/337861467990990322/pdf/100989-BRI-VC-PUBLIC-ADD-SERIES-Encadré393254B-Knowledge-Notes-LW52-OKR.pdf (consulté le 10 mars 2017). Le transport d’électricité indépendant est le modèle économique le plus adapté 43 Chili, en Inde et au Pérou au cours des vingt dernières années est analysé en profondeur à l’Annexe A. Encadré 5.3 Les TEI peuvent Le Brésil a procédé à 38 appels d’offres portant sur mobiliser de nouvelles sources plusieurs lots depuis 1999. Ceux-ci ont permis d’adju- de financement ger 211 lignes de transport d’électricité d’une longueur totale de 69 811 km. En Inde, des obligations sans recours ont été émises pour Il est en outre indispensable de veiller à ce que le financement de lignes de transport d’électricité dans le financement privé ne porte pas préjudice aux le cadre de projets de TEI, et ont obtenu une cote de consommateurs. Le transport compte pour 10 % envi- crédit AAA. En 2016, Sterlite Power a émis des obligations ron des coûts d’approvisionnement. La production afin de refinancer des prêts pour l’une de ses filiales de en représente à peu près 55 %, et la distribution 35 %5. transport d’électricité. Ces obligations, assorties d’une Ces pourcentages varient sensiblement, et la part du échéance de 17,5 ans, n’étaient pas garanties par le gouv- transport est parfois plus élevée. Toute augmentation ernement, et ont obtenu une note AAA. des coûts aurait une incidence négative sur l’accessi- bilité financière de l’électricité. Quoi qu’il en soit, les projets de TEI ont fait baisser les coûts. Dans la plupart des cas, les appels d’offres fixent en Afrique. L’encadré 5.3 présente un projet de TEI qui un prix maximal calculé sur la base des coûts pré- a réussi à attirer de nouvelles sources de financement vus. Les offres sont parfois nettement inférieures à en Inde. ce plafond. Le régulateur brésilien, ANEEL, estime le montant de revenus annuels nécessaire. Tous les Preuves que le modèle 5.7  appels d’offres attribués entre 2000 et 2015 l’ont été à des offres d’un montant inférieur en moyenne de a bien fonctionné dans 22,8 % aux estimations d’ANEEL. Pour les lignes indi- les pays à faible revenu viduelles, cette baisse atteint 59,2 %. Les modèles économiques qui fonctionnent dans les Au Pérou, le régulateur fixe également un plafond pays de l’OCDE ne seront pas forcément efficaces au montant de l’investissement et des coûts d’exploi- dans les pays à faible revenu. Pour le transport d’élec- tation et de maintenance. Le tableau 5.2 montre, sur tricité, l’Afrique doit opter pour ceux qui ont obtenu la base d’un échantillon de 15 appels d’offres réalisés de bons résultats dans ces derniers. entre 1998 et 2013, que les offres retenues se situent Aucun pays à faible revenu n’a choisi le modèle de globalement à un niveau inférieur de 36 % aux coûts privatisation complète conjugué à la mise en place annuels estimés. d’une réglementation indépendante. L’investisse- ment dans des lignes marchandes y a également été Remarques négligeable. Plusieurs pays africains et asiatiques ont opté pour 1. V. Foster et C. Briceño-Garmendia (2010). 2. A. Eberhard (2015), « Powering Africa: Facing the des concessions totales du réseau. En Afrique, l’inves- Financing and Reform Challenges », AFD Research tissement privé dans le transport d’électricité en vertu Paper Series, n° 2016-21, février. https://www.gsb.uct de ce modèle a été minime, et plusieurs concessions .ac.za/files/PoweringAfricaChallenges.pdf (consulté ont pris fin après quelques années d’exploitation. Les le 17 mars 2017). Philippines, en revanche, ont jusqu’ici réussi à mobi- 3. A. Eberhard (2015), « Powering Africa: Facing the liser des investissements privés appréciables dans le Financing and Reform Challenges ». cadre de leur concession. 4. S. Littlechild, « Transmission regulation, merchant Les projets de TEI affichent un bilan particuliè- investment, and the experience of SNI and Murray- rement satisfaisant à cet égard. Les projets conduits link in the Australian National Electricity Market », dans les pays à revenu faible et intermédiaire ont 12 juin 2003. https://www.hks.harvard.edu/hepg/ donné lieu à des investissements considérables Papers/Littlechild.Transmission.Regulation .Australia.pdf (consulté le 17 mars 2017). dans le transport d’électricité, à des économies subs- 5. Energy Information Administration, « Annual tantielles sur les coûts grâce aux appels d’offres, et Energy Outlook 2015 with projections to 2040 », (jusqu’ici) à des accords contractuels stables. L’enca- données extraites du tableau A8. Electricity supply, dré 3.1 présente brièvement les résultats de projets de disposition, prices, and emissions, 2015, https:// TEI menés dans plusieurs pays. Le recours à ce modèle www.eia.gov/outlooks/aeo/pdf/0383(2015).pdf (con- pour des projets de transport d’électricité au Brésil, au sulté le 12 mars 2017). Partie B Comment accroître l’investissement privé dans le transport d’électricité en Afrique Section 6 Démarche à suivre pour réaliser le potentiel des TEI en Afrique L’instauration du modèle de TEI pour financer le À la longue, le portefeuille de projets de transport transport d’électricité en Afrique pourrait apporter d’électricité que les pays africains prévoient d’exécu- des avantages comparables à ceux obtenus par ce type ter suivant le modèle de TEI démontrera que celui-ci de projets ailleurs dans le monde, et par les projets de est adapté à l’Afrique. L’intérêt des investisseurs en PEI en Afrique. sera renforcé. La démarche à suivre pourrait s’inspirer des ensei- Les dix mesures qui s’imposent pour réaliser le gnements dégagés du recours au modèle de PEI en potentiel des TEI en Afrique sont les suivantes : Afrique, et de l’expérience d’autres pays en matière de TEI. • Élaborer des politiques de soutien aux projets de La législation, les licences et d’autres instruments TEI (section 6.1) juridiques peuvent être amendés de manière à auto- • Établir des cadres juridiques et réglementaires à riser le recours à plusieurs prestataires de services de l’appui des TEI (section 6.2) transport d’électricité. Le financement concessionnel • Mener des projets pilotes en parallèle aux modèles peut être adapté à ce nouveau modèle économique, économiques existants dans le secteur du transport tout comme il l’a été pour financer les emprunts et les d’électricité (section 6.3) capitaux propres des PEI en Afrique. • Instaurer de nouveaux modèles de financement Un pourcentage limité des revenus du secteur de concessionnel (section 6.4) l’électricité peut être placé sur un compte de garantie • Définir à quel moment il convient de lancer les bloqué pour financer des projets pilotes de TIE. Le cas appels d’offres (section 6.5) échéant, d’autres garanties financières peuvent être • Déterminer la rémunération des opérateurs de accordées, notamment par les institutions de finan- transport d’électricité en fonction de la disponibil- cement du développement (IFD), jusqu’à ce que les ité des lignes (section 6.6) secteurs de l’électricité africains atteignent un niveau • Garantir aux projets des revenus suffisants et un de rentabilité suffisant. rehaussement du crédit (section 6.7) Les gouvernements africains peuvent renforcer • Concevoir les projets de TEI de manière à attirer les les capacités internes et recruter des conseillers en investisseurs internationaux (section 6.8) transaction. Ils peuvent définir les projets qui feront • Se préparer à procéder aux transactions de TEI l’objet des premiers appels d’offres, établir les contrats (section 6.9) de service de transport d’électricité, organiser les • Procéder à des appels d’offres portant sur des pro- appels d’offres, évaluer les soumissions et attribuer jets de TEI (section 6.10). les marchés. La Banque mondiale a également élaboré un guide Les sections qui suivent expliquent chacune de ces pour aider les responsables au sein des gouverne- étapes. ments africains à mettre en œuvre des projets de TEI. Démarche à suivre pour réaliser le potentiel des TEI en Afrique 47 Élaborer des politiques 6.1  de transport et d’approvisionnement, ce qui n’est pas le cas des pays africains. L’expérience de l’Inde montre de soutien aux TEI toutefois que la rentabilité globale du secteur de l’élec- Le recours au financement privé dans le transport tricité n’est pas une condition nécessaire au bon fonc- d’électricité marque une inflexion décisive, qui appel- tionnement des projets de TEI. lera des amendements à la législation, à la réglementa- Dans certains États indiens, les bas tarifs et les tion et aux modalités de financement qui s’appliquent pertes élevées créent des obstacles au financement aujourd’hui aux investissements dans le secteur. Les privé des réseaux de transport. Si les revenus sont investisseurs privés potentiels ne peuvent exercer insuffisants, l’État peut obtenir une aide de l’admin­ aucune influence sur ces questions, qui relèvent de istration centrale dans le cadre d’un mécanisme de l’autorité des États. Les gouvernements africains financement compensatoire, le Viability Gap Funding devront donc définir une orientation stratégique (VGF). Le tarif de transport est fixé au préalable et claire pour l’instauration du modèle de TEI. non dans le cadre de l’appel d’offres, et les offres Les politiques devront être formulées en tenant déterminent le montant des financements complé- compte des arguments favorables et défavorables à mentaires requis. Les soumissionnaires signent un l’expérimentation de projets de TEI pour atteindre accord type de transport d’électricité élaboré par la les objectifs gouvernementaux et arrêter une déci- Commission de planification. À ce jour, trois projets sion définitive. L’encadré  6.1 explique comment le ont eu recours au mécanisme VGF, dans les États Royaume-Uni a procédé à cette évaluation avant de du Haryana, du Madhya Pradesh, et du Rajasthan. décider de lancer des appels d’offres pour un projet de Ce modèle pourrait être utilisé en Afrique si une transport d’électricité terrestre d’envergure. source de financement était en place. Le montant des fonds nécessaires pour des projets pilotes de TEI est S’inspirer de l’expérience des autres pays examiné plus loin. L’expérience dégagée des projets de TEI conduits dans Une autre différence tient à ce que la plupart des d’autres pays en vue d’augmenter l’investissement pays qui ont fait appel au modèle de TEI avaient déjà privé dans le transport d’électricité sera utile aux établi une séparation verticale entre la production, le gouvernements africains, mais ceux-ci se heurteront transport et la distribution. Quelques pays africains aussi à des difficultés pour s’en inspirer et l’appliquer ont procédé à cette opération, mais la plupart ne l’ont à leurs propres projets. Le modèle de TEI est un phé- pas fait. nomène récent qui, dans un premier temps, a surtout Dans ce cas, l’expérience africaine des PEI est été mis en œuvre dans les pays hispanophones et encourageante, car elle montre qu’une séparation lusophones. Son potentiel est donc méconnu de nom- fonctionnelle totale des activités n’est pas un préa- breux gouvernements africains. lable indispensable à la participation du secteur privé. Les IFD qui financent actuellement les investis- Les pays africains ont réussi à attirer les investisseurs sements dans le transport d’électricité en Afrique dans des projets de PEI sans procéder au dégroupage risquent aussi d’en avoir une connaissance limitée. complet du secteur de la production. Le problème Les États-Unis ont procédé aux amendements régle- essentiel résidait dans les risques pris en charge mentaires qui ont ouvert la voie à ce type de projets par l’investisseur, non dans la structure du secteur. en 2011. Le Royaume-Uni commence à peine à utiliser Comme le décrit la section 6.6, le mode de répartition ce modèle pour le transport d’électricité terrestre, des risques dans le cadre de projets de TEI peut s’ins- comme l’explique l’encadré 6.1. pirer de celui utilisé pour ceux de PEI. Le contexte de l’investissement dans le transport Les gouvernements africains peuvent être assurés d’électricité en Afrique diffère aussi de celui de la que d’autres pays — y compris à faible revenu — ont plupart des pays qui ont conduit des projets de TEI, mobilisé des investissements considérables dans le notamment en ce qui concerne la viabilité financière transport d’électricité dans le cadre de projets de TEI. du secteur de l’électricité et sa structure. Ils doivent s’inspirer de cette expérience pour établir Dans la plupart des pays qui font appel au modèle leurs propres politiques et leur propre stratégie de de TEI, les revenus de la consommation suffisent à mise en place des mesures pratiques énoncées dans assurer la rentabilité des entreprises de production, cette section pour engager des projets de cette nature. 48 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Encadré 6.1 Les appels d’offres portant sur le transport d’électricité terrestre au Royaume-Uni Trois entreprises de transport d’électricité opèrent au adjudication certaines composantes de leurs projets. L’éval- Royaume-Uni  : National Grid en Angleterre et au Pays de uation estime toutefois que la gestion de l’ensemble des Galles, Scottish Power dans le sud de l’Écosse, et SSE dans marchés publics par une seule entreprise aura sans doute le nord de l’Écosse. pour effet de réduire l’innovation. L’asymétrie de l’infor- Toutes trois étaient responsables de la totalité des mation entre les entreprises de transport d’électricité et le investissements dans le réseau de transport de leur région. régulateur risque aussi de diminuer les avantages pour les C’est pour un réseau de transport d’électricité en mer que la consommateurs. Autrement dit, les entreprises en savent première mise en concurrence a été organisée. davantage sur les coûts du projet que le régulateur. Par Ofgem estime que cette procédure a permis d’écon- contre, elles ne remporteront un appel d’offres de TEI que si omiser entre 0,6  milliard et 1,2  milliard de livres sterling elles divulguent les coûts d’efficacité. depuis 2009. Ces économies sont dans leur grande majorité Ofgem a depuis formulé des propositions en vue de liées à l’exploitation des actifs. Selon une analyse des actifs, désigner les propriétaires d’actifs de transport d’électricité elles tiennent à l’innovation et à la diversité des modalités terrestres dans le cadre d’une procédure concurrentielle. contractuelles résultant de l’appel d’offres. Celle-ci ne sera utilisée que pour les nouveaux projets En 2015, un examen de la planification et de la régle- d’envergure et divisibles. Il s’agira de projets entièrement mentation intégrées du transport d’électricité a conclu que nouveaux, mais il faudra éventuellement modifier des la concurrence devait également être introduite dans les actifs existants pour assurer l’interconnexion. Le coût de réseaux terrestres de transport d’électricité1. construction s’élèvera à 100  millions  de livres sterling au Une évaluation des retombées attendues de la con- moins. En novembre, Ogfem a lancé une consultation currence publiée en janvier  20162 prévoit des coûts de portant sur un éventuel premier marché de transport transaction correspondant à 3 % du montant des actifs. Se d’électricité terrestre3. Le projet consiste en une ligne fondant sur le cas du réseau en mer, elle estime toutefois de raccordement à la nouvelle centrale de production que les économies résultant de la mise en concurrence les nucléaire de 3,8 GW située dans le nord-ouest de l’Angl- compenseraient largement. eterre ; son coût de construction est estimé à 2,5 milliards Les entreprises de transport d’électricité réglementées de livres sterling environ. sont déjà encouragées à limiter les coûts et mettent en Source : Department of Energy and Climate Change, « Impact Assessment: Extending competitive tendering in the GB electricity transmission network », janvier 2016, https ://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/493712/Impact_Assessment_-_Extending_ competitive_tendering_in_the_GB_electricit___.pdf (consulté le 10 mars 2017). Les IFD peuvent les aider par différents moyens, dont licences accordées aux entreprises de transport d’élec- la diffusion de produits du savoir, une assistance tricité et l’établissement de codes de réseau précis par technique, notamment les conseils d’homologues exemple). ayant conduit ce type de projets dans d’autres pays en Les gouvernements africains peuvent examiner développement, et la mobilisation de financements les textes législatifs et réglementaires en vigueur aux taux du marché. pour vérifier qu’ils permettent d’instaurer des projets de TEI. Dans les cas où des modifications s’imposent, ils peuvent puiser dans la solide expérience des autres Établir des cadres 6.2  pays pour en dégager des enseignements et s’inspirer juridiques et des lois et règlements qui étayent ce modèle. réglementaires à l’appui L’existence d’un cadre législatif et réglementaire porteur sera décisive pour les investisseurs. Des des TEI lois devront éventuellement être votées. En 2009, le Dans la plupart des cas, la mise en œuvre de projets de Royaume-Uni a adopté des dispositions visant à auto- TEI appellera des amendements à la législation et à la riser la concurrence dans le transport d’électricité réglementation (des modifications aux modalités des en mer, et a apporté de nouveaux amendements à la Démarche à suivre pour réaliser le potentiel des TEI en Afrique 49 Encadré 6.2 Le Pérou a adopté de nouvelles lois pour cultiver l’intérêt des investisseurs à l’égard du transport d’électricité La «  Loi relative aux concessions d’électricité  » votée en 1992 a En 2006, le Pérou a adopté la « Loi visant à assurer le développement autorisé la participation du secteur privé dans le secteur de l’élec- efficace de la production d’électricité ». Celle-ci modifiait le mode de fix- tricité au Pérou. Dans les premiers temps, les contrats de TEI étaient ation des tarifs de manière à ce que les paiements prévus aux termes des basés sur les coûts d’efficience définis à la fois en fonction des offres contrats soient directement fondés sur les prix de l’offre retenue. Cette et de la formule du régulateur, révisée à intervalles réguliers. Cette modification donnait aux soumissionnaires une idée précise de leurs exposition au risque réglementaire s’est traduite par un recul de revenus futurs, et l’investissement privé dans le secteur a progressé. l’investissement privé au début des années  2000, celui-ci passant La nouvelle loi apportait aussi des modifications à la planification de plus de 160 millions de dollars en 1999 à 10 millions de dollars du transport d’électricité et aux modalités de gouvernance de l’ex- environ en 2003, comme le montre la figure 6.1. ploitant du réseau. Figure 6.1 Investissements dans le transport d’électricité au Pérou (1991–2000) 350 300 250 Million $ 200 150 100 50 0 2010 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Public investment Private investment Source : ESMAP (2015). Source : Banque mondiale, « International Experience with Private Sector Participation in Power Grids : Peru Case Study », (Energy Sector Management Assistance Program, 2012, http://documents.worldbank.org/curated/en/498461468000021182/pdf/101753-WP-P146042-Encadré393265B-PUBLIC-Private-Sector-Participation-in-Power-Grids- Peru.pdf (consulté le 10 mars 2017). législation en 2016 pour élargir ce principe au trans- Les gouvernements africains doivent aussi s’inter- port d’électricité terrestre. roger sur les modifications à apporter à certaines En outre, la législation sera peut-être amenée à règlementations, comme les licences et le Code de évoluer au fil du temps. L’encadré 6.2 décrit comment réseau. L’encadré  6.3 évoque les problèmes suscep- le Pérou a amendé sa législation d’origine pour culti- tibles de surgir. ver l’intérêt des investisseurs envers les projets de TEI. 50 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Encadré 6.3 Élaborer des règlements adaptés aux TEI Le Nigéria est l’un des pays africains qui a le plus progressé Le Code devra éventuellement être complété pour dans les préparatifs pour la mise en œuvre de projets de autoriser les appels d’offres portant sur des projets de TEI. Il TEI. La loi Electric Power Sector Reform Act de 2005 a établi déclare avoir pour objectif de favoriser la concurrence dans le cadre réglementaire pour la concurrence dans le trans- la production et l’approvisionnement d’électricité, mais ne port de l’électricité. Le titulaire d’une licence de transport mentionne pas la concurrence dans le transport d’électric- est autorisé à construire, exploiter et entretenir les réseaux ité. La section  1.4 établit que le Code s’applique à TCN et de transport sur le territoire nigérian, ou ceux qui raccor- aux usagers du réseau de transport, mais ne précise pas dent le Nigéria à un territoire limitrophe. La loi ne limite pas qu’il s’applique à d’autres parties, comme les entreprises de le nombre de titulaires de licences, et décrit la procédure à TEI. Il définit les responsabilités des prestataires de services suivre pour en obtenir une. de transport. Certaines, comme l’ajout de connexions aux La loi établit par ailleurs une séparation verticale en réseaux qu’ils possèdent, devraient normalement s’appli- exigeant que nul n’exerce d’autres activités dans le secteur quer aux entreprises de TEI, mais le Code définit le presta- du transport d’électricité que celles prévues par une licence taire de services de transport comme étant « la division de délivrée en application de la loi. TCN qui est propriétaire et assure la maintenance du réseau La Transmission Company of Nigeria, TCN, est une de transport d’électricité ». entreprise publique de transport d’électricité. Le Code de Les modifications requises ne sont pas considérables, réseau établit les procédures d’exploitation et les principes ce qui montre que le Nigéria est prêt à lancer d’éventuels gouvernant le réseau de transport. Ce document revêt une projets de TEI. D’autres pays africains devront sans doute importance stratégique pour les investisseurs  : il définit remanier plus profondément leurs codes, licences et autres leurs droits et leurs obligations, ainsi que les droits de TCN documents. et d’autres parties. Source : Castalia, examen du Code de réseau nigérian. Mener des projets 6.3  En Inde, la majeure partie de l’investissement dans le transport d’électricité provient des entre- pilotes de TEI en prises publiques. L’Inde a mis en œuvre des projets parallèle aux modèles de TEI parallèlement à ce modèle. Au fil du temps, le économiques existants pourcentage des investissements dans le transport d’électricité financés par ces derniers a régulièrement dans le secteur du progressé. Cette évolution est décrite à l’encadré 6.4. transport d’électricité Les projets de TEI peuvent aussi coexister avec des réseaux de transport privés. Au Royaume-Uni, tous L’adoption d’un nouveau modèle qui a fait ses les réseaux de transport d’électricité sont privés. Le preuves dans plusieurs pays mais n’a pas été expéri- gouvernement a voté des lois autorisant la passation menté dans le contexte national présente un risque. de marchés portant sur de gros projets de transport Les autorités doivent donc maintenir les méthodes d’électricité par voie d’appels d’offres. Les États-Unis en vigueur et mener dans le même temps des projets aussi ont associé la propriété privée des réseaux de pilotes de TEI. transport d’électricité existants et la mise en adjudica- L’expérience internationale montre qu’il est pos- tion de nouvelles lignes. sible de mettre en œuvre des projets de TEI en paral- lèle à d’autres modèles économiques de transport d’électricité sans que cela crée de problèmes. Démarche à suivre pour réaliser le potentiel des TEI en Afrique 51 Encadré 6.4 Le financement privé du transport d’électricité progresse en Inde En Inde, le transport d’électricité fait l’objet d’une planifi- cadre de coentreprises avec LA Power Grid Corporation of cation quinquennale. La figure 6.2 illustre le nombre total India Ltd. (PGCIL). L’État détient une participation major- de kilomètres de nouvelles lignes financées au cours des itaire dans la PGCIL. six derniers plans. Elle montre aussi la répartition entre les Les lignes électriques financées par le secteur privé, lignes dont la construction a été financée sur fonds publics y compris dans le cadre de coentreprises avec la PGCIL, (investissements d’entreprises publiques appartenant aux constituent une part grandissante des nouveaux investisse- gouvernements des États ou au gouvernement national) et ments dans ce domaine, celle-ci atteignant 14 % durant la celles qui ont été financées par le secteur privé ou dans le période couverte par le plan en vigueur. Figure 6.2 Évolution des nouvelles lignes électriques en Inde, 1985–2017* (en km circuits de nouvelles lignes) 100 000 80 000 60 000 40 000 20 000 0 1985–90 1992–97 1997–2002 2002–07 2007–12 2012–17* Total public JV/private Source : Castalia. Growth in transmission network (ct km). Données du ministère de l’Électricité, Gouvernement de l’Inde, http://powermin.nic.in/en/ content/growth-transmission-sector, (consulté le 10 mars 2017) ; * Jusqu’à fin juillet 2016. Les données disponibles ne citent pas de chiffres pour la période 1990–92. Instaurer de nouveaux 6.4  Actuellement, en Afrique, les prêts concessionnels sont accordés aux compagnies publiques de trans- modèles de financement port d’électricité. Il n’y existe aucun exemple de prêt concessionnel concessionnel à une entreprise privée dans ce secteur. Si cette situation perdure, elle influera sur le choix du Les gouvernements africains doivent continuer de modèle économique optimal pour les projets futurs. recourir aux prêts concessionnels pour les projets Les gouvernements africains pourraient maintenir de transport d’électricité, mais peuvent utiliser ces les modèles existants et continuer de bénéficier de financements différemment, sans les lier à la réalisa- financements concessionnels. S’ils mettent en œuvre tion des projets par des entreprises publiques. des projets de TEI, ils pourront dégager des gains Le faible coût des prêts concessionnels permet aux d’efficacité, mais seront confrontés à des coûts de gouvernements africains de satisfaire à leur objectif financement plus élevés. d’offrir un accès à l’électricité moins coûteux aux Les projets de transport d’électricité sont des pro- consommateurs. Tout basculement vers le modèle de jets à forte intensité capitalistique. Si les financements TEI doit préserver cet avantage. 52 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Encadré 6.5 Exemple de prêt concessionnel à un PEI Le PEI Tobène, au Sénégal, est une centrale au fioul lourd de 93,4  millions d’euros pour ce projet. Les modalités d’une capacité de 96 MW. Le PEI a conclu un accord d’achat de financement prévoient que le PEI (Melec PowerGen) d’électricité de 20  ans avec SENELEC, la compagnie pub- détiendra au minimum 90 % de la centrale, et qu’IFC con- lique d’électricité. En 2014, le Groupe de la Banque mon- servera une participation de 10 % dans le projet une fois que diale a conclu un accord de financement d’un montant l’investissement projeté aura été effectué. Source : « World Bank Group Finances 96 megawatt Tobene Power Plant in Senegal », IFC, http://ifcextapps.ifc.org/ifcext/pressroom/ifcpressroom.nsf/1f- 70cd9a07d692d685256ee1001cdd37/e9c240ad1e4953a885257d2c006e9e78?OpenDocument (consulté le 20 janvier 2016). concessionnels sont liés à leur réalisation par des Quelques organismes multilatéraux détiennent entreprises publiques, il sera difficile, voire impos- aussi une participation. sible, d’argumenter en faveur du modèle de TEI. Dans Outre leur participation au capital, les IFD ont un contexte de financements concessionnels limités, aussi joué un rôle décisif dans le financement les projets de TEI apportent un complément indispen- par l’emprunt des projets de PEI. Le contexte sable sous forme de financements commerciaux. Les en Afrique est tel que la plupart de ces projets autorités pourraient bien être amenées à prendre une s’accompagnent de risques substantiels. Sans le décision stratégique et définir quelle composante du financement des IFD, des projets de premier plan réseau de transport d’électricité doit être financée par n’auraient jamais atteint les phases du bouclage des financements concessionnels et quelles autres financier et de l’exploitation commerciale. Les IFD doivent l’être dans le cadre de projets de TEI. ont également atténué le risque d’échec des inves- Les gouvernements africains doivent travailler tissements et des contrats — en partie grâce à des en coopération avec les IFD pour veiller à ce que vérifications préalables rigoureuses, mais aussi en leurs politiques de prêt ne privilégient pas les projets raison des pressions que les pouvoirs publics ou les publics de transport de l’électricité et ne fassent pas institutions multilatérales pouvaient exercer pour obstacle aux opérations financées par le secteur privé. assurer le respect des contrats4. Les instruments de rehaussement du crédit proposés par les insti- Les prêts concessionnels à des projets tutions financières multilatérales ont également de TEI peuvent s’inspirer de l’expérience joué un rôle important dans le financement des de l’Afrique en matière de PEI projets de PEI. La collaboration des gouvernements africains avec les institutions financières, qui a permis de mobiliser des L’encadré 6.5 présente un exemple de prêt conces- prêts concessionnels à l’appui de projets de PEI dans sionnel à l’appui d’un projet de PEI. le secteur de la production d’électricité, peut inspirer l’élaboration de nouvelles politiques de prêt pour celui du transport d’électricité. Une étude récente a établi Définir à quel moment 6.5  que les financements concessionnels avaient contri- il convient de lancer les bué de manière décisive à la mise en œuvre réussie de appels d’offres projets de PEI dans le secteur de la production : Les autorités peuvent choisir de procéder aux appels Les projets de PEI en Afrique ont mobilisé de d’offres en phase initiale ou plus tardivement, mais nombreux bailleurs de fonds et de créanciers. cette décision doit intervenir tôt dans l’élaboration Les institutions publiques ont investi dans cer- du projet. Elle a une incidence déterminante sur la tains projets, mais les bailleurs privés dominent, préparation du projet, la conception du contrat et notamment des partenaires privés africains, des l’organisation des appels d’offres. entités européennes comme Globeleq, Aldwych, et Wartsila, et de nombreuses IFD européennes • Dans le cadre d’appels d’offres en phase initiale, les bilatérales. Les investisseurs d’Amérique du Nord, autorités établissent les conditions générales de d’Asie et du Moyen-Orient sont moins nombreux. transport entre deux points. L’investisseur privé est Démarche à suivre pour réaliser le potentiel des TEI en Afrique 53 chargé de définir la meilleure solution et d’effec- Aux États-Unis, les organisations régionales de tuer tous les travaux préliminaires. transport d’électricité établissent une distinction • Dans le cadre d’appels d’offres en phase avancée, entre la « méthode en phase initiale » et la « méthode les autorités procèdent aux travaux prélimi- en phase avancée  ». Suivant la première, l’organisa- naires  —  choix du tracé et acquisition des droits tion définit pendant la planification de l’expansion de passage par exemple5. L’investisseur privé est du réseau les mises à niveau nécessaires et appelle chargé de construire et d’exploiter le projet con- les entreprises à soumettre des solutions et des pro- formément au cahier des charges établi par les positions innovantes. Dans le cadre de la seconde, elle autorités. propose aussi les solutions. La mise en concurrence porte sur la construction, la propriété et l’exploitation Les premiers transfèrent une plus grande part de cette solution. Cinq marchés régionaux utilisent la des risques liés aux travaux préliminaires aux entre- première méthode, quatre autres la seconde6. prises privés, à savoir le choix du tracé, l’acquisition Les deux approches sont applicables en Afrique. des droits de passage, les études d’impact sur l’envi- Les gouvernements africains devraient néanmoins ronnement, et la conception du projet. Les seconds, à envisager de procéder plus tardivement aux appels l’inverse, portent sur des projets précisément définis, d’offres pour les premiers projets de  TEI, et ce pour et les autorités doivent réaliser tous les travaux pré- deux raisons : liminaires avant l’appel d’offres. La figure 6.3 illustre la répartition des responsabilités dans chacun de • Pour éviter d’exposer les investisseurs aux risques ces cas. associés au choix du tracé de la ligne, à l’acquisition L’expérience internationale montre que les deux des droits de passage, et à l’obtention de licences méthodes peuvent fonctionner. En Amérique du Sud, pour les premiers projets. Ces risques sont parfois la plupart des pays ont opté pour des appels d’offres difficiles à évaluer, à chiffrer et à gérer. On pourra tardifs. Le Pérou a toutefois adopté une approche fon- envisager de les transférer aux soumissionnaires dée sur les résultats qui laisse aux soumissionnaires lors de marchés publics ultérieurs, lorsque ceux-ci la possibilité de proposer des solutions innovantes maîtriseront mieux la conduite de projets de TEI en pour fournir la capacité de transport requise. L’Inde Afrique. a aussi organisé des appels d’offres en phase avancée. • Pour simplifier l’évaluation des premiers appels Au Royaume-Uni, les appels d’offres initiaux inter- d’offres. L’évaluation d’appels d’offres tardifs est viennent à une phase plus tardive, et l’entreprise titu- plus facile puisqu’elle se fonde sur le prix proposé laire définit la conception détaillée du projet. Ofgem par différents soumissionnaires pour construire et n’exclut pas la possibilité d’organiser ultérieurement exploiter une ligne en fonction d’une conception des appels d’offres en phase de démarrage. unique et précise. À l’inverse, les appels d’offres en Figure 6.3 Répartition des responsabilités dans le cadre d’appels d’offres en phase initiale ou avancée Planification du transport Gouvernement Sélection du tracé Gouvernement Acquisition des droits de passage Appel EIES Appel d’o res d’o res Conception du projet Investisseur en en privé phase phase tardive Construction démarrage Investisseur Mise en service de la ligne privé Exploitation et maintenance Travaux préliminaires 54 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique phase de démarrage donnent lieu à des soumis- Le Rajasthan Atomic Power Project (RAPP), dont sions qui proposent différentes conceptions, dont la ligne est entrée en service en 2016, avant la date la viabilité appelle une évaluation plus approfondie. prévue, a été le premier projet à bénéficier de cette nouvelle mesure. Il s’agit d’une ligne de transport de 200 km à 400 kV en double circuit, qui traverse deux 6.6 Déterminer la États indiens (le Rajasthan et le Madhya Pradesh). Le rémunération des projet a été mené à terme en moins de 12 mois. opérateurs de transport Le contrat de service de transport d’électricité devra définir des incitations aux résultats après la d’électricité en fonction mise en service. Les gouvernements africains doivent de la disponibilité veiller à ce que leur approche aux projets de TEI suive des lignes le modèle qui a réussi à attirer l’investissement dans les projets de PEI. Les gouvernements africains devront définir les Les investisseurs dans les projets de PEI endossent résultats qu’ils veulent obtenir des entreprises de TEI généralement les risques liés aux coûts d’investisse- et intégrer au contrat les indicateurs de performance ment et d’exploitation afférents à la centrale et à son clé qu’ils auront établis. Ce volet revêt une importance rendement opérationnel. En revanche, le niveau de la décisive pour les investisseurs dans la mesure où il demande et, partant, le facteur de charge faible ou élevé influera sur leurs revenus. Le contrat de service de de la centrale ne relèvent pas de leur responsabilité. (Le transport d’électricité conclu avec l’entreprise de TEI facteur de charge est le rapport entre l’énergie produite devra énoncer les conditions de mise en service et de pendant l’année et l’énergie qui pourrait été produite si fonctionnement après la mise en service. la centrale fonctionnait à pleine capacité toute l’année. Le contrat de service doit comporter l’obligation Les facteurs de charge peuvent varier de quelques de mettre la ligne en service conformément aux spé- pourcents pour une centrale de pointe à plus de 90 % cifications techniques et à une date précise (souvent pour des centrales de base à production intensive). dite «  date d’exploitation commerciale  »). Si cette Les investisseurs dans les projets de PEI ne obligation n’est pas satisfaite, le contrat doit prévoir peuvent décider de la façon dont l’exploitant du réseau des sanctions. Un échec prolongé à mettre la ligne en souhaite gérer la centrale. Cela dépend de la demande service doit entraîner la résiliation du contrat. et de la disponibilité d’autres centrales de production. Un contrat de TEI peut prévoir les premiers C’est pourquoi les contrats de PEI comportent généra- paiements : lement deux volets qui prévoient un paiement pour la capacité et un paiement pour l’énergie produite. Le • à la date d’exploitation commerciale, sous réserve premier est effectué sous réserve que la capacité soit que la centrale a bien été mise en service disponible. Il couvre les coûts fixes du PEI. Le second • dès la mise en service, même si celle-ci intervient varie en fonction de l’électricité fournie par la centrale. avant la date fixée par le contrat. Les lignes de transport d’électricité ont des coûts fixes élevés, et leurs propriétaires ne peuvent influer La deuxième méthode incite l’entreprise à pro- sur le flux d’énergie acheminé. Celui-ci dépend du céder à la mise en service avant la date prévue. Il lieu de production et de la charge du réseau, ainsi que convient toutefois de vérifier qu’une mise en service des décisions de l’exploitant quant à la répartition de anticipée est souhaitable. En effet, si la mise en pro- l’énergie produite par la centrale. duction d’une nouvelle station électrique conditionne C’est pourquoi les pays d’Amérique du Sud, l’Inde, l’utilisation de la nouvelle ligne, la mise en service les États-Unis, le Royaume-Uni et d’autres pays ont anticipée de cette dernière ne présente guère d’intérêt. pour pratique établie, dans le cadre des projets de En Inde, le ministère de l’Électricité a instauré en TEI, d’utiliser la disponibilité de la ligne comme indi- juillet 2015 une politique visant à encourager la mise cateur de résultat clé pour déterminer les paiements en service anticipée des actifs, le premier paiement (par opposition à l’énergie fournie ou l’utilisation de intervenant à la date de mise en exploitation, même la ligne). L’objectif de disponibilité visé est générale- si celle-ci est antérieure à la date spécifiée dans le ment proche de 98 %. contrat7. DÉMARCHE À SUIVRE POUR RÉALISER LE POTENTIEL DES TEI EN AFRIQUE 55 Garantir aux projets des 6.7  garantis par les revenus. Autrement dit, le revenu total du secteur ne permet pas d’assurer les rendements de revenus suffisants et un l’emprunt et des fonds propres requis lorsque l’inves- rehaussement du crédit tissement est financé par le secteur privé. Le plus souvent, les revenus suffisent à couvrir une Les gouvernements africains devront prendre toutes les partie des investissements nécessaires, et peuvent mesures nécessaires pour que les projets de TEI puissent donc servir à mobiliser l’investissement privé dans attirer les investisseurs à court terme, et maintenir en les projets de production (PEI) et de transport (TEI). parallèle les mesures de long terme qui visent à rentabi- Néanmoins, comme le montant total des revenus est liser toutes les branches du secteur de l’électricité. insuffisant, les investisseurs veulent être certains Les projets de TEI seront exécutés selon un méca- qu’ils auront un droit prioritaire sur ces fonds. nisme de financement de projet. En général, les inves- La mise sous séquestre des revenus permet de tisseurs créeront une société de projet chargée de le garantir cette priorité sur la trésorerie. L’encadré  6.7 réaliser, à laquelle ils apporteront des capitaux. La société explique le fonctionnement de ce dispositif pour les recourra également aux financements par emprunt. projets de PEI. Les projets de transport d’électricité sont des projets Les mécanismes de séquestre soulèvent un pro- à forte intensité de capital, et leurs coûts sont directe- blème délicat. En effet, si les investisseurs dans les ment influencés par le coût des fonds propres de la projets de PEI et de TEI ont un droit de priorité sur société de projet. Les fonds propres sont plus coûteux les revenus, les droits de l’entreprise publique de que l’emprunt (les rendements exigés sont plus élevés). transport d’électricité et de ses fournisseurs seront La société de projet visera donc un niveau d’emprunt moindres. élevé. Elle pourra aussi refinancer sa dette après la mise Ce problème peut être atténué du fait que la part en service du projet, lorsque les risques auront dimi- des revenus placés sur un compte séquestre pour nué. Elle sera éventuellement en mesure de réduire appuyer les projets pilotes de TEI serait faible, ce que les coûts de financement en augmentant la part du confirment des données internationales  : un appel financement par l’emprunt. Elle pourra peut-être aussi d’offres récemment conduit au Pérou a donné lieu négocier une baisse des coûts avec ses créanciers. à un contrat de construction-exploitation-propriété Le rendement de l’emprunt et des fonds propres d’une ligne électrique de 356  km à 220  kV et d’une sera fonction de sa trésorerie. Les créanciers n’auront capacité de transport de 354 méga-volt ampère (MVA) pas recours aux bilans des sociétés mères. Il leur faut qui prévoit des paiements annuels de 16,7 millions de donc être certains que les flux de trésorerie permet- dollars10. Si des projets pilotes de TEI au Kenya appe- tront à l’entité d’assurer le paiement de sa dette. Les laient des paiements annuels comparables, 3  % du investisseurs en fonds propres doivent également être montant total des revenus du secteur de l’électricité certains que ces flux suffiront à assurer la rentabilité devraient être réservés pour couvrir les rembourse- de la société et le rendement des fonds propres prévu. ments. Dans la pratique, les premiers projets pilotes La société de projet proposera un paiement annuel devraient être moins ambitieux ; une part inférieure qui couvrira les coûts du projet et garantira le ren- des revenus du secteur devra donc leur être réservée. dement de l’emprunt et des fonds propres. Comme Dans le cas où la mise sous séquestre ne suffirait indiqué à la section précédente, elle percevra un pas à attirer les investissements dans le projet, les paiement fixe fondé sur la disponibilité de la ligne autorités devront éventuellement faire appel à une électrique après sa mise en service. Ce paiement sera garantie publique pour cautionner les obligations de intégré dans les coûts de base recouvrés moyennant paiement envers les entreprises de TEI. Si les garan- les tarifs de transport, et, au bout du compte, auprès ties souveraines sont insuffisantes, des garanties des consommateurs finaux. multilatérales s’imposeront (de la Banque mondiale, Ce modèle a ouvert la voie à l’investissement dans de la MIGA, de la Banque africaine de développement des projets de TEI dans de nombreux pays, mais et d’autres IFD). l’Afrique diffère sur un point essentiel. L’encadré  6.6 Là encore, les projets de PEI conduits en Afrique explique que, dans la majorité des pays africains, le permettent de penser que ces garanties seront obte- secteur de l’électricité n’est pas rentable. Il se peut donc nues. L’encadré 6.8 décrit la structure de financement que les investisseurs associent un degré de risque du projet de PEI Azura, au Nigéria, et la façon dont élevé aux revenus anticipés des tarifs de transport. les garanties de prêt et de paiement lui ont permis de Dans la plupart des pays africains, la fragilité bénéficier d’un financement. financière du secteur de l’électricité fait que les investissements qui y sont effectués ne peuvent être 56 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Encadré 6.6 La plupart des entreprises publiques africaines d’électricité ne recouvrent pas des sommes suffisantes pour couvrir leurs coûts Selon une étude conduite en 2016, 37 des 39  pays africains ne figure 6.4 illustre le rapport entre les encaissements et les coûts recouvrent pas des sommes suffisantes pour couvrir leurs coûts d’investissement et d’exploitation en 2014, par pays. Ces chiffres d’exploitation et d’investissement8. Seules 19 entreprises publiques influent sur la viabilité financière des entreprises9. d’électricité parviennent à couvrir leurs coûts d’exploitation. La Figure 6.4 Comparaison entre les coûts d’approvisionnement en électricité et les sommes recouvrées en 2014 (dollars/kWh facturé) Liberia Comoros Sierra Leone São Tomé and Principe Cape Verde Gambia, The Rwanda Guinea Senegal Mauritania Burkina Faso Togo Mali Madagascar Seychelles Benin Gabon Kenya Botswana Nigeria Côte d’Ivoire Mauritius Burundi Dépenses d'exploitation Central African Republic Dépenses en capital Niger Encaisses Swaziland Congo, Rep. Ethiopia Tanzania Malawi Cameroon Uganda Zimbabwe Sudan Ghana Mozambique South Africa Lesotho Zambia 0.0 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 Dollars Source : M. Kojima et C. Trimble (2016). Steps to realize the potential of IPTs for Africa 57 Encadré 6.7 Le recours aux comptes séquestres pour attirer les investissements dans les projets de PEI La mise sous séquestre des revenus suppose que les som- (centrale éolienne, 310  MW) en sont des exemples. Dans mes recouvrées auprès des consommateurs d’électricité le cas de LTWP (également connue sous le nom de « Lake sont déposées sur un compte bancaire spécial, puis dis- Turkana »), par exemple, les sommes destinées au compte tribuées suivant des règles particulières qui garantissent séquestre «  devaient être recouvrées moyennant une que les sommes dues aux entreprises privées de production hausse des tarifs à compter de 2013  ». Les projets de PEI ou de transport d’électricité seront les premières payées. ultérieurs ont préféré faire appel à la garantie de paiement Le Kenya a réussi à mobiliser des investissements privés de l’IDA et, actuellement, aucune garantie de paiement pour des projets de PEI grâce à l’utilisation de comptes n’est plus exigée compte tenu du bilan satisfaisant en séquestres. Les projets de Westmont (centrale thermique, matière de paiements aux PEI. 46  MW), Tsavo (centrale thermique, 46  MW), et LTWP Source: A. Eberhard et al. (2016). Encadré 6.8 Les garanties ont permis au projet de PEI Azura (Nigéria) de bénéficier d’un financement Les projets de PEI peuvent prévoir un ou plusieurs produits de • La Banque mondiale a fourni : i) une garantie de prêt pour cou- garantie pour assurer leur bancabilité et rassurer les investisseurs vrir les défauts de remboursement du service de la dette sous la quant aux risques. L’Afrique a acquis ces dernières années une forme de garanties partielles de risque (GPR) ; et ii) une garantie expérience notable en matière de structuration de projets de PEI de paiement pour couvrir les défauts de paiement de NBET vis-à- bancables. La figure 6.5 présente la structure de financement du vis des obligations non liées aux prêts de l’État. projet de PEI Azura au Nigéria — le premier investissement dans la • L’Agence multilatérale de garantie des investissements (MIGA) production d’électricité financé par un projet depuis la réforme du a fourni une assurance de risque politique  : i)  aux investisseurs secteur de l’électricité. en fonds propres, au travers d’Azura Edo International Mauritius, Le projet porte sur la conception, la construction et l’exploitation pour couvrir leurs prises de participation et quasi-participations dans Azura Power West Africa ; ii) à un consortium d’organismes d’une centrale thermique à gaz à cycle ouvert de 459 MW à Benin de crédits pour leurs prêts de non-actionnaires à Azura Power (État d’Edo). Le PEI appartient à la société de projet Azura Power West Africa ; iii) des instruments de couverture, dont des swaps West Africa. Il a conclu un accord d’achat d’électricité de vingt ans de taux d’intérêt, ont également été couverts contre le risque de avec le Nigerian Bulk Electricity Trader (NBET), garanti par un accord rupture de contrat. d’option de vente ou d’achat avec le gouvernement nigérian11. • L’IFC (et d’autres IFD) a fourni des créances privilégiées et un Pour permettre au projet de bénéficier de concours financiers, financement mezzanine. plusieurs mécanismes de rehaussement du crédit ont été utilisés : (l’encadré continue à la page suivante) 58 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Encadré 6.8 suite Figure 6.5 Structure de financement du PEI Azura (Nigéria) Garantie Amaya Capital Standard American Capital chartered bank Energy & Infrastructure Rand Aldwych Azura Merchant Bank Couverture du swap de taux Africa Infr. Invest. d'intérêt Fund 2 power holding FGN Asset & resource Apport management Siemens Bank en fonds Caution propres & quasi Option KfW IPEX-Bank Azura d'achat fonds Edo International et de propres Mauritius vente Garantie Rand Merchant Bank Banque Azura Power émettrice Standard bank West Africa de la L/C Accords de CAE remboursement Standard chartered Dette en tant qu'agent prioritaire NBET IFD Prêteur local Titulaire de la garantie Dette Entreprise du projet prioritaire & mezzanine Obligé en cas d'une BOC Source : Agence multilatérale de garantie des investissements « Political Risk Insurance and Credit Enhancement Solutions » 2016, (communication personnelle avec Annabelle Libeau, 3 février 2017). BOC signifie « rupture de contrat ». Concevoir les projets 6.8  controverses environnementales ou d’autres difficultés, surtout pour les premiers appels d’offres. de TEI de manière à Les projets doivent être suffisamment importants attirer les investisseurs pour justifier les coûts de transaction. Dans certains internationaux cas, la solution consistera à en regrouper plusieurs en un appel d’offres. Au Pérou, par exemple, les coûts Seules une sélection et une conception rigoureuses d’investissement d’un échantillon de 14  projets de des projets de TEI permettront d’attirer un nombre transport d’électricité mis en concurrence entre 1998 suffisant de soumissionnaires internationaux et et 2013 étaient compris entre 52,2 millions de dollars d’assurer le caractère concurrentiel des offres. et 291 millions de dollars, soit 116,2 millions de dollars Les autorités doivent privilégier les projets réalisables en moyenne. Les autorités peuvent aussi mobiliser sur les plans technique, économique, financier et envi- l’intérêt des investisseurs en confirmant l’existence ronnemental. Elles doivent éviter ceux qui soulèvent des d’un portefeuille de projets en développement. Steps to realize the potential of IPTs for Africa 59 • Opérations commerciales  : les paiements con- Se préparer à procéder 6.9  tractuels peuvent débuter à la date prévue au aux transactions liées contrat, sous réserve de la mise en service de la aux projets de TEI ligne. Sinon, les opérations commerciales peuvent commencer dès la mise en service. Ces options sont La conception d’une transaction de TEI exige une décrites en détail à la section 6.6. expertise dans plusieurs domaines, expertise dont • Paiement  : le CSTE doit établir les modalités de l’administration publique est souvent dépourvue. Il paiement sur la durée du contrat. Il peut s’agir d’un lui faudra renforcer leurs capacités internes et recru- paiement annuel fixe, mais des variations sont pos- ter des conseillers internationaux. sibles (des paiements de montant supérieur durant Pour préparer ces transactions, chaque adminis- les 15  premières années par exemple). En Inde, le tration et son équipe consultative devra établir les calendrier des paiements fait partie des critères de contrats de services de transport d’électricité (CSTE) l’appel d’offres. qui seront conclus avec l’entreprise de TEI, recenser Au Pérou, le contrat est attribué au soumission- les soumissionnaires admissibles, et mener une étude naire qui propose le coût complet de service le plus de marché. bas. Ce coût correspond à la somme de l’annuité Le recours aux projets de TEI suppose des transac- des coûts d’investissement (calculée au moyen tions plus fréquentes que d’autres méthodes. Une pré- d’un taux annuel réel de 12  % sur une période de paration adéquate diminuera les coûts d’exécution. Le 30  ans) et des coûts annuels d’exploitation et de guide présenté à l’annexe B fournit des conseils en ce maintenance. Le soumissionnaire doit également sens. donner une description détaillée des coûts d’in- vestissement : montant des fournitures, transport Établir les contrats de services de et assurances, construction et assemblage, coûts transport d’électricité indirects, coûts administratifs, ingénierie, surveil- L’équipe consultative doit établir un CSTE type uti- lance et frais financiers. Si l’appel d’offres porte lisable pour toutes les transactions, sur lequel se sur un groupe de lignes, ou s’il comprend des fondera pour préparer un CSTE particulier à chaque sous-stations, le soumissionnaire doit présenter appel d’offres. ces données séparément pour chaque actif. Les études de cas jointes au présent rapport L’encadré 6.9 décrit le mode de paiement des décrivent les différentes formules de CSTE. Les élé- entreprises de transport d’électricité au Pérou, qui ments essentiels en sont les suivants : ajuste le coût complet du service en fonction des sommes recouvrées l’année précédente. • Durée du contrat : un contrat de long terme s’im- Au Chili, le prix de l’offre est défini de manière pose pour transférer à l’entreprise de TEI les ris- similaire, mais porte sur la valeur annuelle de ques afférents aux coûts et aux résultats sur toute transport par segment (Valor Anual de Transmisión la durée du projet. D’après les pratiques observées por Tramo, ou VATT). L’appel d’offres est attribué au dans les autres pays, la durée des contrats varie soumissionnaire qui propose la VATT la plus basse. entre 20 et 45 ans. Au Chili, elle est de 20 ans, mais Ce montant est calculé au moyen d’un taux annuel l’entreprise de TEI demeure par la suite propriétaire réel de 10 % sur vingt ans et correspond à la somme de la ligne électrique, le régulateur déterminant les de la valeur annuelle de l’investissement (Anualidad paiements. Le Royaume-Uni envisage une durée de del Valor de la Inversión ou AVI) et des coûts de main- 25 ans pour les premiers contrats de TEI terrestres. tenance, d’exploitation et d’administration (Costos Au Pérou et au Brésil, les contrats sont établis pour de Operación, Mantenimiento y Administración, ou 30  ans. L’Inde a dans un premier temps fixé une COMA). durée de 25  ans, avec possibilité de prorogation • Obligations de résultats et incitations  : l’obliga- de dix ans, mais a opté pour une durée de 35 ans à tion principale doit être d’assurer la disponibilité compter de 2008. Un contrat d’une durée de 45 ans de la ligne, l’objectif étant d’environ 98 %. Le CSTE aurait été conclu pour le premier projet de TEI au doit définir des sanctions (et, éventuellement, des Pakistan. incitations) en cas de disponibilité inférieure ou • Cahier des charges  : des appels d’offres en phase supérieure à l’objectif fixé. avancée, assortis d’un cahier des charges détaillé, • Indexation  : les coûts peuvent en grande partie sont recommandés pour les pays africains. être fixés par avance dans le cadre d’un contrat 60 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Encadré 6.9 Tarifs des contrats de TEI au Pérou Au Pérou, les entreprises qui opèrent sur le réseau de trans- • Coûts annuels d’exploitation et de maintenance (définis port d’électricité principal sont rémunérées selon un tarif de durant l’appel d’offres) base établi comme suit : • Règlement annuel. Celui-ci correspond à la différence entre le tarif de base fixé l’année précédente et les som- • Annuité des coûts d’investissement (définie durant l’ap- mes effectivement recouvrées par l’entreprise durant pel d’offres) l’année en cours. EPC. D’autres coûts varieront sans doute suivant devraient commencer par des appels d’offres en phase l’inflation au cours de la période couverte par le avancée, les travaux préliminaires étant menés par contrat. Le CSTE doit préciser les coûts qui seront des administrations publiques, par exemple la com- indexés et l’indice qui sera utilisé. Les modalités pagnie publique de transport d’électricité. d’indexation diffèrent selon les CSTE des différents Les autorités doivent réfléchir à la meilleure façon pays. Dans certains cas, elles constituent un critère de transférer les autorisations au soumissionnaire de l’appel d’offres. retenu. Les réglementations locales influeront sur • Risque de change  : les projets de transport d’élec- leur choix. Il est possible que les autorisations et tricité comportent une part importante de coûts licences puissent être transférées au soumission- extraterritoriaux, dont les investisseurs voudront naire. Parfois, les autorisations sont accordées à une s’assurer qu’ils seront couverts par les paiements entreprise donnée. Dans ce cas, une société de projet perçus. Les approches varient selon les pays. Au pourra être établie, qui sera détentrice des autorisa- Chili et au Pérou, les paiements sont établis en tions et licences, et pourra être transférée ou vendue, dollars. Le risque de change est assumé par l’ache- avec les autorisations, au soumissionnaire retenu. teur et, au bout du compte, par les consommateurs d’électricité. Au Brésil, les paiements sont établis en Définir les soumissionnaires admissibles réaux brésiliens et, en Inde, en roupies indiennes, Il conviendra, le cas échéant, de définir le rôle des l’investisseur endossant le risque de change. Dans entreprises publiques dans les appels d’offres des pro- les pays africains, la méthode devra être définie jets de TEI. Les diverses possibilités sont analysées à dans le cadre d’une consultation avec les investis- l’encadré 6.10. Si les entreprises publiques sont auto- seurs éventuels. risées à soumissionner, les soumissionnaires interna- • Fin du contrat : le CSTE doit définir les obligations tionaux douteront sans doute de la transparence de de l’entreprise de TEI au terme du contrat. Il pourra la procédure d’évaluation. Cette décision influencera prévoir une obligation de transférer les actifs ou aussi le choix de l’institution qui sera chargée de gérer une prorogation du CSTE. Au Chili, les entreprises les travaux préliminaires et l’appel d’offres. de TEI ne sont pas tenues de transférer les actifs. Au Pérou, les contrats de TEI établissent que l’investis- Sondage de marché seur doit les transférer à l’État à l’issue du contrat. Un sondage de marché évalue l’intérêt des inves- L’Inde prévoit aussi une option de transfert. Dans tisseurs pour le modèle économique. Il permet les cas où l’État établit une obligation de transférer également de savoir si ces derniers seront capables l’actif, le CSTE devra aussi prévoir des mesures d’assumer les risques qui leur seront transférés dans pour inciter l’entreprise à maintenir celui-ci en bon le cadre du contrat de TEI, et de recueillir des informa- état vers la fin du contrat. tions auprès des investisseurs et d’autres parties, ainsi • Force Majeure  : les clauses de force majeure que leurs demandes12. doivent mettre les investisseurs à l’abri de circon- L’objectif consiste à rassembler des renseigne- stances imprévisibles qui les empêcheraient de ments quant à la viabilité du modèle économique, remplir leurs obligations contractuelles. l’aptitude du secteur privé à satisfaire aux conditions établies, et la capacité et la maturité du marché13. La Les travaux préliminaires comprendront le choix section 7.2.1 du guide figurant à l’Annexe B fournit des du tracé, les autorisations environnementales et informations détaillées à ce sujet. l’obtention des licences. Les gouvernements africains Steps to realize the potential of IPTs for Africa 61 Encadré 6.10 Le rôle des soumissionnaires publics Il existe des arguments favorables et défavorables à la par- privés peuvent constituer des coentreprises avec la PGCIL ticipation des entreprises publiques aux appels d’offres por- et soumettre une offre commune pour le contrat de TEI. tant sur des projets de TEI en qualité de soumissionnaires. Les soumissionnaires auront ainsi l’assurance que les Une option consiste à autoriser ces entreprises à soumis- autorités sont pleinement informées des opérations de la sionner. C’est le cas en Inde, au Brésil et en Colombie. Cette société de projet. Néanmoins, si l’État doit acquérir une mesure peut favoriser l’adhésion de l’entreprise publique participation dans la société de projet, les pressions sur les existante au processus. Elle risque toutefois de soulever des finances publiques ne seront pas atténuées. Si les condi- problèmes délicats, et de décourager les soumissionnaires. tions de l’appel d’offres exigent que la participation soit Une autre possibilité consiste pour l’État à prendre accordée gratuitement, cette mesure augmentera le coût une participation dans la société de projet propriétaire et des offres. exploitante des lignes électriques dans le cadre de l’appel Une troisième solution consiste à ouvrir l’appel d’offres d’offres. Cette démarche s’apparente à celle du gouverne- aux entreprises privées exclusivement, aucune compagnie ment malien, qui détient une participation majoritaire de services publics titulaire ou autre entreprise publique n’y dans EDM, le concessionnaire, ou à celle du gouvernement participant. C’est cette approche qui est recommandée aux sénégalais avec SENELEC. En Inde, les soumissionnaires gouvernements africains pour les projets pilots de TEI. 6.10 Organiser des appels susciteront un intérêt international et pourront être reproduits sur tout le continent africain. d’offres concurrentiels Il convient maintenant de dépasser le stade théo- pour les projets de TEI rique qui consiste à examiner de quelle manière ce modèle économique s’applique en Afrique. Le rapport Les gouvernements africains doivent décider si les présente un guide destiné aider les professionnels à marchés avec des entreprises de TEI feront l’objet mettre le modèle en pratique dans un contexte réel. d’appels d’offres concurrentiels. Dans les autres pays, quasiment tous les contrats ont été attribués par ce moyen. Certains ont cepen- Remarques dant été alloués à une entreprise publique en dehors 1. Office of Gas and Electricity Markets, « Integrated de tout appel d’offres, généralement en raison de Transmission Planning and Regulation (ITPR) Proj- délais serrés, pour éviter les retards inhérents à cette ect: final conclusions », mars 2015, https://www procédure. .ofgem.gov.uk/publications-and-updates/integrated- Les gouvernements africains doivent aussi déter- transmission-planning-and-regulation-itpr-project- miner si la participation des entreprises publiques final-conclusions (consulté le 10 mars 2017). aux appels d’offres sera autorisée (voir l’analyse à 2. Department of Energy and Climate Change. (2016). l’encadré 6.10). À l’échelle internationale, certains pays 3. Office of Gas and Electricity Markets, « North West l’ont autorisée, d’autres non. Coast Connections — Consultation on the project’s Une telle autorisation risque de décourager les Initial Needs Case and suitability for tendering », février 2017, https://www.ofgem.gov.uk/publications- soumissionnaires privés, et ne satisfera pas à l’objectif and-updates/north-west-coast-connections- de mobiliser d’autres financements. consultation-project-s-initial-needs-case-and- suitability-tendering (consulté le 10 mars 2017). 6.11 Prochaines étapes 4. A. Eberhard et al. (2016). 5. Les travaux préliminaires ne comprennent pas Il est possible de mettre sur pied des programmes forcément l’acquisition proprement dite des droits de TEI qui éveilleront l’intérêt des soumissionnaires de passage. Le soin de conclure cette opération internationaux. Pour ce faire, les autorités peuvent peut être laissé à l’entreprise de TEI. En général, les travailler en collaboration avec les investisseurs autorités concluent un accord avec le propriétaire, internationaux et les prêteurs éventuels afin de et l’entreprise de TEI (une fois l’appel d’offres définir dans le détail les modèles économiques qui adjugé) verse le prix du terrain ou des droits de 62 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique passage. Les dispositions peuvent toutefois varier en investissement pour « des opérations majeures selon les pays. de remplacement ou de mise à niveau de la capac- 6. L’Alberta Electric System Operator (AESO), le ité existante et l’expansion de cette capacité ». California Independent System Operator (CAISO), M. Kojima et C. Trimble (2016). l’Electric Reliability Council of Texas (ERCOT), le 10. S. Oguah et P. Sanchez (2015). South-West Power Pool (SPP), et Midcontinent 11. Un accord d’option d’achat ou de vente fournit un Independent System Operator (MISO) utilisent cadre juridique qui permet de protéger les intérêts la méthode en phase initiale. Le New York Inde- du PEI en cas de résiliation anticipée. Dans une telle pendent System Operator (NYISO), l’Independent éventualité, l’État achètera la centrale. Le prix payé System Operator of New England (ISONE), le SPP, et sera calculé selon des règles précises et prédéfinies, PJM Interconnection ont adopté la méthode tardive. et variera selon la partie à l’origine de la résiliation. Source : « Competition in Electricity Transmission: L’option de vente est le droit du fournisseur de An international study on customer interests and demander à l’État d’acheter la centrale (dans des cas lessons learned » (2015). Le rapport a été préparé par précisés dans l’accord de vente ou d’achat). L’option Navigant dans le cadre de la réponse de National d’achat est le droit de l’acheteur à demander aux Grid à la concertation d’Ofgem portant sur la mise fournisseurs de gros de vendre la centrale à l’État en concurrence des lignes terrestres. (dans les cas spécifiés dans l’accord en question). 7. Gouvernement de l’Inde, ministère de l’Électricité, 12. Banque mondiale et Fonds de conseil en infrastruc- « Order No. 15/1/2013 », juillet 2015, http://www ture publique-privée, « Market Sounding », (Toolkit .powermin.nic.in/sites/default/files/webform/ for PPPs in Roads and Highways), 2009, https:// notices/policy_for_incentivizing_early_ ppiaf.org/sites/ppiaf.org/files/documents/toolkits/ Commissioning_of_Transmission_Project_0.pdf highwaystoolkit/6/pdf-version/5-92.pdf (consulté le (consulté le 10 mars 2017). 10 mars 2017). 8. M. Kojima et C. Trimble (2016). 13. Banque mondiale et Fonds de conseil en infrastruc- 9. La méthode des encaissements couvre les décaisse- ture publique-privée, « Market Sounding », (Toolkit ments correspondant à des dépenses d’investisse- for PPPs in Roads and Highways), 2009. ment secondaires, mais pas les besoins ultérieurs Section 7 Guide pour l’organisation d’appels d’offres portant sur des projets de transport d’électricité indépendant Ce guide est destiné aux représentants de l’État et aux documents qui leur sont associés. La ligne financée responsables publics africains (« les autorités ») qui sur fonds privés est intégrée au réseau de transport se proposent de faire appel au modèle de TEI pour d’électricité moyennant une connexion à une ou plu- mobiliser des financements privés aux fins d’inves- sieurs sous-stations. tissement dans le transport d’électricité. Un modèle de TEI permet par ailleurs de recourir Le modèle suppose qu’un investisseur privé au financement de projet. Cela veut dire que l’intérêt conclut un contrat de longue durée pour construire, des investisseurs se polarisera sur les coûts et les reve- exploiter, entretenir et financer une ligne de trans- nus du projet et sur l’aptitude de l’entreprise retenue à port d’électricité pendant une période déterminée. les gérer. De ce fait, la passation de contrats de trans- Le contrat peut porter sur une seule nouvelle ligne port dans le cadre du modèle de TEI peut ouvrir la voie ou sur un ensemble de lignes. Il peut aussi englober à d’autres financements pour les projets de transports des sous-stations ou (dans un petit nombre de cas) en Afrique (en comparaison au modèle habituel qui ne couvrir que ces dernières. Par souci de simplicité, veut que les entreprises publiques financent tous les l’expression « projets de transport » est employée ici investissements dans ce domaine), et à la réalisation en référence aux projets se rapportant aux lignes élec- d’un plus grand nombre de projets. On trouvera une triques, aux sous-stations, ou aux deux à la fois ; elle analyse plus approfondie de ce sujet à la section 5. s’applique aux projets qui portent sur une seule ligne ou sur plusieurs. Les projets de TEI ont fait leur preuve Les paiements annuels à l’entreprise de TEI sont ailleurs dans le monde généralement effectués sous forme de versements De nombreux projets de TEI ont été conduits dans mensuels. Ils sont en grande partie déterminés par le monde, notamment au Mexique, en Amérique du l’offre retenue. Les revenus pour effectuer ces paie- Sud (Brésil, Chili, Colombie et Pérou), en Inde et au ments sont généralement fondés sur les revenus tirés Pakistan. Ils connaissent aussi un succès croissant des tarifs de transport. L’investisseur dans le projet de dans des pays qui accordaient auparavant l’exclusivité TEI n’endosse cependant pas le risque lié à ces der- à une entreprise privée de transport d’électricité. Le niers ou au nombre de mégawatts (MWh) d’électricité Royaume-Uni a fait appel à ce modèle pour mettre en acheminés. adjudication tous les projets de transport d’électricité L’entreprise de TEI devient généralement une terrestre, et s’apprête à le faire pour les grands projets entreprise de transport d’électricité agréée ; à ce titre, en mer. Des appels d’offres pour de projets de TEI ont elle est assujettie à diverses normes et obligations aussi été organisés en Australie, aux États-Unis et au énoncées dans les licences et dans les codes et autres Canada. 64 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Figure 7.1 Résumé du processus • Confirmer que le projet fait partie FP = Financement privé d’un plan optimisé d’expansion du Valider le EIES = Evaluation des impacts transport projet environnementaux et sociaux • Vérifier que le projet est réalisable • Evaluer si le projet peut être Evaluer la financé par le secteur privé possibilité • Evaluer si le projet est au service deFP de I’intérêt public Sélectionner • Nommer I’équipe l’équipe et le gouvernementale type d’appel • Choisir un appel d’o re en phase d’o res initale ou en phase avancée Appel d’o resen Appel d’o resen phase avancée phase initiale • Sélectionner le tracé E ectuer les • Acheter les droits de passage travaux • Préparer une EIES préliminaires • Préparer la conception du projet • Engager les conseillers in transaction • Engager les conseillers en transaction • Gérer les risques • Gérer les risques Concevoir la Préparer la • Élaborer le contrat • Établir le contrat transaction • Définir le processus d’appel d’o res transaction • Définirle plrocessus d’appel d’o res et et étabir le dossier établir le dossier • Publier de dossier d’appel d’o res • Publier le dossier d’appel d’o res Exécuter • Evaluer les o res Exécuter • Evaluer les o res l’appel l’appel • Attribuer le contrat • Attribuer le contrat d’o res d’o res • Boucler le financement • Bouchler le financement Les pays qui ont utilisé les contrats de TEI ont • Évaluer le potentiel de financement privé  : mobilisé auprès du secteur privé des financements il s’agit d’évaluer si le projet est susceptible d’être importants pour les investissements dans le transport financé sur fonds privés et s’il sert l’intérêt général. d’électricité. À titre d’exemple, les projets conduits au Cette étape est décrite à la section 7.2. Brésil, au Pérou, au Chili et en Inde ont collectivement • Sélectionner l’équipe et le type d’appel d’offres : mobilisé plus de 24,5 milliards de dollars de finance- il s’agit de nommer l’équipe gouvernementale ments privés entre 1998 et 2015. Pour de plus amples chargée de gérer la transaction. Celle-ci peut con- informations sur l’expérience de chacun de ces pays, sister en un comité unique, ou en un comité de voir l’annexe  A (qui comprend une étude de cas sur travail rattaché à un comité directeur. Sa première chacun d’eux). décision portera sur le type d’appel d’offres pour la transaction. Deux possibilités se présentent dans le Résumé de la procédure cas de projets de TEI : Les autorités peuvent définir et exécuter des opéra- • Dans le cadre d’un appel d’offres en phase tions de TEI suivant la procédure décrite dans le pré- avancée, les autorités procèdent aux travaux sent guide, et illustrée à la figure 7.1. Celle-ci comporte préliminaires  —  choix du tracé et conception six étapes : détaillée du projet par exemple. L’investisseur privé est chargé de construire et d’exploiter le • Valider le projet  : cette étape a pour objet de projet de transport conformément à ces dern- vérifier que le projet de transport s’inscrit dans iers. Si les autorités optent pour cette solution, un plan de développement optimisé du transport elles doivent suivre la procédure décrite dans la d’électricité et qu’il est réalisable. Elle est décrite à partie gauche de la figure 7.2. la section 7.1. GUIDE POUR L’ORGANISATION D’APPELS D’OFFRES PORTANT SUR DES PROJETS DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ INDÉPENDANT 65 • Dans le cadre d’un appel d’offres en phase du secteur de l’électricité et les projets d’expansion initiale, les autorités établissent les conditions du réseau, qu’il tient compte de l’incertitude, qu’il est générales de transport entre deux points. L’in- utilisé et utile à long terme, et qu’il prend en considé- vestisseur privé est chargé de définir la meilleure ration les différents coûts et bénéfices. solution et d’effectuer tous les travaux prélimi- La préparation d’un plan de développement du naires. Si les autorités optent pour cette solution, transport d’électricité est un exercice rigoureux qui elles doivent suivre la procédure décrite dans la requiert ce qui suit : partie droite de la figure 7.2. Cette étape est décrite à la section 7.3. • estimation des besoins de transport d’électricité à • Effectuer les travaux préliminaires : il s’agit ici un horizon donné (cinq à dix ans par exemple) et d’établir la conception du projet, de définir le tracé planification de la mise en œuvre échelonnée du de la ligne, d’acheter les droits de passage et de plan jusqu’à cette date préparer l’Évaluation des impacts environnemen- • préparation d’études de simulation du réseau sur la taux et sociaux (EIES)1. Cette étape est décrite à la base de données précises section 7.4. • respect de critères de planification classiques • Préparer la transaction  : l’objectif consiste ici (critère n-1 par exemple2) à organiser une transaction qui encourage la • application d’une stratégie régionale neutre (à soumission d’offres concurrentielles et apporte des l’échelle d’un pays, d’un pool énergétique, de plu- avantages au public. À ce stade, les autorités doi- sieurs pays, etc.) vent engager des conseillers en transaction pour • modélisation de l’incertitude à partir de différents les aider à gérer les risques, à élaborer le contrat, à scénarios d’avenir organiser la procédure d’appel d’offres et à établir • analyse coûts-bénéfices rigoureuse des autres solu- le dossier d’appel d’offres. Cette étape est décrite à tions de transport d’électricité la section 7.5. • actualisation régulière du plan de développement. • Exécuter l’appel d’offres  : cette étape consiste à exécuter la transaction conçue à l’étape précédente. L’élaboration de scénarios crédibles est indispen- Les autorités, assistées de leur conseiller en trans- sable à la mise au point de ce plan. Ceux-ci doivent action, doivent publier le dossier d’appel d’offres, prendre en considération les objectifs des politiques évaluer les offres, attribuer le contrat et boucler le énergétiques fixés au niveau national et des hypo- financement du projet. Cette étape est décrite à la thèses précises quant à l’évolution du secteur de la section 7.6. production, des prévisions de la demande et des coûts des techniques et des combustibles. 7.1 Valider le projet 7.1.2 Vérifier que le projet est réalisable Confirmer que le projet Les autorités doivent s’assurer que le projet est réali- Valider le de transport s’inscrit Vérifier qu’il sable sur les plans technique, économique, financier dans un plan de est projet dévloppement optimisé réalisable et environnemental dans le cadre du plan optimal de du transport d’electricité développement du réseau de transport d’électricité. Pour ce faire, elles doivent d’abord vérifier si une Pour valider un projet, les autorités doivent confirmer étude de faisabilité récente en apporte la preuve3. Si qu’il découle d’un plan de développement optimisé du c’est le cas, elles peuvent passer à l’étape suivante. transport d’électricité (section 7.1.1) et vérifier qu’il est Une étude de faisabilité examine si les risques et réalisable (section 7.1.2). incertitudes ont été convenablement modélisés, si les coûts sont exacts et si les travaux préliminaires (le cas Confirmer que le projet 7.1.1  échéant) sont adaptés à la finalité du projet. Elle peut de transport s’inscrit dans un plan porter sur diverses composantes du projet. Compte de développement optimisé tenu des caractéristiques des projets de transport, elle du transport d’électricité doit examiner les aspects techniques, économiques, Les autorités doivent confirmer que le projet a été financiers et environnementaux4. défini dans le prolongement d’un plan de dévelop- En l’absence d’étude de faisabilité récente, les pement optimisé du transport d’électricité. Cela autorités doivent vérifier s’il existe une étude de garantit que le projet est compatible avec la stratégie préfaisabilité récente indiquant que le projet pourrait 66 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique être réalisable. Les études de préfaisabilité sont • Le cadre juridique et réglementaire nécessaire conduites avant de procéder à de gros investissements, à l’investissement privé dans le transport en temps et en argent, dans le projet (et préalablement d’électricité est en place. Selon le pays, il con- aux études de faisabilité). Elles ne garantissent pas viendra d’amender les lois relatives au secteur de que le projet est réalisable, mais doivent au moins  : l’électricité, les licences et les codes de réseaux, de i)  écarter les projets qui ne le sont manifestement même que les régimes de réglementation économi- pas ; ii) indiquer dans quelle mesure le projet pourrait que des réseaux monopolistiques ou de l’entreprise l’être, et définir les facteurs déterminants de sa faisa- publique verticalement intégrée. Les régulateurs bilité. Si une étude de préfaisabilité récente fournit économiques devront aussi adapter leurs méth- ces éléments, les autorités peuvent passer à l’étape odes de manière à tenir compte des modèles de suivante. Elles doivent toutefois engager tous les tarification utilisés par les entreprises de TEI. travaux supplémentaires éventuellement nécessaires • Les coûts du projet peuvent être recouvrés pour confirmer la faisabilité du projet  — l’obtention auprès des usagers du réseau de transport des licences et autorisations par exemple. Ces travaux d’électricité. L’expérience internationale montre peuvent être menés en parallèle à ceux de la phase 3. qu’il existe plusieurs moyens de structurer les En l’absence d’études de faisabilité ou de préfaisa- paiements contractuels. Au Pérou, par exemple, les bilité récentes, les autorités doivent commander une investisseurs signent le contrat de TEI avec le min- étude pour examiner si le projet est réalisable sur les istère de l’Énergie et ont ainsi le droit d’exploiter la plans technique, économique et financier, et s’il est ligne de transport d’électricité et de percevoir les possible d’acheter les droits de passage et d’obtenir revenus correspondants. En Inde, les contrats de les permis environnementaux. Le tracé de la ligne et TEI sont conclus avec les Long Term Transmission la conception du projet peuvent être établis ultérieu- Customers (LTTC) régionaux. Les LTTC sont des rement, par les autorités ou par le soumissionnaire, entreprises de production, de distribution et des selon le type d’appel d’offres. grands centres de charge. Dorénavant, les investis- seurs concluront le contrat avec les entreprises de distribution, en fonction de l’utilisation du réseau Évaluer la possibilité 7.2  de transport5. Au Chili, l’entreprise sortie gagnante de financement privé de l’appel d’offres devient partie à un accord multi- latéral qui permet aux prestataires de services de Évaluer si le Évaluer la Évaluer si le transport de percevoir des revenus. project pourrait projet sert possibilité de bénéficier de • Soit la transaction a une contrepartie publique financement l’intérêt financements général solvable, soit des rehaussements de crédit privé privés visant à établir un dispositif susceptible de bénéficier de financements sont possibles. Si Les autorités doivent évaluer si le projet de transport le secteur de l’électricité n’est pas viable sur le plan peut être financé par le secteur privé (section 7.2.1) et financier, les investissements doivent être garantis s’il sert l’intérêt général (section 7.2.2). Le guide énu- par des comptes séquestres ou d’autres dispositifs mère divers facteurs que les autorités doivent prendre de garantie des liquidités. Il se peut toutefois que en compte pour estimer la possibilité de financement les comptes séquestres ne suffisent pas à assurer privé du projet, et suggère l’organisation d’un sondage la bancabilité du projet. Les autorités devront éven- de marché pour mesurer l’intérêt des investisseurs tuellement faire appel à des garanties publiques privés. Il définit en outre en quoi consiste une analyse pour couvrir les obligations de paiement envers coûts-bénéfices, et comment elle peut être appliquée les entreprises de TEI, voire, dans certains cas, à pour chiffrer les coûts et les bénéfices susceptibles de des garanties d’institutions multilatérales comme découler de l’investissement dans le transport d’élec- la Banque mondiale, la Banque africaine de de tricité dans le cadre d’un modèle de TEI, par rapport à développement ou d’autres IFD. Cette question est un financement public. analysée en détail à la section 6.7. • Les soumissionnaires sont intéressés parce que Évaluer la possibilité de financement 7.2.1  le projet est assez important pour justifier les privé du projet coûts de transaction. Ils chercheront toutefois à Pour mesurer si un projet peut être financé par le savoir s’il existe une réserve de projets leur offrant secteur privé, les autorités doivent se pencher sur les des perspectives raisonnables d’investissements quatre éléments suivants : GUIDE POUR L’ORGANISATION D’APPELS D’OFFRES PORTANT SUR DES PROJETS DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ INDÉPENDANT 67 ultérieurs. Les autorités doivent donc inscrire le 7.3 Sélectionner l’équipe projet dans un portefeuille plus vaste (si celui-ci existe), ou envisager de mettre sur pied un porte- et le type d’appel feuille de projets de TEI futurs. d’offres Les autorités ont tout intérêt à organiser un son- Sélectionner Choisir le Péquipe et Constitution de type d’appel; dage de marché pour mesurer l’intérêt des investis- le type l’équipe d’o res — en seurs privés. Un sondage de marché évalue l’intérêt d’appel gouvernementale phase initiale d’o res ou avancée que le modèle économique présente pour les investis- seurs, vérifie si ces derniers seront en mesure d’assu- mer les risques qui doivent leur être transférés dans le Les autorités doivent constituer une équipe gouver- cadre du contrat de TEI, et recueille des informations nementale qui sera chargée de gérer la procédure (sec- auprès des investisseurs et d’autres parties ainsi que tion 7.3.1.). La gestion d’une transaction de TEI exige leurs demandes6. des prises de décision, du temps, des moyens et une Le sondage de marché consiste à rassembler des coordination entre parties prenantes. Il est indispen- informations concernant la viabilité du modèle éco- sable de désigner une équipe spéciale pour assurer le nomique, l’aptitude du secteur privé à satisfaire aux bon déroulement de la procédure. critères définis, et la capacité et la maturité du mar- Une fois constituée, l’équipe gouvernementale ché.7 Le guide de la Banque mondiale «  Toolkit for doit décider s’il convient de procéder à l’appel d’offres PPPs in Roads and Highways  » contient un volume en phase initiale ou avancée (section 7.3.2). Cette déci- consacré au sondage de marché qui fournira aux auto- sion détermine à quel stade de la procédure l’appel rités des informations détaillées sur les éléments que d’offres interviendra. Elle influe aussi sur la dési- comporte un tel sondage et sur la façon de le préparer. gnation du responsable des travaux préliminaires, la répartition des risques, la conception du contrat, et 7.2.2  Évaluer si le projet sert l’intérêt d’autres tâches. général Les autorités doivent veiller à ce que le pays tire 7.3.1 Constitution de l’équipe profit du financement privé des projets de transport gouvernementale d’électricité. Cela suppose de mesurer les coûts et les Les autorités doivent désigner une équipe gouver- bénéfices liés à la conduite de projets dans le cadre de nementale qui sera chargée de mener la procédure à contrats de TEI par rapport à ceux d’un projet financé bonne fin. Celle-ci peut revêtir la forme d’un comité sur fonds publics. Pour ce faire, les autorités doivent unique, ou d’un comité de travail rattaché à un comité préparer une analyse d’optimisation des ressources. directeur. Un comité de gestion du contrat peut aussi On entend par « optimisation des ressources » en faire partie, qui sera chargé de gérer les modalités la réalisation «  d’un rapport optimal entre les avan- contractuelles après le bouclage financier du projet. tages et les coûts, dans le cadre de la fourniture des L’encadré 7.1 décrit chacun de ces comités. services désirés par l’usager  ». L’analyse d’optimisa- Le choix du mode de constitution de l’équipe sera tion des ressources comporte généralement un volet fonction de l’expérience des autorités à cet égard (que qualitatif et un volet quantitatif, l’analyse qualitative la transaction de TEI soit la première ou que d’autres consistant à vérifier « le bien-fondé du recours à un appels d’offres de TEI aient été organisés auparavant), PPP [partenariat public-privé] » et l’analyse quantita- des contraintes budgétaires et d’autres facteurs. tive à « comparer l’option de PPP choisie à un « com- Par souci de simplicité, le guide utilisera doréna- parateur du secteur public », c’est-à-dire se demander vant le terme « les autorités » en référence à l’équipe à quoi ressemblerait le projet s’il était mis en œuvre gouvernementale désignée. au moyen d’une procédure conventionnelle »8. Les autorités peuvent se reporter au «  Guide de Composition et responsabilités de l’équipe référence des PPP » de la Banque mondiale pour une L’équipe  —  qu’il s’agisse d’un comité unique, double description plus approfondie de l’analyse d’optimi- ou triple — est généralement constituée de fonction- sation des ressources et de ses volets qualitatifs et naires du ministère de l’Énergie (ou d’un ministère quantitatifs. Le Guide fait aussi référence à d’autres ou organisme équivalent), du ministère des Finances, documents utiles à ce sujet9. de l’organisme de réglementation, de l’entreprise 68 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Encadré 7.1 Description des différents comités Un comité directeur est normalement constitué de hauts quotidiens sous la conduite du comité directeur. Il se com- responsables publics qui élaborent la stratégie, arrêtent pose généralement d’experts dans des domaines particu- les décisions fondamentales, et définissent les calendriers liers, et il est désigné par le comité directeur. et les modalités de travail, notamment les responsabilités Un comité de gestion de contrat est habituellement de chacun des membres du comité. Le comité directeur établi pour gérer les modalités contractuelles une fois le a généralement un mandat formel, et il est dirigé par un financement du projet bouclé. Il peut se composer d’une ou président. de plusieurs personnes, et il est généralement nommé par Un comité de travail est généralement formé de fonc- le ministère de l’Énergie. tionnaires subalternes chargés d’effectuer les travaux publique (le cas échéant) et de consultants extérieurs les évaluations de l’impact environnemental, et la (s’ils ont été engagés). conception du projet. Les appels d’offres en phase L’équipe est chargée de réaliser tous les travaux avancée, par contre, portent sur des projets bien défi- décrits ci-après, à savoir le choix du type d’appels nis ; l’équipe gouvernementale doit effectuer tous les d’offres (y compris les travaux préliminaires si elle opte travaux préliminaires, comme décrit à la section 7.4. pour un appel d’offres en phase avancée), la conception La figure 7.2 illustre la répartition des responsabilités de la transaction et l’organisation de l’appel d’offres. dans les deux cas. Les appels d’offres en phase initiale demandent 7.3.2  Choisir le type d’appel d’offres — plus de temps. Le régulateur du Royaume-Uni, en phase initiale ou avancée l’Office of Gas and Electricity Markets (Ofgem), a D’abord, l’équipe doit choisir l’une des deux formes mené une consultation à ce sujet. Il a estimé que d’appels d’offres : en phase initiale ou avancée. Celles- les appels d’offres en phase avancée devraient être ci se distinguent essentiellement par la partie qui sera conduits quatre à cinq ans avant la date d’entrée en responsable des travaux préliminaires et en assumera service de l’actif. Ceux intervenant en phase initiale le risque. L’encadré  7.2 décrit les deux types d’appels devraient l’être huit à neuf ans avant. Les délais ne d’offres pour les projets de TEI. seront pas forcément les mêmes dans tous les pays, Les appels d’offres en phase initiale transfèrent mais ceux-ci peuvent au moins servir de référence. une plus grande partie des risques liés aux travaux Ofgem a en outre établi que les appels d’offres en préliminaires aux entreprises privées, notamment phase initiale permettent d’innover sur le plan de la le choix du tracé, l’acquisition des droits de passage, technologie et de la conception des actifs, et d’obtenir Encadré 7.2 Appels d’offres en phase initiale et avancée Les appels d’offres pour des projets de TEI peuvent revêtir et de l’exploitation du projet de transport conformément deux formes : à ces derniers. • Dans le cadre d’un appel d’offres en phase initiale, • Dans le cadre d’un appel d’offres en phase avancée, l’équipe gouvernementale établit les conditions l’équipe gouvernementale effectue les travaux prélimi- générales de transport entre deux points. L’investisseur naires, comme le choix du tracé et la conception du pro- privé est chargé de définir la meilleure solution et d’ef- jet. L’investisseur privé est responsable de la construction fectuer tous les travaux préliminaires. GUIDE POUR L’ORGANISATION D’APPELS D’OFFRES PORTANT SUR DES PROJETS DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ INDÉPENDANT 69 Figure 7.2 Répartition des responsabilités dans le cadre d’appels d’offres en phase initiale ou avancée Planification du transport Gouvernement Sélection du tracé Gouvernement Acquisition des droits de passage Appel Appel d’o res EIES d’o res en en phase Investisseur phase Conception du projet tardive privé démarrage Construction Investisseur Mise en service de la ligne privé Exploitation et maintenance Travaux préliminaires les autorisations de tracé et de planification. Le degré • délimiter la fonction de contrôle des autorités ; d’innovation en ce qui concerne la conception variera • établir comment les droits de passages seront en fonction des critères de résultats fixés dans le transférés au soumissionnaire retenu. dossier d’appel d’offres. Les appels d’offres en phase avancée portent plutôt sur la passation de marchés, la Les autorités auront intérêt à demander un avis construction et les modes de financement. juridique quant au meilleur moyen de transférer les Les deux modèles pourraient être utilisés en droits de passage à l’entreprise qui remportera l’appel Afrique. Néanmoins, comme analysé à la section 6.7, d’offres. Dans certains pays, ces droits peuvent être les gouvernements africains auraient intérêt à recou- confiés à une société écran qui est vendue ou transfé- rir à des appels d’offres en phase avancée pour les rée au soumissionnaire retenu. Dans d’autres, les tra- premiers projets de TEI. Ce choix éviterait d’exposer vaux préliminaires prennent fin lorsque les autorités les investisseurs aux risques liés aux travaux prélimi- parviennent à un accord avec le(s) propriétaire(s) ou naires (qu’ils ne sont pas forcément les mieux placés occupant(s) du terrain, et l’entreprise retenue effec- pour exécuter dans les premiers temps) et simplifie- tue les paiements liés aux terrains ou aux droits de rait la procédure d’évaluation des offres. passage. Les travaux préliminaires s’accompagnent de La responsabilité de procéder aux travaux pré- coûts substantiels. Si les autorités optent pour un liminaires dans le cadre d’un appel d’offres tardif appel d’offres tardif elles doivent aussi, avant de incombe habituellement à l’entité sectorielle chargée procéder à ces travaux, considérer et définir les opé- de la planification (qui fait généralement partie du rations suivantes : ministère de l’Énergie ou du ministère apparenté) ou à l’entreprise publique de transport d’électricité. Les • déterminer la portée et les coûts prévus des travaux autorités devraient en outre envisager d’obtenir un préliminaires, ainsi que la possibilité de recouvrer appui financier ou une assistance technique des orga- ces coûts auprès des usagers du réseau de transport nismes multilatéraux, surtout si elles n’ont guère ou d’électricité ; pas d’expérience en matière d’organisation d’appels • définir qui sera chargé d’effectuer les travaux ; d’offres pour des projets de TEI. 70 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Effectuer les travaux préliminaires 7.4  E ectuer les Acquisition Conception travaux Choix de tracé des droits EIES du projet préliminaires de passage Si les autorités optent pour un appel d’offres en phase de traverser les propriétés publiques ou privées pour avancée, elles doivent procéder aux travaux préli- construire la ligne projetée. minaires, à savoir  : le choix du tracé (section  7.4.1), Pour acquérir les droites de passage, les auto- l’acquisition des droits de passage (section 7.4.2), l’éval­ rités devront négocier avec le(s) propriétaire(s) ou uation des impacts environnementaux et sociaux occupant(s) du terrain. Les négociations se fondent (section 7.4.3), et la conception du projet (section 7.4.4). souvent sur le montant des pertes économiques que Une fois ces travaux achevés, le projet sera clairement subira le propriétaire foncier par suite du projet, ou défini. L’investisseur privé sera responsable de la sur les restrictions imposées sur l’utilisation du ter- construction et de l’exploitation du projet de trans- rain lorsque les propriétaires auront accordé le droit port conformément à cette procédure. de passage. L’acquisition des droits de passage est l’un des 7.4.1 Choix du tracé volets de la procédure qui comporte le plus de risques, Les autorités doivent choisir le tracé de la ligne et qui peut durer plusieurs années, selon les carac- électrique. Ce choix repose généralement sur un téristiques du projet. Il s’agit aussi d’une opération processus itératif qui appelle des études aériennes et délicate, qui doit être gérée avec doigté. Comme pour de terrain. Celles-ci permettent d’établir un tracé priv­ le choix du tracé, la partie la plus compétente pour y ilégié et des tracés de substitution pour le cas où les procéder est l’organisme sectoriel chargé de la plani- autorisations et les droits de passage nécessaires pour fication du transport d’électricité (après consultation le tracé privilégié ne seraient pas obtenus. du département de la planification de l’entreprise Pour procéder à ce choix, les autorités doivent : publique). La réalisation de cette opération peut aussi être tri- • Définir les trajets possibles et collecter des butaire des règles et règlements fonciers locaux. Dans données : mener des études aériennes et de terrain certains cas, les autorités devront peut-être amender et réfléchir aux aménagements auxiliaires néces- les règles et règlements en vigueur pour permettre saires pour accéder à la ligne projetée aux investisseurs privés d’acquérir les droits de • Évaluer les options : analyser les données recueil- passage. lies et sélectionner le tracé privilégié et les tracés de substitution. 7.4.3 EIES Les autorités doivent commanditer une EIES pour L’entité sectorielle responsable de planification du évaluer les retombées environnementales et sociales transport d’électricité est la partie la plus compétente prévisibles du projet, et identifier ses éventuelles pour mener ces travaux. Dans de nombreux pays, il limites sur ces deux plans. Les organismes de régle- s’agira du ministère de l’Énergie ou équivalent. Dans mentation de l’État exigent normalement une EIES d’autres, ce sera le département de la planification de pour délivrer les autorisations nécessaires. l’entreprise publique de transport d’électricité (qui Le document qui résulte de l’EIES est l’énoncé des peut être locale, régionale ou nationale, selon le pays). incidences environnementales (EIE). Celui-ci doit S’il s’agit du ministère de l’Énergie ou équivalent, indiquer si le projet est conforme aux normes rela- celui-ci doit également solliciter l’avis du départe- tives aux incidences environnementales et sociales, ment de la planification de l’entreprise publique et lui ou si les autorités doivent mettre en place des demander de participer aux travaux. mesures d’atténuation pour réduire ou éviter ces inci- dences afin d’obtenir les autorisations nécessaires. 7.4.2 Acquisition des droits de passage Néanmoins, ces mesures peuvent parfois être mises Les autorités doivent acquérir les droits de passage en application pendant l’exécution de l’étape suivante. pour le tracé retenu. Un droit de passage est le droit L’EIE peut par exemple indiquer qu’il est possible GUIDE POUR L’ORGANISATION D’APPELS D’OFFRES PORTANT SUR DES PROJETS DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ INDÉPENDANT 71 d’obtenir les autorisations environnementales. Or, • sa capacité nominale (MVA) cette démarche prend du temps. Dans ce cas, il paraît • sa longueur approximative (km) raisonnable de passer à l’étape suivante, surtout si le • le nombre de circuits. projet est urgent. Le jeu fondamental de spécifications pour l’achat 7.4.4 Conception du projet des matériaux et des équipements comprend les élé- Les autorités doivent également préparer la concep- ments suivants : tion du projet. Il s’agit d’établir les caractéristiques du projet et les spécifications nécessaires pour l’achat de • les spécifications mécaniques des pylônes (en tre- matériaux et d’équipements. illis ou tubulaire par exemple) Les caractéristiques fondamentales du projet sont • le type de conducteurs, le nombre de conducteurs les suivantes : pour chaque phase, et le nombre de conducteurs de terre • l’année de mise en service • les exigences en matière de mise à la terre, d’isola- • les points de départ et d’arrivée de la ligne élec- teur et de matériel trique (ou l’emplacement des sous-stations) • la méthode de construction • la tension de la ligne (kV) • les normes et règles de conception. 7.5 Préparer la transaction Définir la procé- Engager de dure d’appel Préparer la conseillers en Gérer les Établir le d’o res et transaction transaction risques contrat élaborer le dossier d’appel d’o res Les autorités doivent organiser une transaction qui 7.5.1 Engager les conseillers en transaction aboutit à une procédure d’appel d’offres transparente, La mise au point d’une transaction de TEI appelle une ouverte et concurrentielle. Pour ce faire, elles doivent expertise dans de nombreux domaines, notamment d’abord engager des conseillers en transaction (sec- pour couvrir les aspects juridiques et réglementaires, tion 7.5.1), surtout si c’est la première fois que le pays commerciaux et financiers, techniques, ou pour organise un appel d’offres portant sur un contrat de établir le dossier d’appel d’offres. Les autorités sont TEI. Les autorités doivent également recenser les souvent dépourvues de ces compétences et souhai- risques liés au projet, définir les parties les plus à teront éventuellement engager des spécialistes pour même d’endosser chacun d’eux, et définir leur mode les assister dans cet exercice. Il est particulièrement de répartition (section  7.5.2). Il s’agit là d’une étape recommandé aux pays qui procèdent pour la pre- déterminante dans l’élaboration d’un contrat de TEI mière fois à un appel d’offres de TEI de recourir à des (section  7.5.3). Néanmoins, la réussite de la tran- conseillers. Ceux-ci peuvent également renforcer les saction ne repose pas uniquement sur l’élaboration capacités au sein de l’administration  ; il sera ainsi adéquate du contrat, mais aussi sur l’organisation moins nécessaire de faire appel à eux lors de transac- d’une procédure d’appel d’offres appropriée et sur tions ultérieures. la préparation du dossier d’appel d’offres. La section Pour recruter des conseillers en transaction, les 7.5.4 examine comment les autorités peuvent organi- autorités devront procéder à des choix : engager des ser la procédure d’appel d’offres et établir le dossier conseillers locaux ou internationaux ; des conseiller correspondant. issus d’une seule entité ou de plusieurs ; des conseil- La passation de marchés de TEI nécessitera de lers pour des tâches spécifiques ou pour toutes les nombreux appels d’offres (en comparaison à d’autres phases de la procédure. Les besoins varieront selon modèles économiques). Une bonne préparation les caractéristiques du projet, mais la procédure de réduira les coûts d’exécution. recrutement doit toujours être transparente, équi- table, économique et dénuée de conflits d’intérêt10. 72 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Le Guide for hiring and managing advisors for private de risque y figurent en caractère gras), les raisons les participation in infrastructure11 de la Banque mon- plus courantes à l’origine de chaque risque, et le mode diale décrit en détail la procédure de recrutement. d’attribution détaillé du risque. Le tableau précise Il contient des lignes directrices pour établir des également, le cas échéant, les différences entre les calendriers réalistes, définir le budget nécessaire aux risques liés aux appels d’offres en phase initiale et rémunérations des conseillers, sélectionner ces der- ceux des appels d’offres en phase avancée. niers, et les rémunérer. Le recrutement de conseillers peut s’avérer coû- 7.5.3  Établir le contrat teux. Les autorités doivent envisager de prendre Les autorités doivent établir un contrat de TEI qui contact avec les organismes multilatéraux — Banque définit clairement les droits et obligations respectifs mondiale, Banque africaine de développement, et des autorités et de l’investisseur privé. Le contrat de autres  —  pour leur demander un concours finan- TEI  — également connu sous le nom de contrat de cier. Ces organismes peuvent aussi apporter une service de transport d’électricité (CSTE)  —  doit être assistance technique au processus de transaction. rédigé de manière à être applicable et compatible Ces points sont également examinés dans le guide avec tous les accords qui lui sont associés (comme les susmentionné. garanties ou autres mécanismes de rehaussement du crédit). 7.5.2 Gérer les risques Un CSTE bien défini est un élément essentiel pour Les autorités doivent recenser les principaux risques que le projet puisse bénéficier de financements. Il associés au projet, évaluer quelle partie est la plus en doit renfermer des dispositions visant à atténuer cer- mesure de supporter chacun d’eux, et examiner les tains des risques recensés à la section 7.5.2. Dans tous moyens de les atténuer. Les risques doivent être attri- les cas, ces conditions doivent être rédigées en termes bués à la partie qui peut les gérer au mieux ou à celle clairs et mesurables, de manière à être juridiquement qui peut les atténuer au moindre coût. Une gestion exécutoire. Le tableau 7.3 résume les principales appropriée des risques diminue les coûts du projet et dispositions qui doivent figurer dans le CSTE et les attire des investisseurs de qualité. accords associés. Pour ce faire, il est recommandé aux autorités de Les autorités doivent aussi évaluer et définir la compléter une matrice de risques comparable à celle meilleure structure alternative pour le projet de TEI, à présentée au tableau 7.1. Elles doivent : savoir si l’entreprise privée sera propriétaire des actifs de transport, si ces derniers seront transférés à l’issue • Recenser les risques du projet (colonne 1) du contrat, etc. Le tableau 7.4 présente les principales • Déterminer leur origine (colonne 2) structures de PPP que les autorités doivent prendre • Définir leur répartition (colonne 3). en considération lorsqu’elles élaborent le contrat de TEI le plus adapté à leur pays. L’analyse ne tient pas Les autorités peuvent se reporter au guide compte des structures de PPP dans le cadre desquelles « Concessions for infrastructure. A guide to their design and l’entreprise privée n’est pas responsable du finan- award » pour de plus amples informations sur l’iden- cement et de la construction de tous les nouveaux tification et la répartition des risques, et des conseils projets de transport. C’est pourquoi les contrats de pour compléter la matrice présentée au tableau 7.112. gestion, d’opération et maintenance, ou de location ne Le tableau 7.2 décrit en outre les principaux risques figurent pas dans le tableau. que présente un projet de TEI (le risque et la catégorie Tableau 7.1 Matrice de risques 1. Quel est le risque ? 2. Quelle est son origine ? 3. Comment l’attribuer ? Source : Adapté du tableau 3.2. M. Kerf et al., « Concessions for infrastructure. A guide to their design and award », Technical Paper n° 389, (1998), https :// tinyurl.com/zgamefg (consulté le 13 mars 2017). GUIDE POUR L’ORGANISATION D’APPELS D’OFFRES PORTANT SUR DES PROJETS DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ INDÉPENDANT 73 Tableau 7.2 Principaux risques liés à un projet de TEI Quel est le risque ? (catégorie de risqué, risque) Quelle est son origine ? Comment l’attribuer ? Travaux préliminaires ; Les propriétaires fonciers le long Peut être attribué aux autorités Échec ou retard concernant du tracé refusent d’accorder les (phase avancée) ou à l’entreprise de l’obtention des droits de passage, droits de passage nécessaires au TEI (phase initiale). Dans le second des licences ou autres autorisations promoteur ; ou bien les organismes cas, les autorités doivent assurer des (non applicables aux appels d’offres publics refusent les licences sans procédures de décision/d’arbitrage en phase avancée) raison valable en temps opportun et prendre des mesures avisées pour apporter une aide à l’entreprise de TEI dans le cas où elle ne parviendrait pas, malgré tous ses efforts, à obtenir les licences ou autorisations nécessaires Risque lié à la construction Relève de l’entreprise de TEI L’entreprise doit endosser le Dépassement des coûts (pratiques de construction inefficaces risque dans le cadre d’un contrat par exemple) de construction à prix fixe (généralement un contrat EPC) Risque lié à la construction Relève de l’entreprise de TEI L’entreprise risque des sanctions Retard dans l’achèvement des (manque de coordination des sous- pour mise en service tardive travaux traitants par exemple) Ne relève pas de l’entreprise de TEI Le risque de force majeure est (cas de force majeure par exemple) supporté par les autorités, selon les dispositions détaillées des clauses de force majeure Risque lié à la construction Les études géotechniques requises Risque supporté par l’entreprise Nature défavorable du terrain ne sont généralement pas de TEI disponibles au cours des premières phases de développement du projet (avant la construction par exemple) Risque d’exploitation Mauvaise gestion des coûts Risque supporté par l’entreprise Dépassement des coûts d’exploitation par l’entreprise de TEI de TEI d’exploitation Acheteur L’acheteur est confronté à des Risque supporté par les autorités. Paiement non effectué par l’acheteur problèmes de trésorerie et ne peut Pour l’atténuer, elles peuvent par (pour des raisons commerciales) remplir ses obligations de paiement exemple prévoir des dispositifs de envers l’entreprise de TEI dépôt de garantie, des mécanismes de rehaussement du crédit, ou faire appel aux IFS Financement Un créancier ou un bailleur de Risque supporté par l’entreprise Les fonds nécessaires au fonds qui s’est engagé à financer de TEI financement du projet ne sont pas le projet décide de l’abandonner, versés ou est confronté à une situation d’insolvabilité ou de faillite, etc. Taux de change Dévaluation ou fluctuations de la Risque supporté par les autorités si monnaie locale les revenus sont en dollars. Risque supporté par l’entreprise de TEI si une partie des revenus est en monnaie locale — l’entreprise peut se couvrir contre ce risque (le tableau continue à la page suivante) 74 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Tableau 7.2 suite Quel est le risque ? (catégorie de risqué, risque) Quelle est son origine ? Comment l’attribuer ? Réglementaire Le cadre juridique évolue (taxes ou Risque normalement supporté par Amendements de la loi normes environnementales) l’entreprise de TEI (pourrait l’être par les autorités quand il s’agit de changements fondamentaux et entièrement imprévisibles, comme le passage d’un marché libre à une planification centralisée) Modifications du cadre juridique ou Risque assumé par les autorités contractuel qui touchent directement et spécifiquement l’entreprise chargée du projet Force Majeure Catastrophes naturelles et cas de Risque pour l’assureur, si le risque Catastrophes naturelles et cas de force majeure, notamment (mais était assuré ; sinon, le risque de force majeure sans s’y limiter) inondations, force majeure est supporté par les séismes, émeutes et grèves autorités, selon les dispositions détaillées des clauses de force majeure Environnemental et social Le dialogue avec les collectivités est Phase initiale : l’entreprise de Les consultations avec les instauré trop tardivement TEI endosse le risque, qui peut collectivités concernées sont être atténué par le recours à des infructueuses (non applicable aux consultants locaux versés en la appels d’offres en phase avancée) matière. Phase avancée : risque supporté par les autorités Environnemental et social Une fois l’Évaluation des impacts Phase initiale : risque supporté par Les évaluations des impacts environnementaux et sociaux l’entreprise de TEI. Pour l’atténuer, environnementaux et sociaux achevée elle devra généralement modifier le découvrent des zones sensibles le tracé long du tracé (non applicable aux Phase avancée : risque supporté par appels d’offres en phase avancée) les autorités Politique Rupture ou résiliation de contrat ; Risque pour l’assureur (assurance expropriation, expropriation contre le risque politique), si le rampante, etc. risque était assuré ; sinon, il est supporté par l’entreprise de TEI ; en cas de résiliation du contrat, les autorités lui verseront une indemnisation Transfert Les spécifications de qualité Le contrat doit comporter des Différends lors du transfert de l’actif n’étaient pas (ou mal) définies spécifications détaillées de la qualité aux autorités et des prix Source : Adapté du tableau 3.2. M. Kerf et al., « Concessions for infrastructure. A guide to their design and award », Technical Paper n° 389, (1998), https :// tinyurl.com/zgamefg (consulté le 13 mars 2017). GUIDE POUR L’ORGANISATION D’APPELS D’OFFRES PORTANT SUR DES PROJETS DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ INDÉPENDANT 75 Tableau 7.3 Résumé des dispositions essentielles que doivent comporter le CSTE et les accords associés Disposition Description Spécifications du produit Spécification exacte du produit — ligne électrique, sous-station, ou les deux ; emplacement ; longueur ; tension ; capacité de transport, etc. Les exceptions sont aussi clairement énoncées. Cette disposition définit ce que le projet de transport financé par le secteur privé apportera à la société. Elle doit être rédigée en termes clairs et mesurables, de manière à être juridiquement exécutoire. Validité et durée Définition et spécification du calendrier du projet, des principales étapes, de la durée du contrat, et de la date d’achèvement prévue. Indicateurs de performance clé Des IPC doivent être définis et clairement spécifiés dans le contrat. Dans un (IPC) CSTE, les principaux portent sur les obligations suivantes : • Mise en service (obligation de mettre la ligne en service avant une date précise par exemple) • Disponibilité de la ligne après sa mise en service (par opposition au volume d’énergie acheminée ou à l’utilisation de la ligne). L’objectif de disponibilité est généralement proche de 98 %. Modalités de suivi et d’exécution La façon dont le suivi des IPC sera assuré, les modalités de vérification, et les conséquences liées à des niveaux de performance autres que ceux demandés. Ces dernières peuvent consister en sanctions et en primes. Un contrat doit par exemple imposer des sanctions si l’investisseur ne satisfait pas à l’obligation de mettre la ligne en service à une date déterminée. Un échec persistant à effectuer cette mise en service doit également entraîner la résiliation du contrat. Mécanismes de paiement La manière dont la partie privée sera rémunérée pour la fourniture du produit, et par qui. Les paiements aux entreprises de TEI sont d’ordinaire essentiellement déterminés par l’offre retenue et se fondent sur la disponibilité de la ligne. L’entreprise de TEI perçoit des paiements annuels, généralement versés sous forme de mensualités. Les paiements commencent une fois la ligne mise en service13. Par ailleurs, la conception des mécanismes de paiement spécifie : • La façon dont les paiements peuvent être ajustés selon la performance • La monnaie dans laquelle les paiements sont effectués • Les modalités d’indexation et les paramètres à utiliser • La périodicité des paiements. Adaptation à des changements Le contrat doit spécifier en quoi les droits et obligations des parties changeront extérieurs au contrat sous l’effet de changements extérieurs au contrat, et spécifier notamment ce qui se produirait : • Si une modification de la loi influant sur les coûts du projet entraînait une modification des paiements à la partie privée, et dans quelles conditions • Si des fluctuations des variables économiques influaient sur les coûts du projet (taux d’intérêt ou de change par exemple), et la façon dont elles seraient traitées • Si la partie privée refinançait son emprunt — selon que les économies éventuelles seraient transférées au secteur public ou pas • Des dispositions pour évaluer les changements non spécifiés dans le contrat. (le tableau continue à la page suivante) 76 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Tableau 7.3 suite Mécanismes de règlement des Le contrat doit spécifier la procédure de règlement des différends. En général, différends cela suppose de définir plusieurs étapes avant que la partie intéressée ait recours à l’arbitrage pour résoudre le différend ou résilier le contrat. Ces étapes peuvent être les suivantes : notification au niveau opérationnel, communication à un niveau de direction supérieur, publication d’un avis officiel, et présentation d’un plan par une partie défaillante. Autres obligations Définition et spécification des obligations gouvernementales. Il peut s’agir de gouvernementales fonctions conservées par les autorités dans le cadre du projet (exploitation du réseau, aide à l’acquisition de terrains, ou exonération de taxes ou de droits par exemple). Clauses de résiliation Le CSTE doit clairement établir ce qui se produit en fin de contrat, notamment : • Des clauses de fin de contrat. Procédure d’application des modalités de fin de contrat, notamment (mais sans s’y limiter) les obligations de transfert dans le cadre d’un CEPT ou d’un contrat de nature similaire, ou les paiements de fin de contrat. • Des clauses de résiliation anticipée. Le CSTE doit clairement spécifier les conditions de résiliation du contrat (par l’une ou l’autre des parties ou par suite d’un événement de force majeure), le paiement d’indemnités en cas, par exemple, de résiliation anticipée. Source : Development Bank of Jamaica, « Privatisation Policy Framework & Procedures Manual », http://dbankjm.com/services/ppp-and-privatisation- division/privatisation/privatisation-policy-framework-procedures-manual/ (consulté le 15 mars 2017). Tableau 7.4 Structures de PPP pour les contrats de TEI Qui finance Qui supporte Qui supporte Qui est l’investissement les risques de les risques propriétaire # Structure du PPP en capital ? construction ? d’exploitation ? des actifs ? 1 Construction- Entreprise privée Entreprise privée Enterprise privée Enterprise privée exploitation- propriété-transfert (CEPT) 2 Construction- Entreprise privée Entreprise privée Enterprise privée Enterprise privée exploitation- propriété (CEP) 3 Construction- Entreprise privée Entreprise privée Enterprise privée Enterprise privée transfert- exploitation (CTE) 4 Ingénierie, Entreprise privée Entreprise privée État/entreprise État/entreprise fourniture et publique publique construction (EPC)+ financement GUIDE POUR L’ORGANISATION D’APPELS D’OFFRES PORTANT SUR DES PROJETS DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ INDÉPENDANT 77 Il n’existe pas de structure spécifique ou optimale la performance. Il faudrait aussi fournir une garantie pour les projets de TEI. Au contraire, les « concepteurs autre que la garantie suprême que confère la pro- de projets de PPP doivent examiner les avantages que priété de l’actif. présentent de nombreux projets et approches. L’ana- Une dernière solution consiste pour l’entreprise lyse des éléments nécessaires à un projet ou à un pro- privée à financer l’actif de transport, à en transférer la gramme donné doit être menée en fonction de chaque propriété après sa mise en service sans plus assumer pays, de chaque secteur et de chaque projet »14. de responsabilité d’exploitation, et à être remboursée, Les pays examinés pour ce rapport n’ont pas appli- par exemple, sur 30  ans. Nous désignons ce modèle qué la même structure aux projets de TEI, mais tous sous le nom d’EPC+financement (type 4, tableau 7.4) ont réussi à attirer les financements privés aux fins Cette approche ne produit aucun gain d’efficacité d’investissement dans de nouveaux actifs de trans- puisque l’entreprise ne supporte par le risque lié aux port d’électricité. L’un des éléments qui les distingue résultats sur toute la durée de vie du projet. est le moment où l’actif est transféré. Au Brésil, au Pérou et en Inde, les appels d’offres Des mécanismes de rehaussement du portent sur des contrats CEPT (type  1, tableau 7.4). crédit seront peut-être nécessaires L’actif est transféré à l’issue du contrat. Comme les Dans le cadre de cette étape, les autorités doivent actifs de transport sont des actifs de longue durée, également examiner s’il convient de prévoir des ils auront encore une durée de vie utile à l’expiration mécanismes de rehaussement du crédit. Ceux-ci du contrat. Les conditions de transfert doivent donc seront éventuellement nécessaires pour permettre comporter diverses mesures, comme l’évaluation de au projet d’obtenir des financements. Si c’est le cas, l’état de l’actif, ou des obligations de dépenses mini- c’est à ce stade que les autorités doivent les mettre au mum de maintenance en fin de contrat pour garantir point. Ces mécanismes sont généralement régis par le bon état de l’actif transféré. des documents distincts annexés au CSTE. Au Chili, les contrats de TEI sont de type CEP On citera parmi les dispositifs de rehaussement (type 2, tableau 7.4). Les entreprises privées sont pro- du crédit les accords d’appui gouvernemental, les priétaires des actifs pour une durée indéterminée et ne garanties partielles de risque (GPR), et les garanties transfèrent pas les actifs de transport à expiration du de crédit. Les autorités auront éventuellement inté- contrat. Le contrat garantit les revenus pendant une rêt à prendre contact avec des institutions comme période initiale, ceux-ci étant ultérieurement déter- l’Agence multilatérale de garantie des investissements minés par voie réglementaire. C’est le seul exemple, (MIGA), ou d’autres organisations multilatérales qui parmi les études de cas réalisées, de propriété privée proposent et apportent une assistance pour la mise de durée indéterminée des actifs de transport dans le au point de produits de rehaussement du crédit. La cadre d’un appel d’offres de TEI. Banque mondiale et d’autres organisations multilaté- Une autre possibilité consiste pour l’entreprise rales fournissent aussi des modèles que les autorités privée à financer l’actif, à percevoir des paiements peuvent consulter à titre de référence. sur une longue durée en fonction de ses résultats opérationnels, et à transférer l’actif beaucoup plus tôt. 7.5.4  Préparer la procédure d’appel C’est le modèle que nous désignons sous le nom de d’offres et établir le dossier construction-transfert-exploitation ou CTE (type 3, correspondant tableau 7.4). L’actif pourrait par exemple être transféré Les autorités doivent préparer la procédure d’appel à l’entreprise publique de transport d’électricité dès sa d’offres qui permettra de sélectionner les soumission- mise en service, les coûts d’investissement étant récu- naires et de les inviter ensuite à présenter leurs offres. pérés sur une durée contractuelle de 30 ans. Les autorités doivent à ce stade : Les pays sélectionnés ne présentent pas d’exemple de contrat CTE. Le transfert anticipé de la propriété • Établir la procédure d’évaluation et les critères de des actifs n’est pas un modèle courant dans le cadre sélection des soumissionnaires du financement de projet. En principe, il devrait offrir • Définir le calendrier de l’appel d’offres des incitations comparables à celles des contrats de • Établir le dossier d’appel d’offres. TEI classiques. Pour cela, il faudrait toutefois que le transfert de propriété soit purement théorique et Pour ce faire, elles doivent envisager de constituer n’entraîne de la part du nouveau propriétaire aucune un comité d’évaluation qui sera chargé de procéder intervention susceptible d’influer sur les coûts ou sur à ces travaux et à tous les autres jusqu’au bouclage 78 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique financier du projet. L’équipe d’évaluation pourra être critères portent généralement sur le respect d’obli- constituée de membres du comité, d’autres respon- gations techniques et financières, la présentation de sables publics, de conseillers en transaction (ceux garanties de soumission, etc.  — que les entreprises engagés dans le cadre de l’étape 7.5.1 ou d’autres), ou publiques soient autorisées à soumissionner ou pas d’une combinaison de ces derniers. (voir l’analyse à l’encadré 6.10). L’évaluation des candi- datures peut reposer sur un système binaire (échec ou Établir la procédure d’évaluation et les réussite), ou sur la notation de chaque critère. critères de sélection des soumissionnaires Pour préparer la phase d’offres, les autorités Cette procédure peut être conçue de différentes doivent aussi établir la procédure et les critères d’éval­ façons. Elle peut comporter une ou deux étapes. Elle uation des offres, à savoir : peut prévoir, ou pas, une présélection des soumis- sionnaires avant le lancement de l’appel d’offres. Pour • Définir la procédure d’évaluation des offres — cela faire leur choix, les autorités doivent étudier les diffé- suppose généralement que les soumissionnaires rentes solutions, examiner les pratiques d’autres pays, réaffirment leurs compétences et présentent une et s’appuyer sur les modèles-type disponibles. offre technique et financière Les autorités devront d’abord se prononcer en • Déterminer les critères d’évaluation des offres — à faveur d’un appel d’offres en une ou deux phases. savoir la méthode utilisée pour comparer les offres Comme décrit à l’encadré  7.3, les principales diffé- techniques, décider si celles-ci doivent respecter rences entre ces deux approches interviennent dans des niveaux minimums, et fixer le prix plafond la phase de soumission des offres. • Fixer le mode de présentation des offres — format, Les autorités ou les entités contractantes présélec- mode de remise, etc. tionnent généralement les soumissionnaires afin de ne recevoir d’offres que de parties compétentes. Les Les études de cas figurant à l’annexe A fournissent soumissionnaires sont en outre plus enclins à s’inves- des exemples de procédures d’évaluation et de critères tir dans la préparation de l’offre lorsque le nombre de de sélection utilisés dans le cadre d’appels d’offres soumissionnaires comparables est limité. C’est géné- dans différents pays. Au Pérou, par exemple, le sou- ralement le cas des appels d’offres pour des projets de missionnaire doit disposer d’un niveau plancher de TEI. fonds propres et d’actifs (qui varie selon les spécifi- Pour préparer la phase de présélection, les cations du projet de transport) et doit avoir exploité autorités doivent définir les critères de sélection des réseaux de transport d’électricité satisfaisant à et la méthode d’évaluation des candidatures. Les des conditions minimales en termes de longueur, Encadré 7.3 Appel d’offres en une ou deux phases Le guide de la Banque mondiale « Toolkit for PPPs in Roads d’avance toutes les spécifications techniques. C’est and Highways » définit les deux approches comme suit : généralement le cas des grands projets complexes de PPP [partenariats public-privé]. On peut alors définir • Procédure en une phase : « Quand les autorités ont une une procédure en deux phases. Durant la phase  1, les idée précise des solutions et spécifications techniques soumissionnaires sont invités à présenter des propo- souhaitées. Les entreprises présélectionnées sont sitions techniques non chiffrées, fondées sur un plan invitées à soumettre des offres respectant rigoureuse- conceptuel ou des spécifications de performance. Ces ment le cahier des charges qui leur est imposé. Le choix derniers font ensuite l’objet de mises au point techniques final se fonde sur les seuls aspects «  financiers  », et la et commerciales et de révisions. Durant la phase  2, le marge de négociation du candidat retenu est faible. » dossier d’appel d’offres modifié est publié, et les prop- • Procédure en deux phases  : «  Quand des incertitudes ositions techniques définitives et les offres de prix sont concernant les solutions techniques à retenir persistent, soumises et évaluées ». il n’est pas toujours souhaitable ou possible d’établir Source : Banque mondiale, (2009). GUIDE POUR L’ORGANISATION D’APPELS D’OFFRES PORTANT SUR DES PROJETS DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ INDÉPENDANT 79 de tension et de capacité de transmission. Les prix la mise au point définitive et l’approbation du dossier doivent être exprimés en dollars, et le marché est d’appel d’offres. Certaines devront être approuvées accordé au soumissionnaire qui propose le coût de par un ministre ou par le Cabinet  — généralement service le plus bas — calculé par la somme des coûts les accords de rehaussement du crédit ; les autorités annuels d’exploitation et de maintenance et le rem- doivent prendre en compte ces divers éléments. boursement annuel des coûts d’investissement, au moyen d’un taux annuel réel de 12 % sur une période Établir le dossier d’appel d’offres de 30 ans. Le dossier d’appel d’offres comprend normalement les Le module 5 du guide « Toolkit for PPPs in Roads and documents suivants : Highways  » décrit en détail la marche à suivre pour mettre en œuvre et contrôler la procédure de passa- • Une version préliminaire du CSTE tion de marché, et les différentes étapes nécessaires • L’appel à propositions à l’élaboration de la procédure d’appel d’offres (voir • D’autres accords. Si les autorités décident de l’étape 3 portant sur la passation de marchés publics)15. prévoir des dispositifs de rehaussement du crédit, ceux-ci doivent également être désignés, et une Définir le calendrier de l’appel d’offres version préliminaire doit être intégrée au dossier. La mise au point préalable d’un calendrier réaliste est essentielle au bon déroulement d’un appel d’offres. L’appel à propositions contient généralement Les autorités doivent établir un calendrier compor- une note d’information aux soumissionnaires, des tant toutes les étapes stratégiques pour l’investis- in­ structions à leur intention, une description des seur jusqu’au bouclage du financement du projet, critères de sélection des soumissionnaires et de la notamment : procédure d’évaluation, et des modèles d’offres. Pour établir le dossier d’appel d’offres, les autorités • L’invitation à candidature auront éventuellement intérêt à étudier les pratiques • La date limite de soumission des candidatures internationales en la matière ou les modèles-type • La notification aux candidats présélectionnés des organisations multilatérales. De nombreux pays • La publication du dossier d’appel d’offres publient leurs dossiers d’appel d’offres en ligne. La • La conférence des soumissionnaires (si elle est Banque mondiale, par exemple, propose en ligne des prévue) modèles type de dossier, des conseils pour établir les • La date limite pour les demandes de précision (et documents qui le composent, des exemples de dos- pour les modifications au projet de dossier d’appel siers pour des projets conduits dans différents pays, d’offres, si possibles) et d’autres références utiles  —  des lois relatives à la • La date limite de soumission des offres passation de marchés publics ou des listes de contrôle • La notification de l’attribution du marché. à l’usage des autorités pendant la procédure par exemple16. Les autorités devront en outre établir un calen- Les autorités pourront aussi engager des experts drier interne comportant toutes les mesures requises juridiques (si ce n’est pas encore fait) pour établir les en interne pour respecter le calendrier ci-dessus, à documents (en particulier le CSTE). savoir l’évaluation des candidatures, celle des offres, Exécuter l’appel d’offres 7.6  Publier le Boucler le Exécuter dossier Pappel Évaluer les Attribuer le financement d’appel o res marché du projet d’o res d’o res Les autorités doivent exécuter l’appel d’offres elles doivent publier le dossier d’appel d’offres, éva- conformément au calendrier défini à la section 7.5.4. luer les offres, attribuer le marché et boucler le finan- Avec l’assistance de leur conseiller en transaction, cement du projet. 80 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique 7.6.1  Publier le dossier d’appel d’offres Une fois cette opération terminée, les autorités Les autorités remettront le dossier d’appel d’offres doivent établir un rapport d’évaluation. Celui-ci doit aux soumissionnaires présélectionnés. Tous les docu- préciser si des offres ont été refusées (lesquelles, com- ments le composant doivent donc être définitivement bien, et pourquoi), et comporter une liste qui classe établis et approuvés avant la date convenue pour tous les soumissionnaires et annonce clairement l’étape « publication du dossier d’appel d’offres ». lequel a obtenu la meilleure évaluation. Les autorités peuvent décider de facturer le dos- sier d’appel d’offres aux soumissionnaires. Dans le cas 7.6.3 Attribuer le marché contraire, elles pourront publier le dossier sur la page L’équipe doit recommander aux autorités le meilleur web de l’entité responsable de la procédure. soumissionnaire, les principaux éléments de négo- Le délai accordé aux soumissionnaires pour éta- ciation, et la procédure à suivre pour boucler le finan- blir leur offre sera fonction du type d’appel d’offres cement du projet. Dans certains cas, les personnes retenu — en phase initiale ou avancée. Pendant cette chargées d’évaluer la procédure seront habilitées à période, les autorités doivent gérer les relations désigner le soumissionnaire privilégié. avec les soumissionnaires. Elles doivent répondre La recommandation doit se fonder sur le rapport aux demandes de précision (et modifier les versions d’évaluation (établi à l’étape  7.6.2), mais doit égale- préliminaires des documents si cela est autorisé) et ment comporter les éléments suivants : fournir des informations supplémentaires. Parfois, elles créent une salle des données virtuelle où les • Une description détaillée du projet présenté par le soumissionnaires peuvent consulter et obtenir tous soumissionnaire privilégié — spécifiant en quoi il les renseignements pertinents, qui y sont centralisés. satisfait aux critères d’évaluation Les autorités seront aussi chargées de recevoir et • Les principaux risques et les coûts estimés du de traiter les offres. Pour cela, elles doivent veiller à projet ce que les soumissionnaires puissent soumettre leurs • Une déclaration recommandant le projet et le offres conformément aux instructions qui leur ont été soumissionnaire privilégié  —  y compris les avis adressées. À titre d’exemple, si les soumissionnaires d’autres entités gouvernementales concernées et doivent remettre des offres sur papier, les autorités intéressées (le ministère de l’Énergie et le ministère doivent veiller à ce que l’urne où elles doivent être des Finances par exemple) déposées soit disponible à la date et à l’endroit spéci- • Les principaux éléments que les autorités doivent fiés. Elles doivent aussi prévoir un endroit sûr pour envisager de négocier les conserver jusqu’à l’évaluation. • La procédure à suivre pour boucler le financement du projet. 7.6.2 Évaluer les offres Les autorités doivent évaluer les offres suivant les Les principaux éléments de négociation peuvent critères et la procédure établis dans l’appel à propo- porter sur différents aspects du projet — les questions sitions. Cette opération comporte généralement plu- concernant les droits de passage ou les terrains, la sieurs étapes : durée de la concession, les possibilités de renégocia- tion, les critères techniques et financiers inclus dans • Vérifier que les offres comprennent tous les formu- l’appel à propositions, etc. Il est toutefois recommandé laires demandés et que ces derniers sont entière- aux autorités de limiter le nombre de ces éléments et ment complétés. Dans le cas contraire, elles doivent d’en privilégier, en général, deux ou trois parmi ceux être refusées. évoqués ci-dessus17. • Vérifier que les soumissionnaires satisfont toujo- urs aux critères de sélection. Dans le cas contraire, Boucler le financement du projet les offres doivent être refusées. Plusieurs opérations doivent être conduites avant • Examiner les propositions techniques et les évaluer l’attribution du marché et le début des travaux. à l’aune des critères techniques définis à la sec- Les autorités doivent vérifier que les négociations tion  7.5.4. Si un niveau minimum a été défini, les contractuelles sont terminées, que le contrat — et tout offres qui obtiennent une note inférieure à celui-ci accord y afférent — est signé, et que toutes les licences doivent être refusées. et autorisations ont été obtenues. Mais cela ne suffit • Examiner les propositions financières et les éval- pas. Il leur faut réunir les financements nécessaires uer à l’aune des critères financiers définis à la sec- au projet, étape dite du « bouclage financier ». tion 7.5.4. — les classer par exemple du prix le plus Le bouclage financier «  signifie que la totalité bas au plus élevé. du capital social du projet fait l’objet d’engagements GUIDE POUR L’ORGANISATION D’APPELS D’OFFRES PORTANT SUR DES PROJETS DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ INDÉPENDANT 81 inconditionnels, que tous les documents de prêt ont sous-traitants chargés de la construction et le con- été signés, et que plus rien ne s’oppose au décaisse- trat d’exploitation et maintenance avec ceux qui ment des prêts  ». Cette définition peut toutefois sont chargés de ces opérations. varier selon les pays et le type de contrat ou de pro- jet — certains désignent cette phase sous le nom de Élaborer et adopter un plan de gestion du «  clôture financière  ». Une définition plus particu- contrat et convenir de son exécution lière au bouclage financier de projets entièrement Les autorités doivent aussi définir et adopter une pro- nouveaux et de concessions est la suivante : « l’exis- cédure de gestion et de suivi des modalités contrac- tence d’un engagement juridiquement contraignant tuelles. Celle-ci constituera le plan de gestion du qui oblige les détenteurs du capital ou les créanciers à contrat. fournir ou à mobiliser les fonds nécessaires au projet. L’élaboration du plan de gestion du contrat doit Les financements doivent représenter une part sub­ débuter durant la phase 7.6.4, mais son exécution se stantielle du coût du projet, et garantir la construction poursuivra jusqu’à la fin du contrat  — pendant les de l’infrastructure18 ». phases de construction, d’exploitation et de mainte- Cette opération suppose ce qui suit : nance, et de transfert des actifs (le cas échéant). Comme décrit à la section  7.3.1, le comité de ges- • Obtenir toutes les licences et autorisations néces- tion du contrat doit être responsable du contrôle et saires (en particulier dans le cas d’appels d’offres en de la gestion de toutes les questions contractuelles. phase initiale) Il remplira une fonction cruciale, par exemple, en • Acquérir les droits de passage et les terrains si ce aidant l’exploitant du réseau de transport d’électricité n’est pas fait (en particulier dans le cas d’appels à administrer le projet de TEI (dont l’ensemble des d’offres en phase initiale) communications et rapports entre les parties) ou en • L’accord des parties prenantes — celles qui constit- établissant un système d’alerte avancée afin d’infor- uent la société de projet (très probablement une mer le ministère des Finances de tout risque suscep- entité ad hoc) tible de déclencher une garantie de l’État. • L’accord de rehaussement de crédit (s’il est prévu) Les autorités trouveront d’autres informations et • Les accords de financement — les créanciers procè- directives pour élaborer et appliquer le plan de ges- dent généralement à leurs propres vérifications tion du contrat dans le module 5 du guide « Toolkit for préalables (qui portent sur les principaux accords, PPPs in Roads and Highways » (voir l’étape 5 portant sur notamment le CSTE et l’accord de rehaussement la gestion du contrat). L’encadré 7.4 résume les princi- du crédit) avant de mobiliser et d’apporter leurs pales mesures qu’elles doivent envisager dans le cadre financements de l’élaboration du plan de gestion du contrat. • Les accords avec les sous-traitants, les assureurs, etc.  — par exemple, le contrat EPC avec les Encadré 7.4 Gestion du contrat L’élaboration du plan de gestion du contrat comprend : • La définition des responsabilités de l’investisseur privé et des entités gouvernementales, et la façon dont ceux-ci • La définition des règles fondamentales — par exemple : doivent rendre des comptes • Comment le comité de gestion du contrat vérifiera • Le suivi et la gestion des risques contractuels, et la mise que les normes de qualité et les spécifications tech- en place d’un système d’alerte avancée pour informer, le niques sont respectées pendant la construction cas échéant, le ministère des Finances • La procédure de contrôle et de notification de la per- • La planification de la procédure à suivre pour prendre en formance du projet pendant l’exploitation compte les modifications apportées au CSTE. • La partie chargée de payer les coûts de contrôle. • La définition des protocoles de communication et de notification entre l’investisseur privé, les autorités, et les autres parties 82 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Remarques 7. Banque mondiale, « Toolkit for PPPs in Roads and Highways: Market Sounding ». 1. Les travaux préliminaires ne comprennent pas 8. Banuqe Internationale pour la reconstruction et forcément l’acquisition proprement dite des droits le développement, Banque mondiale, Banque asia- de passage. Le soin de conclure cette opération tique de développement, et Banque interaméricaine peut être laissé à l’entreprise de TEI. En général, les de développement, « Guide de référence des PPP » autorités concluent un accord avec le propriétaire, Version 2.0, Public-Private Infrastructure Advisory et le TEI (une fois l’appel d’offres adjugé) paie le prix Facility, (2014), http://api.ning.com/files/Iumatxx-0jz du terrain ou des droits de passage. Les dispositions 3owSB05xZDkmWIE7GTVYA3cXwt4K4s3Uy0Nt peuvent toutefois varier selon les pays. PPRgPWYO1ILrWaTUqybQeTXIeuSYUxbPFWlysu 2. Le critère n-1 suppose entre autres 1) qu’aucun équi- yNI5rL6b2Ms/PPPReferenceGuidev02Web.pdf pement du réseau ne fonctionne en dehors de sa (consulté le 17 mars 2017). capacité nominale à long terme et que les tensions 9. Section 3.2.3. « Évaluation de l’optimisation des du réseau ne dépassent jamais les limites de sécu- ressources ». rité, dans des conditions d’exploitation « normales 10. Banque mondiale, « A guide for hiring and manag- » (par exemple, si le réseau est intact) ; 2) que des ing advisors for private participation in infrastruc- pannes imprévues ne porteront pas les charges des ture », volume 3, PPIAF (2001), http://documents. circuits à des niveaux supérieurs aux puissances worldbank.org/curated/en/347941468766772652/ applicables, et ne provoqueront pas d’instabilité ou pdf/multi0page.pdf (consulté le 10 mars 2017). de coupures en cascade, des variations excessives de 11. Banque mondiale (2001). tension, ou une interruption générale de la charge. 12. M. Kerf et al. (1998), voir la section 3. 3. Dans l’idéal, l’étude de faisabilité aura été réalisée 13. Les contrats de TIE varient selon que le paiement moins de deux ans auparavant, mais ce délai peut est effectué après une mise en service anticipée varier selon le projet et le pays. (avant la date prévue par le contrat) ou pas. 4. Il est impossible d’évaluer isolément la faisabilité 14. Delmon, J., « Understanding Options for Public-­ d’un projet de transport. Cette étude doit intervenir Private Partnerships in Infrastructure. Sorting out dans le cadre d’un plan de développement du trans- the forest from the trees: BOT, DBFO, DCMF, con- port d’électricité. Elle doit confirmer que le projet cession, lease . . . », Policy Research Working Paper peut être financé ou, plus exactement, que cette 5173, Banque mondiale, 2010, http://documents. étape du plan de développement peut l’être. worldbank.org/curated/en/999661468323693635/ 5. La Power Grid Corporation of India Ltd (PGCIL), pdf/WPS5173.pdf (consulté le 10 mai 2017). une entreprise publique détenue par le gouverne- 15. Banque mondiale (2009). ment national, fait fonction de « service public 16. Centre de ressources des PPP dans le secteur des central de transport d’électricité ». Elle intervient infrastructures, « Procurement Processes and Bid- en tant qu’intermédiaire, et perçoit et distribue les ding Documents », dernière mise à jour : août 2016, revenus dérivant des tarifs de transport. https://ppp.worldbank.org/public-private-partner- 6. Banque mondiale, « Toolkit for PPPs in Roads and ship/overview/practical-tools/procurement-bid- Highways: Market Sounding », Public-Private Infra- ding#guidelines (consulté le 15 mars 2017). structure Advisory Facility, (2009), https://ppiaf.org/ 17. Banque mondiale (2009) ; Module 5, étape 4. sites/ppiaf.org/files/documents/toolkits/ 18. Banque mondiale (2009); Module 5, étape 4. highwaystoolkit/6/pdf-version/5-92.pdf Annexe A Études de cas Cette annexe présente cinq études de cas qui décriv- A.1.1  Raisons ayant motivé le recours ent les pratiques mises en place par le Brésil (A.1), le à l’investissement privé dans le Chili (A.2), l’Inde (A.3), le Pérou (A.4), et les Philip- secteur du transport d’électricité pines (A.5) pour faire appel à l’investissement privé Jusqu’au milieu des années 90, le secteur de l’électric- dans le secteur du transport d’électricité. Les quatre ité au Brésil était intégré verticalement et géré par premières présentent des exemples de pays qui ont l’État. Tous les distributeurs appartenaient à l’État intensifié les investissements dans ce domaine au dans lequel ils opéraient. Les entreprises de produc- moyen du modèle économique du transport d’élec- tion et de transport d’électricité étaient publiques, et tricité indépendant (TEI), la cinquième celle d’un pays appartenaient soit au gouvernement fédéral, soit aux qui a opté pour la participation du secteur privé dans différents États1. Le gouvernement2 fixait les prix de le cadre d’un modèle portant sur l’ensemble du réseau. gros et de détail. Il se servait des tarifs pour contenir Chaque étude est structurée comme suit : l’inflation, et les tarifs déconnectés des coûts se sont traduits par un sous-investissement considérable. • Raisons ayant motivé le recours à l’investissement En 1995, le gouvernement a engagé un vaste privé dans le transport d’électricité programme de réformes. Le secteur a été démantelé • Structure du secteur de l’électricité et privatisé. Un nouveau cadre réglementaire a été • Panorama de la participation du secteur privé dans établi pour permettre au secteur privé de fournir les le transport d’électricité services que l’État ne pouvait financer. • Cadre législatif et réglementaire L’un des principaux objectifs de la réforme était de • Planification du transport d’électricité développer le réseau pour assurer un approvisionne- • Forme contractuelle ment suffisant en électricité. Les autres consistaient • Procédure de passation de marché à améliorer le rendement des entreprises de services • Résultats. publics, à renforcer la compétitivité économique et à rehausser la qualité des services. Pour ce faire, les premières réformes ont créé des grands consomma- A.1 Cas 1 : Brésil teurs «  libres  » qui étaient en mesure de négocier Cette section explique les raisons qui ont motivé le les contrats directement avec les producteurs, établi recours à l’investissement privé dans le secteur de les conditions nécessaires pour faire une place aux l’électricité au Brésil, dresse un panorama de la partic- producteurs d’électricité indépendants, et assuré ipation du secteur privé dans le transport d’électricité, un accès équitable aux réseaux de distribution et de présente le cadre juridique et réglementaire qui a transport d’électricité. ouvert la voie à cette participation, ainsi que la forme contractuelle et la procédure de passation de marché A.1.2  Structure du secteur de l’électricité pour la mise en adjudication des lignes électriques et L’hydroélectricité compte pour 75  % de la capacité les résultats de la participation du secteur privé dans installée et près de 80 % de l’énergie produite au Brésil3. le secteur. Les centrales hydroélectriques sont réparties sur 84 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique 12  grands bassins fluviaux et sont souvent équipées • Empresa de Pesquisa Energética (EPE), l’entreprise de grands réservoirs dotés d’une capacité de stockage de recherche énergétique chargée des études pluriannuelle. Les ressources hydrauliques nationales stratégiques dans les secteurs de l’électricité et ont fortement influencé le développement du réseau de l’énergie. Ses études appuient le MME dans sa électrique. Le bouquet électrique est aussi assuré fonction de conception des programmes sectoriels. par le gaz naturel, le charbon, le pétrole et l’énergie • La Cámara de Comercialização de Energia Elétrica nucléaire. (CCEE) est la chambre de commercialisation de La propriété des actifs de transport et de produc- l’électricité, l’opérateur de marché. tion est répartie entre les entreprises publiques qui appartiennent au gouvernement fédéral ou aux États La figure A.1 illustre la structure des relations des d’une part, et le secteur privé d’autre part. Eletrobras, institutions publiques du secteur de l’électricité. Le la plus grande entreprise de services publics fédérale, groupe consultatif pour la politique énergétique du détient 37  % de la capacité installée. Les 64 distribu- Président, le CNPE, en est l’autorité suprême, même teurs-détaillants appartiennent soit aux États, soit au si c’est le MME qui formule et applique les politiques. secteur privé. L’EPE et l’ANEEL relèvent du MME, tandis que l’ANEEL La clientèle est divisée en clients réglementés réglemente et contrôle l’ONS et la CCEE. et (grands) clients non réglementés. Les seconds représentent un quart de la demande. Ils ont le droit A.1.3  Panorama de la participation de conclure directement des contrats avec les produc- du secteur privé dans le transport teurs. Les clients réglementés doivent acheter l’élec- d’électricité tricité à des entreprises de distribution. Le Brésil compte environ 65 entreprises de transport d’électricité (privées et publiques)4. Eletrobras, l’entre- Parties prenantes gouvernementales prise publique fédérale, est la plus grande, qui possède Les principales parties prenantes publiques dans le environ 57 % des actifs de transport. Le gouvernement secteur de l’électricité sont les suivantes : fédéral détient près de 54  % d’Eletrobras. Plusieurs entreprises sont à participation mixte, publique et • Le ministère des Mines et de l’Énergie (MME), privée. À titre d’exemple, le secteur privé détient 89,5 % responsable de la politique énergétique. Il est égale- de l’entreprise de transport de São Paulo (Companhia ment chargé de la planification, de l’attribution des de Transmissâo de Energia Elétrica Paulista, CTEEP), concessions hydroélectriques et des lignes électri- le reste appartenant à l’État de São Paulo. ques, et de la publication des directives relatives Entre 2000 et 2010, près de 70  % des investisse- aux procédures d’appel d’offres pour les conces- ments dans le transport d’électricité ont été effec- sions de services publics. tués par des investisseurs privés, d’origine nationale • Le Conselho Nacional de Política Energética et internationale. Les entreprises étrangères y ont (CNPE), le conseil pour la politique énergétique investi à hauteur de 30  %, les entreprises privées placé sous l’autorité du MME. Le CNPE conseille le nationales, à hauteur de 39 %, et les entreprises pub- Président sur les questions énergétiques. Il formule liques, fédérales et d’État, à hauteur de 31 %. aussi des politiques et directives en matière d’éner- gie, qui permettent au gouvernement de dévelop- A.1.4  Cadre législatif et réglementaire per les ressources énergétiques nationales. La libéralisation engagée au milieu des années 90 a été • L’Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), la première réforme de restructuration du secteur de l’organisme de réglementation de l’énergie, est un l’électricité brésilien. En 1995, la loi 8.987 a instauré les organisme public chargé d’administrer et de con- concessions des services publics. Elle établit les règles trôler les concessions d’électricité, de réglementer fondamentales régissant les concessions et les condi- les tarifs, de régler les différends administratifs tions de mise en adjudication des services publics, et entre les agents du secteur de l’électricité, et de spécifie que les concessions doivent être attribuées définir les critères et méthodes de fixation des tar- dans le cadre d’une procédure concurrentielle5. ifs de transport et de distribution. Par ailleurs, suite aux graves pénuries d’approvi- • L’Opérateur du système national d’électricité sionnement de 2001, le gouvernement a adopté en 2004 (ONS), l’exploitant du réseau, est chargé d’assurer plusieurs textes législatifs. La loi  10.847 (2004) a créé aux usagers du système d’interconnexion national l’ENTREPRISES PUBLIQUES D’ELECTRICITE, qu’elle a (SIN) la continuité, la qualité et l’efficacité économi- établie en tant qu’entité principale chargée de la planifi- que de l’approvisionnement en électricité. cation du transport d’électricité. La loi 10.848 de 2004 et ÉTUDES DE CAS 85 Figure A.1 Les principales institutions du secteur brésilien de l’électricité CNPE CMSE MME EPE ANEEL ONS CCEE Source : Données tirées de la page web de l’ONS, « Relacionamentos » http://www.ons.org.br/institucional_linguas/relacionamentos.aspx (consultée le 15 mars 2017). CMSE = Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico. le décret 5.163 de la même année ont défini les échanges nécessaires dans de nouvelles lignes électriques. Il est d’électricité entre les différents agents du secteur en actualisé chaque année et constitue la base des appels créant deux marchés (réglementé et non réglementé) d’offres. L’ONS est en outre chargé de recenser les pro- pour la négociation d’accords d’achat d’électricité. jets de consolidation et d’expansion du réseau. Le Brésil fait appel à un dispositif de plafonne- Le MME doit approuver tous les plans. Une fois les ment des revenus pour réglementer le transport plans agréés, l’ANEEL engage les procédures d’appels d’électricité. Les revenus annuels des lignes électri- d’offres portant sur les projets de transport d’électric- ques sont assujettis à un plafond réglementaire. Ce ité qui figurent dans le plan à court terme. plafond annuel est essentiellement déterminé par le résultat des appels d’offres. Comme expliqué plus A.1.6 Forme contractuelle loin, certaines composantes des revenus annuels Les entreprises de transport d’électricité concluent peuvent, dans une mesure limitée, faire l’objet d’une des contrats CEPT de trente ans. Elles signent des con- réévaluation réglementaire. trats avec tous les utilisateurs du réseau de transport. Les utilisateurs de ces services sont les entreprises A.1.5  Planification du transport de production et de distribution, ainsi que les grands d’électricité clients de la région où la ligne électrique se situe. Le MME centralise la planification, qui est fondée Le marché est attribué au soumissionnaire qui sur les études et les informations communiquées par propose les revenus annuels les plus bas. L’entreprise l’EPE et l’ONS. Il existe trois catégories de documents de transport percevra ces revenus sous forme de men- de planification :6 sualités pendant toute la durée du contrat. Le prix est défini dans la monnaie locale (le réal) et soumis à • Un plan à long terme (10 ans) établi par l’EPE indexation7. Il est en grande partie déterminé par le • Un plan à court terme (5 ans) établi par l’EPE résultat de l’appel d’offres. Le régulateur peut toute- • Un document triennal, établi par l’ONS, qui fois en revoir certains aspects lors des déterminations énumère les besoins en matière de renforcement quinquennales des prix. Les révisions interviennent et d’expansion du réseau de transport d’électricité. le 5  juillet de chaque année suivant la signature du contrat de concession. L’ANEEL examine les coûts Le plan à long terme a une valeur indicative. Le d’investissement, les ajustements pour gains d’effi- plan à court terme détermine les investissements cacité, et d’autres postes8. 86 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Des modifications à la façon dont l’ANEEL révise A.1.7 Procédure d’appel d’offres les tarifs ont accentué le risque réglementaire appar- L’ANEEL exécute l’appel d’offres. Elle entame la procé- ent depuis 2012. Il s’agit notamment de la révision de dure par la publication d’un avis d’appel d’offres et des l’indemnisation des actifs et des renouvellements de spécifications techniques. concessions, de la façon dont les actifs secondaires L’évaluation des offres s’effectue par enchères détenus par les entreprises de transport d’électricité inversées en une seule étape. L’adjudication est subor- sont transférés aux entreprises de distribution, et des donnée à un prix plafond défini par l’ANEEL. Celle-ci barèmes minimaux et des procédures concernant les fixe un revenu annuel maximum de référence, cal- coûts d’exploitation et de maintenance9. culé à partir de plusieurs éléments, dont le coût du Les utilisateurs du réseau apportent des garanties matériel, son taux d’amortissement, les coûts d’ex- financières aux entreprises de transport d’électricité. ploitation et de maintenance, et le coût du capital. Les Ils établissent un fonds de roulement sur lesquels soumissionnaires doivent proposer un prix inférieur ils déposent une somme correspondant à trois mois ou égal au revenu annuel de référence. de redevances de transport. Si le compte atteint un Les soumissionnaires doivent satisfaire aux con- niveau inférieur au seuil de trois mois, les utilisateurs ditions suivantes : peuvent être déconnectés du réseau. Le contrat précise que l’entreprise de transport • Techniques  : le soumissionnaire doit être inscrit d’électricité : au CREA (un conseil régional qui enregistre les entreprises et les particuliers et vérifie leurs qual- • Est tenue de se procurer le permis environnemen- ifications dans leur domaine d’activité). Le soumis- tal. Le contrat ne prend effet que lorsqu’elle l’a sionnaire doit fournir la preuve de contrats ou des obtenu lettres d’engagement avec tous les sous-traitants • Doit fournir un accès aux tiers qui souhaitent se concernés. Il doit également apporter la preuve raccorder à la ligne électrique de son expérience en matière de construction, de • Sera payée en fonction de la disponibilité de la maintenance, et d’exploitation de réseaux de trans- ligne, dont elle doit assurer une disponibilité de port d’électricité et de sous-stations de tension 97 %. Si la disponibilité de la ligne est inférieure à supérieure ou égale à 220 kV l’objectif fixé, l’entreprise sera pénalisée et percevra • Financières : le soumissionnaire doit disposer d’un un paiement d’un montant inférieur. Les pénalités montant minimum de liquidités, de fonds propres sont toutefois plafonnées à 12,5  % des revenus et de capitaux. Il doit aussi satisfaire aux exigences annuels autorisés10 fiscales, comme le respect des obligations fiscales • Sera sanctionnée pour le report de la mise en ser- envers le gouvernement fédéral et le Trésor public. vice à une date ultérieure à la date d’exploitation commerciale Par ailleurs, les entreprises de transport d’élec- • Doit présenter une garantie de soumission cor- tricité qui n’ont pas respecté les délais lors d’appels respondant à 1  % de l’investissement nécessaire d’offres antérieurs ne peuvent participer à des appels estimé. L’ANEEL rend la garantie à tous les soumis- d’offres pendant une période donnée. sionnaires, à l’exception de l’attributaire, dans un L’ANEEL publie la description détaillée de tous délai de cinq jours ouvrables après publication de les appels d’offres, notamment la taille du projet, son l’adjudication. Le soumissionnaire retenu doit rem- emplacement, le soumissionnaire retenu, le prix et les placer la garantie de soumission par une garantie coûts de construction. Elle publie également les con- de résultat représentant 10  % des coûts du projet trats. Ces informations sont publiées en portugais. estimés par l’ANEEL. Cette garantie remplace la garantie de soumission  ; elle est remboursée par A.1.8 Résultats versements échelonnés sous réserve du respect des L’ANEEL a organisé 38  appels d’offres portant sur étapes et délais fixés. plusieurs lots depuis 1999. Ceux-ci ont donné lieu à l’adjudication de 211  concessions de lignes électri- Par ailleurs, le contrat comporte une clause d’ex- ques, représentant un total de 69 811 km. La longueur piration qui précise les conditions dans lesquelles moyenne des lignes est de 295  km, les projets étant le gouvernement peut acheter l’actif de transport compris entre 2 km et plus de 2 500 km11. d’électricité. ÉTUDES DE CAS 87 Figure A.2 Marchés adjugés et non adjugés (2005–2015) 40 Removed for later 35 Unsuccessful 30 Successful 25 20 15 10 5 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Source : Données de l’ANEEL, « Resultados dos Leilões de Geração ». Resumo dos resultados dos leilões de transmissão até, 2015, http://www.aneel.gov.br/resultados-de-leiloes (consulté le 10 janvier 2017). L’adjudication concurrentielle a aussi diminué dernières années. La croissance annuelle du PIB les coûts. En moyenne pondérée de l’ensemble des brésilien a décéléré de 3,8 % en 2015, et devait reculer marchés adjugés entre 2000 et 2015, les offres retenues de 3,3 % en 2016. ont été inférieures de 22,8 % au revenu annuel estimé par l’ANEEL. Cette réduction a atteint 59,2  % pour certaines lignes. Néanmoins, plusieurs appels d’offres A.2 Cas 2 : Chili n’ont pas abouti ces dernières années, et d’autres ont Cette section explique les raisons qui ont motivé le été reportés à une date ultérieure. Trente-sept pour recours à l’investissement privé dans le secteur de cent des lots mis en adjudication entre 2012 et 2015 l’électricité au Chili, dresse un panorama de la partici- n’ont pas été adjugés (aucune offre n’a été soumise). pation du secteur privé dans le transport d’électricité, À l’inverse, tous les appels d’offres lancés entre 2005 présente le cadre juridique et réglementaire qui a et 2009 ont abouti. La figure A.2 illustre le nombre de ouvert la voie à cette participation, ainsi que la forme lots non adjugés, ceux qui ont été retirés en vue d’un contractuelle et la procédure de passation de marché appel d’offres ultérieur, et le nombre de lots adjugés pour la mise en adjudication des lignes électriques et entre 2005 et 2015. les résultats de la participation du secteur privé dans Les appels d’offres ont échoué pour diverses le secteur. raisons. D’abord, le coût moyen pondéré du capital (CPMC) utilisé par l’ANEEL pour définir le revenu A.2.1  Raisons ayant motivé le recours à annuel maximum était trop faible, ce qui a dissuadé les l’investissement privé dans le secteur investisseurs de soumissionner. Ensuite, les risques du transport d’électricité d’exécution des projets ont augmenté, qui sont essen- Dans les années 70, le secteur de l’électricité au Chili tiellement liés à des questions environnementales. Le était verticalement intégré et principalement détenu démarrage de plusieurs projets a été retardé en raison par l’État. L’investissement dans le secteur était faible, des délais nécessaires à l’obtention des permis envi- et l’inflation élevée. En 1982, l’économie chilienne a ronnementaux. Des données publiées par l’ANEEL enregistré un recul annuel de 10 %. Compte tenu de mi-2016 indiquent que 6,2  % des projets retardés à la situation économique, les autorités ont engagé au l’époque l’avaient été pour ce motif12. Troisièmement, début de 1982 une réforme du secteur de l’électricité la banque nationale de développement, Banco Nacio- qui visait à dégrouper le secteur et à attirer l’inves- nal de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), tissement dans le cadre d’une approche axée sur le a apporté moins de financements à faible coût suite marché. Aujourd’hui, la réforme du secteur de l’élec- au ralentissement de l’économie brésilienne ces tricité au Chili est considérée comme un modèle. 88 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique A.2.2 Structure du secteur de l’électricité A.2.3  Panorama de la participation Les principales caractéristiques du secteur chilien de du secteur privé dans le transport l’électricité dérivent de la Loi générale des services d’électricité électriques (Ley General de Servicios Eléctricos, ou LGSE) Il existe sept grandes entreprises de transport adoptée en 1982 pour privatiser et dégrouper, verti- d’électricité au Chili. Transelec en est l’une des plus calement et horizontalement, le secteur. importantes, qui exploite la plupart des lignes du SIC. Le Chili compte environ 25 entreprises de produc- Elle possède 6  682  km d’actifs de transport, répartis tion d’électricité, et une capacité installée totale de comme suit : 548 km de lignes de 110 kV ; 1 163 km de 20 662 MW. Le système interconnecté central (Sistema lignes de 154  kV  ; 3  961  km de lignes de 220  kV  ; et Interconectado Central, ou SIC) est le plus grand réseau ; 1 010 km de lignes de 500 kV. il représente 79 % de la capacité installée et couvre les Les autres entreprises sont Compañía Trans- régions centrale et méridionale du pays13. Le système misora del Norte Chico, Transchile, Transnet, Sistema interconnecté du Nord (Sistema Interconectado del Norte de Transmisión del Sur, Transquillota, Transemel, et Grande, ou SING) compte 20 % de la capacité installée. ISA Colombia. La production du SIC provient essentiellement de sources hydroélectriques et thermiques, celle du A.2.4 Cadre législatif et réglementaire SING de sources thermiques. Le cadre réglementaire régissant l’électricité au Chili La clientèle est répartie en clients réglementés et se fonde sur la LGSE et les lois suivantes : non réglementés. Les clients réglementés sont des consommateurs de détail dont la capacité raccordée • La Ley Corta de 2004 et la Ley Corta II de 2005, est inférieure ou égale à 2  000  kW. Les clients non adoptées pour assurer un développement efficient réglementés (« libres ») sont de gros clients disposant du secteur de l’électricité. La Ley Corta I a fortement d’une capacité raccordée supérieure à 2  000  kW. contribué à réglementer la rémunération des lignes Il s’agit pour l’essentiel d’entreprises minières et du SIC et du SING sur la base d’un modèle rentable. d’autres industries. Elle a également établi un «  groupe d’experts  » chargé de régler les controverses entre parties. Parties prenantes gouvernementales • En juillet 2016, les autorités ont adopté la loi sur le Les principaux intervenants du secteur de l’électricité transport et l’interconnexion (LTI), qui a instauré sont les suivants : divers changements. • Le ministère de l’Énergie (MINENERGIA), chargé Le nouveau cadre juridique établit ce qui suit : de l’élaboration et de la planification des poli- tiques, de l’octroi de concessions portant sur des • Les autorités doivent créer une nouvelle entité centrales hydroélectriques, des lignes électriques, indépendante chargée de coordonner le réseau des sous-stations, et des zones de distribution de électrique national (Coordinador Independiente del l’électricité. Sistema Eléctrico Nacional, ou CISEN). Le CISEN est • La Commission nationale de l’énergie (Comisión entré en fonction en janvier 2017. Le CISEN : Nacional de Energía, ou CNE) chargée de fixer les tar- • Est une entité à but non lucratif ifs et de définir les normes techniques du réseau. • Il remplit les fonctions qui relevaient aupara- Elle relève du MINENERGIA. vant du CDEC • L’exploitant du réseau (Centro de Despacho Económico • Il est financé par le budget annuel national, sous de Carga, ou CDEC). Le CDEC est scindé en deux réserve de l’approbation de la CNE. entités dont chacune a ses propres opérateurs au • Les redevances de transport seront payées directe- sein du SIC et du SING. Chaque CDEC est composé ment par les usagers finaux (clients réglementés de représentants des entreprises de production et ou non réglementés) deux fois par an. de transport d’électricité, de clients « libres », et de • Le MINENERGIA procédera à une évaluation propriétaires d’installations raccordées au réseau. environnementale stratégique (EAE) pour définir • Le régulateur (SEC), chargé d’administrer les à titre préliminaire une parcelle de territoire normes juridiques et réglementaires, et les pre- susceptible d’accueillir des projets de transport scriptions techniques portant sur les combustibles d’électricité. L’évaluation portera sur les aspects liquides, le gaz et l’électricité. fonciers, environnementaux, sociaux, techniques ÉTUDES DE CAS 89 et économiques. Selon le cadre réglementaire Elles ne supportent aucun risque lié à la demande ou antérieur, le soumissionnaire retenu devait définir à l’exploitation de l’ensemble du réseau. le tracé final de la ligne électrique et obtenir les Jusqu’à la fin de 2016, les entreprises de produc- droits de passage correspondants. tion payaient des droits de transport proportionnels à leur utilisation des lignes électriques. Depuis 2017, les redevances de transport sont payées directement, A.2.5  Planification du transport deux fois par an, par les usagers finaux (réglementés d’électricité et non réglementés). Jusqu’à la mi-2016, le CDEC élaborait tous les quatre L’État ne détient pas d’actifs dans le secteur de ans un plan de transport électrique à long terme l’électricité, et les entreprises de transport d’électricité pour déterminer les principales lignes nécessaires ne lui transfèrent jamais les leurs. pour assurer le bon fonctionnement du réseau. La LTI établit que, à compter de 2017, le MINENERGIA A.2.7 Procédure de passation de marché définira tous les cinq ans un programme à long terme La procédure de passation de marché peut se résumer pour le secteur de l’électricité. Ce programme sera comme suit : basé sur différents scénarios de développement de la production et de la consommation, sur un horizon • La procédure de passation de marché utilisée est un minimum de 30 ans. appel d’offres concurrentiel international et public Par ailleurs, le CNE établit tous les ans un plan à • Le CISEN est chargé d’organiser la procédure. Avant court terme, qui s’inscrit dans un horizon minimum l’amendement de la loi, en 2016, cette tâche incom- de vingt ans et se fonde sur le plan à long terme. La bait au CDEC. révision annuelle évalue s’il convient de prévoir de • Le dossier d’appel d’offres comprend les valeurs nouvelles lignes ou de reporter ou supprimer certains de référence de l’investissement et des coûts d’ex- des projets figurant dans le plan à long terme. Les ploitation et de maintenance (ces derniers définis lignes figurant dans le plan à court terme font l’objet en pourcentage des coûts d’investissement), et le d’une mise en adjudication. délai de construction (en mois) • L’appel d’offre se déroule en une étape. Le CISEN A.2.6 Forme contractuelle évalue d’abord si le soumissionnaire respecte les Lorsque les autorités adjugent le contrat à une entre- critères minimaux (financiers, techniques et jurid- prise de transport d’électricité, un décret ministériel iques). Il choisit ensuite le soumissionnaire satis- confère à cette dernière les droits de construction et faisant aux critères qui propose la VATT la plus basse. d’exploitation de la ligne. Le décret lui donne égale- ment le droit de dégager des revenus de son activité. Les soumissionnaires peuvent être chiliens et Les entreprises de transport d’électricité ne signent étrangers. Il peut s’agir de particuliers, d’entreprises pas de contrat de concession avec une contrepartie. ou de consortiums, qui doivent satisfaire aux condi- Les marchés sont adjugés en fonction de la valeur tions suivantes : annuelle du transport par segment la plus basse (Valor Anual de Transmisión por Tramo, ou VATT). La VATT cor- • Avoir une expérience dans le secteur de l’électricité respond à la somme de la valeur annuelle de l’inves- • Être enregistrés auprès du CISEN (auparavant tissement (Anualidad del Valor de la Inversión, ou AVI) et auprès du CDEC) des coûts de maintenance, d’exploitation et d’admin- • Avoir une cote de risque BB au minimum au plan istration (Costos de Operación, Mantenimiento y Adminis- international, et BBB au moins au plan national15 tración, ou COMA), calculés au moyen d’un taux réel • Disposer d’un montant minimum d’actifs nets. de 10 % sur 20 ans. La VATT et la formule d’indexation convenue avec le soumissionnaire retenu sont fixées Les soumissions doivent être rédigées en espagnol. pour cinq « périodes tarifaires » (20 ans)14. Par la suite, Les prix doivent être exprimés en dollars et valables la rémunération des actifs de transport d’électricité 120  jours. Chaque soumission doit comporter trois est révisée et actualisée à chaque période tarifaire. offres : Les entreprises de transport d’électricité sont rémunérées en fonction de la mise en service de la • Une offre administrative. Celle-ci doit compren- ligne dans les délais impartis et de sa disponibilité. dre les documents juridiques, commerciaux et 90 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique financiers du soumissionnaire. Elle doit également l’électricité en Inde, dresse un panorama de la partici- comporter : pation du secteur privé dans le transport d’électricité, • Une garantie bancaire égale à 2,5 % de la valeur présente le cadre juridique et réglementaire qui a de référence de l’investissement (le pourcentage ouvert la voie à cette participation, ainsi que la forme peut varier selon l’appel d’offres). La garantie contractuelle et la procédure de passation de marché doit être émise par une banque établie au Chili pour la mise en adjudication des lignes électriques et et adressée au MINENERGIA les résultats de la participation du secteur privé dans • Des documents attestant l’expérience et les le secteur. compétences techniques du soumissionnaire en matière de projets de transport d’électricité. Le A.3.1  Raisons ayant motivé le recours soumissionnaire doit avoir participé à hauteur à l’investissement privé dans le de 30 % au moins dans les projets de référence. secteur du transport d’électricité • Une offre technique. Celle-ci doit comporter le La crise économique de 1991 a suscité de nombreuses calendrier détaillé du projet et une garantie que le réformes économiques, y compris dans le secteur de soumissionnaire le respectera, et une description l’électricité. La crise était essentiellement due à des technique du projet. déséquilibres budgétaires insoutenables, auxquelles • Une offre économique. Celle-ci doit indiquer la les pertes chroniques du secteur de l’électricité con- VATT, ainsi que la valeur d’investissement annuelle tribuaient fortement. Le gouvernement fixait les et les coûts d’exploitation, de maintenance et d’ad- prix de l’électricité, souvent inférieurs aux coûts. Le ministration détaillés. manque de financements en résultant bridait con- sidérablement l’investissement public dans le secteur. La procédure d’évaluation comporte les étapes La réforme visait à y attirer l’investissement et les suivantes : compétences de gestion du secteur privé. • Ouverture de l’offre administrative (étape 1) A.3.2  Structure du secteur de l’électricité • Ouverture de l’offre technique (étape 2) L’Inde a une structure fédérale. Le secteur de l’électric- • Évaluation de l’offre administrative (étape 3) ité est géré à la fois par l’administration centrale et par • Évaluation de l’offre technique (étape 4) les États. L’administration centrale a une influence • Ouverture et évaluation de l’offre économique limitée sur la politique énergétique des États. Ces (étape 5). derniers sont chargés de mettre en application les lois nationales, mais peuvent aussi adopter leurs propres Les étapes 3 et 4 font l’objet d’une évaluation lois et règlements. binaire (échec-réussite). L’administration centrale est responsable du trans- Le contrat est adjugé au soumissionnaire qui pro- port d’électricité HT entre les États et des exploitations pose la VATT la plus basse. Si deux offres économiques à grande échelle qui alimentent plusieurs États en (ou plus) sont à égalité, le soumissionnaire retenu électricité. Les exploitations de production sont sera celui qui propose la meilleure offre technique. Si toutes privées. Le réseau de transport d’électricité a les offres sont encore à égalité, le CISEN recourra à un été construit par une entreprise publique et des entre- mécanisme de sélection aléatoire. prises privées. Les États sont responsables de la production, du A.2.8 Résultats transport et de la distribution d’électricité sur leur Le Chili a organisé sept appels d’offres au moins territoire. La majeure partie de cette capacité leur depuis 200716. Dix projets portant sur plus de appartient, mais quelques investissements privés 1 200 km de lignes ont été attribués dans le cadre de ont été effectués à différents maillons de la chaîne contrats construction-exploitation-propriété (CEP), d’approvisionnement. dont un projet récemment adjugé qui porte sur ligne de 140 km à 500 kV destinée à raccorder les deux prin- Parties prenantes gouvernementales cipaux réseaux de transport d’électricité du pays17. Les principaux intervenants dans le secteur de l’élec- tricité sont les suivants : A.3 Cas 3 : Inde • Le ministère de l’Électricité est chargé d’élaborer et Cette section explique les raisons qui ont motivé le de mettre en œuvre les politiques énergétiques et recours à l’investissement privé dans le secteur de de définir la politique nationale de l’électricité. Les ÉTUDES DE CAS 91 ministères des États établissent les politiques dans 57,9 % par le gouvernement indien ; les 42.1 % restants ce domaine au niveau des États. sont cotés à la bourse de Bombay et à la bourse nation- • La Central Electricity Authority (CEA) établit des ale. Au niveau des États, les acteurs dominants sont plans nationaux d’électricité conformes à la poli- les STU, qui appartiennent aux États. tique nationale en la matière18. Auparavant, les entreprises publiques exécutaient • Les commissions de réglementation opèrent au les projets de transport d’électricité hors concurrence. niveau de l’administration centrale et des États. La La loi de 2003 a ouvert la voie à l’investissement privé Central Electricity Regulatory Commission (CERC) dans le secteur. Ceux-ci ont commencé en 2006, lors­ réglemente les moyens de production détenus ou que la politique tarifaire nationale (National Tariff contrôlés par l’administration centrale, et régle- Policy, NTP) a établi que les tarifs seraient fixés dans mente et concède les licences pour le transport et le cadre d’appels d’offres concurrentiels pluriannuels le négoce d’électricité entre États. La State Electric- fondés sur les prix20. ity Regulatory Commission (SERC) réglemente la La NTP exigeait que tous les projets de transport production, le transport, la distribution et l’appro- d’électricité donnent lieu à un appel d’offres con- visionnement au niveau des États. Chaque SERC currentiel «  à l’issue d’une période de cinq ans, ou accorde aussi les licences de transport, de négoce et lorsque la Commission de réglementation jugerait de distribution sur son territoire. que les conditions nécessaires à l’introduction de • Le service central de transport d’électricité (Central cette concurrence seraient réunies »21. Depuis 2006, Transmission Utility, CTU) est chargé de construire le la plupart des projets de transport entre États ont été réseau de transport d’électricité entre États et d’as- mis en adjudication, mais des exceptions persistent surer un libre accès au réseau. C’est la PGCIL qui pour les projets «  d’importance stratégique ou qui assure actuellement cette fonction. Chaque État a doivent être exécutés dans des délais limités ». Ceux- son propre service de transport d’électricité (State ci sont attribués à la PGCIL par désignation22. Les Transmission Utility, STU) qui remplit une fonction STU ont conduit la plupart des projets au niveau des similaire pour le réseau de transport intérieur. Le États. Certains projets ont été mis en adjudication CTU et les STU établissent également des plans à et financés par le secteur privé, et leur part devrait court terme compatibles avec la politique nationale augmenter. de l’électricité. Le secteur privé ne peut participer aux projets • La gestion du réseau est assurée aux niveaux cen- que dans le cadre d’appels d’offres concurrentiels. La tral, régional et étatique. La POSOCO administre les procédure de passation de marché et la forme contrac- centres de répartition centraux et régionaux. Ces tuelle sont décrites plus loin. Les soumissionnaires centres agissent en coordination avec les centres de privés peuvent présenter leurs propres offres, mais répartition des États. La POSOCO est actuellement aussi constituer une coentreprise avec la PGCIL pour une filiale à 100 % de la PGCIL. les projets mis en adjudication. Jusque récemment, le secteur privé pouvait aussi participer à une coentre- A.3.3  Panorama de la participation prise dans le cadre de projets attribués à la PGCIL par du secteur privé dans le transport désignation, mais ce n’est plus le cas. d’électricité La PGCIL participe à 13  coentreprises avec des Le réseau de transport d’électricité comprend cinq entreprises privées (dont certaines avec des PEI, pour réseaux régionaux récemment intégrés en un seul évacuer l’électricité des centres de production) et réseau synchrone. Ce dernier compte 347  741  kilo- des entreprises de services publics pour des projets mètres de circuit composés de lignes de 220  kV ou intraétatiques23. Le projet de transport d’électricité plus. Le transport d’électricité entre États assure une le plus long conduit avec un partenaire privé dans connexion HT entre deux ou plusieurs États à 400 kV le cadre d’une coentreprise est PowerLinks. Il s’agit ou 765 kV. À l’intérieur des États, l’électricité est prin- d’une ligne CCHT de 1 200 km reliant Siliguri à une cipalement acheminée par des lignes de 400 kV max- sous-station proche de Delhi, qui permet d’exporter imum, mais des investissements ont été récemment l’électricité de la centrale hydroélectrique de Tala, au effectués dans la construction de lignes de 765 kV. Bhoutan, qui appartient à Tata. La PGCIL détient une Le réseau de transport appartient pour l’essentiel à participation de 51  % dans PowerLinks, et Tata une des entreprises publiques. La PGCIL est l’acteur dom- participation de 49 %. inant du secteur. À la fin de juillet 2016, elle possédait Huit coentreprises ont été constituées avec des 131,728  km de circuit et une capacité de transforma- entreprises privées. Elles représentent un faible tion de près de 265 663 MVA19. Son capital est détenu à pourcentage du réseau de la PGCIL, mais comptent 92 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique pour 13  % des lignes construites par le secteur privé de commissions de réglementation de l’électricité au depuis 200224. niveau des États (les SERC) et permis d’harmoniser les Dans certains États, la faiblesse des tarifs et le réglementations des différents États. En 1999, l’État de niveau élevé des pertes peuvent créer des problèmes l’Orissa a privatisé la distribution, suivi en 2002 par pour le financement des lignes privées. Si les reve- Delhi. nus sont insuffisants, l’État peut obtenir une aide de Malgré les réformes des années  90, les résultats l’administration centrale, sous forme de dotations de économiques du secteur ont empiré, et le volume des financement du déficit de viabilité (mécanisme de arriérés a augmenté. La loi sur l’électricité (Electricity viability gap funding, ou VGF). Les tarifs du transport Act) de 2003 a donné lieu à des réformes approfondies d’électricité sont fixés par avance, et non déterminés dans le secteur et au regroupement de plusieurs ini- par les soumissions. Celles-ci permettent de définir le tiatives menées au niveau national et à celui des États. montant des financements supplémentaires néces- La loi a démembré les SEB, instauré la concurrence sur saires. Les soumissionnaires signent un accord de l’ensemble de la chaîne de valeur, et libéralisé l’accès transport d’électricité type mis au point par la Com- aux réseaux de transport et de distribution d’électricité. mission de planification. À ce jour, trois projets ont Suite à ces réformes, l’investissement privé dans le fait appel au mécanisme de financement du déficit transport d’électricité a mis du temps à se concrétiser de viabilité, dans les États de Haryana, du Madhya en raison de l’incertitude tarifaire. L’adoption de la Pradesh, et du Rajasthan. NTP, en janvier  2006, a remédié à ce problème28. La Une dizaine d’entreprises privées interviennent NTP exigeait qu’une procédure d’appel d’offres con- dans le domaine du transport d’électricité en Inde25. currentielle fondée sur les prix détermine les tarifs. Certaines sont spécialisées dans ce domaine. D’autres L’offre retenue fixait les redevances annuelles, ce qui sont des entreprises d’électricité intégrées, ou font garantissait les prix. En 2006, ce type d’appel d’offres partie de conglomérats industriels plus vastes. Les est devenu obligatoire pour tous les projets financés plus gros investisseurs privés sont Sterlite Power, par le secteur privé. Une période de transition de cinq Reliance Infrastructure, Essel Infrastructure et Adani ans (jusqu’à 2011) a été accordée aux entreprises pub- Transmission. liques — la PGCIL et les STU. Sterlite et Reliance examinent actuellement la pos- La réglementation des redevances de transport sibilité de regrouper leurs actifs au sein de sociétés d’électricité entre États est étroitement liée aux d’investissement pour réduire le coût de l’emprunt26. modalités contractuelles : Les autorités envisagent également d’assouplir les règles de manière à autoriser les fonds d’investisse- • Actuellement, le promoteur du réseau de transport ment à participer directement à des projets de trans- d’électricité signe un contrat de service de trans- port d’électricité27. port avec des clients à long terme (LTTC), à savoir des entreprises de production et de distribution A.3.4  Cadre législatif et réglementaire d’électricité et les grands centres de charge des La réforme du secteur de l’électricité a débuté en États concernés. La tarification « timbre-poste » est 1991 avec la politique de privatisation du secteur appliquée, qui facture les usagers pour la capacité et les amendements législatifs visant à libéraliser contractuelle. la production d’électricité et à introduire des PEI. • En vertu des nouvelles modalités, les redevances de Le principal obstacle tenait à la fragilité financière transport seront fondées sur l’utilisation du réseau, des conseils de l’électricité des États (State Electricity établie à partir d’une analyse de l’écoulement de Boards, SEB) en tant que contreparties. C’est l’État puissance. Les promoteurs signeront un accord de de l’Orissa qui, le premier, a engagé des réformes. transport avec des clients interétatiques désignés Il s’agissait de dégrouper les activités, de créer des (Designated Inter-State Customers, DIC). Comme régulateurs indépendants et, dans certains cas, de pri- l’Inde exploite maintenant un réseau unique syn- vatiser le secteur. L’administration centrale souhaitait chrone, ces clients seront désormais beaucoup plus également favoriser la production privée d’électricité nombreux (et compteront notamment 80  entre- à grande échelle, et a mis en place la Power Trading prises de distribution). Étant donné le grand nom- Corporation à titre d’intermédiaire entre les investis- bre de clients, le CTU sera dorénavant chargé de seurs et les SEB. recouvrer et de régler les redevances de transport En 1998, le gouvernement a voté la loi Electricity de tous les usagers, pour le compte de l’ensemble Regulatory Commissions Act, qui a conduit à la création des prestataires de services de transport. ÉTUDES DE CAS 93 A.3.5  Planification du transport Un élément essentiel consiste à obtenir les droits d’électricité de passage pour la ligne électrique. C’est le Bureau of Le réseau de transport d’électricité est divisé en cinq Indian Affairs (BIA) qui les accorde. En 2015, le BIA a régions synchrones interconnectées  — Nord, Nord- révisé les règles de manière à accélérer la procédure Est, Est, Ouest et Sud  —  donc chacune est exploitée d’approbation, mais celle-ci n’en continue pas moins par un centre de répartition régional. de retarder les projets. Le transport d’électricité est planifié à l’échelon Pour obtenir les droits de passage, le soumis- central sous la direction de la CEA. Celle-ci publie tous sionnaire retenu doit en premier lieu réaliser une les cinq ans un plan national d’électricité (National étude du site envisagé. Jusqu’en 2015, celle-ci devait Electricity Plan, ou NEP) qui est actualisé chaque année. être avalisée par le BIA. Ce n’est plus le cas, ce qui Le plan actuel, le douzième, couvre la période 2012–17. contribue à accélérer la procédure. Le BIA doit en Le NEP porte sur une période comprise entre 5 et outre traiter les demandes de droits de passage dans 15 ans. Le CTU et les STU sont responsables de la plan- un délai de 60  jours à compter de la réception d’un ification et du développement du transport d’électric- dossier complet, avec possibilité de prorogation d’un ité à plus court terme, sur la base du plan. mois. L’établissement du dossier complet suppose Les promoteurs peuvent proposer des lignes qui toutefois de réunir divers documents (dont les études ne sont pas prévues dans le NEP. Ces propositions environnementales examinées) dont l’approbation peuvent être intégrées, sous formes d’amendements peut être longue. annuels, au plan en vigueur si la CEA approuve les conclusions des études correspondantes. Ces dern- A.3.7  Procédure de passation de marché ières sont financées par le promoteur, et menées soit Le ministère de l’Électricité a établi un comité habilité par celui-ci, soit par le CTU. (Empowered Committee, EC) présidé par un représen- tant de la CERC, dont les membres sont issus de la A.3.6 Forme contractuelle CEA, du ministère lui-même, de la Commission de Actuellement, le promoteur retenu signe un accord de planification, du CTU, et de deux experts sectoriels service de transport avec toutes les entreprises de ser- désignés par le ministère. Le comité a pour mission : vices publics concernées (LTTC) — dont par exemple les services publics de la région où la charge est située, • d’identifier les projets à réaliser les régions intermédiaires et les lignes de transport • de faciliter l’évaluation des soumissions interrégionales. À l’avenir, le promoteur signera le • de faciliter l’exécution des projets. contrat avec les clients interétatiques désignés. Le marché est adjugé au soumissionnaire qui pro- Une fois les projets identifiés, ils font l’objet d’un pose le tarif de transport le plus bas. Les lignes sont appel d’offres concurrentiel. La procédure est gérée construites dans le cadre d’un contrat de construction- par des coordinateurs (les Bid Process Coordinators, propriété-exploitation-maintenance (CPEM) d’une BPC) désignés par l’État ou par l’administration cen- durée de 35  ans. La période contractuelle était plus trale. Les projets interétatiques et intraétatiques sont courte (25 ans) avant 2008. administrés par des organismes distincts, bien que la La disponibilité minimale de la ligne est définie procédure soit la même : dans le contrat conformément aux règlements de la CERC. Pour les réseaux en courant alternatif, elle est • Lignes interétatiques : les appels d’offres sont gérés de 98 %, et de 95 % pour les réseaux CCHT. Toute péri- par l’un des deux BPC présélectionnés par le comité ode de disponibilité excédentaire est récompensée habilité (la PFCCL et la RECTPCL), qui sont tous par une prime correspondant à un pourcentage du deux des entreprises publiques. tarif convenu. Un niveau de disponibilité inférieur à • Lignes intraétatiques  : l’administration de l’État ces objectifs est passible de sanctions. Si le niveau de concerné peut désigner un organisme, ou l’admin- disponibilité de la ligne est inférieur à l’objectif pen- istration centrale l’un de ses BPC, à titre de coordi- dant six mois consécutifs, la licence du prestataire de nateur pour l’État. services de transport d’électricité peut être révoquée. Les prestataires ne sont pas pénalisés pour des pannes La PGCIL peut soumissionner au même titre que dues à des facteurs échappant à leur contrôle, comme les entreprises privées. Tous les soumissionnaires les problèmes concernant les lignes ou sous-stations doivent apporter la preuve de leur expérience dans appartenant à d’autres prestataires. le secteur et de leur solidité financière. L’offre du 94 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique soumissionnaire le moins-disant est examinée en vue projets prévus pour les prochaines années s’élève à de l’attribution du marché. Le tarif moyen proposé 5 milliards de dollars33. doit être inférieur à un prix de réserve fixé par la CERC. Si la PGCIL (le CTU) soumissionne, les mem- bres du CTU qui siègent au comité sont exclus des A.4 Cas 4 : Pérou débats liés au choix du soumissionnaire. Cette section explique les raisons qui ont motivé le Le prestataire de services de transport d’électricité recours à l’investissement privé dans le secteur de doit déposer une demande de licence dans un délai l’électricité au Pérou, dresse un panorama de la partic- d’un mois à compter de la date d’adjudication. Une ipation du secteur privé dans le transport d’électricité, fois la licence obtenue, il doit mettre le projet en ser- présente le cadre juridique et réglementaire qui a vice dans les délais impartis. Le BPC est chargé d’aider ouvert la voie à cette participation, ainsi que la forme le soumissionnaire retenu à obtenir tous les droits de contractuelle et la procédure de passation de marché passage nécessaires. pour la mise en adjudication des lignes électriques et Selon les directives du ministère de l’Électricité, les résultats de la participation du secteur privé dans le délai entre la publication d’un appel à sélection le secteur. et la signature du contrat ne doit normalement pas dépasser 240  jours. Il peut être ramené à 180  jours A.4.1  Raisons ayant motivé le recours si l’appel à sélection et l’appel à propositions sont à l’investissement privé dans combinés. le secteur du transport d’électricité En août 2016, les autorités ont créé un portail d’ap- Avant 1993, l’État péruvien exerçait un monopole sur pel d’offres en ligne pour les projets de production le secteur de l’électricité. Deux entreprises publiques et de transport d’électricité et les achats d’électricité verticalement intégrées, Electrolima et Electroperu, à moyen terme. Ce site centralise les informations approvisionnaient la capitale, Lima, et le reste du qui permettent de suivre les projets de transport pays. Pannes de courant et médiocrité du service d’électricité29. caractérisaient le secteur, qui représentait une charge financière pour l’État. A.3.8 Résultats Dans les années 90, les autorités péruviennes ont L’investissement dans les lignes électriques a rapi- engagé une série de réformes économiques visant dement augmenté depuis la fin des années 2000. La à réduire le périmètre de l’État et à privatiser les figure 6.2 présente la longueur des nouvelles lignes entreprises publiques. Le transport d’électricité a été par source de financement et par pourcentage de nou- privatisé dans le cadre d’une vague de réformes des- velles lignes financées par le secteur privé. La part de tinées à attirer les capitaux privés dans le secteur de l’investissement privé — y compris les coentreprises l’électricité et à améliorer l’efficience de ce dernier34. avec la PGCIL  —  a progressé à chaque période de planification30 : A.4.2  Structure du secteur de l’électricité En 1993, les autorités péruviennes ont engagé une • Au cours du 10e plan quinquennal (2002–2007), procédure de dégroupage et de privatisation du sec- le secteur privé a construit 2  284  km de circuit31 teur de l’électricité, d’abord dans les domaines de la représentant 5  % de l’investissement total de la production et de la distribution, puis dans celui du période32. transport d’électricité. Au début des années  2000, ce • Au cours du 11e plan (2007–2012), il a construit dernier était entièrement privatisé. 6 131 km de circuit, soit 10 % du total. Aujourd’hui, le secteur de l’électricité est essen- • À la quatrième année du 12e plan (2012–2017), le tiellement privé. Ses revenus se montaient à 6,37 mil- nombre de kilomètres de circuit construit par le liards de dollars en 2015, dont près des trois quarts secteur privé a plus que doublé, passant à 12 719 km, (72 %) pour le secteur privé. La participation de ce der- soit 14 % du total. nier dans le secteur de l’électricité se résume comme suit35 : Les lignes de 240 kV et plus financées et détenues par le secteur privé représentent désormais 21 134 km, • Le secteur de la production compte près de 60 entre- soit 6,1  % du réseau national. L’investissement du prises privées, qui représentent 83 % de la capacité secteur privé dans les lignes électriques totalise installée et 77 % de la production annuelle. Le pays 5,5 milliards de dollars jusqu’à 2015, et le montant des dispose d’une capacité installée de 11 711 MW, dont ÉTUDES DE CAS 95 la majeure partie (87 %) fait partie du système inter- dégroupé et deux entreprises publiques de transport connecté national, le SEIN (Sistema Eléctrico Inter- d’électricité, Etecen et Etesur, ont été créées, qui déte- conectado Nacional). La capacité restante se situe naient et exploitaient les réseaux Nord-centre et Sud. dans des réseaux isolés répartis dans le pays36. Etecen et Etesur ont conclu des accords de • Le secteur du transport d’électricité est entièrement partenariat public-privé (PPP) en vue de développer privatisé, et exploité par 13 entreprises. Le secteur le réseau de transport d’électricité par la mise en public ne possède que quelques lignes électriques adjudication de lignes uniques, ce qui a été fait dans MT/BT dans des régions reculées. Red de Energía del le cadre d’appels d’offres internationaux portant Peru (REP) et Consorcio Transmantario (CTM) détien- sur des contrats CEPT d’une durée de 30  ans. Les nent respectivement 40 % et 20 % du marché. entreprises de transport d’électricité ont conservé • Le secteur de la distribution compte 11 entreprises une participation de 15 % dans les lignes concernées. privées, qui représentent 66  %  des revenus. Elles Une fois les réseaux Sud et Nord reliés (créant un alimentent 40  % des clients en électricité. La cli- grand réseau de transport d’électricité qui couvre entèle se répartit en clients réglementés et non l’ensemble du pays), les actifs publics restants ont réglementés (également connus sous le nom de été privatisés, en 2002, dans le cadre de concessions clients «  libres  »). Les clients non réglementés d’une durée de 30 ans37. sont ceux qui disposent d’une capacité minimum La seconde phase a débuté une fois que la «  loi d’un MW, ou qui représentent une demande équiv- visant à assurer le développement efficient de la pro- alant à 20 % au moins de la demande maximale du duction électrique » (Ley para Asegurar el Desarrollo Efi- concessionnaire de distribution dans leur région. ciente de la Generación Eléctrica, ou LGE) a été adoptée, en 2006, pour compléter le cadre réglementaire. Des Parties prenantes gouvernementales lignes électriques ont alors été mises en adjudica- Les principales parties prenantes gouvernementales tion dans le cadre d’appels d’offres concurrentiels et dans le secteur de l’électricité sont les suivantes : internationaux, conformément au plan établi par les autorités pour assurer l’expansion du réseau. • Le ministère de l’Énergie et des Mines (MEM), chargé d’élaborer les politiques énergétiques et A.4.4 Cadre législatif et réglementaire d’accorder les concessions La LCE et LGE constituent le socle du cadre législatif • L’OSINERGMIN, le régulateur, un organisme pub- et réglementaire pour le secteur du transport d’élec- lic chargé de contrôler et surveiller les entreprises tricité au Pérou. La LGE a été adoptée pour parachever des secteurs de l’électricité et des hydrocarbures, le cadre établi par la LCE. de réglementer les tarifs, d’assurer la qualité du La LCE a dégroupé le secteur de l’électricité et créé service et la protection des consommateurs le COES et l’OSINERGMIN. Elle visait à encourager la • Le COES, l’exploitant du réseau, est constitué de concurrence sur le marché et a défini des principes représentants des membres du SEIN (entreprises fondamentaux encore en vigueur aujourd’hui. Elle a de production, de transport et de distribution, et également établi que l’OSERGMIN fixait les revenus clients non réglementés). Il est responsable de la du secteur en fonction des éléments suivants  : i)  la planification et de l’exploitation du système selon valeur de remplacement nette des lignes existantes ; l’ordre de préséance économique (moindres coûts) ii) les coûts d’exploitation et de maintenance, calculés et de l’administration du marché au comptant à partir d’un modèle «  économiquement adapté  » • PROINVERSIÓN, un organisme public chargé de (fondée sur la simulation d’un réseau de transport promouvoir l’investissement et la privatisation, et d’électricité efficient hypothétique), sur 15 ans. de la mise en adjudication des concessions. Néanmoins, cette exposition au risque régle- mentaire s’est soldée au milieu des années 2000 par A.4.3  Panorama de la participation un repli de l’investissement privé, celui-ci passant du secteur privé dans le transport de plus de 160 millions de dollars en 1999 à 10 mil- d’électricité lions de dollars environ en 2003, comme le montre La participation du secteur privé dans le secteur la figure  6.1. À cette date, il était clair que le cadre du transport d’électricité a été introduite en deux juridique ne suffisait pas à promouvoir l’investisse- grandes phases. La première a commencé avec l’adop- ment privé. tion de la « loi sur les concessions électriques » (Ley de En 2006, la LGE a été votée, qui modifiait le cadre Concessiones Eléctricas, ou LCE) en 1992. Le secteur a été juridique du secteur du transport d’électricité. Les 96 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique trois principaux changements portaient sur les points MEM le transmet ensuite à PROINVERSIÓN, qui met suivants : les lignes électriques en adjudication. • Le COES est devenu l’organisme responsable de la A.4.6 Forme contractuelle planification du transport d’électricité à l’échelon Les investisseurs privés concluent des contrats CEPT national. Il établit un plan qui est ensuite examiné d’une durée de trente ans. Ils signent le contrat avec le par l’OSINERGMIN examine et approuvé par le MEM et obtiennent le droit d’opérer en qualité d’en- MEM treprise de transport d’électricité et de dégager des • La LGE a établi le « système garanti de transport » revenus de cette activité. (Sistema Garantizado de Transmision, ou SGT). Les entreprises de distribution facturent aux Celui-ci comprend les projets définis dans le plan usagers finaux un tarif constitué de trois com- de transport d’électricité, dont la loi exige qu’ils posantes  : production, transport et distribution. Les fassent l’objet d’appels d’offres concurrentiels et distributeurs et les grands clients ont avec les entre- publics prises de production des contrats en vertu desquels • Le prix contractuel des lignes électriques figurant ils versent une redevance qui comprend les frais de dans le SGT est défini durant la procédure d’adjudi- production et de transport. Les producteurs paient cation (par l’offre retenue) et ne fait pas l’objet d’une ensuite les entreprises de transport au moyen des réévaluation périodique. sommes recouvrées auprès des distributeurs. Le contrat est attribué au soumissionnaire qui pro- Ces modifications ont à nouveau stimulé l’inves- pose le coût total de service le plus faible. Celui-ci est tissement. L’investissement dans les nouveaux projets égal à la somme des coûts d’exploitation et de mainte- de transport d’électricité s’est monté à 1,5 milliard de nance annuels et de l’annuité des coûts d’investisse- dollars entre 2006 et 2013, ce qui représente 85 % des ment, calculée au moyen d’un taux réel annuel de projets nouveaux au cours de la période 1998–201538. 12 % sur une période de 30 ans. Le prix est soumis à indexation40. A.4.5  Planification du transport Le contrat spécifie que le concessionnaire : d’électricité Le plan de transport d’électricité est établi par le COES, • Doit définir le trajet et l’alignement de la ligne suivant les critères et une méthodologie définis par électrique. Pendant la durée du contrat, il est pro- l’OSINERGMIN et approuvés par le MEM39. priétaire de la ligne et des autres actifs liés au pro- Chaque plan comporte deux volets  : 1)  un plan à jet. Il doit les transférer au terme de la concession ; court terme ; 2) un plan à long terme. Le plan à court • Est chargé d’obtenir les permis environnementaux, terme comprend les lignes électriques qui doivent être les licences, etc. ; mises en adjudication au cours des deux premières • Doit fournir un accès à des tiers éventuellement années. Les projets qui figurent dans le plan à long désireux de se raccorder à la ligne (dès lors que cet terme sont cités à titre indicatif et sont réexaminés accès ne compromet pas le fonctionnement de la tous les deux ans, lors de la mise à jour. ligne) ; Le COES établit le plan sur un horizon décennal en • Sera payé en fonction de la disponibilité de la ligne, tenant compte des éléments suivants : qui doit être de 97 % ; • Sera pénalisé pour tout report de la mise en ser- • Les centrales de production en exploitation, les vice à une date ultérieure à la date d’exploitation centrales faisant l’objet d’un appel d’offres ou en commerciale ; construction, et les centrales dont la construction • Doit se conformer aux exigences techniques pen- est prévue dant toute la durée du contrat. Les lignes sont par • Les projections de la demande selon trois scénarios exemple assujetties à un pourcentage maximal de distincts pertes, qui varie entre 2 % et 5 % ; • Des critères techniques et économiques. Les • Sera membre du COES ; seconds prévoient par exemple que le plan doit • Doit contracter plusieurs polices d’assurance obli- satisfaire aux conditions liées à une répartition gatoires pendant la période contractuelle (respons- économique et au niveau d’énergie non desservie. abilité civile et assurance couvrant la valeur des actifs de la concession par exemple) ; Une fois que le régulateur a avalisé le plan, le COES • Doit fournir une lettre de garantie pour assurer les l’adresse au MEM pour approbation définitive. Le obligations du concessionnaire. ÉTUDES DE CAS 97 Les contrats prévoient également des clauses de construction et l’exploitation de plus de 6 000 km de règlement des controverses entre parties et assurent lignes électriques (et des sous-stations qui leur sont la protection des investisseurs. Le contrat précise en associées) par le secteur privé dans le cadre de con- premier lieu que les différends seront d’abord réglés trats CPET42. directement par les parties dans un délai de 60 jours à compter de la date à laquelle une partie fait part du différend à l’autre. Si le différend n’est pas réglé, A.5 Cas 5 : Philippines les parties recourront à un arbitrage international. Cette section explique les raisons qui ont motivé le Deuxièmement, le contrat comporte une clause dite recours à l’investissement privé dans le secteur de de «  l’équilibre économico-financier  » qui accorde l’électricité aux Philippines, dresse un panorama de la une protection supplémentaire à l’investisseur. Si un participation du secteur privé dans le transport d’élec- événement imprévu (mais pas de force majeure) mod- tricité, présente le cadre juridique et réglementaire ifie les conditions du marché de telle sorte que les qui a ouvert la voie à cette participation, ainsi que la tarifs sont sensiblement altérés, cette clause autorise forme contractuelle et la procédure de passation de une renégociation des conditions contractuelles. marché pour la mise en adjudication des lignes élec- Enfin, les contrats de concession au Pérou ont force triques et les résultats de la participation du secteur de droit, ce qui procure des garanties supplémen- privé dans le secteur. taires aux investisseurs privés. A.5.1  Raisons ayant motivé le recours A.4.7 Procédure de passation de marché à l’investissement privé dans PROINVERSIÓN organise les appels d’offres portant le secteur du transport d’électricité sur des lignes électriques. La procédure comporte une L’entreprise publique National Power Corporation seule étape  : PROINVERSIÓN ne publie pas d’appel (NPC) était endettée et a dû être recapitalisée plu- à sélection avant l’appel à propositions. Au cours de sieurs fois dans les années 60 et 70. Les autorités ont la première phase de l’évaluation, PROINVERSIÓN engagé une réforme visant à attirer des fonds privés. examine si les soumissionnaires respectent les exi- Celle-ci a débuté avec l’instauration de PEI à la fin des gences techniques et financières minimales, selon un années 80. critère échec-réussite. PROINVERSIÓN classe ensuite Les entreprises de production devaient alors les offres des soumissionnaires qui ont satisfait aux passer contrat avec la NPC. La demande demeurait conditions techniques et financières et adjuge le con- supérieure à l’offre. Une crise de l’électricité au début trat à celui qui propose le tarif de transport le plus bas. des années 90 a motivé une réforme radicale. En 1990, L’adjudication est assujettie à un prix plafond défini les autorités ont habilité les producteurs et les usagers par PROINVERSIÓN. finaux à négocier des contrats d’approvisionnement. Les soumissionnaires (entreprises isolées ou con- En 2001, elles ont voté la loi sur la réforme du secteur sortiums) doivent désigner jusqu’à deux personnes de l’énergie électrique (Electric Power Industry Reform résidant à Lima, établir l’offre en dollars, et satisfaire Act, ou EPIRA), dans l’objectif de mobiliser l’investisse- aux conditions suivantes41 : ment privé et d’accroître les taux d’électrification. Pour attirer la participation privée dans le secteur • Financières : le soumissionnaire doit disposer d’un du transport d’électricité, les autorités ont fait appel niveau minimum de capital et d’actifs (les niveaux à une concession de l’ensemble du réseau. En 2007, varient selon les spécifications de la ligne) celle-ci a été attribuée à la National Grid Corporation • Techniques  : le soumissionnaire doit avoir une of the Philippines (NGCP), qui est entrée en activité expérience de l’exploitation de réseaux de transport en 2009. d’électricité satisfaisant aux conditions minimales en termes de longueur, de tension, et de capacité à A.5.2 Structure du secteur de l’électricité transformer un niveau minimum de MVA dans les En application de l’EPIRA, les autorités ont dégroupé sous-stations. le secteur de l’électricité en dissociant la production, le transport, la distribution et l’approvisionnement. A.4.8 Résultats La production et l’approvisionnement des gros clients Les autorités péruviennes ont organisé 18 appels d’of- opèrent dans un contexte concurrentiel. Les secteurs fres portant sur des lignes de transport d’électricité du transport et de la distribution sont réglementés. depuis 1998. Ceux-ci ont donné lieu à des investisse- L’EPIRA interdit la propriété ou la participation ments de 1,8 milliard de dollars et à la conception, la dans plus d’un sous-secteur. Plusieurs entreprises de 98 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique distribution ont structuré leurs avoirs de manière à A.5.3  Panorama de la participation pouvoir intervenir dans la production. Le régulateur du secteur privé dans le transport s’efforce de lutter contre ce mouvement, mais se d’électricité heurte à la résistance des groupes industriels43. Aux termes de la concession, la NGCP est responsable de l’exploitation et de la maintenance, de la planifica- Parties prenantes tion, du financement de l’expansion du réseau, et de Les principaux intervenants dans le secteur de l’élec- l’exploitation du système. Elle crée de nouveaux actifs tricité sont les suivants : et en transfert la propriété à TransCo au moment de la mise en service. Le concessionnaire est également • Le ministère de l’Énergie (Department of Energy), l’exploitant du système. responsable de toutes les activités associées à la La NGCP a versé une redevance initiale pour prospection, l’exploitation, l’utilisation, la distribu- disposer des droits sur les revenus des actifs de tion et la conservation de l’énergie transport existants. Les modifications apportées aux • L’Energy Regulatory Commission (ERC), le régulateur, revenus maximum autorisés dans le cadre de déci- est chargé de définir les règlements, les directives, sions réglementaires périodiques lui permettent de les politiques et les tarifs, d’appliquer les règlements recouvrer les coûts de financement des nouveaux (y compris la délivrance de permis et licences), et investissements. de régler les litiges et différends. L’ERC a également Les Philippines possèdent trois réseaux régionaux pour mission de surveiller la concurrence dans le interconnectés  : Luzon, Visayas, et Mindanao. Le secteur de l’électricité. tableau A.1 présente l’évolution des lignes électriques • TransCo, un organisme public créé en 2003 en dans chaque région entre 2011 et 2015. Luzon est la application de l’EPIRA. TransCo est propriétaire de plus grande région ; elle est à l’origine de plus de 80 % tous les actifs de transport d’électricité, y compris de la demande nationale d’électricité. Manille, la cap- ceux financés par le concessionnaire. itale nationale, est située dans la région de Luzon et • La Power Sector Assets and Liabilities Management compte pour 53 % de la demande régionale. Corporation (PSALM), un organisme public chargé La demande nationale d’électricité a progressé de de surveiller la privatisation des avoirs publics dans 3,4 % par an. Or, le réseau national de transport d’élec- le secteur de l’électricité. La PSALM gère également tricité s’est contracté entre 2012 et 2014, malgré les les dettes de la NPC. investissements effectués au cours de cette période. • La NGCP, un consortium privé titulaire de la con- Ce rétrécissement s’explique par la cession de lignes cession du transport d’électricité. Elle est détenue à de répartition à des entreprises de distribution44. 60 % par les entreprises Monte Oro Grid Resources Corporation et Calaca High Power Corporation A.5.4 Cadre législatif et réglementaire (toutes deux constituées en société aux Philippines) L’EPIRA est la loi générale qui régit le secteur de et à 40 % par la State Grid Corporation of China. l’électricité. Elle a introduit le dégroupage et la priva- • La Philippines Electricity Market Corporation tisation, créé un nouveau régulateur, instauré la con- (PEMC), chargée de gérer le marché de gros au currence sur les marchés de détail, établi des règles en comptant Wholesale Electricity Spot Market (WESM). matière de libre accès au réseau et d’échanges d’élec- Le WESM a débuté ses activités en 2006. tricité, et imposé la privatisation de TransCo. Tableau A.1 Lignes électriques par région  2011–2015 (en km de circuit) Région 2011 2012* 2013* 2014* 2015 Luzon 9 529 9 374 9 439 9 370 9 428 Visayas 4 918 4 971 4 840 4 821 4 821 Mindanao 5 257 5 257 5 146 5 272 5 832 Total 19 704 19 490 19 425 19 463 20 073 Source : NGCP, « Transmission Development Plan 2014–2015 », Volume I. Major network development, December 2015, http://www.ngcp.ph/beta/cms/ Attachment-Uploads/TDP_2014-2015_Vol_I%20-_Draft.pdf (consulté le 15 mars 2017). * Le total ne correspond pas à la somme des lignes, car la longueur totale des lignes en kilomètres de circuit diminue. Cela tient à ce que plusieurs actifs de répartition ont été modifiés ou cédés. ÉTUDES DE CAS 99 En 2003, l’ERC a publié des lignes directrices pour dans le cadre d’une procédure d’appel d’offres ouverte, la tarification du transport d’électricité, les Transmis- publique et concurrentielle. La NGCP a assumé ses sion Wheeling Rate Guidelines (TWRG), pour la période fonctions de prestataire de services de transport 2003–2027. En 2009, elle a actualisé le document et d’électricité en 2009. l’a intitulé « Règles de fixation des tarifs de transport Le Congrès a avalisé une période de concession de d’électricité » («  Rules for Setting Transmission Wheeling 50 ans. Le contrat porte sur 25 ans, avec possibilité de Rates », ou RTWR). Les RTWR décrivent la méthode prorogation. de fixation des tarifs maximum de transport d’élec- Les droits et responsabilités de la NGCP aux ter- tricité que TransCo ou son concessionnaire peuvent mes du contrat de concession sont les suivants45 : facturer aux consommateurs. Selon ces règles, la NGCP propose le revenu annuel maximum et la • Construire, installer, financer, administrer, amélio- prime (ou la pénalité) de performance pour chaque rer, développer, exploiter, entretenir, rénover, année, que l’ERC doit approuver. Les RTWR établis- réparer, remettre en état et remplacer les actifs de sent également que l’ERC doit avaliser le programme transport d’électricité de TransCo d’investissement en capital proposé pour chaque péri- • Préparer le TDP et exécuter les projets qu’il prévoit ode réglementaire (5 ans). (après autorisation de l’ERC) L’ERC élabore un Code de réseau qui établit les • Fournir des services de transport d’électricité et règles, procédures et normes fondamentales régis- conclure des accords de raccordement avec les sant l’exploitation, la maintenance et l’expansion du clients réseau de transport d’électricité, ainsi que les obliga- • Acheter les services auxiliaires nécessaires à l’ex- tions du propriétaire du réseau, de son exploitant, et ploitation sûre et fiable des actifs de transport du gestionnaire du système. d’électricité Les Open Access Transmission Service Rules couvrent • Recouvrer les redevances de service universel que les règles et règlements gouvernant le libre accès au doivent verser les usagers finaux et les organismes réseau. Les règles définissent les responsabilités du d’autoproduction non raccordés à un service public prestataire de services de transport d’électricité, les de distribution, et les transférer à la PSALM. fonctions de l’exploitant du réseau, et les conditions que les clients ont acceptées pour bénéficier de ces La NGCP a remporté la concession avec une offre services. de 3,95  milliards de dollars, qui représente la valeur actualisée nette des futurs flux de trésorerie. Elle a A.5.5  Planification du transport immédiatement versé 25 % de cette somme (987 mil- d’électricité lions de dollars), le solde étant réglable par versements La NGCP est responsable de la planification du réseau. échelonnés libellés en dollars convertis en pesos phil- Elle établit chaque année un plan de développement ippins (PHP) aux taux de change en vigueur à la date du transport d’électricité (TDP) qui porte sur un hori- de transaction sur les 15 prochaines années. La NGCP zon décennal et que l’ERC doit approuver. Une fois a financé l’acompte par des prêts et des capitaux pro- avalisé, celui-ci est intégré dans le Plan énergétique pres ; les 75 % restants seront financés par ses reve- pour les Philippines du ministère de l’Énergie (qui nus46. À la mi-2013, la NGCP avait versé 1,5 milliard de couvre l’ensemble du secteur énergétique) et soumis dollars du solde restant dû. au Congrès chaque année en septembre. Le TDP doit présenter les projections de la Réglementation des revenus du transport demande d’électricité, les paramètres de fonctionne- d’électricité ment du réseau, la capacité de production existante et La NGCP propose le revenu annuel maximum projetée, et les contraintes de transport recensées. Il qu’elle peut percevoir. Celui-ci est constitué de trois contient une liste de projets d’expansion du réseau de éléments : transport d’électricité, qui doivent proposer les solu- tions les moins coûteuses et respecter les normes de • Service d’approvisionnement en électricité : le coût fonctionnement du Code de réseau et les objectifs de du transport d’électricité sur le réseau, que doivent résultats de l’ERC. payer les producteurs et les clients industriels • Exploitation du système  : coûts associés à l’ex- A.5.6 Forme contractuelle ploitation du système tel que définis par les règles La NGCP a remporté la concession de 25 ans en 2007. du WESM, payés par les producteurs et les clients Les autorités ont mis la concession en adjudication industriels 100 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique • Services de compteur : le coût lié à la mesure, à la La performance est évaluée à l’aune de huit critères vérification, à l’entretien et au relevé des comp- de qualité et de fiabilité (énoncés au chapitre  3 du teurs, payé par tous les clients raccordés au réseau Code de réseau)50. Chacun de ces critères est pondéré de transport d’électricité en fonction du niveau de comme suit : tension. • Indice de gravité des interruptions du système, Outre ces trois composantes, la NGCP perçoit 25 % (et recouvre pour le compte d’autres organismes) • Fréquence des disjonctions, 20 % d’autres revenus et redevances, comme les frais de • Disponibilité du réseau, 10 % raccordement ou de location des actifs. Les reve- • Respect des limites de fréquence, 10 % nus supplémentaires servent à diminuer les tarifs • Respect des limites de tension, 10 % consommateur. • Disponibilité en cas d’engorgement du réseau de L’ERC doit statuer sur le revenu annuel maximum Luzon, 10 % proposé. Celui-ci est converti en un tarif de transport • Indicateur de disponibilité des services auxiliaires, par unité. Les tarifs sont établis en pesos philippins, 5 % par kW et par mois. Les clients sont facturés sur la • Indicateur de satisfaction des clients, 10 %. base du tarif par unité. La NGCP perçoit directement les revenus auprès des grands consommateurs, L’ERC définit des cibles et des fourchettes (un des entreprises de distribution et des coopératives seuil et un plafond) pour chaque critère. La prime d’électricité (des compagnies d’électricité détenues ou la sanction sont limitées à 3 % du revenu annuel par leurs membres qui fournissent la majeure partie maximum. Enfin, la NGCP n’est pas responsable des de l’électricité dans les zones rurales). Le transport défaillances qui échappent à son contrôle, comme les représente environ 10 % de la facture d’électricité du interruptions de production. consommateur47. Le revenu annuel maximum est établi selon une A.5.7 Procédure de passation de marché méthode modulaire classique. La NGCP est dédom- La concession du transport d’électricité a été accordée magée des coûts d’exploitation et de maintenance, de à la NGCP en 2007 dans le cadre d’une procédure d’ap- l’amortissement, du rendement du capital de la base pel d’offres ouverte, après l’échec de trois tentatives d’actifs réglementaire (y compris les ajustements antérieures. à cette dernière pour tenir compte des nouveaux La première tentative remonte à 2003. La procé- investissements), et du moins-perçu ou trop-perçu dure a avorté à la phase de présélection, une seule par- de l’année antérieure. Le revenu annuel maximum tie ayant soumis une offre alors qu’un minimum de est recouvré auprès des usagers par le biais des deux était requis. Peu après, une deuxième tentative a redevances correspondant aux trois services sus- échoué pour la même raison. La PSALM a relancé une mentionnés. Les Philippines appliquent des tarifs qui procédure en 2006 et en 2007, et reçu des offres de tiennent pleinement compte des coûts, et n’ont donc trois soumissionnaires présélectionnés. Or, un seul a pas besoin d’être subventionnés48. ensuite soumis une offre officielle, alors que deux au En octobre 2015, la NGPC a demandé que le revenu moins étaient requises. La PSALM a préféré procéder annuel maximum soit porté de 43,08 milliards de PHP à un nouvel appel d’offres plutôt que de négocier en 2015 (soit 308,67 PHP par kW) à 45,3 milliards de directement, et a finalement accordé la concession à PHP en 2016. Elle invoquait la nécessité de constituer la NCGP. des réserves pour couvrir le risque de moins-perçu auprès des clients49. En février 2016, l’ERC a cependant A.5.8 Résultats recommandé de ramener le revenu annuel maximum La NGCP a investi dans de nouvelles lignes électriques à 41,65 milliards de PHP. et atteint les objectifs de résultats. Entre janvier 2014 et décembre 2015, elle a construit 647 km de circuits, Critères de performance 1 350 MVA, et 600 MVA de capacité de sous-stations La NGCP calcule les niveaux de performance, qu’elle dans le cadre de 28 projets. Vingt-six projets (lignes et soumet à l’examen de l’ERC. Les primes et les sanc- sous-stations) devaient être achevés à la fin de 2016, et tions peuvent revêtir la forme d’augmentations ou de 19 autres devraient l’être d’ici à la fin de 201951. diminutions du revenu annuel maximum pendant Depuis 2011, la NGCP atteint ses objectifs de per- une année réglementaire. formance. Elle a régulièrement dépassé ses objectifs ÉTUDES DE CAS 101 en matière de pertes de réseau, qu’elle a réduites en aneel-aponta-atraso-em-60-das-obras-de-transmissao diminuant la fréquence des coupures et en améliorant -de-energia.html (consulté le 20 octobre 2016). la disponibilité du réseau. La disponibilité des réseaux 13. Energía Abierta, CNE, « Capacidad instalada (MW) », de Visayas et Mindanao s’est respectivement établie http://energiaabierta.cne.cl/visualizaciones/ capacidad-instalada/ (consulté le 15 mars 2017). à 99,8 % et 99,7 % en 2016, et elle est passée de 99,4 % 14. Une « période tarifaire » est de quatre ans. à 99,6 % dans la région de Luzon. La disponibilité des 15. Le dossier d’appel d’offres comporte en annexe une lignes essentielles s’est aussi améliorée, passant de liste des agences de notation admissibles. En outre, 99,6 % à 99,7 %52. la notation doit avoir été obtenue au cours des 12 derniers mois. Remarques 16. Six projets figurant dans la base de données PPI de la Banque mondiale et du PPIAF (ppi.worldbank 1. E. Melo and A. da Costa, « The New Governance .org) (consultée le 1er septembre 2016), plus le projet Structure of the Brazilian Electricity Industry: How d’interconnexion du SIC et du SING. is it Possible to Introduce Market Mechanisms? », 17. Transelec, « Transelec se adjudica proyecto de Section 3, (2009), http://www.usaee.org/usaee2009/ expansión complementario para la interconexión submissions/OnlineProceedings/papermeloelbia SIC–SING por US$174 millones », 12 mars 2016, .pdf (consulté le 15 mars 2017). http://www.transelec.cl/transelec-se-adjudica- 2. Dans l’étude sur le Brésil, le terme « gouverne- proyecto-de-expansion-complementario-para- ment » se rapporte au gouvernement central la-interconexion-sic-sing-por-us-174-millones/ (fédéral). (consulté le 15 mars 2017). 3. IEA, « Brazil (Partner country) », https://www.iea 18. Ministère de l’Énergie, Inde, « Statuory bodies », .org/countries/non-membercountries/brazil/ (con- http://powermin.nic.in/en/statutory-bodies (con- sulté le 20 octobre 2016). sulté le 15 mars 2017). 4. F. Salcedo et K. Porter, « Regulatory framework and 19. PowerGrid, « Our Network », http://www.power cost regulations for the Brazilian national grid », gridindia.com/_layouts/PowerGrid/User/Content Final Report, RAP, (2013), http://www.raponline.org/ Page.aspx?PId=80&LangID=English (consulté le wp-content/uploads/2016/05/exeter-salcedoporter- 12 septembre 2016). braziltransmissioncostregulationreport-2013-october 20. S. Mishra, « A Comprehensive Study and Analysis .pdf (consulté le 15 mars 2017). of Power Sector Value Chain in India, Management 5. Le régulateur peut autoriser les concessionnaires en & Marketing », Challenges for the Knowledge Society, place à procéder à des mises à niveau d’importance Vol. 8, No. 1, (2013) : 25–40, http://www.management mineure. marketing.ro/pdf/articole/299.pdf (consulté le 6. Mercados, « Current practices in electricity trans- 15 mars 2017). mission. Case studies », Global Power Best Practices 21. National Tariff Policy, janvier 2006, Clause 5.1. Series, RAP, (2013), http://www.raponline.org/wp- 22. « Power Grid to close central transmission utility content/uploads/2016/05/rap-globaltransmission status », Business Standard, http://www.business- practices-2013-dec.pdf (consulté le 15 mars 2017). standard.com/article/economy-policy/powergrid- 7. Indice d’indexation : WPSFD4131 (Finished Goods to-lose-central-transmission-utility-status- Less Food and Energy Seasonally Adjusted), ou 115051800029_1.html (consulté le 20 juillet 2016). équivalent, publié par le Department of Labor des 23. PGCIL, « JVs & Subsidiaries. Powergrid Group », Etats-Unis. L’indice est choisi d’un commun accord http://www.powergridindia.com/_layouts/Power à la phase contractuelle, et ne change pas. Grid/User/ContentPage.aspx?PId=81&LangID= 8. F. Salcedo et K. Porter (2013). english (consulté le 12 septembre 2016). 9. R. Ferreira, « Private Participation in Transmission 24. Castalia. « Growth in transmission network Expansion : the Brazilian Model », Présentation (ckm) », données du ministère de l’Énergie du à l’atelier de consultation, Nairobi (Kenya) gouvernement indien, http://powermin.nic.in/en/ 26 septembre 2016. content/growth-transmission-sector (consulté le 10. Mercados (2013). 10 mars 2017); * jusqu’à fin juillet 2016. 11. Données de l’ANEEL, « Resultados dos Leilões de 25. D’autres groupes industriels ont soumissionné pour Geração ». Resumo dos resultados dos leilões de des projets, mais n’ont pas été retenus. transmissão até 2015, http://www.aneel.gov.br/ 26. « Reliance Infrastructure files papers with Sebi for resultados-de-leiloes (consulté le 10 janvier 2017). InviT » (entretien avec Ajay Bhardwaj, président de 12. « Aneel aponta atraso em 60% das obras de Sterlite), Economic Times, http://economictimes transmissão de energia », Globo Economia, .indiatimes.com/news/economy/infrastructure/ http://g1.globo.com/economia/noticia/2016/05/ 102 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique reliance-infrastructure-files-papers-with-sebi- www.minem.gob.pe/_estadistica.php for-invit/articleshow/54428336.cms (consulté le ?idSector=6&idEstadistica=10179 (consulté le 26 septembre 2016). 10 mars 2017). 27. « Transmission sector needs investment and mone- 37. Groupe de la Banque mondiale (2012). tization can be used: IS Jha, Power Grid », ­ Economic 38. Base de données PPI. Greenfield projects, Peru. Times, http://economictimes.indiatimes.com/ 39. OSINERGMIN, Resumen de los Estudios para Establecer opinion/interviews/transmission-sector-needs- los « Criterios y Metodología para la Elaboración investment-and-monetisation-can-be-used-is-jha- del Plan de Transmisión » décembre 2007, http:// power-grid/articleshow/52880178.cms (consulté le www2.osinerg.gob.pe/Proyecto_Normas/2007/ 9 décembre 2016). CritMetElabPlanTransm/071203-INF-0403-Norma- 28. KPMG, « Power Sector in India. White Paper on Plan-de-Transmision.pdf (consulté le 15 mars 2017). implementation challenges and opportunities », 40. Indice d’indexation : WPSFD4131 (Finished Goods Infrastructure & Government, Janvier 2010, https:// Less Food and Energy Seasonally Adjusted), ou www.kpmg.de/docs/PowerSector_2010.pdf (con- équivalent, publié par le Department of Labor, Gouv- sulté le 15 mars 2017). ernement des Etats-Unis. Les parties choisissent 29. « New steps to enhance transparency in Power l’indice d’un commun accord à la phase contractu- Sector », ministère de l’Électricité (Inde), http:// elle, et il ne change pas. pib.nic.in/newsite/PrintRelease.aspx?relid=148982 41. D’après les informations tirées des dossiers d’appel (consulté le 17 août 2016). d’offres et des contrats de PROINVERSIÓN, « Pro- 30. La part de l’investissement privé comprend les cesos concluidos », http://www.proyectosapp.pe/ coentreprises avec la PGCIL, mais pas l’investisse- modulos/JER/PlantillaStandard.aspx?ARE=0&PFL ment de la PGCIL hors coentreprises. =2&JER=1593 (consulté le 15 mars 2017). 31. Le kilomètre de circuit est une mesure de la dis- 42. Base de données PPI. Greenfield projects, Pérou. tance entre deux points, multipliée par le nombre 43. Entretien avec Dennis Ibarra d’Enfinity Philippines de circuits. Une ligne en double circuit est con- Renewable Resources, 8 octobre 2016. stituée de deux câbles sur toute sa longueur. Une 44. NGCP. TDP 2014–2015. ligne en double circuit de 50 km comptera ainsi 100 45. ESMAP (2015). kilomètres de circuit. 46. « The Privatization of the National Transmission 32. « Growth in transmission sector », ministère Corporation », PSALM, https://www.psalm.gov.ph/ de l’Électricité (India), http://powermin.nic.in/ transmissionassets (consulté le 10 octobre 2016). content/growth-transmission-sector (consulté le 47. ESMAP (2015). 20 juillet 2016). 48. KPMG, « The energy report: Philippines, Growth 33. Base de données PPI. Nouveaux projets, Inde. Voir and opportunities in the Philippines electric power également A. Bhardwaj, « Indian Power Trans- sector », KPMG Global Energy Institute, édition mission : A success story of PPP », présentation 2013–2014 (2013). lors d’un atelier de consultation, Abuja (Nigéria), 49. « NGCP seeks higher revenue target », Philstar 29 septembre 2016. Global, http://www.philstar.com/business/2015/ 34. Banque mondiale, « International Experience with 10/06/1507470/ngcp-seeks-higher-revenue-target- Private Sector Participation in Power Grids : Peru p45.3-b-2016 (consulté le 8 octobre 2016). Case Study », (Energy Sector Management Assis- 50. NGCP, « Regulatory Reset of the Regulated tance Program, 2012, http://documents.worldbank Transmission Services for 2016 to 2020 : Issues .org/curated/en/498461468000021182/pdf/101753- Paper », 4th Regulatory Period Reset Process, WP-P146042-Encadré393265B-PUBLIC-Private- Mai 2014 http://www.erc.gov.ph/Files/Render/ Sector-Participation-in-Power-Grids-Peru.pdf (con- media/2014.05.30_4thRPTransmissionIssuesPa- sulté le 10 mars 2017). per_NGCP_FINAL_forsubmissiontotheERC.pdf 35. Ministerio de Energia y Minas de Peru, « Anuario (consulté le 15 mars 2017). Estadístico de Electricidad 2015 », Parte 9, http:// 51. NGCP, TDP 2014–2015. www.minem.gob.pe/_estadistica.php?idSector=6 52. « NGCP exceeds performance targets for &idEstadistica=10179 (consulté le 10 mars 2017). 7th straight year », NGCP, http://ngcp.ph/ 36. Ministerio de Energia y Minas de Peru, « Anuario article-view.asp?ContentID=8360 (consulté le Estadístico de Electricidad 2015 », Anexo 1, http:// 26 septembre 2016). Annexe B Portefeuilles de projets de TEI envisagés au Kenya et dans le Pool énergétique de l’Afrique australe Le modèle économique du TEI est dans l’ensemble L’annexe dresse un panorama du secteur de l’élec- le plus adapté pour mobiliser les investissements tricité au Kenya (section  B.1), et dans le SAPP (sec- privés dans le transport d’électricité en Afrique. Par tion B.2), et présente un portefeuille de projets de TEI rapport au modèle dominant sur le continent, où les potentiels pour ces régions (section B.3). entreprises de services publics financent entièrement ce type d’investissement, il est en mesure d’attirer de nouvelles sources de financement. Panorama du secteur B.1  Les gouvernements africains devraient envisager de l’électricité au Kenya de mobiliser les investissements dans le transport Le secteur de l’électricité au Kenya est en partie d’électricité dans le cadre d’appels d’offres portant sur dégroupé. Le transport et la distribution sont intégrés, des projets de TEI, en parallèle au modèle économique mais dissociés de la production depuis la fin des existant. La section 6 analyse les étapes nécessaires années  90. Les PEI peuvent investir dans la produc- pour réaliser le potentiel des projets de TEI en Afri- tion d’électricité et intervenir dans le secteur depuis que, et l’annexe B présente un guide à l’intention des le milieu des années 90 et, en 2008, les autorités ont représentants gouvernementaux et des responsables établi une entreprise publique de transport d’élec- publics africains qui envisagent de faire appel au sec- tricité séparée. L’encadré  B.1 présente les principales teur privé pour financer les investissements dans le entreprises du secteur de l’électricité kényan. transport d’électricité au moyen du modèle de TEI. Par ailleurs, le ministère de l’Énergie et du Pétrole Cette annexe présente un portefeuille potentiel de élabore et met en application la politique énergé- projets de transport d’électricité à mettre en œuvre tique ; la Energy Regulatory Commission (ERC) est le seul au Kenya et dans le SAPP dans le cadre du modèle organisme de réglementation sectoriel (chargé des de TEI. Le portefeuille concerne un pays et un pool questions techniques et économiques) et la Rural Elec- énergétique qui disposent de cadres juridique et trification Authority est responsable du développement réglementaire relativement élaborés dans le secteur de l’électrification rurale. de l’électricité, et qui ont manifesté un intérêt pour un modèle de financement privé du transport d’élec- Viabilité financière du secteur tricité. À la longue, ces projets pilotes pourraient de l’électricité démontrer que le modèle de TEI est applicable dans La viabilité financière du secteur de l’électricité kén- tous les pays africains, ce qui aiguiserait l’intérêt des yan est relativement fragile. Selon l’étude de la Banque investisseurs pour le secteur et la région. 104 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Encadré B.1 Principales entreprises du secteur de l’électricité kényan Comme résumé ci-dessous, les principales entreprises élec- Secteur du transport et de la distribution : triques sont réparties entre les secteurs de la production d’une part, et du transport et de la distribution d’autre part. • L’entreprise publique Kenya Power and Lighting Com- Secteur de la production : pany (KPLC, également connue sous le nom de « Kenya Power » — est la propriétaire et l’exploitante du réseau • La Kenya Electricity Generation Company (KenGen), à de distribution participation majoritaire de l’État, est responsable de • L’entreprise publique Kenya Electricity Transmission l’ensemble de la production publique d’électricité, hors Company (Ketraco) a pour mission de planifier, con- géothermie cevoir, construire et entretenir les nouvelles lignes élec- • L’entreprise publique Geothermal Development Com- triques et les sous-stations connexes. pany (GDC) est responsable de l’ensemble de la produc- tion géothermique publique • Près de dix PEI. • Source : A. Eberhard et al. (2016). mondiale, « Making power affordable for Africa and viable de référence. La demande énergétique passerait for its utilities »1, les encaisses de l’entreprise publique de 8  010  GWh en 2012 à 129  150  GWh en 2022 et d’électricité (KPLC étant prise pour référence) sont 81 352 GWh en 20305. suffisantes pour couvrir ses coûts d’investissement, La capacité de production installée du Kenya mais pas ses coûts d’exploitation. L’étude estime égale- devrait être près de neuf fois plus élevée en 2030, ment que le déficit quasi-budgétaire du pays (défini passant de 1  645  MW en 2012 à 14  676  MW à cette comme « l’écart entre le revenu net d’un secteur élec- date. En 2015, elle était de 2  298  MW (36  % de pro- trique rentable couvrant les coûts d’exploitation et duction hydroélectrique, 26  % géothermique, et 21  % d’investissement et les encaisses nettes de l’entreprise au mazout), l’État étant propriétaire de 70% de cette publique ») s’élève à 486 millions de dollars, soit 41 % capacité. des sommes recouvrées par l’entreprise. Les PEI comptent actuellement pour 30  % de la Il n’en demeure pas moins que le Kenya a mobilisé capacité de production installée, mais leur part a 2,4 milliards de dollars d’investissements privés dans considérablement augmenté depuis 2005, puisqu’ils plus de dix projets de PEI depuis 19962. en représentaient à l’époque 12 %. L’électricité produite par les PEI représente environ un tiers de la produc- La demande et la production d’électricité tion totale (31 % au cours de la période comprise entre devraient sensiblement progresser d’ici juillet 2013 et juin 2014)6. à 2030 Le Kenya a pour objectif d’assurer un taux d’électri- Des lignes électriques seront également fication de 100 % à l’horizon 2022 — soit plus de qua- nécessaires pour transporter l’électricité tre fois le taux de 23 % enregistré en 2012, l’année de et raccorder les consommateurs au réseau référence. En 2015, 37 % de la population étaient rac- Le réseau électrique kényan est actuellement consti- cordés au réseau3. Des progrès sont observables, mais tué de lignes de 220 kV et de 132 kV. En 2015, il comptait l’objectif sera difficile à réaliser. Les personnes qui 4 054 km de lignes, contre 3 443 km en 2009, soit une ont accès à l’électricité en consomment relativement augmentation de 18 %. La figure B.1 illustre l’évolution peu. La consommation des Kényans est de 168 Wh par des lignes de 100–200 kV et 200–300 kV, ainsi que la habitant et par an4. hausse cumulée (en pourcentage) au cours de cette La demande d’électricité n’a cessé de croître depuis période. Le Kenya ne possédait alors aucune ligne de 2004, et cette tendance devrait persister au cours transport nationale supérieure à 300 kV. des dix prochaines années. Selon les estimations, la Les lignes à moyenne tension (entre 1 kV et 100kV) demande d’énergie va quasiment quadrupler d’ici à ont connu un développement plus rapide. Les lignes 2022, et décupler d’ici à 2030 — par rapport à l’année de tension comprise entre 1 kV et 65 kV ont progressé PORTEFEUILLES DE PROJETS DE TEI ENVISAGÉS AU KENYA ET DANS LE POOL ÉNERGÉTIQUE DE L’AFRIQUE AUSTRALE 105 Figure B.1 Évolution des lignes licences de transport d’électricité. La licence prévoit électriques, par niveau de tension les redevances pour le transport de l’énergie élec- (2009–2015) trique. Les contrats portant sur la vente de services de transport (comme le contrat de services de transport 20% d’électricité avec une entreprise de TEI) doivent être 2 500 préalablement approuvés par l’ERC. 2 000 À l’heure actuelle, les services de transport d’élec- tricité ne font pas l’objet d’une réglementation dis- 15% tincte. L’ERC fixe des tarifs « justes et raisonnables ». 1 500 Les tarifs de détail sont établis à un niveau de rent- 1 000 abilité économique suffisant pour recouvrer les coûts de production, de transport et de distribution. Ils sont 500 réévalués tous les trois ans. KPLC tire ses revenus des consommateurs. Elle 0 en garde une partie pour couvrir ses propres coûts 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 de transport et de distribution, mais paie également 200–300 kV lines 100–300 kV lines des redevances de transport à Ketraco, des rede- Source : Castalia. Données tirées de Trimble, C. et al., « T&D Data — State vances de production à KenGen, GDC, et aux PEI, et owned national grid T&D data », 2016, http://data.worldbank.org/data- des redevances de distribution à la Rural Electrification catalog/affordable-viable-power-for-africa (consulté le 30 octobre 2016) Authority. L’instauration du modèle de TEI pourrait appeler de 45 % entre 2009 et 2015 (pour atteindre 1 212 km), et une modification des modalités réglementaires. les lignes de tension comprise entre 66 kV et 99 kV de L’ERC doit fixer des tarifs qu’elle estime justes et 87 % au cours de la même période (jusqu’à 54 193 km). raisonnables, ce qui suppose un examen périodique Malgré ces progrès, la capacité de transport d’élec- des coûts d’efficience liés à la prestation de services tricité par habitant demeure faible (voir la section 2.2). de transport d’électricité pour pouvoir procéder à Les pertes conjuguées de transport et de distribution la révision triennale des tarifs de détail. Une fois le étaient de 17,5  % en 20157. Des lignes de transport modèle de TEI introduit, le processus de réévaluation seront également nécessaires pour permettre au sera simplifié. La procédure d’appel d’offres aura mis Kenya d’atteindre ses objectifs d’électrification et réal- en évidence les coûts efficients des services que l’en- iser ses plans d’expansion de la production. treprise de TEI fournira. L’ERC a toutefois un rôle à Ketraco prévoit de construire quelque 7  000  km jouer pour vérifier que la procédure est bien menée et de lignes électriques d’ici à 2020  —  dont 2  200  km qu’elle constitue une assise suffisante pour transférer de lignes de 132  kV, 2  400  km de lignes de 220  kV, les coûts aux consommateurs finaux. 2 000 km de lignes de 400 kV et 612 km de lignes de 500 kV à courant continu haute tension (CCHT)8. Panorama du Pool B.2  L’ERC est responsable de la planification énergétique de l’Afrique et de la réglementation sectorielles australe (SAPP) L’ERC est l’organisme responsable de la planifica- tion du secteur de l’électricité depuis l’adoption de Le SAPP est un groupement d’entreprises publiques la loi sur l’énergie (Energy Act) en 2006. Auparavant, d’électricité d’Afrique australe qui a été créé en 1995. cette tâche incombait au ministère de l’Énergie et du Il compte actuellement 16  membres originaires de Pétrole. L’ERC établit le plan de développement élec- 12 pays, énumérés au tableau B.1. Tous les membres, trique à moindre coût (Least Cost Power Development hormis la CEC, sont des entreprises à participation Plan, LCPDP) sur un horizon de vingt ans, et l’actualise majoritaire de l’État. tous les deux ans — celui-ci comprend des prévisions Pour être membre du Pool, l’entreprise publique de la demande, la planification de la production et du doit être située dans un pays qui faisait partie de la transport d’électricité, et un plan d’investissement. Le Communauté de développement de l’Afrique australe dernier plan couvre la période 2015–2035. en septembre 1994. Les entreprises publiques opérant L’ERC est également responsable de la réglementa- dans des pays non membres de la Communauté peu- tion des prix dans le secteur de l’électricité. La partie 3 vent également en être membres. Le comité exécutif de la loi sur l’énergie de 2006 lui prescrit d’attribuer les du SAPP doit alors approuver leur adhésion9. 106 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Tableau B.1 Members du SAPP Nom de l’entreprise publique Pays Botswana Power Cooperation Botswana EDM Mozambique Electricity Supply Commission of Malawi Malawi HCB Mozambique CEC Zambie ESKOM Afrique du Sud Nam Power Namibie Swaziland Electricity Company Swaziland Zimbabwe Electricity Supply Authority Zimbabwe Empresa Nacional de Electricidade Angola ZESCO Zambie Tanzania Electric Supply Company Limited Tanzanie Société nationale d’électricité République démocratique du Congo Lesotho Electricity Corporation Lesotho Mozambique Transmission Company10 Mozambique Lunsemfwa Hydro Power Company Zambie Source : Pool énergétique de l’Afrique australe, « Annual Report 2016 », http://www.sapp.co.zw/areports.html (consulté le 13 mars 2017). Le SAPP est en activité depuis plus de vingt ans, et de 32 695 MW d’ici à 2022. En 2016, plus de 60 % de la a obtenu des résultats notables dans les secteurs de la capacité de production installée est constituée de cen- production et du transport d’électricité. Une capacité trales au charbon, l’hydroélectricité étant la deuxième de plus de 15 000 MW est entrée en service entre 2004 source de production, avec 21 %. et 2015, ainsi que divers projets d’interconnexion de Le SAPP est le pool énergétique le plus développé réseaux de transport — notamment l’interconnexion d’Afrique. Comme le précise l’encadré B.2, sa structure de 400 kV entre le Mozambique et le Zimbabwe (mis de marché peut apporter des renseignements utiles en service en 1997), la ligne de 400 kV entre l’Afrique pour la planification d’investissements futurs dans le du Sud et le Mozambique, qui traverse le Swaziland transport d’électricité. (mise en service en 2000), et la ligne CCHT de 350 kV entre la Namibie et la Zambie (mise en service en Le sous-comité de planification établit 2012). le plan de transport d’électricité La figure B.2 illustre les interconnexions entre les Le SAPP est basé sur un accord intergouvernemen- pays membres du SAPP, selon le niveau de tension. tal. Il est étayé par un protocole d’accord entre les Elle précise par ailleurs les capacités de transport des entreprises publiques d’électricité participantes, dont lignes d’interconnexion et la capacité de production l’article  13 définit la composition et les fonctions du maximale disponible de chaque pays. sous-comité de planification. Le sous-comité a notamment pour mission Capacité actuelle de production d’établir pour le SAPP un plan global qui se fonde et de transport d’électricité du SAPP sur les plans élaborés par ses différents membres. Le SAPP dispose d’une capacité de production En 2009, le SAPP a lancé une étude du plan régional installée de 61 959 MW, dont 75 % sont considérés dis- d’expansion de la production et du transport d’élec- ponibles pour les opérations. Les membres du SAPP tricité, qui a été menée par Nexant. S’agissant du prévoient de mettre en service une capacité nouvelle transport, le plan identifiait plusieurs investissements PORTEFEUILLES DE PROJETS DE TEI ENVISAGÉS AU KENYA ET DANS LE POOL ÉNERGÉTIQUE DE L’AFRIQUE AUSTRALE 107 Figure B.2 Le réseau du SAPP SNEL TANESCO DRC TANZANIA Pk = 1 317 MW PK = 935 MW 280 MW 1 000 MW ESCOM ZESCO Malawi Zambia Pk = 326 MW RNT Pk = 2 287 MW Angola Pk = 1 599 MW 1 400 MW 400 MW ZESA 500 MW Zimbabwe HCB/EDM Pk = 1 589 MW Mozambique EDM Pk = 880 MW 300 250 350 MW MOZAL Pk = 900 MW MW MW 600 MW 250 BPC MW Botswana 150 1 450 Pk = 610 MW MW MW 1 450 MW 150 MW 650 2 000 MW 500 MW MW NAMPOWER ESKOM SEC Nambia 250 South Africa Swaziland Pk = 629 MW MW Pk = 34 481 MW Pk = 227 MW 230 MW 1 450 MW 533 kV DC 275 kV LEC 400 kV 220 kV Lesotho 330 kV 132 kV Pk = 150 MW Pk = Peak demand 350 kV DC 110 kV Source : Pool énergétique de l’Afrique australe, « Annual Report 2016 ». d’envergure présentant de grands avantages pour la B.3 Définition du région — notamment des projets visant à raccorder des pays non-membres du SAPP (les interconnex- portefeuille de projets ions ­Zambie-Tanzanie et Mozambique  — Malawi Ketraco et le SAPP évaluent des modèles de finance- par exemple), à réduire l’encombrement des réseau ment privé en vue d’attirer l’investissement dans les (comme la mise à niveau de la ligne Kafue-Livingston projets de transport d’électricité. Le modèle de TEI fait en Zambie), ou des projets de production (comme le partie des modèles examinés car susceptibles de con- projet Mozambique Backbone  —  STE)11. La Banque venir. Le financement public restera le modèle domi- mondiale et d’autres IFD apportent une aide au SAPP nant, mais d’autres modes de financement pourraient dans le cadre de ces projets, sou la forme d’une assis- mobiliser des financements supplémentaires pour tance technique et de financements à titre gracieux. le secteur, et atténuer les difficultés de financement auxquelles ces pays africains sont confrontés. 108 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Encadré B.2 L’expérience du SAPP montre comment les pools énergétiques régionaux peuvent contribuer à la planification du transport d’électricité La structure de marché du SAPP peut fournir des informa- au lendemain, une fois déduite la capacité réservée aux tions utiles à ceux qui envisagent de procéder à des inves- contrats bilatéraux. tissements dans le transport d’électricité. Le SAPP opère sur Les offres et soumissions sont présentées dans chaque un marché du jour au lendemain net régional. Ces termes zone de dépôt des offres. Les producteurs ne peuvent sou- sont expliqués ci-dessous : mettre des offres que dans la région où ils sont situés (ou dans celles où ils sont partis à des contrats d’approvisionne- • « Marché du jour au lendemain » signifie que les offres ment physique). Les offres d’achat sur le marché du jour au sont soumises 24 heures avant le marché du temps réel. lendemain s’effectuent également dans la zone de dépôt où Ce système diffère de certains marchés infrajournaliers se trouve l’acheteur. où les négociations ont lieu plus près du temps réel. Comme c’est souvent le cas sur les marchés ainsi struc­ • « Régional » signifie que le SAPP est divisé en plusieurs turés, les règles de tarification aboutissent à un prix zones de dépôt des offres, définies en fonction des con- uniforme en l’absence de contraintes majeures. Quand le traintes de réseau. Comme, à l’origine, les réseaux ont transport d’électricité entre les zones de dépôt des offres surtout été établis pour satisfaire la demande nationale, est soumis à des contraintes, les prix diffèrent. On parle les frontières des zones de dépôt correspondent pour alors de « scission du marché ». l’essentiel aux frontières géographiques entre les pays L’écart de prix donne également lieu à des reliquats de membres du SAPP. règlement, qui interviennent lorsque l’opérateur du marché • « Net » signifie que la capacité de transport d’électricité achète davantage d’électricité dans les zones de dépôt des entre les zones de dépôt des offres est d’abord attribuée offres où les prix sont bas et en vend davantage dans celles aux échanges bilatéraux. Les règles du SAPP établissent où le prix est plus élevé. Le terme utilisé varie selon les que : « Les accords bilatéraux fermes entre Participants auront préséance [.  .  .] pour le transport d’électricité marchés, mais ces reliquats existent sur tous les marchés sur les interconnexions du SAPP12.  » Dans les cas où la régionaux. capacité attribuée aux termes des accords bilatéraux En conséquence, le marché du jour au lendemain assure dépasse la capacité de transport, l’allocation s’effectue une grande transparence quant à la fréquence et à l’impor- en fonction de l’ancienneté des accords. tance des contraintes de transport sur les interconnexions régionales. Le SAPP offre en outre un degré élevé de certi- Une fois l’allocation en vertu des accords bilatéraux tude en ce qui concerne les droits d’accès quand les lignes effectuée, la capacité de transport restante est disponible de transport d’électricité sont assujetties à des contraintes. pour des échanges sur le marché du jour au lendemain. Les Les informations relatives à la fréquence et à l’importance exploitants du système déterminent la capacité disponible des contraintes ne rendent pas planification du transport entre les zones de dépôt des offres. L’opérateur du marché d’électricité superflue, mais sont un apport utile au proces- calcule alors la capacité négociable sur le marché du jour sus de planification. Les critères de sélection comptent Le premier critère tient compte de l’état d’avance- notamment la phase du projet, sa taille, ment du projet et vérifie que les études de faisabilité et le risque lié aux droits de passage (EIES) ont été réalisées. Les projets de longue durée ou Ketraco et le SAPP sélectionnent actuellement des urgents ne sont pas pris en considération car Ketraco projets de transport d’électricité pour tester le modèle et le SAPP ont l’intention de lancer rapidement les de TEI. Ils ont défini les critères de sélection suivants : appels d’offres pour les projets pilotes de TEI. Dans ce contexte, les projets urgents pourraient compromet- • Le projet a fait l’objet d’études préliminaires tre le processus d’apprentissage. • Le projet est suffisamment important pour attirer Le deuxième critère a trait à la taille du projet et les investisseurs vise à définir si les projets sont suffisamment impor- • Le risque lié aux droits de passage est acceptable. tants pour justifier les coûts de transaction (voir PORTEFEUILLES DE PROJETS DE TEI ENVISAGÉS AU KENYA ET DANS LE POOL ÉNERGÉTIQUE DE L’AFRIQUE AUSTRALE 109 l’analyse à la section 6.8). Pour satisfaire à ce critère, il Six projets de transport d’électricité faudra éventuellement regrouper plusieurs projets en susceptibles d’être retenus à titre un seul appel d’offres, surtout pour les projets nation- de projets pilotes de TEI au Kenya aux. D’après des consultations avec les investisseurs et dans le SAPP privés et des experts de la Banque mondiale, le seuil Une fois ces critères appliqués à l’ensemble du porte- estimé (pour les coûts de construction) se situerait feuille de projets de transport d’électricité de Ketraco dans une fourchette de 80 à 100  millions de dollars. et aux projets prioritaires du SAPP, six projets de TEI Ce chiffre peut toutefois varier selon le projet ou le sont susceptibles d’être lancés à titre expérimental — contexte régional. Les investisseurs examineront quatre au Kenya, et deux interconnexions au sein également s’il existe des perspectives raisonnables de du SAPP. Les projets de TEI sélectionnés au Kenya projets d’investissement futurs. figurent au tableau B.2, ceux du SAPP au tableau B.3. Le troisième critère exige que le risque associé Comme indiqué dans la dernière colonne du à l’acquisition de terres et de droits de passage soit tableau B.2, trois des projets sélectionnés au Kenya adapté aux caractéristiques du projet. Seuls ont été devraient être regroupés pour satisfaire aux critères. retenus les projets dont les risques liés aux droits Le coût des trois projets (qui figurent aux derniers de passage sont faibles à modérés. Les projets qui rangs du tableau) regroupés est estimé à 76 millions présentaient des risques élevés sur ce plan ont été de dollars, soit quasiment le montant minimum retirés du portefeuille. proposé. Tableau B.2 Portefeuille de projets de TEI potentiels au Kenya Coût estimé14 Regroupage avec (en millions Longueur Tension et d’autres projets Projet13 de dollars) (km) type de ligne Risque lié aux droits de passage nécessaire ? Kiambere–Maua–Isiolo 81 288 220 kV ; Faible : [Ketraco] avait déjà obtenu Non double circuit des droits de passage de ces collectivités, malgré la forte densité démographique Kisumu–Kakamega– 35  72 220 kV ; Faible : [Ketraco] a déjà acquis Oui Musaga double circuit des droits de passage auprès de la population Menegai–Nyandarua– 21 70 132 kV ; Moyen : terres inscrites au Oui Rumuruti double circuit registre foncier, mais forte densité démographique à Menengai Karbanet–Rumuruti 20 111 132 kV ; En partie faible, en partie élevé : Oui (Nyahururu) double circuit terrains privés, mais quelques éleveurs à Kabarnet Source : Ketraco, « Support to develop a framework for transmission infrastructure through PPP », projet de rapport, mars 2017, (communication personnelle avec Samuel Oguah, 6 mars 2017). Adapté du tableau 12. Il nous faut choisir une (des) ligne(s) pilote(s) parmi les onze lignes présélectionnées. Tableau B.3 Portefeuille de projets de TEI potentiels au sein du SAPP Coût estimé (en Capacité et type Projet Pays concernés millions de dollars) Longueur (km) de ligne Zambie–Tanzanie Zambie et Tanzanie   78015   70016 400 MW ; 330 kV ; double circuit Mozambique Mozambique 1 70017 1 30018 3 100MW ; 800kV ; Backbone (STE) ligne CCHT Source : Banque mondiale, « Project appraisal document on a proposed grant in the amount of SDR13.2 million to the Southern Africa Power Pool for a Southern Africa Power Pool (SAPP) — Program for accelerating transformational energy projects », (Rapport n° 86076-AFR), octobre 2014, http://documents.worldbank .org/curated/en/988471468002999129/pdf/860760PAD0P126010Encadré385343B00OUO090.pdf (consulté le 15 mars 2017). Adapté du tableau 5. Projets de transport d’électricité prioritaires. 110 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Le projet Zambie–Tanzanie figurant au tableau B.3 10. La Mozambique Transmission Company est une est un projet de transport d’électricité prioritaire du société de projet formée par ESKOM (Afrique du SAPP qui permettra d’alléger l’encombrement au sein Sud), EDM (Mozambique) et Swaziland Electricity du pool, et le projet STE est associé au développement Company (Swaziland). Chacune de ces compagnies publiques détient un tiers des actions. de la production à faible coût. Le projet STE relie la 11. Banque mondiale, « Project appraisal document on région de production hydroélectrique du bassin du a proposed grant in the amount of SDR13.2 million Zambèze en aval de Cahora Bassa, dans le sud du to the Southern Africa Power Pool for a Southern Mozambique, et l’Afrique du Sud. La Banque mondi- Africa Power Pool (SAPP) — Program for accelerat- ale met actuellement à jour les études de faisabilité ing transformational energy projects », (Rapport de ce projet. n° 86076-AFR), octobre 2014, http://documents .worldbank.org/curated/en/988471468002999129/ pdf/860760PAD0P126010Encadré385343B00OUO Remarques 090.pdf (consulté le 15 mars 2017). 1. M. Kojima and C. Trimble (2016). 12. Pool énergétique de l’Afrique australe, « Day Ahead 2. A. Eberhard et al. (2016). Market. Book of rules », janvier 2009, http://www 3. « National Workshop Targets Kenya’s Electrification .sapp.co.zw/docs/SAPP%20DAM%20Book%20of%20 Challenges », Energy Sector Management Assis- Rules%20final%20version%20January%202009.pdf tance Program, https://www.esmap.org/node/55495 (consulté le 14 mars 2017). (consulté le 10 mars 2017). 13. Les nouvelles sous-stations nécessaires au projet 4. Banque mondiale, « Consommation d’électricité sont indiquées en caractère gras. (kWh par habitant) », OCDE/AIE, 2013, http://data 14. Il s’agit du coût de construction estimé. .worldbank.org/indicator/EG.USE.ELEC.KH.PC 15. Lead2Business, « Project Details. Zambia-Tanzania- (consulté le 10 janvier 2017). Kenya Power Interconnector Project », http://www 5. Énergie durable pour tous, « Kenya Action .l2b.co.za/Project/Zambia-Tanzania-Kenya-Power- Agenda », janvier 2016, http://www.se4all.org/sites/ Interconnector-Project/9262 (consulté le default/files/Kenya_AA_EN_Released.pdf (consulté 15 mars 2017). le 14 mars 2017). 16. NEPAD-IPPF, « Zambia–Tanzania–Kenya Electricity 6. A. Eberhard et al. (2016). Interconnection », http://nepadippf.org/projects/ 7. Trimble, C. et al., « T&D Data — T&D Network energy/zambiatanzaniakenyaelectricity/ (consulté Losses (as percent of total dispatch) », 2016, http:// le 15 mars 2017). data.worldbank.org/data-catalog/affordable-viable- 17. EDM, « Mozambique regional transmission power-for-africa (consulté le 30 octobre 2016). backbone project. Nontechnical summary for draft 8. Kenya Electricity Transmission Company (Ketraco), ESIA », avril 2011, https://tinyurl.com/hxxrbss (con- « Transmission System Planning and Implemen- sulté le 15 mars 2017). tation : Planned Projects and Financing Gap », 18. M. Hussain (2015). présentation à un atelier de consultation, Nairobi (Kenya) 26 septembre 2016. 9. « Membership », Pool énergétique de l’Afrique aus- trale (site web), http://www.sapp.co.zw/members .html (consulté le 13 mars 2017). Bibliographie African Development Bank (2013), “Interconnecting, CEDA (2002), “Privatisation : A Review of the Australian integrating and transforming a continent,” Pro- Experience” http://adminpanel.ceda.com.au/FOLD- gramme for Infrastructure Development in Africa, ERS/Service/Files/Documents/15230~growth50.pdf https ://www.afdb.org/fileadmin/uploads/afdb/ (accessed March 17, 2017). Documents/Project-and-Operations/PIDA%20 Copperbelt Energy Corporation Plc webpage, https :// note%20English%20for%20web%200208.pdf cecinvestor.com/kabompo-hydro-power/, (accessed (accessed March 10, 2017). March 10, 2017). Alberta Electric System Operator (2014), “AESO Awards Department of Energy and Climate Change (2016), Alberta PowerLine Limited Partnership with Fort “Impact Assessment : Extending competitive ten- McMurray West 500 kV Transmission Project,” dering in the GB electricity transmission network,” http://www.marketwired.com/press-release/ https ://www.gov.uk/government/uploads/system/ aeso-awards-alberta-powerline-limited-partnership- uploads/attachment_data/file/493712/Impact_ with-fort-mcmurray-west-500-kv-transmission- Assessment_-_Extending_competitive_tendering_ 1978463.htm (accessed March 16, 2017). in_the_GB_electricit___.pdf (accessed March 10, 2017). Australian Energy Regulator (2009), “Electricity Department of Trade and Industry (2007), “Government transmission,” State of the energy market, https :// Response to the joint DTI/Ofgem Consultation on www.aer.gov.au/system/files/Chapter%205%20%20 Licensing Offshore Electricity Transmission,” (Reg- Electricity%20transmission%202009.pdf (accessed ulation of offshore electricity transmission), http:// March 15, 2017). webarchive.nationalarchives.gov.uk/+/http:/www Australian Energy Market Operator (2013), “South .berr.gov.uk/files/file38705.pdf (accessed March 10, Australia–Victoria (Heywood) Interconnector 2017). Upgrade,” http://www.aemo.com.au/media/Files/ Development Bank of Jamaica, “Privatisation Policy Other/planning/RITTs/SA_VIC_Heywood_ Framework & Procedures Manual,” http://dbankjm Interconnector_Upgrade_RIT_T_PACR.pdf (accessed .com/services/ppp-and-privatisation-division/ March 16, 2017). privatisation/privatisation-policy-framework- Babcock & Brown Infrastructure (2006), “ASX procedures-manual/ (accessed March 15, 2017). Announcement. Completion of Acquisition : New Eberhard, A. (2015), “Powering Africa : Facing the Financ- England–New York Cross Sound Cable,” http://www ing and Reform Challenges”, AFD Research Paper .crosssoundcable.com/doc/Acquisition.pdf (accessed Series, No. 2016-21, February. https ://www.gsb.uct March 15, 2017). .ac.za/files/PoweringAfricaChallenges.pdf (accessed Bloomberg (2016), “Azura says Nigeria must expand March 17, 2017). grid to boost power supply,” http://www.bloomberg Eberhard, A., Gratwick, K., Morella, E., and Antmann, P., .com/news/articles/2016-01-28/azura-says-nigeria- (2016), “Independent Power Projects in Sub-­ Saharan must-expand-grid-to-boost-power-supply (accessed Africa : Lessons from Five Key Countries,” World January 12, 2017). Bank Publications, https ://openknowledge Castellano, A. Kendall, A., Nikomarov, M., and Swem- .worldbank.org/bitstream/handle/10986/ mer, T. (2015), “Brighter Africa : The growth potential 23970/9781464808005.pdf (accessed March 16, 2017). of the sub-Saharan electricity sector” (Electric Power Economic Consulting Associates (2010), “The & Natural Gas, McKinsey&Co.) www.mckinsey.com/ potential of power sector integration,”(Cahora industries/electric-power-and-natural-gas/our- Bassa. Generation case study) ESMAP, https :// insights/powering-africa (accessed March 7, 2017). openknowledge.worldbank.org/bitstream/ 112 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique handle/10986/17518/773070v30ESMAP0ora0Bassa0 IFC (2012), “Public-Private Partnership Stories. Cam- Generation.pdf?sequence=1 (accessed March 10, eroon: SONEL,” http://www.ifc.org/wps/wcm/ 2017). connect/577489804a5b844a93e59f8969adcc27/ EDM (2011), “Mozambique regional transmission PPPStories_Cameroon_SONEL.pdf?MOD=AJPERES backbone project. Non-technical summary for draft (accessed March 10, 2017). ESIA,” April, https://tinyurl.com/hxxrbss (accessed Institut de l’énergie et de l’environnement de la Fran- March 15, 2017). cophonie (2005), “Vers de nouvelles organisations Energy Sector Management Assistance Program, du secteur électrique : les réformes, les acteurs et “National Workshop Targets Kenya’s Electrification les expériences : colloques 1998–2005,” Collection Challenges,” https://www.esmap.org/node/55495 Actes 5, http://toolkits.reeep.org/file_upload/296_ (accessed March 10, 2017). tmpphpRZPikL.pdf (accessed March 10, 2017). ESMAP (2015), “Private Sector Participation in Electricity International Bank for Reconstruction and Transmission and Distribution: Experiences from Development, the World Bank, Asian Development Brazil, Peru, the Philippines, and Turkey.” Energy Bank, and Inter-American Development Bank (2014), Sector Management Assistance Program (ESMAP) “Public-Private Partnerships. Reference Guide”, knowledge series,no. 023/15;. World Bank, Wash- Version 2.0, Public-Private Infrastructure Advisory ington, DC. https ://openknowledge.worldbank.org/ Facility, http://api.ning.com/files/Iumatxx-0jz3owS handle/10986/22750 (accessed March 10, 2017). B05xZDkmWIE7GTVYA3cXwt4K4s3Uy0NtPPRgP Federal Republic of Nigeria (2016), “Sustainable Energy WYO1lLrWaTUqybQeTXIeuSYUxbPFWlysuyNI5r for All Action Agenda (SE4ALL-AA),” http://www L6b2Ms/PPPReferenceGuidev02Web.pdf (accessed .se4all.org/sites/default/files/NIGERIA_SE4ALL_ March 17, 2017). ACTION_AGENDA_FINAL.pdf (accessed March 10, International Energy Statistics. (2014), “Total Electricity 2017). Installed Capacity 2014,” https ://tinyurl.com/ Ferreira, R. (2016), “Private Participation in Transmis- hqe2nys (accessed December 2, 2016). sion Expansion: the Brazilian Model”, Presentation Kenya Electricity Transmission Company, “Transmis- from consultation workshop, Kenya. sion System Planning and Implementation: Planned Foster, V., and Briceño-Garmendia, C. (2010), “Africa’s Projects and Financing Gap,” Presentation from infrastructure. A Time for Transformation”, A consultation workshop, Kenya, (2016). co-publication of the Agence Française de Dévelop- Kerf, M., Gray, D., Irwin, T., Levesque, C., and Taylor, R. pement and the World Bank http://siteresources (1998), “Concessions for infrastructure. A guide to .worldbank.org/INTAFRICA/Resources/aicd_over their design and award,” Technical Paper no. 389, view_english_no-embargo.pdf (accessed March 16, https ://tinyurl.com/zgamefg (accessed March 13, 2017). 2017). Golumbeanu, R. and Barnes, D., “Connection Charges Kojima, M. and Trimble, C. (2016), “Making Power and Electricity Access in Sub-Saharan Africa”, World Affordable for Africa and Viable for Its Utilities,” Bank, Policy Research Working Paper 6511, (2013). World Bank Group, https ://openknowledge.world Government of India (2015), “Order No. 15/1/2013,” bank.org/bitstream/handle/10986/25091/108555 Ministry of Power, http://www.powermin .pdf?sequence=7 (accessed March 17, 2017). .nic.in/sites/default/files/webform/notices/policy_ KPMG, “The energy report: Philippines, Growth and for_incentivizing_early_Commissioning_of_ opportunities in the Philippines electric power Transmission_Project_0.pdf (accessed March 10, sector,” KPMG Global Energy Institute, 2013–2014 2017). edition, (2013). Heddenhausen, M. (2007), “Privatisation’s in Europe’s Lead2Business, “Project Details. Zambia-Tanzania- liberalized electricity markets — the cases of the Kenya Power Interconnector Project,” http://www United Kingdom, Sweden, Germany, and France,” .l2b.co.za/Project/Zambia-Tanzania-Kenya-Power- Research Unit EU Integration, https ://www Interconnector-Project/9262 (accessed March 15, .swp-berlin.org/fileadmin/contents/products/ 2017). projekt_papiere/Electricity_paper_KS_IIformatiert Littlechild, S. (2003), “Transmission regulation, .pdf (accessed March 10, 2017). merchant investment, and the experience of SNI and Hussain, M. (2015), “Republic of Mozambique — Murraylink in the Australian National Electricity Energy Sector Policy Note,” World Bank, (2015). Market”, https ://www.hks.harvard.edu/hepg/Papers/ http://documents.worldbank.org/curated/ Littlechild.Transmission.Regulation.Australia.pdf en/135711468180536987/pdf/ACS17091-REVISED- (accessed March 17, 2017). PUBLIC-Mozambique-Energy-Sector-Policy-Note Melo, E., et al., “The New Governance Structure of the .pdf (accessed March 11, 2017). Brazilian Electricity Industry: How is it Possible to IEA, “Understanding Energy Challenges in India: Introduce Market Mechanisms?”, Section 3, (2009). Policies, Players and Issues.”, (2012). PORTEFEUILLES DE PROJETS DE TEI ENVISAGÉS AU KENYA ET DANS LE POOL ÉNERGÉTIQUE DE L’AFRIQUE AUSTRALE 113 Miketa A. and Saadi, N. (2015), “Africa power sector : gov.uk/system/files/docs/2017/02/riio-et1_annual_ Planning and prospects for renewable energy,” report_2015-16.pdf (accessed March 16, 2017). (International Renewable Energy Agency), http:// Oguah, S. and Sanchez, P. (2015), “Private Sector Partic- www.irena.org/DocumentDownloads/Publications/ ipation in Transmission Systems: Making it Work. IRENA_Africa_Power_Sector_synthesis_2015.pdf Live Wire”. World Bank Group, http://documents (accessed March 1, 2017). .worldbank.org/curated/en/337861467990990322/ MIGA. “Political Risk Insurance and Credit Enhance- pdf/100989-BRI-VC-PUBLIC-ADD-SERIES-Encadré ment Solutions,” Note provided to Castalia, (2016). 393254B-Knowledge-Notes-LW52-OKR.pdf (accessed Ministry of Power of the Government of India, http:// March 10, 2017). powermin.nic.in/en/content/growth-transmission- Ouedraogo, N., “Modeling sustainable long-term sector, (accessed March 10, 2017). electricity supply-demand in Africa,” Applied Energy Mishra, S., “A Comprehensive Study and Analysis of 190, (2017): 1047–1067. Power Sector Value Chain in India, Management & Pfeifenberger, J., et al. (2014), “Contrasting Competitively- Marketing,” Challenges for the Knowledge Society, Bid Transmission Investments in the U.S. and Vol. 8, No. 1, (2013): 25–40. Abroad,” Presented at UBS conference call, http:// National Grid, Our UK Profile, http://investors.national www.brattle.com/system/news/pdfs/000/000/719/ grid.com/about-us/our-markets/uk-profile.aspx original/Contrasting_Competitively-Bid_ (accessed March 17, 2017). Transmission_Investments_in_the_U.S._and_ NEPAD-IPPF, “Zambia–Tanzania–Kenya Electricity Abroad.pdf?1408140050 (accessed March 16, 2017). Interconnection,” http://nepadippf.org/projects/ Plane, P. (2004), “Privatisation et réseaux d’électricités energy/zambiatanzaniakenyaelectricity/ (accessed en Afrique de l’Ouest”, CERDI-CNRS, Université March 15, 2017). d’Auvergne, http://publi.cerdi.org/ed/2003/2003.22 Nepal R. and Foster, J., “Electricity Networks Privatiza- .pdf (accessed March 10, 2017). tion in Australia : An Overview of the Debate,” School PPI Database, World Bank and PPIAF, ppi.worldbank.org of Economics, University of Quensland, http://www (accessed September 9, 2016). .uq.edu.au/economics/abstract/541.pdf (accessed Salcedo, F. and Porter, K., “Regulatory framework and March 16, 2017). cost regulations for the Brazilian national gird,” Final NERA Economic Consulting (2012), “US Planification du Report, RAP, (2013). transport d’électricité Arrangements–Competitive Scottish Power, “About Us,” http://www.scottishpower Procurement and Independent Planner Model. A .com/pages/sp_energy_networks.aspx (accessed report for Grid Australia,” http://www.nera.com/ March 15, 2017). content/dam/nera/publications/archive2/PUB_ South African Power Pool, “Membership,” http://www GridAustralia_1112.pdf (accessed March 16, 2017). .sapp.co.zw/members.html (accessed March 13, 2017) NGCP (2014), “Regulatory Reset of the Regulated Trans- Southern Africa Power Pool (2009), “Day Ahead Market. mission Services for 2016 to 2020: Issues Paper”. Book of rules,” http://www.sapp.co.zw/docs/ NGCP (2016), “NGCP exceeds performance targets for SAPP%20DAM%20Book%20of%20Rules%20final%20 7th straight year,” http://ngcp.ph/article-view.asp? version%20January%202009.pdf (accessed March 14, ContentID=8360 (accessed 26 September, 2016). 2017). Office of Gas and Electricity Markets (2015), “Extending Southern Africa Power Pool (2016), “Annual Report 2016,” competition in electricity transmission: arrange- http://www.sapp.co.zw/areports.html (accessed ments to introduce onshore tenders,” Consultation. March 13, 2017). Office of Gas and Electricity Markets (2015), “Integrated Starwood Energy Group (2007), “Neptune transmission Planification du transport d’électricité and Regula- system, financed by energy investors funds and tion (ITPR) Project : final conclusions,” https ://www Starwood Energy Group, begins delivering power to .ofgem.gov.uk/publications-and-updates/integrated Long Island,” http://starwoodenergygroup.com/wp- -transmission-planning-and-regulation-itpr-project- content/uploads/2014/06/6_NeptuneAnnouncement final-conclusions (accessed March 10, 2017). .pdf (accessed March 15, 2017). Office of Gas and Electricity Markets (2017), “North Sustainable Energy for all (2016), “Kenya Action Agenda,” West Coast Connections — Consultation on http://www.se4all.org/sites/default/files/Kenya_AA_ the project’s Initial Needs Case and suitability EN_Released.pdf (accessed March 14, 2017). for tendering,” https ://www.ofgem.gov.uk/ Tchatat, G., “Contribution a la preparation du rapport publications-and-updates/north-west-coast- national pour la formulation du livre blanc regional connections-consultation-project-s-initial-needs- sur l’acces universel aux services energetiques case-and-suitability-tendering (accessed March 10, integrants le developpement des energies renouve- 2017). lables et de l’efficacite energetique,” Rapport Final, Office of Gas and Electricity Markets (2017), “RIIO-ET1. Cameroun, PNUD, (2014). Annual Report 2015–2016,” https ://www.ofgem. 114 Connexions : Partenariats public-privé dans le secteur du transport d’électricité en Afrique Transmission Company of Nigeria, “Appraisal of and Guarantees), http://siteresources.worldbank.org/ Transmission Projects,” (2014). INTGUARANTEES/Resources/Azito_PFG_Note.pdf Tribal Energy and Environmental Information, “Energy (accessed March 10, 2017). Transmission in the United States.” World Bank (2001), “A guide for hiring and managing Trimble, C., Kojima, M., Perez Arroyo, I., Moham- advisors for private participation in infrastructure,” madzadeh, F. (2016), “Financial Viability of Electricity Volume 3, PPIAF, http://documents.worldbank.org/ Sectors in Sub-Saharan Africa: Quasi-Fiscal Deficits curated/en/347941468766772652/pdf/multi0page.pdf and Hidden Costs.” Policy Research Working (accessed March 10, 2017). Paper; No. 7788 http://data.worldbank.org/data- World Bank (2009), “Toolkit for PPPs in Roads and catalog/affordable-viable-power-for-africa (accessed Highways : Market Sounding,” Public-Private March 16, 2017). Infrastructure Advisory Facility, https ://ppiaf.org/ Western Link Project, “Welcome page,” http://www sites/ppiaf.org/files/documents/toolkits/ .westernhvdclink.co.uk/ and http://www.scottish highwaystoolkit/6/pdf-version/5-92.pdf power.com/pages/our_major_projects.aspx (accessed World Bank Group (2012), “International Experience March 15, 2017). World Bank (1998), “Project appraisal with Private Sector Participation in Power Grids : document on a proposed IDA guarantee of up to Peru Case Study” http://documents.worldbank.org/ US$35 million of a syndicated commercial bank curated/en/498461468000021182/pdf/101753-WP- loan to Cinergy for the Azito power project in the P146042-Encadré393265B-PUBLIC-Private-Sector- Republic de Cote d’Ivoire,” (Report No : 1 8580- Participation-in-Power-Grids-Peru.pdf (accessed IVC), http://documents.worldbank.org/curated/ March 10, 2017). en/990051468749754026/pdf/multi-page.pdf World Bank (2014), “Project appraisal document on a (accessed March 10, 2017). proposed grant in the amount of SDR13.2 million World Bank (1998), “Project appraisal document on a to the Southern Africa Power Pool for a Southern proposed IDA guarantee of up to US$35 million Africa Power Pool (SAPP) — Program for accelerating of a syndicated commercial bank loan to Cinergy transformational energy projects,” (Report No : for the Azito power project in the Republic de Cote 86076-AFR), October 2014, http://documents d’Ivoire,” (Report No : 1 8580-IVC), http://documents .worldbank.org/curated/en/988471468002999129/ .worldbank.org/curated/en/990051468749754026/ pdf/860760PAD0P126010Encadré385343B00OUO090 pdf/multi-page.pdf (accessed March 10, 2017). .pdf (accessed March 15, 2017). World Bank (1999), “Sub-Saharan Africa Benefits from the first IDA Guarantee for Azito,” (Project Finance