Rapport No. 115232-ZR République Démocratique du Congo Revue de la Gestion des Dépenses Publiques et de la Responsabilisation Financière Accroître l’Efficacité et l’Efficience du Secteur Public pour Promouvoir la Croissance et le Développement (En Deux Volumes) Volume II Septembre 2017 Département de la Gestion Macroéconomique et Budgétaire Région Afrique Document de la Banque mondiale Regional Vice President: Makhtar Diop Country Director: Ahmadou Moustapha Ndiaye Senior Global Practice Director: Carlos Felipe Jaramillo Practice Manager : Yaye Seynabou Sakho Task Team Leader: Chadi Bou-Habib Ce travail a été effectué par une équipe de la Banque mondiale comprenant Messieurs Chadi Bou-Habib et Emmanuel Pinto-Moreira (Economistes en Chef et Coordonnateurs des Programmes Croissance Equitable, Finances et Institutions), Madio Fall (Spécialiste Principal en Eau et Assainissement), Thomas Maketa (Spécialiste en Eau et Assainissement Secteur de l’Eau), José Francisco Perez Caceres (Spécialiste en Energie) et Franck Adoho (Economiste Principal, Pauvreté). L’équipe a travaillé sur la base de la contribution de Messieurs Charles Tribèche, consultant expert du secteur de l’eau et André Kabwé consultant expert du secteur de l’électricité. L’équipe a bénéficié des conseils de M. Jean-Christophe Carret et M. Laurent Debroux (Coordonnateurs des Programmes de Développement Durable), et de l’encadrement de M. Albert Zeufack et M. Kevin Carey (Directeur et Directeur par Intérim, Macroéconomie et Finances Publiques, Grands Lacs et Afrique de l’Est), de Mme Yaye Seynabou Sakho (Directrice, Macroéconomie et Finances publiques, Afrique Centrale) et de M. Ahmadou Moustapha Ndiaye, Directeur des Opérations (République Démocratique du Congo, République du Congo et République Centrafricaine). Raphaël Torquebiau (Consultant) a assuré la correction et la relecture du document. Louise Engulu (Spécialiste Principale en Communication) a développé le plan de communication, et Balume Alpha Abonabo (Assistant d’Equipe) a assuré la logistique à Kinshasa. Table des Matières RÉSUMÉ DE L’ANALYSE ................................................................................................................. i CHAPITRE 1 : REVUE DES DÉPENSES PUBLIQUES DANS LE SECTEUR DE L’EAU EN MILIEU URBAIN ............................................................................................................................... 1 Section 1 : La Situation du Secteur de l’Eau en Milieu Urbain en RDC ........................................ 2 I. Le Périmètre de la Revue de la Dépense Publique dans le Secteur de l’Eau ............................ 2 II. Le Cadrage Institutionnel .......................................................................................................... 4 III. Le Diagnostic et le Plan d’Action de 2007 ............................................................................... 5 IV. La Contractualisation entre l’État et la REGIDESO ................................................................. 6 V. Les Objectifs du Secteur de l’Eau ............................................................................................. 7 VI. Situation du Secteur au Regard des Meilleures Pratiques en Afrique Sub-Saharienne ............ 8 Section 2 : Accès à l’Eau, Qualité du Service et Efficacité du Secteur ........................................... 9 I. Les Accès à l’Eau et à l’Assainissement ................................................................................... 9 A. Les Accès à l’Eau...................................................................................................................... 9 B. Les Accès à l’Assainissement ................................................................................................. 12 II. La Qualité du Service Fourni aux Usagers ............................................................................. 12 III. Les Indicateurs d’Efficacité et de Développement du Service Public .................................... 13 Section 3 : Les Indicateurs d’Efficience et d’Exploitation du Service Public ............................... 14 I. Évolution des Indicateurs d’Exploitation du Secteur .............................................................. 14 II. Charges de Personnel et Impact sur le Déficit de la REGIDESO ........................................... 16 A. Charges de personnel et Productivité Financière de la REGIDESO ....................................... 16 B. L’Augmentation des Tarifs : Solution au Déficit de la REGIDESO ? ................................... 18 III. Performance de la REGIDESO et Relations avec l’État ......................................................... 18 Section 4 : La Dépense Publique dans le Secteur de l’Eau ........................................................... 19 I. Les Intervenants dans les Investissements en Milieu Urbain.................................................. 20 II. Les Investissements depuis 2006 ............................................................................................ 21 A. Les Investissements en Milieu Urbain .................................................................................... 21 B. Quelques Données sur la Dépense AEPA en Milieu Rural .................................................... 24 C. Les Plans de Renouvellement et les Schémas Directeurs ....................................................... 26 D. Les Conditions de Mise en Œuvre des Investissements en Milieu Urbain ............................. 26 III. La Maintenance des Infrastructures ........................................................................................ 27 A. L’Organisation des Opérations de Maintenance à la REGIDESO .......................................... 27 B. Coûts de la Maintenance Électromécanique et des Réseaux .................................................. 29 C. Résultats Obtenus par la Maintenance .................................................................................... 30 Section 5 : La Pertinence, l’Efficacité, l’Efficience et l’Équité de la Dépense ............................. 32 I. La Pertinence de la Dépense ................................................................................................... 33 II. L’Efficience et l’Efficacité de la Dépense .............................................................................. 33 III. L’Équité de la Dépense ........................................................................................................... 34 IV. L’Évolution du Cadre Institutionnel ....................................................................................... 35 Section 6 : Proposition d’un Programme d’Investissement Quinquennal ..................................... 36 I. Les Objectifs du Programme .................................................................................................. 37 II. Scénarios et Évaluation des Coûts du Programme d’Investissement...................................... 39 III. Financement du Programme et Arbitrage sur les Priorités ..................................................... 42 IV. Arbitrage, Priorités et Économie Politique ............................................................................. 43 CHAPITRE 2 : REVUE DES DÉPENSES PUBLIQUES DANS LE SECTEUR DE L’ÉLECTRICITÉ .............................................................................................................................. 45 Section 1 : Caractéristiques et Résultats du Secteur de l’Electricité en RDC ............................... 45 I. Principales Composantes du Secteur Electrique en RDC ....................................................... 45 A. Production ............................................................................................................................... 46 B. Transport de l’Energie Electrique ........................................................................................... 49 C. Distribution de l’Energie Electrique ....................................................................................... 52 II. La Maintenance....................................................................................................................... 55 III. Facturation, Recouvrement et Situation des Créances de la SNEL ........................................ 57 A. Problèmes de Facturation........................................................................................................ 58 B. Tarification et Accumulation des Créances et des Arriérés .................................................... 58 C. Améliorations Timides et Pistes de Redressement ................................................................. 60 IV. Un Secteur qui Reste en Deçà des Besoins du Pays ............................................................... 61 A. État des Lieux ......................................................................................................................... 61 B. Objectifs de Développements Durables et d’Investissements dans l’Energie ........................ 62 C. Accès à l’Énergie et à l’Électrification, et Évolution de la Demande ..................................... 63 Section 2 : Cadre Légal et Institutionnel ....................................................................................... 65 I. Cadre Légal Régissant le Secteur de l’Electricité en RDC ..................................................... 66 A. La Loi du 17 Juin 2014 et son Application ............................................................................. 66 B. Cadre Légal Régissant la SNEL et Options de Réforme ........................................................ 67 C. Vers l’Elargissement du Cadre Légal ..................................................................................... 69 D. Partenariat Public-Privé et Entrée des Privés dans le Secteur................................................. 70 II. Cadre Institutionnel du Secteur ............................................................................................... 72 III. Les Défis Institutionnels que Pose le Développement du Secteur .......................................... 73 A. La Phase de Stabilisation et de Redressement de la SNEL ..................................................... 73 B. La Phase de Restructuration de la SNEL ................................................................................ 75 C. Problématiques Spécifiques : Réseaux isolés, Production Locale et Rurale, et Inga-III ........ 77 Section 3 : Analyse de la Dépense Publique dans le Secteur de l’Electricité ............................... 77 I. Niveaux et Caractéristiques de la Dépense Publique dans le Secteur de l’Electricité ............ 78 A. Une Dépense Publique Insuffisante pour les Besoins du Pays ............................................... 78 B. Coûts d’Exploitation et d’Entretien ........................................................................................ 79 II. Le Financement du Secteur et les Problèmes de Traçabilité et de Cohérence ........................ 80 A. Financement des Divers Plans d’Investissement depuis 2006 ................................................ 80 B. Production, Facturation et Recouvrement : à la Recherche d’un Equilibre Financier ............ 82 III. A qui Profitent les Subventions ?............................................................................................ 84 A. Subventions ou Coûts Cachés ? .............................................................................................. 84 B. Une Structure Tarifaire et des Subventions Fortement Régressives ....................................... 85 Section 4 : L’efficacité, l’Equité, l’Efficience, et le Rôle fondamental de l’Augmentation de la Production ..................................................................................................................................... 86 I. L’Efficacité Technique, Economique et Sociale de la Dépense sur l’Électricité.................... 87 A. L’Efficacité Technique du Service d’Electricité en RDC ....................................................... 87 B. L’Efficacité Economique ........................................................................................................ 90 C. Efficacité sociale, faible accessibilité et couverture ............................................................... 90 II. L’Inefficience du Service d’Electricité et ses Conséquences ................................................. 92 A. L’Inefficience du Service d’Electricité et le Faible Recouvrement des Coûts ....................... 92 B. Les Inefficiences Economiques et Sociales Associées aux Défaillances du Service Electrique 94 III. Augmenter la Production et l’Efficacité du Secteur, Préalables à sa Viabilité et à l’Amélioration de l’Equité. .................................................................................................................................... 95 Section 5 : Les Besoins, les Programmes et les Capacités Opérationnelles et Financières........... 96 I. La Réponse aux Besoins : Choix Minimaux ou Programmes Ambitieux ? ............................ 97 A. Choix Minimaux : Augmenter l’Efficacité du Service pour la Base d’Abonnés Actuels....... 97 B. Programmes Ambitieux : Electrification Rapide en vue de l’Objectif de l’Emergence ......... 98 C. Solutions Intermédiaires et Rôle de la SNEL ......................................................................... 99 II. Problèmes de Capacité Opérationnelle et de Remise à Niveau .............................................. 99 III. L’Analyse Prévisionnelle des Ressources Financières ......................................................... 100 MATRICES DES RECOMMANDATIONS ................................................................................... 102 I. Domaine de l’eau en Milieu Urbain...................................................................................... 102 II. Domaine de l’Energie Electrique .......................................................................................... 107 ANNEXES ....................................................................................................................................... 109 BIBLIOGRAPHIE ........................................................................................................................... 121 Liste des Graphiques Graphique 1.1 : Objectifs d’Accès à l’Eau et à l’Assainissement et Données de l’Enquête EDS .......... 8 Graphique 1.2. Charges de Personnel et CA ......................................................................................... 17 Graphique 1.3. Disponibilité et Utilisation des Capacités de Production.............................................. 31 Graphique 1.4. Évolution du Rendement de Facturation depuis 2005 (Ensemble de la REGIDESO) . 31 Graphique 2.1. Réseau Electrique de la RDC ....................................................................................... 47 Graphique 2.2. Investissements Extérieurs et Investissements Propres (en CDF) ................................ 82 Graphique 2.3. Afrique Subsaharienne : Tarifs Effectifs Appliqués aux Consommateurs Résidentiels par Niveau de Consommation (Centimes de Dollar/kWh) .......................................................................... 86 Graphique 2.4. Pourcentage des Entreprises Identifiant un Problème Donné comme l’Obstacle Principal à leur Développement ............................................................................................................................ 90 Graphique 2.5. Pourcentage des Entreprises Identifiant un Problème Donné comme l’Obstacle Principal à leur Développement - Par Taille d’Entreprise (Nombre d’Employés) ............................................... 91 Graphique 2.6. Pertes en Lignes des Sociétés d’Electricité en ASS en 2008 (en% de l’Energie Transmise) ............................................................................................................................................. 93 Graphique 2.7. Niveau de l’Offre et de la Demande en Energie Electrique dans le Secteur Minier (MW) ............................................................................................................................................................... 94 Liste des Tableaux Tableau 1.1. La REGIDSO SARL en quelques Chiffres - Exercice 2013 .............................................. 3 Tableau 1.2. Le Cadre Organique du Secteur de l’Eau ........................................................................... 4 Tableau 1.3. Comparaison de la RDC à d’Autres Pays de l’ASS ........................................................... 8 Tableau 1.4. Approvisionnement en Eau Potable en % du Nombre de Ménages ................................. 10 Tableau 1.5. Accès à des Systèmes d’Assainissement Améliorés en% du Nombre de Ménages enquêtés 1-2-3 ...................................................................................................................................................... 12 Tableau 1.6. Démographie et Développement des Infrastructures d’Eau entre 2006 et 2013 .............. 14 Tableau 1.7. Évolution des Principaux Indicateurs d’Exploitation entre 2006 et 2013 ........................ 15 Tableau 1.8. Factures d’eau de l’État, paiements et impayés depuis le 1er janvier 2012 en Md FC ..... 15 Tableau 1.9. Évolutions des Charges de Personnel et du Tarif Moyen entre 2011 et 2013 .................. 16 Tableau 1.10. Réalisations 2006, 2013 et Objectifs du Contrat de Performance .................................. 19 Tableau 1.11. Investissements – Répartition des Tâches Techniques entre Intervenants ..................... 20 Tableau 1.12. Les Investissements dans le Secteur de l’Eau en Milieu Urbain Entre 2006 et 2013 ..... 22 Tableau 1.13. Exécution du Programme d’Investissement dans les Infrastructures 2010-2015 –Par Province ................................................................................................................................................. 22 Tableau 1.14. Financement du Programme d’Investissement dans les Infrastructures 2010-2015 en USD ............................................................................................................................................................... 23 Tableau 1.15. Les Activités du Programme d’Investissement dans les Infrastructures 2010-2015 ...... 23 Tableau 1.16. La Composante B du PEMU « Soutien à la Réforme du Secteur, Renforcement de Capacité et Amélioration de la Gouvernance » ..................................................................................... 24 Tableau 1.17. Principaux Projets et Financements de l’AEPA en Milieu Rural ................................... 25 Tableau 1.18. Évaluation de l’Effet des Investissements AEPA en Milieu Rural ................................ 25 Tableau 1.19. Dépenses dans les Systèmes AEP (et Assainissement pour le Rural) - 2006 et 2013 .... 25 Tableau 1.20. Les Schémas Directeurs Disponibles à la REGIDESO .................................................. 26 Tableau 1.21. Coût de la Remise à Niveau de la Maintenance Electromécanique ............................... 28 Tableau 1.22. Coût de la Remise à Niveau de la Maintenance des Réseaux ........................................ 28 Tableau 1.23. Charges de Maintenance Courante Budgétisées, Réalisées et Nécessaires .................... 29 Tableau 1.24. Coûts Annuels Moyens des Renouvellements et des Grosses Réparations des Infrastructures - Evaluations ................................................................................................................. 30 Tableau 1.25. Taux de Réparation des Réseaux et des Branchements .................................................. 32 Tableau 1.26. Eau - Investissent par Habitant en Milieu Rural et Urbain entre 2006 et 2013 .............. 35 Tableau 1.27. Principales Hypothèses Adoptées pour les Scénarios d’Investissement ........................ 39 Tableau 1.28. Trois Scénarios du Programme d’Investissement Quinquennal – Ensemble de la REGIDESO ........................................................................................................................................... 40 Tableau 1.29. Trois Scénarios du Programme d’Investissement Quinquennal – « 3 centres » ............. 41 Tableau 1.30. Les Programmes d’Investissement 2016-2020 à Mettre en Ouvre Faute de Redressement Financier de la REGIDESO .................................................................................................................. 42 Tableau 1.31. Synthèse des Programmes d’Investissement en vue d’Atteindre un Taux d’Accès de 70% à l’Eau et l’Assainissement au Niveau National au bout de Cinq Ans.................................................. 43 Tableau 1.32. Synthèse des Arbitrages et des Eléments à Prendre en Compte pour la Prise de Décision ............................................................................................................................................................... 44 Tableau 2.1. Capacité Installée et Disponible de Production d’Énergie Électrique en RDC ................ 46 Tableau 2.2. Principaux Indicateurs de Production Hydroélectriques dans le Système Electrique de la SNEL ..................................................................................................................................................... 48 Tableau 2.3. Données et Indicateurs Techniques du Transport ............................................................. 50 Tableau 2.4. Indicateurs de Distribution de la Ville de Kinshasa ......................................................... 53 Tableau 2.5. Indicateurs de Distribution en Provinces .......................................................................... 54 Tableau 2.6. Coûts Cumulés sur la Base des Charges 2012 .................................................................. 59 Tableau 2.7. Prix de vente de l’électricité suivant les Arrêtés de 2009 et 2012 .................................... 59 Tableau 2.8. Indicateurs Commerciaux ................................................................................................. 60 Tableau 2.9. Projection de la Demande d’Electricité en RDC .............................................................. 65 Tableau 2.10. Mesures d’Application de la Loi 14-001 du 17 Juin 2014 ............................................. 68 Tableau 2.11. Partenariats SNEL-Privés Opérationnels ........................................................................ 71 Tableau 2.12. Coûts opératoires et de maintenance (en dollars US, sauf spécifié autrement) .............. 80 Tableau 2.13. Afrique Subsaharienne : dépenses énergétiques par habitant des ménages par quintile (valeurs PPP Parité Pouvoir d’Achat de 2005, moyenne de l’échantillon) ........................................... 85 Tableau 2.14. Indicateurs de Performance de la SNEL, 2008-2015 ..................................................... 88 Tableau 2.15. Hypothèse de Développement Réaliste avec Choix Minimaux.................................... 100 Tableau 2.16. Hypothèse de développement optimiste avec programmes ambitieux ......................... 101 Liste des Encadrés Encadré 1.1. Impact des Corvées d’Eau sur l’Education et la Sécurité des Filles .................................. 1 Encadré 1.2. Synthèse des Conclusions et des Recommandations de l’Étude de 2007 .......................... 6 Encadré 1.3. Définitions OMS et OMD Concernant l’Eau Potable ...................................................... 11 Encadré 1.4. Points de Vente et Taux de Facturation ............................................................................ 15 Encadré 1.5. Le Rôle de l’Exploitation dans les Spécifications des Appels d’Offres ........................... 21 Encadré 1.6. Le Projet PILAPEP .......................................................................................................... 38 Encadré 2.1. Le Système de Production d'Électricité en RDC .............................................................. 49 Encadré 2.2. Le Réseau de la SNEL : Multiplicité des Défaillances et des Actes de Vandalisme ....... 50 Encadré 2.3. Les Projets et Financements Externes des Investissements dans l’Énergie Électriques en RDC ....................................................................................................................................................... 81 Encadré 2.4. Les Stratégies de Gestion dans le Plan d’Entreprise 2012-2016 de la SNEL .................. 83 Liste des Abréviations « 3 centres » : Kinshasa, Lubumbashi et CODESI : Commission interministérielle de Matadi Développement du Site d’Inga ADEPI : Agence pour le Développement et la COPIREP : Comité de Pilotage des promotion d’Inga Entreprises Publiques ADG : Administrateur Délégué Général de la DDR : Direction du Développement et de la REGIDESO Réhabilitation ADIR : Action pour le Développement des DEQ : Direction des Équipement Infrastructures en Milieu Rural (ONG) ADT : Administrateur Délégué Technique DEX : Direction de l’Exploitation AEP : Alimentation en Eau Potable DFID : Department For International Development (aide au développement britannique) AEPA : Alimentation en Eau Potable et DSCRP / DSCRP2 : Document de Stratégie Assainissement de Croissance et de Réduction de la Pauvreté / 2ème génération AFD : Agence Française de Développement Enquête 1-2-3 : Résultats de l’enquête sur l’emploi, le secteur informel et sur la consommation des ménages/2012 AIEA : Agence Internationale de l’Énergie FC : Franc congolais (1USD = 928 FC) Atomique AMP : Accord des Mécanismes de Paiement FIE : Fonds d’Investissement et d’Exploitation (du contrat de service) ASS : Afrique Sub-Saharienne FRIPT : Fiabilisation et Réhabilitation des Infrastructures de Production et des réseaux de Transport ASUREP : Association d’Usagers de Réseaux GMAO : Gestion de Maintenance Assistée par d’Eau Potable Ordinateur BAD : Banque Africaine de Développement GIZ : Agence allemande de coopération internationale BADEA : Banque Arabe pour le HT : Haute Tension Développement Économique pour l'Afrique BE : Bureau d’Études (Maître d’Œuvre) INS : Institut National de la Statistique BF : Borne- Fontaine IO : Instances Officielles BT : Basse Tension IOTA : Installation, Ouvrage, Travaux et Activité CATE : Cellule d’Appui technique à l’Énergie JICA : Agence Japonaise de Coopération Internationale CEP-O : Cellule d’Exécution des Projets Eau KFW : Banque allemande (Kreditanstalt Ffür (REGIDESO) Wiederaufbau) CNAEA : Comité National d’Action de l’Eau MAED : Modèle d’Analyse de la Demande et de l’Assainissement Energétique Mm3 : Millions de Mètres Cubes MSF : Médecins Sans Frontières MT : Moyenne Tension ODD : Objectifs de Développement Durable OMD : Objectifs du Millénaire pour le Développement PEASU : Projet Eau et Assainissement en milieu Semi- Urbain PEMU : Programme Eau en Milieu Urbain PEPUR : Projet d’Électrification Périurbaine et Rurale PILAEP : Promotion de modalités Innovantes pour l’Accès à l’Eau Potable PMEDE : Projet de Marché d'Électricité pour la consommation Domestique et à l'Exportation PME-PMI : Petites et Moyennes Entreprises (Industries) PN-AEPA : Plan National d’Alimentation en Eau Potable et Assainissement PPTE : Pays Pauvre Très Endetté PV : Points de Vente PVR : Point de Vente à Récupérer (point de livraison inactif) PVS – AC : Point de Vente en Service Avec Compteur PVS – SC : Point de Vente en Service Sans Compteur PVS : Point de Vente en Service RDPF : Revue de la Gestion des Dépenses Publiques et de la Responsabilisation Financière ROC : Résidences Officielles du Chef de l’État SAPMP : Projet du Marché d’Électricité en Afrique Australe SE4All : Initiative Énergie Durable pour Tous SIG : Système d’Information Géographique SINELAC : Société Internationale d'Électricité des pays des Grands Lacs SNEL : Société Nationale d’Électricité TIC : Technologies de l’Information et de la Communication RÉSUMÉ DE L’ANALYSE i. L’effet négatif du choc des matières premières sur la République Démocratique du Congo (RDC) souligne la nécessité pour le pays de diversifier son économie. La croissance en RDC s’est ralentie à près de 2,2% du Produit Intérieur Brut (PIB) en 2016, devenant même négative par tête. Les recettes publiques ont baissé à moins de 11% du PIB en 2016 (contre plus de 13,5% en 2015) ainsi que les réserves à 845 millions de dollars US en décembre 2016 (contre 1,4 milliard fin 2015). La monnaie nationale s’est dépréciée de 29% et l’inflation a atteint 5,7% en moyenne (1,3% en 2015). Ce choc arrive sur fond de faiblesse des indicateurs sociaux et de développement humain avec notamment une espérance de vie faible (58 ans), une pauvreté élevée et touchant 64% de la population et un taux d’informalité élevé (95% de la main-d’œuvre). Ce choc trouve son origine dans un niveau élevé des exportations (35% du PIB) qui sont concentrées par produit (81% cuivre et cobalt) et par destination (40% vers la Chine) et souligne la nécessité pour la RDC de diversifier son économie. ii. Sortir de la vulnérabilité et mettre le pays sur la voie du développement durable imposent de traiter les goulots d’étranglement dans l’infrastructure et le capital humain. L’accumulation du capital physique et du capital humain est nécessaire pour le développement durable de la RDC et la diversification de son économie. Ainsi, ce document complète le travail du Volume 1 de la Revue des Dépenses Publiques et de la Responsabilisation Financière (RDPF, 2015) pour la RDC qui a couvert les secteurs de l’éducation, de la santé et du transport routier, et porte sur les secteurs de l’eau en milieu urbain et de l’électricité. Nous observons pour chacun de ces secteurs d’immenses besoins d’un côté et une dépense insuffisante, inefficace et inefficiente de l’autre. Les dysfonctionnements du cadre légal et administratif, du processus budgétaire et du système de passation des marchés contribuent largement à maintenir une situation sous-optimale. Par conséquence, les deux secteurs constituent autant de goulots d’étranglement pour le développement économique et social de la RDC. Les Evolutions au Niveau du Secteur de l’Eau en Milieu Urbain iii. Les dysfonctionnements du secteur de l’eau et de l’assainissement contribuent aux mauvaises conditions de santé et ont un coût humain pour la population congolaise. En RDC, le taux de mortalité infanto-juvénile (0-5 ans), de 104 décès pour 1 000 naissances, est l’un des plus élevés au monde. L’émaciation et l’insuffisance pondérale touchent respectivement 8% et 23% des enfants, et n’ont pas enregistré de progrès notables entre 2007 et 2013-20141. Le paludisme prévaut fortement dans le pays, avec 23% des enfants de moins de cinq ans testés positifs, et il continue de représenter plus de 40% des causes de mortalité infantile. De plus, la recherche d’eau pour le ménage se fait souvent au détriment de l’éducation des jeunes, notamment les filles qui peuvent faire l’objet de violences lors de la corvée d’eau (voir Encadré 1.1). Ces conditions de santé et de développement dramatiques sont en partie dues à un accès difficile à l’eau potable et à des ouvrages d’assainissement peu développés. 1 Sources : ENSEF (1997), MICS (2001 et 2010), EDS (2007 et 2013-2014). i iv. Cette situation résulte notamment de l’insuffisance de ressources financières et des problèmes de gestion des sociétés et des administrations publiques du secteur de l’eau. Dans un pays qui dispose d’importantes ressources en eau, la situation sous-optimale du secteur de l’eau et de l’assainissement est le résultat direct de l’insuffisance des allocations en ressources financières et des déficiences des sociétés publiques chargées du secteur. Ainsi, il devient nécessaire de dresser un bilan des dépenses faites au cours des cinq dernières années et de leurs effets sur la performance du secteur, et d’en déduire des recommandations de nature à améliorer l’efficacité des dépenses futures. Bien que ciblée sur le milieu urbain, l’analyse mentionne les données disponibles pour le secteur de l’eau en milieu rural et de l’assainissement afin de les mettre en perspective avec celles relatives au milieu urbain. v. Le rétablissement de l’équilibre financier de la REGIDESO est indispensable pour assurer l’exploitation et la pérennité des installations. L’équilibre financier pourrait être obtenu à tarif constant mais pour cela, il faudrait : (i) développer l’activité dans l’état actuel des infrastructures de façon à reconquérir une partie des points de vente inactifs, notamment en réduisant les pertes d’eau et en rétablissant la continuité du service de distribution, (ii) améliorer les performances du taux de facturation et de la facturation sur la base de consommations comptées2, du taux de recouvrement des créances des clients et de la productivité physique et financière des agents, (ii) mettre en œuvre les opérations de remise en ordre du fichier clients (ratissage), (iii) maîtriser les charges de personnel afin que leur augmentation ne dépasse pas celle du chiffre d’affaires, ce qui exige la révision de la convention collective pour faire du salaire de base l’essentiel de la rémunération des agents et renoncer à l’accroissement excessif et automatique de la rémunération dans toutes ses composantes,3 et (iv) s’assurer que l’État respecte l’engagement qu’il a pris en signant le contrat de performance avec la REGIDESO et qui consiste à « payer mensuellement les consommations d’eau des instances officielles et des ayants droit » (article 11 du contrat de performance). vi. Le paiement par l’État et les ayants droit de leurs dus à la REGIDESO permettrait de débloquer sa situation financière et d’améliorer la maintenance. L’État subordonne ses paiements à la REGIDESO à l’usage final qu’elle en ferait. La REGIDESO pourrait souscrire à cette procédure inhabituelle dans la relation entre un client et son fournisseur pour débloquer les paiements de l’État. Ainsi, la REGIDESO pourrait prendre l’engagement d’affecter les paiements au financement des charges courantes d’exploitation. L’ordre de priorité pourrait être le suivant : les produits de traitement, l’électricité, les pièces de réparation et de rechange pour la maintenance des infrastructures et les charges de mobilité des agents d’exploitation et 2 Conformément au contrat de performance (article 19), la REGDESO est censée poser 250 000 compteurs approvisionnés depuis 2012 dans le cadre du PEMU. Cela rendrait la facturation plus équitable, moins contestable et, favoriserait le recouvrement. 3 Cette révision est prévue à l’article 20.4 du contrat de performance. Cependant , les oppositions à la révision de la convention collective sont très fortes de la part des syndicats, qui entendent conserver des avantages acquis, même s’ils sont excessifs au regard de la situation financière du secteur. De son côté, la direction générale redoute des troubles sociaux et évite de toucher à la convention collective. ii de maintenance. Les paiements des factures d’eau des instance officielles (IO) et des ayants droit seraient, dans ce cas, versés sur un fonds spécial strictement réservé à ces opérations. De plus, le solde de ce compte devra toujours être positif, son éventuel excédant pouvant être régulièrement reversé dans la trésorerie générale de la REGIDESO. vii. Un plan d’action prioritaire concernant toutes les directions de la REGIDESO doit être mis en œuvre pour réduire les pertes d’eau. Ce plan doit impliquer la direction générale et être doté d’organes de gestion particuliers (Comité de pilotage, comité opérationnel et correspondants). La REGIDESO pourrait s’inspirer des organisations mises en place au Sénégal et au Burkina Faso, et qui donnent des résultats probants. Un tel comité de réduction des pertes avait été mis en œuvre à la REGIDESO en 2010, mais il a cessé de fonctionner. Par ailleurs, le rétablissement de la continuité de la distribution pourrait accroître le nombre de points de vente actifs et le volume d’eau facturé. Ainsi, il serait possible de réactiver les points de vente des abonnés qui sont aujourd’hui solvables pour les factures d’eau mais qui ne sont pas en mesure d’assumer l’accumulation des impayés antérieurs. Ces points de vente à réactiver peuvent être identifiés à l’occasion d’enquêtes, dites de ratissage (visite systématique des parcelles), dont la REGIDESO à l’expérience. viii. La mise en place du contrat de performance entre l’État et la REGIDESO devrait être auditée régulièrement4. L’audit permettra de fournir à l’État et à ses partenaires financiers l’assurance que toutes les clauses du contrat sont appliquées par les parties et que les données et les indicateurs fournis et/ou calculés par la REGIDESO sont sincères, exhaustifs et vérifiables. L’auditeur devra également s’assurer que les objectifs assignés à la REGIDESO et à l’État sont atteints et, s’ils ne le sont pas, examiner les causes de l’écart, ses conséquences et proposer un plan d’action de nature à combler l’écart. L’audit devra également porter sur la revue de la mise à jour du modèle financier qui doit être faite annuellement en application de l’article 21.6 du contrat de performance. Un tel audit est de nature à améliorer l’efficience de la REGIDESO. ix. Le modèle technico-financier de la REGIDESO devrait être mis à jour et utilisé. Le modèle technico-financier de la REGIDESO, réalisé en 2012, pourrait être extrêmement utile pour quantifier l’incidence de l’évolution des performances de la société et des investissements dans les infrastructures sur son équilibre financier. Ce modèle n’a pas d’usage actuellement et n’a jamais été mis à jour, ni audité depuis sa création5. La mise à jour devrait se faire à travers une assistance technique dispensée par le concepteur du modèle. Ce dernier pourrait, à cette occasion, compléter la formation des agents de la REGIDESO à la mise à jour et à l’exploitation du modèle. 4 Le COPIREP qui est la structure en charge de réformer les sociétés publiques a déjà développé des outils pour la réforme de la REGIDESO (contrats en place, auditeur, …). Ce document n’a pas exploré les blocages éventuels des réformes qui pourraient provenir au niveau de l’Etat, de la REGIDESO ou du COPIREP. Le document n’a pas non plus analysé l’acceptabilité ou non de la réforme par le personnel cadre de la REGIDESO. 5 Une tentative de mise à jour a été faite au début du mois de décembre 2014 mais elle n’a pas abouti. iii x. La réhabilitation, les ouvrages et les investissements nouveaux doivent être effectués par la REGIDESO ou, à défaut, être définis et supervisés par cette dernière. Les projets de réhabilitation/renouvellement des ouvrages de production et de pompage ainsi que ceux des réseaux et des branchements doivent être définis par la REGIDESO qui seule détient les données d’exploitation permettant de cibler, en connaissance de cause, les travaux de réhabilitation les plus pertinents. Pour les réseaux et les branchements, la REGIDESO doit mettre en œuvre la méthodologie définie par le contrat de service au titre de son produit nº5. Un bureau d’études peut être recruté pour la mise en forme du dossier d’appel d’offres, mais la consistance et la localisation des travaux doivent être définies par la REGIDESO. xi. Le gouvernement pourrait lancer un programme visant, sous son scénario optimiste, à atteindre un taux d’accès à l’eau potable et à l’assainissement de 70%. La feuille de route du secteur de l’eau vise un taux d’accès à l’eau potable et à l’assainissement de 70%. Cela exigerait un investissement de 3,5 milliards de dollars US sur 5 ans, dont 1,2 milliard pour le périmètre de la REGIDESO, et uniquement pour l’eau potable. Au cas où la REGIDESO et l’État ne parviennent pas à réunir ce montant, les solutions alternatives ne doivent pas se substituer à la remise à niveau les infrastructures de la REGIDESO, et doivent tenir compte du rendement de la dépense, de son équité, de son efficacité et des dimensions d’économie politique. xii. La remise à niveau des infrastructures des services d’eau est une priorité car c’est un préalable au redressement de la REGIDESO. Celle-ci doit donc définir un plan de renouvellement et de réhabilitation détaillé, notamment pour les canalisations et les branchements, à l’horizon de 5 ans glissants, pour chacun de ses centres 6. Dès lors que ce programme aura été défini, il sera possible d’en extraire des projets rapidement réalisables, après un éventuel recours à des bureaux d’études, limité à la mise en forme des dossiers de projet. Les Evolutions au Niveau du Secteur de l’Energie Electrique xiii. La RDC regorge de potentialités d’énergies électriques abondantes et variées. Les ressources énergétiques abondantes de la RDC sont un atout majeur pour le pays et le reste du monde. En effet, la RDC dispose : (i) de ressources hydrauliques avec un potentiel de plus de 100 GW ; (ii) de charbon minéral avec des réserves estimées à 720 millions de tonnes ; (iii) de pétrole avec des réserves estimées à 1,5 milliard de barils, (iv) de gaz méthane, principalement dans le Lac Kivu, avec des réserves de près de 50 millions de m3 ; (v) de minerai d’uranium avec des réserves estimées à 1 800 tonnes ; (vi) de schistes bitumineux et de sables asphaltiques dont les réserves restent à estimer ; (vii) d’un potentiel solaire dont la bande d’ensoleillement est située entre 3 500 et 6 000 Wc/m2/j ; et (viii) d’une biomasse importante avec plus de 155 millions d’hectares de forêts. 6 L’établissement d’un tel programme de renouvellement est prévu par le projet de contrat de concession de la REGIDESO (article 31). iv xiv. Paradoxalement, la RDC demeure à l’heure actuelle, l’un des pays avec un des taux d’accès à l’électricité les plus faibles au monde. Le rapport entre la population électrifiée et la population totale du pays est parmi les plus faibles au monde et ne dépasse pas 15,2%7. En effet, le taux d’accès moyen au Maghreb est estimé à 99%, tandis que celui de l’Afrique subsaharienne (ASS) est estimé à 31%. La consommation finale d’électricité par habitant est très faible, de l’ordre de 0,11 MWh/tête, loin derrière la moyenne de l’ASS de 0,59 MWh/tête et mondiale de l’ordre de 2,97 MWh/tête. Ce faible niveau entrave sérieusement le progrès du pays, étant donné le rôle moteur de l’énergie électrique pour le développement. xv. L’électricité distribuée en RDC ne suffit pas à assurer les objectifs de développement économique et social du pays. La situation du système électrique de la RDC n'est guère satisfaisante. Les capacités existantes sont insuffisantes et sont souvent défaillantes en raison du manque de maintenance préventive lié à la faiblesse de la trésorerie de la Société Nationale d’Électricité (SNEL). Le taux de recouvrement des factures de la SNEL reste faible et la non couverture du coût de revient par le prix de vente constitue toujours un frein à la remise sur pied de la compagnie. En effet, les prix administrés par la SNEL peinent à couvrir les coûts, et les révisions périodiques des tarifs se font attendre. Or, les ressources énergétiques, notamment électriques, en quantité et qualité adéquates sont indispensables pour le développement du pays. xvi. Le cadre légal et institutionnel du secteur de l’électricité est en train d’évoluer avec la restructuration de la SNEL, ainsi que l’émergence du projet Inga et de l’électrification rurale. Le cadre légal en RDC a évolué vers la création de structures spécifiques aux grands projets (Inga) et à l'électrification rurale, et vers la diversification des financements. De son côté, le cadre institutionnel comprend le gouvernement, la province, l'autorité de régulation du secteur et l'électrification rurale. Le développement du secteur pose des défis au niveau du nombre élevé de mesures à prendre, de la gouvernance, de la formation, et de la place de la SNEL. Celle-ci est devenue un opérateur du secteur avec seulement une tutelle financière et administrative de l'État. Malgré les initiatives, la dégradation de l'outil de production et la désarticulation de tous les aspects de gestion de la SNEL n'ont pu être freinées. Ainsi, la stabilisation et le redressement sont des préalables indispensables à la restructuration de la SNEL. Après la période de stabilisation et de redressement prônée dans le cadre de la politique de réformes des entreprises publiques mise en place par le COPIREP, la SNEL devra passer au stade de la restructuration. xvii. Bien qu’insuffisante, la dépense sur l’électricité n’est pas guidée par une politique énergétique et le déficit de la SNEL profite aux plus riches. La majorité de la dépense d’investissement est faite sur ressources externes, mais reste insuffisante pour augmenter le taux d’accès à l’électricité. De plus, les coûts d’exploitation et de maintenance dépassent les recettes de la SNEL et creusent le déficit de l’entreprise. Le plan d’entreprise 2012-2016 de la 7 Enquête 1-2-3, INS v SNEL prévoit une flexibilité tarifaire et un plan d’investissement. Mais les PPP, notamment avec les miniers, posent la problématique du pouvoir de négociation des tarifs entre ces dernières et la SNEL qui se trouve souvent en position de faiblesse. Le déficit et la structure tarifaire sont fortement régressifs, et bénéficient surtout aux ménages urbains riches qui ont accès à l’électricité. xviii. L’efficacité de la SNEL est faible ce qui génère l’inefficience et l’iniquité au niveau de l’économie et de la société. Les déficits et les pénuries dans le secteur de l’électricité freinent la croissance économique et excluent certains entrepreneurs potentiels en raison du coût élevé des solutions alternatives. La différence entre l'offre et la demande d’électricit é affecte la performance et le rendement des secteurs économiques. Pour les ménages, le faible taux d’électrification a des conséquences en termes de bien-être. L’utilisation de l’électricité pour l’éclairage et pour la cuisson reste limitée et aboutit à un usage excessif de la biomasse, et les défaillances de la SNEL nuisent à la prestation de services de santé et d’éducation. Pour améliorer la quantité et la qualité de son service, la SNEL doit résoudre les problèmes liés aux subventions implicites, aux faibles taux de recouvrement et aux charges opérationnelles élevées. Les ressources supplémentaires dégagées permettraient alors de réhabiliter les turbines et, avec l’aide du financement externe, d’initier le projet Grand Inga. La meilleure efficacité de la production et de la distribution d’électricité s’accompagnera alors d’une plus grande équité et efficience économique et sociale. xix. Les besoins en électricité sont énormes et l’amélioration de la prestation de service suppose que la réforme tarifaire et les accords de financement soient respectés et exécutés. L’hypothèse ambitieuse implique un déploiement de la SNEL sur l’ensemble du territoire national et consiste, à installer des unités de production additionnelles, y compris dans le cadre d’Inga III. De plus, l’érection de microcentrales hydroélectriques dans le reste du pays participerait également à l’amélioration de la prestation de service. Enfin, l’implication d’un opérateur externe pourrait aider la SNEL à améliorer sa gestion et ses résultats. La SNEL a déjà réalisé certaines actions d’envergure au niveau de la production, du transport et de la distribution. Cependant, d’autres problèmes persistent, notamment la stagnation de la puissance installée et la saturation des réseaux. L’assainissement des finances de la SNEL avec la base d’abonnés actuels exige une tarification rémunératrice et un recouvrement optimal. Pour l’exécution de son plan de développement, la SNEL devrait compter sur ses fonds propres, les subventions de l’État et le financement externe. vi CHAPITRE 1 : REVUE DES DÉPENSES PUBLIQUES DANS LE SECTEUR DE L’EAU EN MILIEU URBAIN 1. Les dysfonctionnements du secteur de l’eau et de l’assainissement contribuent aux mauvaises conditions de santé et ont un coût humain pour la population congolaise. En RDC, le taux de mortalité infanto-juvénile (0-5 ans), de 104 décès pour 1 000 naissances, est l’un des plus élevés au monde. L’émaciation et l’insuffisance pondérale touchent respectivement 8% et 23% des enfants et n’ont pas enregistré de progrès notables entre 2007 et 2013-20148. Le paludisme reste fortement prévalant dans le pays, avec 23% des moins de cinq ans testés positifs. Le paludisme continue de représenter plus de 40% des causes de mortalité infantile. De plus, la recherche d’eau pour le ménage se fait souvent au détriment de l’éducation des jeunes, notamment les filles qui peuvent faire l’objet de violences lors de la corvée d’eau (voir Encadré 1.1). Ces conditions dramatiques sont en partie dues à un accès à l’eau potable difficile et à des ouvrages d’assainissement peu développés. Encadré 1.1. Impact des Corvées d’Eau sur l’Education et la Sécurité des Filles La diversion du temps au détriment des études pour subvenir aux besoins en eau est un exemple éloquent de l’impact des déficiences d’infrastructures sur les indicateurs sociaux. En effet, une fille du primaire consacre 15% de son temps à la corvée d’eau tandis qu’une fille du secondaire y consacre 16%. Pour les garçons, ces ratios sont respectivement de 14% et 13%. Les différences en nombre d’heures sont plus frappantes. Ainsi, une fille du secondaire passe 6,8 heures par semaine à chercher de l’eau, du bois et à faire le marché, alors qu’un garçon passe 2 heures de moins par semaine à effectuer les mêmes tâches. En effet, la corvée d’eau diminuerait le temps de scolarisation de 5% à 10% pour les filles au primaire et au secondaire. Ainsi, un meilleur accès des ménages à l’eau courante peut contribuer à l’amélioration des indicateurs du secteur de l’enseignement et à l’équité du secteur en faveur des filles. Il existe une causalité importante entre la violence contre les femmes et le temps passé ainsi que la distance à parcourir pour trouver l’eau. Non seulement les tâches ménagères et les corvées d'eau constituent une perte sérieuse d'heures de scolarisation, mais de plus les corvées d'eau entrainent une plus grande exposition des filles aux agressions et une augmentation de la violence contre les femmes. L’enquête 1-2-3 ne permet pas de mesurer cette causalité entre corvée d’eau et exposition aux agressions, néanmoins plusieurs rapports officiels et des ONG la confirment. En effet, l’ONG congolaise AFEDE d ans son rapport 2007-2008 appelait à se mobiliser « … afin d’améliorer les conditions de vie des femmes, des filles et des petites filles qui sont la proie des agressions sexuelles lors de la corvée de l’eau ... ». Aussi, la stratégie nationale de lutte contre les violences basées sur le genre notait en 2009 que « les femmes, les jeunes et petites filles parcourent de longues distances pour des corvées d’eau et de bois de chauffage et/ou pour des marchés, traversant des espaces isolés et insécurisés ». Enfin, l’ONG OBJECTIF O conclut pour l’ASS que : « donner accès à l’eau potable par l’installation de structures d’approvisionnement (tels que les puits, les pompes, etc.), c’est améliorer le quotidien et la condition des femmes en contribuant à l’acquisition de leur indépendance et en leur offrant des perspectives d’avenir ». Ainsi, pour la RDC, investir dans le secteur de l’eau est aussi un investissement dans la scolarisation, la sécurité et le bien-être des filles. Sources : République Démocratique du Congo. Rapport de Suivi de la Situation Économique et Financière 2014. Banque mondiale, Décembre 2014. Voir également : http://www.afede.net/ et http://www.objectifo.org/leau-ressource-des-femmes/ 2. Cette situation résulte notamment de l’insuffisance de ressources financières , des problèmes de gestion des sociétés et des administrations publiques du secteur de l’eau. Dans un pays qui dispose d’importantes ressources en eau, la situation sous-optimale du secteur 8 Sources : ENSEF (1997), MICS (2001 et 2010), EDS (2007 et 2013-2014). 1 de l’eau et de l’assainissement est le résultat direct de l’insuffisance des allocations en ressources financières et des déficiences des sociétés publiques chargées du secteur. Ainsi, il devient nécessaire de dresser un bilan des dépenses faites au cours des cinq dernières années et de leurs effets sur la performance du secteur et d’en déduire des recommandations de nature à améliorer l’efficacité des dépenses futures. Bien que ciblée sur le milieu urbain, l’analyse mentionne les données disponibles pour le secteur de l’eau en milieu rural et de l’assainissement afin de les mettre en perspective avec celles relatives au milieu urbain. Section 1 : La Situation du Secteur de l’Eau en Milieu Urbain en RDC 3. Le périmètre du secteur de l’eau en milieu urbain en RDC coïnciderait approximativement avec le périmètre d’intervention de la REGIDESO. Plusieurs centres de la REGIDESO ne sont pas opérationnels et d’autres réseaux opèrent dans son périmètre pour pallier à son incapacité à servir l’ensemble de la population. Le secteur semi -urbain est essentiellement desservi par de petits systèmes de distribution. Plusieurs textes constituent le cadre légal du secteur, mais la Loi sur l’eau se fait attendre. La promulgation de la Loi sur l’eau, modernisera le cadre législatif et le simplifiera. Par ailleurs, il y a urgence à signer le contrat de concession car, actuellement, la REGIDESO, société commerciale, exploite le service public de l’eau en milieu urbain sans aucun droit. 4. La contractualisation de la relation entre la REGIDESO et l’État passe par un contrat de performance, un contrat de service et un contrat d’audit externe. Le contrat de performance a été signé entre l’État et la REGIDESO le 27 février 2012 pour une durée de 5 ans et est entré en vigueur le même jour. Le contrat de performance, le Document de la Stratégie de Croissance et de Réduction de la Pauvreté – deuxième génération (DSCRP2) et la feuille de route du secteur de l’eau fixent des objectifs au secteur de l’eau en milieu urbain et à la REGIDESO qui l’exploite. De plus, le DSCRP2 a fixé des objectifs au secteur de l’eau en milieu urbain pour la période 2011-2015. Le DSCRP2 et la feuille de route du secteur de l’eau visent à augmenter l’approvisionnement en eau potable en milieux urbain et rural. En effet, par rapport à l’ASS, les indicateurs de performance et les niveaux d’investissements sont les plus faibles alors que la population du périmètre est la plus élevée. I. Le Périmètre de la Revue de la Dépense Publique dans le Secteur de l’Eau 5. Le périmètre du secteur de l’eau en milieu urbain en RDC coïnciderait approximativement avec le périmètre d’intervention de la REGIDESO. Le périmètre du secteur de l’eau en milieu urbain en RDC n’est pas défini. Il est d’usage de le faire coïncider avec le périmètre d’intervention de la REGIDESO. Celle-ci gère, en effet, les services publics d’eau des 97 centres (villes et chef lieux de districts) les plus peuplés du pays. Ce périmètre regrouperait 41% de la population de la RDC, un peu plus que la population urbaine qui est estimée à 34% de la population totale. Hors du périmètre d’intervention de la REGIDESO, il n’y a pas de services publics d’eau de type urbain. Il est donc parfaitement légitime de faire coïncider le périmètre du secteur de l’eau en milieu urbain avec le périmètre d’intervention de 2 la REGIDESO. Pour l’estimation de la population, nous prenons les estimations Banque mondiale/ONU pour l’année 2014 (voir tableau en Annexe 1)9. Tableau 1.1. La REGIDSO SARL en quelques Chiffres - Exercice 2013 Millions de dollars Chiffre d’affaires 126 US Nombre de centres unités 97 Nombre de centres opérationnels unités 76 Population du périmètre d’exploitation habitants 29 773 730 Capacité de production d’eau m3/jour 1 168 500 Volume produit Millions de m3 288 253 400 Volume facturé Millions de m3 171 632 064 Nombre de points de livraison unités 536 903 Nombre de points de livraison actifs unités 291 197 Longueur des réseaux gérés km 9 846 Effectifs agents 3 948 Source : REGIDESO 2013 et estimations de la population par l’ONU 6. Plusieurs centres de la REGIDESO ne sont pas opérationnels et d’autres réseaux opèrent dans son périmètre pour pallier à son incapacité à servir l’ensemble de la population. En août 2014, 76 centres sur 97 étaient opérationnels, soit 78% (65% en décembre 2006). Sur les 21 centres à l’arrêt, 4 l’étaient en raison de pannes momentanées, 4 l’étaient en raison de la vétusté des équipements et 12 l’étaient en raison de pillages. D’une manière générale, les infrastructures gérées par la REGIDESO ne permettent pas de desservir toutes les populations comprises dans son périmètre d’intervention. La REGIDESO estime qu’à Kinshasa les réseaux actuels permettent d’atteindre entre 60 et 70% de la population de la capitale. D’autres opérateurs (ONG, associations, etc.) interviennent dans ce périmètre pour y créer et exploiter de petits systèmes de distribution comprenant, le plus souvent, un forage, un stockage, un petit réseau de distribution et quelques bornes-fontaines (BF). Ces petits réseaux ont été recensés grâce à l’inventaire des systèmes d’alimentation en eau réalisé dans le cadre du Plan National d’Alimentation en Eau Potable et Assainissement (PN-AEPA) en milieu rural et semi- urbain10. 7. Le secteur semi-urbain est essentiellement desservi par les petits systèmes de distribution. L’étude PN-AEPA définit le milieu semi-urbain comme la « zone comprise administrativement dans la zone urbaine, située à la périphérie des grandes agglomérations et des grands centres urbains ». Ainsi, le secteur semi-urbain est majoritairement compris dans le périmètre d’intervention de la REGIDESO. Dans ces quartiers semi-urbains, 390 réseaux ont été identifiés dont 105 gérés par la REGIDESO et 285 gérés par d’autres organisations. Ces réseaux desservaient 5 425 BF, dont 591 gérées par la REGIDESO, et 24 450 branchements 9 La population totale de la RDC retenue est celle estimée par la Banque mondiale et l’ONU pour 201 3 (72,553 millions d’habitants), qui diffère légèrement de la statistique retenue par la REGIDESO (75,259 millions). La revue retient la population de la RDC estimée par la Banque mondiale et l’ONU et en déduit celle du périmètre de la REGIDESO et celle de chaque province par application des pourcentages résultants des évaluations de la REGIDESO. 10 STUDI, janvier 2013. 3 particuliers (BP). On peut estimer ainsi que ces petits réseaux d’AEP, implantés dans le périmètre de la REGIDESO, mais non gérés par elle, pourraient desservir près d’un million d’habitants, soit 3,5% de la population du périmètre de la REGIDESO et 20% de la population semi-urbaine. Les effets de ces petits systèmes d’AEP indépendants ne sont donc pas négligeables. Une étude plus récente11, fondée sur une enquête réalisée entre 2013 et 2014, a recensé 520 petits réseaux d’AEP dont 425 autonomes (hors REGIDESO). II. Le Cadrage Institutionnel 8. Plusieurs textes constituent le cadre légal du secteur, mais la Loi sur l’eau se fait attendre. L’accès à l’eau potable est un droit garanti par la Constitution12 de 2006. Les textes qui constituent le cadre légal sectoriel du secteur de l’eau s’inspirent d’un principe énoncé à l’article 19 du Code foncier « nul ne peut corrompre l’eau, ni en changer le cours ». Ces textes datent, pour la majorité d’entre eux, de l’époque coloniale. Aucune des tentatives engagées depuis plus de 15 ans pour fondre ces textes épars en un Code de l’eau ou une Loi sur l’eau n’a, à ce jour, abouti. La dernière tentative, conduite sous l’égide du CNAEA et soutenue par la GIZ, prend la forme d’une Loi sur l’eau dont la rédaction a été engagée en 2005. La loi a été promulguée et ses modalités d’application sont à l’étude. Cette Loi doit se substituer rapidement aux nombreux textes, majoritairement anciens, qui sont devenus obsolètes. Tableau 1.2. Le Cadre Organique du Secteur de l’Eau Institutions Tutelle Rôle Comité National d'Action de Coordination et planification du l'Eau et de l'Assainissement Ministère du Plan secteur de l'eau et de l'assainissement (CNAEA) Ministère des Ressources REGIDESO – exploitation du Production et distribution de l'eau Hydrauliques et de l’Électricité et service public en milieu urbain potable en milieu urbain Ministère du Portefeuille Service National d'Hydraulique Production et distribution de l'eau Ministère du Développement Rural Rurale (SNHR) potable en milieu rural Recherches de nouvelles technologies Commission Nationale de Ministère des Ressources pour la mobilisation des ressources en l'Énergie (CNE) Hydrauliques et de l’Électricité eau Ministère de l’aménagement du Office des Voiries et Drainage Drainage et lutte contre les territoire, des travaux publics et de (OVD) inondations en milieu urbain l'urbanisme Programme National Assainissement des effluents et des Ministère de l'Environnement d'Assainissement (PNA) déchets liquides Politique de soins de santé primaires Zones de Santé Rurales (ZSR) Ministère de la Santé et préventifs Source : équipes de la Banque Mondiale 9. La mise en application de la Loi sur l’eau modernisera et simplifiera le cadre législatif. Il est donc important que cela intervienne rapidement car les retards en la matière sont importants, la promulgation du nouveau code étant à l’origine prévue pour 2008. En effet, 11 Promouvoir l’extension des mini -réseaux et des BF en RDC WSP GRET ADIR cahier 1 eroctobre 2014 12 L'article 48 de la constitution dispose : " Le droit à un logement décent, le droit d'accès à l'eau potable et à l'énergie électrique sont garantis. La loi fixe les modalités d'exercice de ces droits ". 4 l’étude de l’efficacité de la REGIDESO, du cadre institutionnel et de l’organisation du secteur de l’eau urbaine en RDC phase 1 diagnostic (page 16) indiquait déjà en 2007 : « L'objectif est que le code de l'eau soit voté avant le 31 décembre 2007 pour pouvoir être appliqué dès le 1er janvier 2008 ». D’autre part, le cadre organique du secteur précise comment et via quels organismes l’État intervient dans le secteur de l’eau (voir Tableau 1.2). 10. La RDC achève également la réforme du cadre contractuel dans lequel intervient la REGIDESO, rendue nécessaire par sa transformation en société commerciale. La REGIDESO est devenue une société commerciale le 23 décembre 2010, en application de la Loi 08/007 du 7 juillet 2008 relative à la transformation des entreprises publiques. En charge du service public de l’eau en milieu urbain, la REGIDESO était depuis 1978, une « entreprise publique à caractère technique, industriel et commercial » après avoir connu plusieurs statuts depuis sa création en 1933. La transformation de la REGIDESO en société commerciale implique la signature avec l’État d’un contrat de concession lui conférant le droit d’exploiter le service public de l’eau. 11. Il y a urgence à signer le contrat de concession car, actuellement, la REGIDESO, société commerciale, exploite le service public de l’eau en milieu urbain sans aucun droit. La version finale du contrat de concession a été adoptée par l’atelier du 24 et 25 février 2014. Depuis cet atelier, le texte est examiné par les anciens ministères de tutelle (Ministère des Ressources Hydrauliques et de l’Électricité et Ministère du Portefeuille). Il faut souligner que dès lors que la REGIDESO deviendra concessionnaire du service public de l’eau, exploitant le service à ses risques et périls, elle cessera d’être sous la tutelle des Ministères des Ressources Hydrauliques et de l’Électricité, d’une part, et du Portefeuille, d’autre part. En contrepartie de cette liberté de moyens et d’action accordée au concessionnaire, l’application du contrat de concession devra être contrôlée par l’État. III. Le Diagnostic et le Plan d’Action de 2007 12. Les conclusions de l’étude de 2007 sur les mesures à prendre pour redresser le secteur restent d’actualité. Une étude portant sur « l’efficacité de la REGIDESO, du cadre institutionnel et de l’organisation du secteur de l’eau urbaine en RDC », a été réalisée en 2006 et 2007 par le groupement ICEA Mazars. Pour l’essentiel, la synthèse de ce diagnosti c est encore d’actualité et la mise en œuvre du plan d’action préconisé est en cours. En effet, aux dates près, la chronologie du redressement de la REGIDESO demeure aujourd’hui celle qui figure dans l’Encadré 1.2. La mise en œuvre de ce redressement a pris du retard, notamment, en raison de l’absence de candidat pour le contrat de gestion envisagé. Compte tenu de cet échec, le contrat de gestion a été transformé en un contrat de service. Dans ce type de contrat, l’opérateur apporte un soutien à la société exploitante en renforçant ses capacités mais n’assume pas la direction de l’entreprise. Le contrat de service, dont on peut considérer qu’il marque l’origine de la première période du redressement, est entré en vigueur le 7 mars 2013. Le processus accuse donc un retard de 4 ans sur le calendrier prévu initialement. 5 Encadré 1.2. Synthèse des Conclusions et des Recommandations de l’Étude de 2007 Les diagnostics thématiques réalisés montrent que les principales difficultés auxquelles la REGIDESO est confrontée proviennent de l’absence d’investissements durant plus de dix ans, d’une part, et sont d’ordre institutionnel, commercial et social, d’autre part. Les problèmes à résoudre en priorité sont une plus gra nde autonomie vis à vis de l’État, l’accroissement des ressources financières et l’augmentation de la productivité du personnel. Le plan d’action présenté dans l’étude de 2007 a vocation à remédier à ces problèmes. L’amélioration de la situation politique du pays, qui se traduit par un redressement de son activité économique, constitue un contexte favorable à la remise en ordre du service public d’eau en milieu urbain. Cependant, l’étude conclut que la situation financière de la REGIDESO annihilerait toute action future de redressement si des mesures à effet rapide sur l’équilibre financier de la société n’étaient pas mises en œuvre sans délais. Par conséquent, l’étude préconise un redressement selon les trois périodes présentées ci-après : Les Périodes de Redressement de la REGIDESO (Synthèse de l’Étude Diagnostique) Période Objectifs Moyens Période 1 2009-2011 Obtention de l’équilibre ▪ Amélioration de la qualité du service et financier de la REGIDESO modernisation de la gestion à Kinshasa, Lubumbashi et Matadi ▪ Règlement des consommations d’eau des instances officielles ▪ Début de la remise à niveau des infrastructures dans 70 centres Période 2 2012-2013 Amélioration progressive de ▪ Modernisation de la gestion dans les 6 la qualité du service dans les principaux centres 6 principaux centres ▪ Poursuite de la remise à niveau des infrastructures dans les 70 centres Période 3 2014-2020 Décentralisation de la ▪ Décentralisation de la gestion gestion du service public et ▪ Poursuite de la remise à niveau des extension de la desserte infrastructures dans les 94 centres ▪ Extension de la desserte (OMD) Les principaux instruments nécessaires à la mise en œuvre de la première période de ce redressement de la REGIDESO sont : • la mise en œuvre par le gouvernement de la réforme du cadre légal et institutionnel, • la mise en œuvre par le gouvernement du plan social de la REGIDESO, • le redressement financier par le gouvernement de la REGIDESO (bilan et paiement des consommations des instances officielles), • le financement d’un programme d’investissements, notamment à Kinshasa, Lubumbashi et Matadi, • le désengagement de l’État de la REGIDESO avec un contrat de gestion à conclure avec un opérateur privé, sélectionné via un appel d’offres international. Source : Étude de l’efficacité de la REGIDESO, du cadre institutionnel et de l’organisation du secteur de l’eau urbaine en RDC. Novembre 2007 et juin 2008 IV. La Contractualisation entre l’État et la REGIDESO 13. La contractualisation de la relation entre la REGIDESO et l’État passe par un contrat de performance, un contrat de service et un contrat d’audit externe. Après l’abandon du projet de contrat de gestion à la REGIDESO, faute de candidats, la stratégie de redressement a été révisée en 2011. La solution retenue a consisté : (i) à contractualiser les obligations réciproques de l’État et de la REGIDESO pour les 5 prochaines années par un contrat de performance qui définit les objectifs à atteindre au cours de chaque année, (ii) à 6 renforcer les capacités de la REGIDESO afin de lui permettre d’atteindre les objectifs du contrat de performance par un contrat de service, destiné à être attribué à un opérateur au terme d’un appel d’offres international, et (iii) à s’assurer de l’application des deux contrats précédents par un audit externe dit « audit technique ». 14. Le contrat de performance a été signé entre l’État et la REGIDESO le 27 février 2012 pour une durée de 5 ans et est entré en vigueur le même jour. Ses objectifs de performance définitifs ont été définis par l’auditeur technique au cours du 1er semestre 2014, selon les modalités définies par le contrat de performance et d’audit, mais avec plus d’un an de retard. Le contrat de l’auditeur technique est entré en vigueur le 4 septembre 2012 pour une durée de 3 ans. Le contrat de service est quant à lui entré en vigueur le 7 février 2013 et il est arrivé à son terme le 31 décembre 201513. Les contrats de service et d’audit technique sont gérés par le COPIREP. D’autre part, comme indiqué plus haut, un contrat de concession doit être signé prochainement entre l’État et la REGIDESO. Le contrat de performance sera une annexe de ce contrat de concession dont il précise les objectifs à court terme (5 ans) assignés au concessionnaire. V. Les Objectifs du Secteur de l’Eau 15. Le contrat de performance, le DSCRP2 et la feuille de route du secteur de l’eau fixent des objectifs au secteur de l’eau en milieu urbain et à la REGIDESO qui l’exploite. Le contrat de performance définit des objectifs d’efficience et de productivité à la REGIDESO. Il ne fixe pas d’objectifs de développement car l’accroissement du taux de desserte du service public n’est pas un objectif de sa première phase de redressement. La feuille de route du secteur de l’eau 2011-2012, publiée en mai 2012 par le CNAEA (Ministère du Plan), est un complément au DSCRP2 pour la période 2011-2015. L’objectif est que 70% de la population ait accès à l’eau potable et à un dispositif d’assainissement adéquat d’ici 2020. La feuille de route évalue l’investissement nécessaire sur la période à 3,5 milliards de dollars US. 16. Le DSCRP2 pour la période 2011-2015 a fixé des objectifs au secteur de l’eau en milieu urbain. Le DSCRP2 dit clairement que « l’accroissement de l’accès à l’eau potable dans les centres urbains se fera à travers de vastes programmes de réhabilitation et d’extension des infrastructures ainsi que la construction de nouveaux systèmes ». Le document ajoute que « tout programme ou projet d’alimentation en eau potable devra être accompagné d’un volet assainissement et hygiène ». De plus, le document insiste sur le fait que « pour obtenir les résultats souhaités, la réforme du sous-secteur de l’Eau Potable en milieu urbain devra inclure la transformation et le redressement de la REGIDESO » qui devrait se faire « conformément aux lois de décentralisation et de désengagement de l’État ». 17. Le DSCRP2 et la feuille de route du secteur de l’eau visent à augmenter l’approvisionnement en eau potable en milieux urbain et rural. Le gouvernement planifie 13 Pour les 2 contrats (audit et de service), il serait bien de dresser un bilan de leur impact éventuel deux années après leur mise en œuvre et donner des réorientations éventuelles pour ces 2 contrats 7 d’augmenter le pourcentage de la population ayant accès de façon durable à un approvisionnement en eau potable, de 26% en 2010 à 40% en 2016, soit de 39 (statistiques REGIDESO) à 52% en milieu urbain et de 20 à 32% en milieu rural. Le sous-secteur de l’eau potable en milieu urbain a comme objectif, pour la REGIDESO, l’augmentation du nombre de centres d’exploitation opérationnels existants de 71 en 2010 à 94 en 2016, la création de nouveaux centres d’exploitation et l’amélioration du taux de rendement du réseau de 58 % en 2010 à 75% en 2016. Graphique 1.1 : Objectifs d’Accès à l’Eau et à l’Assainissement et Données de l’Enquête EDS Ensemble RDC Assainissement Ensemble RDC Eau 80% 80% 70% 70% 60% 60% 50% 50% 40% 40% 30% 30% 20% 20% 10% 10% 0% 0% 2005 2010 2015 2020 2025 2005 2010 2015 2020 2025 données 2010 enquête 2013 (EDS) données 2010 enquête 2013 (EDS) feuille de route DSCRP2 feuille de route DSCRP2 Sources : feuille de route du secteur de l’eau, DSCRP2 et enquête EDS VI. Situation du Secteur au Regard des Meilleures Pratiques en Afrique Sub- Saharienne Tableau 1.3. Comparaison de la RDC à d’Autres Pays de l’ASS Burkina Côte Variables et Indicateurs Unité de Mesure Sénégal Cameroun RDC Faso d’Ivoire Type de gestion PPP Publique PPP PPP Publique 6 Population du pays 10 habitants 14 17 20 20 70 Population du périmètre 106 habitants 6 4,4 nd 9,5 30 Taux de desserte % 99% 86% 90% 48% 39% Chiffre d’affaires Millions USD 138 62 145 73 126 Nombre d’abonnés actifs u 570 000 267 000 740 000 350 000 291 000 Taux d’abonnés inactifs % 10% 13% nd 18% 45% Taux de recouvrement % 96% 97% 97% nd 61% Taux d’eau non comptée % 20% 18% 24% 25% 40% (pertes) 3 Tarif moyen USD/m 0,9 0,9 0,8 0,68 0,75 Productivité physique Agents/1000 ab 2,5 3 2,5 6 13 Productivité financière Personnel/CA 19% 23% 17% 40% 39% Investissement moyen sur + % du CA 51% 100% nd 82% 40% de 5 ans nd : non disponible, PPP : Partenariat Public Privé Sources : données REGIDESO 2013 et données du consultant 8 18. Par rapport à l’ASS, les indicateurs de performance et les niveaux d’investissements sont les plus faibles alors que la population du périmètre est la plus élevée. Le Tableau 1.3. compare les principales caractéristiques de cinq sociétés d’eau du continent dont la REGIDESO, trois de l’Afrique de l’Ouest et deux de l’Afrique centrale. La population du périmètre desservie par la REGIDESO est, de loin, la plus importante : plus de trois fois celle du Cameroun et cinq fois celle du Sénégal. Cependant le nombre d’abonnés actifs est près de deux fois inférieur à celui du Sénégal en raison d’un taux d’accès à l’eau potable relativement faible et obtenu majoritairement par des accès collectifs. Les indicateurs de performance de la REGIDESO (taux de desserte, productivité, niveau de pertes et taux de recouvrement) sont les moins bons. Ainsi, le potentiel de progression de la société est considérable. Le niveau des investissements de 40% rapporté au chiffre d’affaires (CA) est également le plus faible de l’échantillon. Section 2 : Accès à l’Eau, Qualité du Service et Efficacité du Secteur 19. Les informations sur l’accès à l’eau montrent des progrès tout en soulignant l’ampleur des défis qui restent à relever. Les résultats des enquêtes montrent que près de 50% des ménages en RDC ont accès à l’eau potable. Les objectifs du DSCRP2 en termes d’accès à l’eau ont été atteints en milieu urbain, mais restent inatteignables en milieu rural. Les données disponibles montrent que la qualité du produit s’est légèrement améliorée entre 2006 et 2013 alors que la qualité du service reste insuffisante. La satisfaction des ménages est, en général, inférieure à ce qui ressort des résultats des analyses techniques. Les capacités de production fonctionnelles de la REGIDESO se sont développées, mais restent sous-utilisées. Ainsi, la REGIDESO n’arrive pas à faire face à la hausse de la demande en eau résultant de l’accroissement démographique. Au niveau de l’assainissement, les enquêtes récentes montrent que près de 18% de la population de la RDC aurait accès à des infrastructures sanitaires hygiéniques. Les objectifs du DSCRP2 pour l’année 2016 (55% d’accès) semblent inatteignables, sauf si les « infrastructures hygiéniques » sont redéfinies. I. Les Accès à l’Eau et à l’Assainissement A. Les Accès à l’Eau 20. Les informations sur l’accès à l’eau sont récentes et assez détaillées, et montrent des progrès tout en soulignant l’ampleur des défis qui restent à relever. Deux enquêtes récentes fournissement des statistiques détaillées sur l’accès à l’eau potable14. Il s’agit de l’enquête 1-2-3 de l’INS qui a été réalisée en 2012, et de l’Enquête Démographie et Santé (EDS) qui s’est déroulée entre novembre 2013 et février 2014. Les taux d’accès à l’eau potable affichés par les deux enquêtes sont élevés mais ils doivent être substantiellement corrigés pour être conformes aux critères de distance retenus dans le cadre des OMD. Les taux d’accès à l’eau potable conformes à ces critères sont de 53% en milieu urbain et de seulement 13,5% en 14 Le terme « eau potable » désigne l’eau provenant du réseau public (REGIDESO), des BF, des puits protégés, des sources aménagées et de l’eau de pluie, ce qui est conforme à la définition des sources d’eau potable de l’OMS. 9 milieu rural. D’autre part, une enquête réalisée en 2010 dans trois provinces (Bandundu, Katanga et Sud Kivu) souligne l’importance du secteur de l’eau pour les ménages : « selon les ménages et les prestataires interrogés l’approvisionnement en eau potable et en électricité est la priorité principale des communautés visitées »15. Tableau 1.4. Approvisionnement en Eau Potable en % du Nombre de Ménages Source d’alimentation en Enquête 1-2-3 (2012) Enquête EDS-RDC (2013/14) eau Kinshasa Urbain Rural RDC Urbain Rural RDC Robinet intérieur et 66,6% 32,5% 1,6% 12,4% 19,7% 0,4% 6,5% extérieur Forage 4,4% 2,6% 2,2% 2,3% 3,6% 1,7% 2,3% BF 2,1% 8,5% 4,3% 5,8% 16,1% 6,8% 9,7% Robinet autre ménage 22,4% 21,4% 0,7% 8,2% 26,4% 0,6% 8,7% Puits protégés 1,2% 7,6% 2,7% 4,5% 6,1% 3,0% 4,0% Sources aménagées 1,8% 12,5% 19% 17,0% 11,6% 19,8% 17,2% Eau en bouteille 1,1% 0,0% 0,40% Total accès eau amélioré 98,5% 85,1% 31,0% 50,2% 84,6% 32,3% 48,8% Temps de Trajet Eau sur place 21,2% 0,7% 7,1% Moins de 30 minutes 41,8% 41,1% 41,3% Plus de 30 minutes 35,9% 57,6% 50,8% Ne se prononce pas 1,1% 0,6% 0,8% Total 100% 100% 100% Sources : enquêtes 1-2-3 et EDS, calculs des équipes de la Banque Mondiale 21. Les résultats des enquêtes montrent que près de 50% des ménages en RDC ont accès à l’eau potable (voir Tableau 1.4). Pour l’ensemble de la RDC, l’accès à l’eau potable est cohérent entre les deux enquêtes : 50,2% pour l’enquête 1-2-3 et 48,8% pour l’enquête EDS16. Dans le détail, les résultats sont moins cohérents, notamment pour la part des ménages ayant l’eau sur la parcelle (12,4% pour l’enquête 1-2-3 et 6,5% pour l’enquête EDS-RDC). Cependant, les deux enquêtes sont parfaitement cohérentes pour l’ensemble « robinet intérieur + robinet extérieur + BF » (18,25% pour l’enquête 1-2-3 et 18,5% pour l’enquête EDS-RDC). Ainsi, il semblerait que ce soit le classement des accès robinet extérieur et BF qui n’ait pas été le même dans les deux enquêtes, ce qui explique la différence dans la proportion de ménages ayant l’eau dans la parcelle. Les deux enquêtes estiment qu’un ménage a accès à l’eau potable quelle que soit la distance qu’il a à parcourir pour l’atteindre. Cela n’est pas conforme aux critères de l’OMS définissant l’accès à l’eau potable à moins d’un kilomètre, soit environ 30 minutes aller-retour, et à raison de 20 litres par jour et par habitant (voir Encadré 1.3). Les taux d’accès selon cette définition peuvent se déduire de l’enquête EDS, soit 53% en milieu urbain et 13,5% en milieu rural. 22. Les objectifs du DSCRP2 en termes d’accès à l’eau ont été atteints en milieu urbain, mais restent inatteignables en milieu rural. En milieu urbain, le taux d’accès à l’eau est de 53% (accès à l’eau améliorée sur place ou à moins de 30 minutes), ce qui est légèrement 15 « Évaluation citoyenne de la qualité et de l’intégrité des services publics affectés par la décentralisation », septembre 2010 Institut de la Banque mondiale et de la Banque Africaine de Développement page 219. 16 Les statistiques du programme commun de surveillance de l’Unicef et l’OMS pour 2015 donnent des résultats comparables : 81,1 % en milieu urbain, 31,2 % en milieu rural et 52,4 % au total. Voir : https://www.wssinfo.org/documents/?tx_displaycontroller[type]=country_files 10 supérieur à l’objectif de 52% pour l’année 2016 fixé par le DSCRP2. Ce taux de 53% regroupe l’accès à l’eau par branchement particulier à hauteur de 18% et de points d’eau collectifs (bornes-fontaines ou robinets de voisins) à hauteur de 35%. Le taux d’accès à l’eau fourni par le réseau public (robinet, robinets chez les voisins et BF à moins de 30 minutes) est de 37%, légèrement inférieur à celui généralement cité pour le périmètre de la REGIDESO qui est de l’ordre de 39%. En milieu rural le taux d’accès de 13,5% reste largement inférieur à l’objectif fixé par le DSCRP2 (32%). Le milieu semi-urbain, c'est-à-dire essentiellement les quartiers périphériques, est particulièrement défavorisé en matière d’accès à l’eau potable et les taux d’accès seraient de seulement 5% dans la périphérie de Kinshasa. Encadré 1.3. Définitions OMS et OMD Concernant l’Eau Potable Le taux d’accès à l’eau potable : rapport entre le nombre de personnes qui utilisent des sources d’eau potable améliorées (raccordement à domicile, bornes-fontaines publiques, forages, puits protégés, sources protégées et eau de pluie) et la population totale. D’après l’OMS, « L’accès à l’eau de boisson signifie que la source est située à moins d’un kilomètre de l’endroit de son utilisation et qu’il est possible d’obtenir régulièrement au moins 20 litres d’eau par habitant et par jour »17. Taux de couverture (pour un réseau) : population pouvant être desservie (population raccordable) par le réseau, divisée par la population totale. Par exemple à Kinshasa, le réseau actuel permettrait de raccorder 60 à 70% de la population totale. Le taux de couverture du réseau de la REGIDESO à Kinshasa est donc compris entre 60 et 70% Taux de desserte : rapport entre la population ayant accès au service public de l’eau (population raccordée) et la population totale du périmètre considéré. Pour ce calcul du taux de desserte, tous les points de livraison (actifs ou non) sont pris en compte. Taux d’accès à l’eau par le service public : rapport entre le nombre de personnes qui ont accès à l’eau par les branchements particuliers et les bornes-fontaines, et la population totale du périmètre considéré. Source : Organisation des Nations Unies et Organisation Mondiale pour la Santé 23. Le décalage entre les résultats de l’enquête 1-2-3 et les statistiques d’accès à l’eau de la REGIDESO serait dû à des problèmes de méthodologie et de vol de l’eau. Pour Kinshasa, le taux d’accès de 67% de l’enquête 1-2-3 résultant de robinets intérieurs ou extérieurs, donc à priori d’un branchement particulier sur le réseau public, n’est pas corroboré par le nombre de points de vente actifs. En effet, sur la base de près de 170 000 points de vente actifs en 2012 et de 30 personnes par branchement18 (6 ménages de 5 personnes en moyenne), 5,1 millions d’habitants auraient accès à l’eau de la REGIDESO, soit approximativement 50% de la population. Le même calcul fait avec les points de vente, qu’ils soient actifs ou non, donnerait un taux d’accès à l’eau de 78%. Le résultat de l’enquête 1-2-3 est donc intermédiaire entre le taux d’accès à l’eau calculé avec les seuls points de vente en service (50%) et tous les points de vente (78%). Cela signifierait, ou bien qu’une partie des points de vente réputés être inactifs ne le sont pas, ou que l’hypothèse de 30 personnes par BP est sous-estimée. 17 Voir : OMS, programmes et projets, eau, assainissement et santé http://www.who.int/water_sanitation_health/mdg1/fr/ 18 Cette donnée de 30 personnes par branchement est celle utilisée dans le cadre du PEMU pour évaluer les habitants desservis par les nouveaux branchements. 11 B. Les Accès à l’Assainissement 24. Les enquêtes récentes montrent que près de 18% de la population de la RDC aurait accès à des infrastructures sanitaires hygiéniques (voir Tableau 1.5). Les taux d’accès à des systèmes d’assainissement améliorés figurent dans l’enquête EDS, dans l’enquête 1-2-3 et dans le PN-AEPA. Les enquêtes 1-2-3 et EDS sont cohérentes pour l’ensemble de la RDC mais elles ne le sont pas dans le détail entre périmètres urbain et rural19. Les deux enquêtes ont pourtant la même définition du périmètre urbain : « villes statutaires + cités ». L’écart entre les deux enquêtes et le PN-AEPA est légitime. En effet, alors que les enquêtes ont pris en considération l’ensemble des ouvrages améliorés, le PN-AEPA n’a retenu que les ouvrages en état bon et moyen. Par ailleurs, le rapport national OMD de 2012 mentionne, pour l’année 2010 et pour l’ensemble de la RDC, un taux de ménages utilisant des toilettes « hygiéniques » de 13,6% qui est intermédiaire entre ceux des enquêtes 1-2-3 et EDS, et du PN-AEPA. Tableau 1.5. Accès à des Systèmes d’Assainissement Améliorés en% du Nombre de Ménages enquêtés 1- 2-3 Enquête Urbain Rural RDC Semi-urbain EDS - Accès à des toilettes améliorées non partagées 21,2% 17,1% 18,4% nd Enquête 1-2-3 30,6% 11,9% 18,8% nd PN-AEPA - Accès à des systèmes d'assainissement nd 10,3% nd 9,8% améliorés en bon état Sources : enquêtes 1-2-3 et EDS, calculs des équipes de la Banque Mondiale 25. Les objectifs du DSCRP2 pour l’année 2016 semblent inatteignables, sauf si les « infrastructures hygiéniques » sont redéfinies, ce qui est loin d’être idéal. L’enquête EDS précise les taux d’accès aux toilettes partagées, qui sont relativement importants (urbain 34,9%, rural 14,9%, ensemble 21,2%) et qui auraient pu être considérées comme des accès à des toilettes améliorées20, si elles n’étaient pas partagées par deux ménages ou plus. Le DSCRP2 fixe pour l’année 2016 et pour l’ensemble de la RDC, un « taux d’accès durable au service d’assainissement » de 55%, ce qui semble inaccessible si ce taux concerne des systèmes d’assainissement améliorés, mais qui serait plausible si ce taux d’accès concerne à la fois les toilettes améliorées non partagées et les toilettes partagées (39,6% en 2013). Comme pour l’eau, il y a donc un problème de définition des taux d’accès utilisés par le DSCRP2, et aussi un problème de vocabulaire car le terme « accès durable à l’assainissement » n’est pas défini. II. La Qualité du Service Fourni aux Usagers 26. Les données disponibles montrent que la qualité du produit s’est légèrement améliorée entre 2006 et 2013 alors que la qualité du service reste insuffisante. La RDC a 19 Les statistiques du programme commun de surveillance de l’Unicef et l’OMS pour 2015 donnent des résultats comparables en milieu urbain (28,5%) mais différents pour le milieu rural (29%) et pour le pays en son ensemble (29%). Voir : https://www.wssinfo.org/documents/?tx_displaycontroller[type]=country_files 20 D’après les définitions de l’OMS : « Une installation d’assainissement améliorée empêche de façon hygiénique tout contact entre l’homme et des excréments humains … Les installations communes sont des installations d’assainissement améliorées acceptables par ailleurs qui sont utilisées par plusieurs ménages. Elles comprennent les toilettes publiques et ne sont pas considérées comme améliorées… ». Voir OMS, 2012 http://www.who.int/water_sanitation_health/monitoring/jmp2012/key_terms/fr/ 12 conduit en 2006 une étude sur l’efficacité de la REGIDESO, du cadre institutionnel et de l’organisation du secteur de l’eau en milieu urbain21. La qualité de l’eau fournie aux abonnés était satisfaisante en 2006 (avec un taux de conformité physico-chimique de 85% et bactériologique de 96%), elle l’est encore en 2013 et s’est même légèrement améliorée (avec un taux de conformité physico-chimique de 87% et bactériologique de 97%). En revanche, le taux de réalisation des analyses bactériologiques (rapport entre le nombre de prélèvements réalisés et prévus) qui, à 10%, était très insuffisant en 2006, l’est toujours en 2013, à 27%. C’est le manque de moyens de transport qui est à l’origine de cette faible réalisation du programme de prélèvements. La qualité du service demeure insuffisante en 2013 comme en 2006, notamment en raison de la discontinuité de la distribution d’eau. Il n’y a cependant pas d’indicateurs objectifs permettant de quantifier la continuité du service. Les enregistreurs de pression que la REGIDESO aurait dû installer avant le 1er mars 2014, en application de l’article 18 du contrat de performance, pour quantifier la continuité de la distribution d’eau, ne l’ont pas été. La REGIDESO prévoyait de les installer au cours du 1er trimestre 2015. 27. La satisfaction des ménages est, en général, inférieure à ce qui ressort des résultats des analyses techniques. Une enquête sur le niveau de satisfaction de la clientèle de la REGIDESO réalisée en 2011 sur un échantillon de 8 000 ménages, dans les villes de Kinshasa, Lubumbashi et Matadi a été réalisée dans le cadre du projet PEMU (voir Tableau en Annexe 2). Cette enquête servait à caractériser l’état initial avant la réalisation du projet, et apporte de précieuses informations sur la perception qu’ont les usagers de la qualité du service public. La qualité de l’eau, telle qu’elle est ressentie par les usagers, est moins satisfaisante que les taux de conformité des analyses : 59% des ménages estiment la qualité de l’eau satisfaisante (50% seulement à Kinshasa) contre 41% des ménages qui l’estiment non-satisfaisante (50% à Kinshasa). S’agissant de la continuité du service, une minorité de ménages déclare avoir l’eau en permanence (42%) tandis que 49% des ménages déclarent être desservis irrégulièrement et 9% déclarent n’être jamais alimentés. III. Les Indicateurs d’Efficacité et de Développement du Service Public 28. Les capacités de production fonctionnelles de la REGIDESO se sont développées, mais leur sous-utilisation contribue à creuser le fossé entre la production et la demande (voir Tableau 1.6). La capacité de production fonctionnelle de la REGIDESO a augmenté de 30% sur la période, sous l’effet des programmes de renouvellement des équipements et des opérations de maintenance électromécanique de la REGIDESO. Malheureusement, le volume produit n’a augmenté que de 21% car le taux d’utilisation des capacités de production (production/capacité de production fonctionnelle) a baissé de 10% sur la période. Compte tenu de l’accroissement de la population du périmètre sur la période, la capacité de production fonctionnelle par habitant a baissé de 7% (de 45,8 à 42,5 l/jour/habitant). 29. La REGIDESO n’arrive pas à faire face à la hausse de la demande en eau résultant de l’accroissement démographique. Depuis 2006, la population du périmètre de la 21 ICEA Mazars phase 1 diagnostic novembre 2007 13 REGIDESO a augmenté de 27% et celle des « 3 centres » de 33%, alors que le volume produit n’a augmenté que de 21% au plus. Il y avait 291 197 abonnés actifs en 2013, presqu’autant qu’en 1991 (289 000). Le taux de desserte en eau, estimé à environ 53% en 2013 (voir supra) aurait baissé à l’image des consommations individuelles. Ces dernières ont baissé de 5%, passant à 28,7 litres/jour/habitant du périmètre en 2013 contre 30,3 litres en 2006. La consommation facturée par habitant desservi du périmètre a baissé de 7%, passant à 17,1 litres/jour/habitant en 2013, contre 18,3 litres en 2006. Elle est en moyenne de l’ordre de 50 litres/jour22 en Afrique. Tableau 1.6. Démographie et Développement des Infrastructures d’Eau entre 2006 et 2013 «3 REGIDESO Indicateurs Unité centres » 2006 2013 2013/2006 2013/2006 Population du périmètre (estimation)* habitants 21 615 485 29 773 730 27% 33% Capacité de production d’eau nominale m3/jour 989 835 1 168 560 18% 18% Capacité de production d’eau m3/jour 822 000 1 065 768 30% nd fonctionnelle Points de vente (PV) u 474 411 536 903 13% 13% Points de vente en service (PVS) u 247 625 291 197 18% 17% 3 Volume produit Mm 239 288 21% 20% 3 Volume facturé Mm 144 172 19% 20% Notes : nd = non disponible. Mm3 = Millions de mètres cubes. * hypothèses de croissance démographiques : périmètre REGIDESO 3,5% par an, les « 3 centres » 4% par an Sources : pour 2006 étude diagnostic de 2007 (ICEA-Mazars) et pour 2013 données REGIDESO avec statistiques démographiques de l’ONU Section 3 : Les Indicateurs d’Efficience et d’Exploitation du Service Public 30. Aucun indicateur ne démontre une amélioration des performances de la REGIDESO permettant d’escompter le rétablissement de son équilibre financier. L’évolution de la trésorerie de la société entre 2006 et 2013 ne lui permet pas de financer toutes ses charges courantes d’exploitation, notamment toutes celles liées à la maintenance des infrastructures d’eau. La direction générale de la REGIDESO devrait faire du redressement de la société une priorité. Une communication dans ce sens devrait être engagée dans les délais les plus brefs. De plus, le plan stratégique, prévu à l’article 15.1 du contrat de performance se fait attendre et n’a toujours pas été établi près de deux ans après l’échéance prévue. Sans la priorité au redressement et l’adoption du plan stratégique, il serait vain de poursuivre les investissements dans les services publics d’eau en milieu urbain. I. Évolution des Indicateurs d’Exploitation du Secteur 31. À l’exception de la productivité physique, aucun des autres principaux indicateurs caractérisant l’exploitation du service public n’ont été améliorés entre 2006 et 2013. En 22 Burkina Faso : 46 l/j/habitant, Sénégal : 60 l/j/habitant, Cameroun : 50 l/j/habitant, Côte d’Ivoire : 57 l/j/habitant. 14 2013, la REGIDESO vendait 60% de l’eau produite et recouvrait 60% de ses ventes. Elle recouvrait ainsi 36% de sa production alors que les meilleures pratiques en la matière sont supérieures à 75% (Sénégal, Burkina Faso et Côte d’Ivoire). Le rendement de facturation (volume facturé/volume produit) a baissé d’un point et demeure surtout inférieur de près de 20 points de pourcentage aux meilleurs résultats enregistrés dans ce domaine en Afrique. L’enquête sur le niveau de satisfaction de la clientèle de la REGIDESO, réalisée en 2011, indique que 90% des abonnés consommant l’eau de la REGIDESO reçoivent régulièrement une facture (voir Encadré 1.4), laissant ainsi une certaine marge pour l’amélioration du rendement de facturation. Encadré 1.4. Points de Vente et Taux de Facturation Une opération test de « ratissage » a été réalisée, du 8 au 14 avril 2014, par le contrat de service dans le cadre de son produit nº6 « recensement des branchements actifs et inactifs ». Elle a porté sur 957 points de vente et a montré que 809 étaient actifs, 122 étaient inactifs, 21 déclarés inactifs étaient en réalité actifs (15% des déclarés inactifs) et 5 points de vente étaient clandestins. Dans le même domaine de la gestion commerciale, l’enquête sur le niveau de satisf action de la clientèle de la REGIDESO a montré que parmi les ménages consommant l’eau de la REGIDESO 6,5% ne reçoivent jamais de factures et 3,5% en reçoivent une de temps en temps. Ce test et cette enquête montrent qu’une remise en ordre de la gestion commerciale s’impose et qu’elle pourrait contribuer substantiellement au redressement de la société. Source : équipes de la Banque Mondiale Tableau 1.7. Évolution des Principaux Indicateurs d’Exploitation entre 2006 et 2013 Unité de 2013 Bonnes pratiques Indicateurs 2006 2013 Mesure 2006 en Afrique Rendement de facturation % 60,4% 59,5% -1% 80% Taux de points de vente inactifs % 47,8% 45,8% -2% 10% Taux de recouvrement global % 62% 61% -1% 95% Taux de recouvrement abonnés privés % 87% 81% -6% 95% agents/1000 Productivité physique 20 13 50% 3 PVS Charges de personnel/CA % 35% 34% -1% 20% Résultat net en % du CA % -29% -37% / positif Sources : pour 2006 étude diagnostic de 2007 (ICEA-Mazars) et pour 2013 données REGIDESO Tableau 1.8. Factures d’eau de l’État, paiements et impayés depuis le 1er janvier 2012 en Md FC Indicateurs 2012 2013 Fin Août 2014 Cumul Factures certifiées 23,0 23,8 15,7 62,5 Paiement de l'État 6,3 2,8 0 9,1 Impayés 16,7 21,0 15,7 53,4 Ventes d’eau Md FC 119 117,9 Impayés en % du CA 14% 17,8% Sources : données REGIDESO 32. L’insolvabilité des abonnés et l’accumulation des impayés, notamment ceux de l’État, contribuent à maintenir inactif un nombre important de points de vente. Le taux de points de vente inactifs a été légèrement réduit de 2 points entre 2006 et 2013 mais reste plus de 30 points au-dessus des meilleures pratiques en Afrique. Les enquêtes réalisées 15 montrent qu’environ 30% des points de vente sont inactifs car le réseau n’est pas en mesure de les alimenter en eau. Mais la majorité des points de vente inactifs le sont surtout en raison de l’insolvabilité des abonnés et/ou de l’accumulation des impayés. En effet, le taux de recouvrement des clients privés a baissé de 6 points et le taux de recouvrement global, plombé par le non-paiement par l’État des consommations d’eau des administrations, ne s’est pas amélioré. Les impayés de l’État représentaient 14% du CA en 2012 et 17,8% en 2013. Entre le 1er janvier 2012, date de création de la REGIDESO SARL, et la fin du mois d’août 2014, les impayés se sont élevés à 53 milliards de FC et représentaient 45% du CA annuel moyen de 2012 et 2013 (voir Tableau 1.8). 33. Le non-paiement par l’État des consommations d’eau des IO et des ayants droit, empêche la trésorerie de la REGIDESO de financer l’exploitation du service public. Chaque mois, après le paiement des salaires, des impôts et des taxes ainsi que des produits de traitement de l’eau, il reste, au plus, 1 milliard de FC pour financer les autres charges d’exploitation. Ces dernières sont en moyenne de 4 milliards de FC, dont seulement 25% de la somme est disponible. La REGIDESO est donc contrainte à un arbitrage permanent des priorités qui la conduit, notamment, à ne pas payer les factures d’électricité à la SNEL, à différer l’achat de pièces de rechange et de réparation et, faute de moyens de transport, à limiter la mobilité des agents d’exploitation et de maintenance. Les impayés de l’État et les tensions qui en résultent pour la trésorerie de la REGIDESO mettent donc en péril la maintenance des infrastructures. Cela empêche toute amélioration de la qualité du service fourni aux usagers, qui est la condition préalable au redressement de la société. Les impayés de l’État sont également un obstacle au paiement des arriérés des salaires dont le montant est de l’ordre de 2,5 milliards de FC. II. Charges de Personnel et Impact sur le Déficit de la REGIDESO A. Charges de personnel et Productivité Financière de la REGIDESO Tableau 1.9. Évolutions des Charges de Personnel et du Tarif Moyen entre 2011 et 2013 Indicateurs Unité de Mesure 2011 2012 2013 2013/2011 Ventes d'eau Md FC 115,2 115,6 117,9 2,3% Charges de personnel Md FC 41,4 45,5 48 15,9% 3 Volume vendu Mm 165,2 165,8 171,6 3,9% Effectif agents 4 068 3 977 3 849 -5,4% Charges de personnel par agent M FC/agent 10,2 11,4 12,5 22,5% Prix moyen du m3 FC/m3 697 697 687 -1,5% 3 3 Prix moyen du m USD/m 0,76 0,76 0,75 -1,5% Sources : REGIDESO 34. La productivité physique s’est améliorée en raison de la diminution des effectifs, mais l’inflation des charges de personnel mine la productivité financière. L’effectif a diminué d’environ 21% (de 4 901 à 3 849 agents) entre 2006 et 2013 sous l’effet du plan social réalisé en 2010 qui a concerné 446 agents et de l’arrêt des recrutements depuis 2008. La 16 réduction des effectifs a été forte parmi les agents de maîtrise (-28%) et les personnels d’exécution (-25%). Elle a été plus modérée parmi les cadres (-10%). Ainsi, la production physique, mesurée en nombre d’agents par points de vente en service, s’est améliorée. Cependant, en dépit de cette importante réduction des effectifs, la productivité financière des agents, mesurée en part des charges de personnel dans le CA, est restée presque inchangée (35% en 2006 contre 34% en 2013 – voir Graphique 1.2). L’amélioration attendue du plan social de 2010 a, en effet, été gommée par la très forte hausse des salaires de 62% intervenue juste avant sa mise en œuvre entre 2008 et 2009. L’amélioration attendue du plan social de 2010 a, en effet, été gommée par la très forte hausse des salaires de 62% intervenue juste avant sa mise en œuvre entre 2008 et 2009, tandis que le CA ne progressait que de 32%. Les augmentations de salaires ont continué.au cours des années qui ont suivi le plan social, et cette croissance cumulée aurait atteint 30%. Graphique 1.2. Charges de Personnel et CA Source : REGIDESO 35. L’inflation des charges de personnel est due à une convention collective octroyant des avantages qui ne concordent pas avec la qualité et l’évolution du service. Si rien n’est fait, et si la croissance de l’activité demeure faible, le ratio charges de personnel/CA se dégradera davantage à l’avenir. En effet, entre 2011 et 2013, les charges de personnel par agent ont augmenté de 22,5%, alors que le CA n’a augmenté que de 2,3%, soit 10 fois moins vite, et cela malgré une baisse de l’effectif de 5,4% (voir Tableau 1.9). Ce paradoxe est la conséquence du vieillissement de l’effectif, résultant de l’arrêt des recrutements depuis 2008, et d’une convention collective qui valorise fortement l’ancienneté ; avec une augmentation de 5% de la rémunération de base et des primes induites par année de présence ; ce qui provoque une forte inflation des charges de personnel. Plus de 95% des charges du personnel résultent de primes et d’indemnités, tandis que le salaire de base ne représente que 5% de ces charges. Enfin, les primes de productivité et de transport représentent respectivement 2,6 et 6 fois la rémunération de base. 17 B. L’Augmentation des Tarifs : Solution au Déficit de la REGIDESO ? 36. Les défaillances de l’exploitation et l’inflation des charges de personnel continuent à creuser le déficit de la REGDESO qui compte y faire face en augmentant les tarifs. Le résultat net, déficitaire en 2006, l’est encore en 2013, à hauteur de 37% du CA. La REGIDESO sollicite de l’État une augmentation des tarifs de l’ordre de 17% afin de rétablir son équilibre financier en portant le tarif moyen (687 FC en 2013 ou 0,75 dollar US) au niveau du coût de revient (811 FC en 2013 ou 0,89 dollar US). Or le tarif moyen est déjà élevé compte tenu de la qualité du service fourni aux abonnés. À titre de comparaison, les tarifs moyens sont de 0,8 dollar USD/m3 en Côte d’Ivoire, et 0,9 dollar USD/m3 au Sénégal et au Burkina Faso, pour des services de bonne qualité avec une distribution d’eau continue et où le tarif permet de rembourser les emprunts souscrits pour financer les infrastructures. 37. La hausse du tarif augmenterait le poids du secteur de l’eau pour l’économie et sa charge pour les ménages au-delà des niveaux observés dans les autres pays d’Afrique. Le poids du secteur de l’eau, pour un taux de desserte de 100%, serait de 1,1% du PIB. À titre de comparaison le poids de l’eau dans le PIB est de 0,87% au Cameroun et de 0,75% en Côte d’Ivoire. De plus, l’enquête sur le niveau de satisfaction de la clientèle de la REGIDESO, réalisée en 2011, montre que 73,4% des ménages estiment le tarif excessif tandis que 21,4% le juge abordable ou bas. L’augmentation du tarif devrait dépendre des études tarifaires qui précisent la capacité et la volonté des habitants à payer l’eau. III. Performance de la REGIDESO et Relations avec l’État 38. L’absence de progrès de la REGIDESO met en question l’efficacité du contrat de performance et des contrats d’appui mis à sa disposition (voir Tableau 1.10). Le contrat de performance, assigne des objectifs de performance à la REGIDESO23 pour les trois prochaines années. Pour l’essentiel, ces objectifs sont cohérents avec les conclusions de notre analyse, hormis la hausse du tarif prévu à 0,8 USD/m3 à partir de 2014 (0,75 en 2013). Le contrat de performance est appuyé par un contrat de service et un contrat d’audit. Les objectifs du contrat de performance, signé en février 2012, ont été définis pour l’année 2014, et la comparaison des objectifs et des réalisations ne peut donc être que partielle. Cependant, la stagnation de l’activité, la dérive des charges de personnel, la persistance de pertes d’eau excessives , etc. apparaissent clairement dans les données historiques de 2011, 2012 et 2013 qui ont été rassemblées par la REDIDESO et vérifiées par l’auditeur technique. 39. Les auditeurs auraient dû détecter les risques techniques et financiers et proposer des solutions de redressement. L’auditeur technique intervient depuis septembre 2012 et, malgré le doute quant à la volonté de mettre en œuvre les solutions proposées, aurait dû détecter les risques techniques (pertes en eau par exemple), analyser les causes et proposer un plan d’action pour y remédier. De même, le contrat de service, en vigueur depuis mars 2013, aurait dû agir prioritairement sur les leviers déterminants pour le redressement financier de la société. 23 Ces objectifs de performance ont été définis par l’auditeur technique conformément au contrat de performance et validés par la REGIDESO et l’État. 18 Il en va ainsi, de l’efficacité commerciale de la société par la généralisation du comptage, du recensement des abonnés actifs et de la révision de la convention collective, tout en sachant à quel point ce dernier chantier est sensible. Toutes ces actions sont explicitement prévues par le contrat de performance à la mise en œuvre duquel le contrat de service apporte son appui. Tableau 1.10. Réalisations 2006, 2013 et Objectifs du Contrat de Performance Objectifs du contrat de Réalisations Indicateurs Unité de Mesure performance 2006 2013 2014 2015 2016 Rendement de facturation % 60,4% 59,5% 64% 66% 72% Taux de points de vente inactifs % 47,8% 45,8% 40% 35% 25% Productivité physique Agents/1000 PVS 20 13 14,8 13,0 11,2 Charges de personnel/CA % 35% 34% 39% 34% 30% Tarif moyen USD/m3 0,76 0,80 0,80 0,80 Sources : pour 2006 étude diagnostic de 2007 (ICEA-Mazars) et pour 2013 données REGIDESO Section 4 : La Dépense Publique dans le Secteur de l’Eau 40. Les investissements publics dans le secteur de l’eau en milieu urbain entre 2006 et 2013 sont restés bien en dessous des besoins. Le secteur de l’eau en milieu urbain ne semble pas être une priorité du gouvernement et sa contribution au financement des investissements est insignifiante. Les activités du programme public sont partagées entre travaux de réhabilitation et de renouvellement, mais sont loin d’accompagner la croissance démographique du pays. Depuis 2006, les investissements ont permis de maintenir le taux d’accès à l’eau en milieu rural et d’améliorer l’accès à l’assainissement en RDC. La dépense par habitant au niveau du périmètre de la REGIDESO a été largement supérieure à celle en milieu rural. Les documents techniques de planification des investissements font défaut et l’existence de plans de renouvellement des infrastructures aurait facilité la conception et la mise en œuvre des projets dans le secteur de l’eau, qui souffrent de retards et de gaspillages dus, entre autres, à la faible capacité d’exécution des projets. 41. Les difficultés au niveau de la maintenance sont la conséquence des problèmes de trésorerie de la REGIDESO. La REGIDESO n’est pas en mesure de procéder systématiquement à la maintenance curative et à la réparation des fuites signalées sur le réseau de distribution. La maintenance est compliquée par une connaissance insuffisante des infrastructures et le manque de traçabilité des interventions. Les réparations sur le réseau se font dans des conditions sous-optimales et menacent de le fragiliser davantage. En 2013, la REGIDESO n’a pu financer que 65% des opérations de maintenance courante des infrastructures. Les résultats de la maintenance de réseau paraissent largement sous-optimaux, compte tenu du rendement de facturation et des autres indicateurs, comme les taux de réparation des réseaux et de branchements. 19 I. Les Intervenants dans les Investissements en Milieu Urbain 42. Deux structures de la REGIDESO gèrent les investissements, et le processus pourrait être amélioré par l’implication de l’État et la coordination avec l’exploitation. Les deux structures en charge de l’investissement sont (i) Le Centre d’Exécution des Projets Eau (CEP-O) qui rapporte directement à l’Administrateur Délégué Général (ADG) de la REGIDESO et qui gère les projets financés par la Banque mondiale et la BAD, et (ii) la Direction du Développement et de la Réhabilitation (DDR) qui rapporte à l’Administrateur Délégué Technique (ADT) (voir Tableau 1.11). La DDR gère les projets autres que ceux gérés par le CEP-O. Les défenseurs de ce partage de la gestion des investissements de la REGIDESO entre deux structures plaident en faveur de la spécialisation de chaque structure, alors que les opposants dénoncent la perte d’efficacité résultant du partage des compétences. Cependant, l’expérience montre qu’il est fréquent que plusieurs structures interviennent dans les investissements des services publics d’eau (sociétés de patrimoine, sociétés d’exploitation, Ministères, etc.). Cette multiplication des intervenants ne devrait pas nuire à l’efficacité des processus d’investissements dès lors que la répartition des tâches entre eux est claire. Cette efficacité pourrait cependant être améliorée pour les trois thèmes suivants : l’implication de l’État, le rôle de la Direction de l’exploitation et de celui des experts. Tableau 1.11. Investissements – Répartition des Tâches Techniques entre Intervenants Tâches Techniques État DDR CEP-O DEX BE Experts Stratégie d’investissement, budgets et planification X X Établissement du programme X Approbation du programme X Rapport sur l’exécution du programme X Préparation des Termes de référence des études (TDR) X* X* X X** Préparation des TDR fournitures X* X* X Approbation des études X* X* X X** Préparation des Dossiers d’Appel d’Offres (DAO) pour X les travaux Approbation des DAO travaux X* X* X Analyse des offres X* X* X X X** Direction des travaux X* X* X X Réception des travaux X* X* X X *DDR pour les projets qui la concerne et CEP-O pour les projets qui le concerne ** Pour les études complexes (schéma directeur, étude tarifaire, recrutement d’auditeur , etc.) 43. L’État devrait à l’avenir jouer un rôle plus actif, notamment dans la définition de la stratégie d’investissement. Le rôle de l’État est limité aujourd’hui à la validation du programme d’investissement préparé par la DDR. Il devrait signer le Contrat de Concession avec la REGIDESO, fixer les objectifs de développement du secteur, et s’impliquer plus dans la définition de la stratégie d’investissement, le rythme d’investissement et la planification. Le Comité National d’Action de l’Eau et de l’Assainissement (CNAEA), entité interministérielle autrefois très active dans le secteur de l’eau en milieu urbain, mais qui ne l’est plus aujourd’hui, serait probablement le cadre le mieux adapté à ces débats. 44. Le rôle de la Direction de l’exploitation doit être accru dans la conception des ouvrages. Les spécifications des ouvrages devraient bénéficier des retours d’expérience de 20 l’exploitant. La Direction de l’exploitation doit être impliquée dans la conception des ouvrages, l’analyse des offres des entreprises, la direction et la réception des travaux quelle que soit la structure en charge du projet (DDR ou CEP-O). En effet, les investissements dans les infrastructures ont vocation à être exploités et doivent donc être adaptés à cet objectif. 45. Les études stratégiques complexes devraient faire l’objet d’une implication plus importante des experts. Certaines études ont un caractère stratégique et relèvent de spécialités complexes qui nécessitent des compétences spécifiques. C’est le cas des schémas directeurs, des études tarifaires, de la conception des modèles financiers, etc. Pour de telles études la structure en charge du projet doit pouvoir être renforcée par un expert dans les phases de préparation des termes de référence, d’analyses des offres et de réception des études. Encadré 1.5. Le Rôle de l’Exploitation dans les Spécifications des Appels d’Offres Les péripéties des marchés passés pour généraliser le comptage de l’eau consommée par les abonnés, très connues à la REGIDESO, illustrent bien la concertation insuffisante entre les structures de gestion des projets et l’exploitation : 250 000 compteurs ont été commandés et livrés en novembre 2012, mais au moment de les installer, il s’est avéré qu’il manquait les bagues d’inviolabilité et les robinets d’arrêt ainsi que d’autres accessoires de montage, des véhicules et l’outillage pour installer les compteurs. De nouveaux appels d’offres ont été lancés et tous les approvisionnements complémentaires ont été livrés à la fin de 2014. Résultat : le taux de comptage en distribution n’était pas encore suffisant, n’atteignant que 37% à fin 2013 contre 30% à fin 2006. Un autre exemple de spécifications techniques contestables concerne les deux marchés passés dans le cadre du PEMU pour les réseaux primaires, secondaires et tertiaires de Kinshasa. L’acier, qui est un matériau abandonné par la majorité des services publics d’eau en raison de sa piètre longévité, était le matériau prévu par les dossiers d’appel d’offres. Fort heureusement, lors de la réception en usine, les tuyaux en acier se sont avérés non conformes aux spécifications et ont été remplacés, sans suppléments de prix, par des tuyaux en Polyéthylène Haute Densité (PEHD). Il semble que la spécification initiale résultait d’une recommandation des exploitants, probablement dictée par l’habitude (plus de 40% des réseaux de Kinshasa sont en acier). Cet exemple montre que le seul avis de l’exploitant peut ne pas être pertinent et qu’il est nécessaire que les choix technologiques résultent d’un débat entre acteurs spécialisés, notamment entre les agences d’exécution, les bureaux d’études et les exploitants. Source : équipes de la Banque Mondiale II. Les Investissements depuis 2006 A. Les Investissements en Milieu Urbain 46. Les investissements dans le secteur de l’eau en milieu urbain entre 2006 et 2013 sont restés bien en dessous des besoins. Conformément à la stratégie définie en 2007, 312 millions de dollars US ont été investis dans le secteur de l’eau en milieu urbain jusqu’en 2013, soit en moyenne 39 millions de dollars US par an et 42% du CA de la période. C’est peu au regard des investissements réalisés dans les services publics d’eau en milieu urbain qui dans des pays comparables sont de l’ordre de 80% du CA. C’est surtout peu au regard de l’état des infrastructures qui nécessiteraient des programmes de renouvellement substantiels et du faible taux de desserte en eau qui devrait motiver d’importants programmes d’extension. La majorité de ces investissements (61%) a été consacrée aux opérations de renouvellement et de réhabilitation des infrastructures, tandis que 30% étaient affectés aux extensions et 9% à 21 l’acquisition de moyens d’exploitation. De plus, 40% du montant total a été investi à la fin de la période, en 2012 et 2013, notamment sous l’effet du PEMU. 47. Les données détaillées sur l’investissement ne sont disponibles que pour la période 2010-2015. Les données détaillées (investissement par province et financement par origine) font défaut pour toute la période 2006-2013. En revanche, le rapport sur l’exécution du programme d’investissement en application du contrat de performance (article 24.5) qui porte sur la période 2010-2015, contient des données détaillées (voir Tableau 1.13). Le montant de ce programme quinquennal est de 280 millions de dollars US dont 60% avaient été mandatés au 31 décembre 2013. Si un tel rapport sur l’exécution du programme d’investissement, mis à la charge de la REGIDESO par le contrat de performance, avait été publié depuis 2006 toutes les données auraient été disponibles pour l’examen de la période 2006-2013. Tableau 1.12. Les Investissements dans le Secteur de l’Eau en Milieu Urbain Entre 2006 et 2013 Investissements Millions de Dollars US % Extensions 94 30% Réhabilitation et renouvellement 190 61% Acquisition d’immobilisations 29 9% Total investissement 312 100% CA sur la période 743 En % du CA 42% Population supplémentaire desservie* 1 900 000 Coût par bénéficiaire 168 Financement Millions de Dollars US Autofinancement 43 14% État 8 2% Extérieur 261 84% Total financement 312 100% Source : REGIDESO Note : *30 personnes par branchement et 200 personnes par BF Tableau 1.13. Exécution du Programme d’Investissement dans les Infrastructures 2010-2015 –Par Province Allocation de Mandaté Engagement Engagement Mandatement Province Base 31/12/2013 Dollars US Dollars US % Dollars US % Kinshasa 115 304 878 97 005 599 84% 75 534 955 78% Bandundu 15 000 000 16 337 101 109% 9 371 846 57% Bas Congo 25 025 609 24 248 701 97% 9 426 858 39% Kasai-Occidental 63 268 626 60 035 571 95% 37 459 913 62% Kasai-Oriental 27 000 000 22 918 464 85% 13 611 833 59% Nord Kivu nd nd nd nd nd Sud Kivu nd nd nd nd nd Maniema nd nd nd nd nd Katanga 23 500 000 39 446 037 168% 7 958 321 20% Equateur 11 321 250 8 888 747 79% 8 439 277 95% Orientale nd nd nd nd nd Total RDC 280 420 363 268 880 220 96% 161 803 004 60% Source : rapport 2013 REGIDESO sur l’exécution du programme d’investissement nd : non disponible 22 48. Le secteur de l’eau en milieu urbain ne semble pas être une priorité du gouvernement et sa contribution au financement des investissements est insignifiante. Entre 2006 et 2013, l’État n’a contribué au financement du programme d’investissement qu’à hauteur de 2% de son montant. L’essentiel du financement est extérieur (84%), la REGIDESO y contribuant à hauteur de 14%. Les données sur le financement du programme d’investissement 2010-2015 montrent une implication de l’État encore plus réduite, ne dépassant pas 1% (voir Tableau 1.14). En effet, le financement est essentiellement assuré par les bailleurs. Tous ces financements sont des dons à l’exception du financement de la BADEA qui est un prêt rétrocédé par l’État à la REGIDESO par l’accord de rétrocession du 15/10/2010. Ce prêt porte un taux d’intérêt de 5% pour une durée totale de 30 ans, dont 6 ans de différé et 24 ans de remboursement. Le Tableau 1.14 montre que le CEP-O a géré 68% des activités du programme d’investissement 2010-2015 (Banque mondiale + BAD) et la DDR 30%. Tableau 1.14. Financement du Programme d’Investissement dans les Infrastructures 2010-2015 en USD Banque mondiale 111 000 000 40% BAD 78 365 485 28% JICA 44 304 878 16% RFA KFW 28 250 000 10% BADEA 13 500 000 5% État 3 500 000 1% MSF 1 500 000 1% Afrique du Sud nd nd CICR nd nd USAID Mercy Corps nd nd Total 280 420 363 100% Source : REGIDESO rapport sur l’exécution du programme d’investissement exercice 2013 nd : non disponible Tableau 1.15. Les Activités du Programme d’Investissement dans les Infrastructures 2010-2015 Prévu 2010-2015 Activité Unité Travaux de Réhabilitation Travaux d’Extension /Renouvellement /Renforcement Captage m3/jour 228 318 226 450 Capacités de production m3/jour 209 358 179 650 Capacités des réservoirs m3/jour 11 470 25 045 Stations de pompage m3/jour 362 640 166 530 Longueur des réseaux Km - 927 Nombres de points de livraison u 235 000 56 824 Nombre de bornes-fontaines u 78 1 238 Source : REGIDESO rapport sur l’exécution du programme d’investissement exercice 2013 49. Les activités du programme sont partagées entre travaux de réhabilitation et de renouvellement, mais restent loin d’accompagner la croissance démographique du pays. Les données physiques du Tableau 1.15 confirment l’insuffisance du programme d’investissement 2010-2015 au regard de la croissance démographique. En effet, cette dernière était estimée à 19%24 sur cette période alors que la capacité de ne devait augmenter que de 15%, la longueur des réseaux de 9% et le nombre de points de livraison de 11%. Seul le nombre 24 Croissance annuelle de 3,5 % dans le périmètre de la REGIDESO. Cette hypothèse est inférieure à celle du modèle financier de la REGIDESO (4,5 %). 23 de bornes-fontaines devait augmenter plus que la population. La composante A du PEMU, à savoir l’amélioration et l’extension de l’AEP dans les 3 principaux centres, fait partie de ce programme d’investissement. La composante B s’élève à 68,9 millions dollars US et vise à soutenir la réforme du secteur, à renforcer les capacités et à améliorer la gouvernance (voir Tableau 1.16). 50. La REGIDESO n’est cependant pas l’unique intervenant sur son périmètre d’exploitation et ne peut donc pas imposer un respect absolu de son cahier des charges. Les modalités d’exécution de certains projets d’AEP sont inconnues de la REGIDESO. Les informations correspondantes ne figurent donc pas dans le tableau précédent. Il en est ainsi, notamment : (i) des projets financés par le CICR et par l’USAID Mercy Corps, dans la ville de Goma au Nord Kivu, (ii) du projet financé par l’Afrique du Sud dans la ville de Lubumbashi au Katanga, et (iii) du projet financé par MSF à Kalémi. L’implication de tels opérateurs dans le périmètre d’intervention de la REGIDESO signifie que la REGIDESO n’est pas en mesure de faire respecter son cahier des charges dans l’ensemble de son périmètre d’intervention. L’article 17 du projet de contrat de concession, dont l’instruction est en cours, précise les modalités applicables à de tels opérateurs intervenant dans le périmètre de la concession. Tableau 1.16. La Composante B du PEMU « Soutien à la Réforme du Secteur, Renforcement de Capacité et Amélioration de la Gouvernance » Composante Millions de Dollars US Contrat de service 11,4 Fonds d'investissement et d'exploitation 15,8 Plan social REGIDESO 12,7 Communication 3 Renforts, compétence et gouvernance 11,2 Réduction des consommations IO 1,4 Stratégie assainissement 1 Suivi, évaluation et supervision 12,4 Total 68,9 Source : REGIDESO CEP-O B. Quelques Données sur la Dépense AEPA en Milieu Rural 51. Depuis 2006, les investissements ont permis de maintenir le taux d’accès à l’eau en milieu rural et d’améliorer l’accès à l’assainissement en RDC. Le PN-AEPA fait le point sur les dépenses publiques d’investissement dans le secteur de l’eau et de l’assainissement en milieu rural. Le Projet Eau et Assainissement en milieu Semi-Urbain (PEASU) a été reclassé dans le périmètre de la REGIDESO. Le Tableau 1.17 montre un investissement total de 146,3 millions de dollars US en milieu rural réparti à raison de 76,2 millions pour l’eau et 70,1 millions pour l’assainissement. Les projets concernent essentiellement la période 2006- 2012 et l’investissement moyen aurait donc été d’environ 20 millions USD par an, réparti à raison de 55% pour l’eau et 45% pour l’assainissement. En 2012 la dépense a été de 43 millions de dollars US, toujours hors projet PSEAU compté en milieu urbain, répartie à parts égales entre l’eau et l’assainissement (22 millions pour l’assainissement et 21 millions pour l’eau). Ces investissements dans le milieu rural ont permis d’améliorer les taux d’accès à l’eau et à l’assainissement qui restent toutefois faibles (voir Tableau 1.18). 24 52. Les quelques données précédentes montrent que la dépense par habitant en milieu urbain a été largement supérieure à celle en milieu rural. Entre 2006 et 2013, l’investissement par habitant dans le secteur de l’eau en milieu urbain a été 5 fois plus important qu’en milieu rural où le taux d’accès à l’eau est le plus faible. Le financement par bénéficiaire a été d’environ 30 dollars US (voir Tableau 1.17) pour l’eau et l’assainissement en milieu rural, contre 168 dollars US (voir Tableau 1.12) en milieu urbain et uniquement pour l’eau. Les coûts d’exploitation de l’AEP en milieu rural et semi-urbain sont estimés à 27 millions de dollars US par an (voir Tableau 1.19). Tableau 1.17. Principaux Projets et Financements de l’AEPA en Milieu Rural Coût Agence Population Projet/Programme Financements (Millions de Période d’exécution bénéficiaire dollars US) DFID, UNICEF, Village et École - 2006 – UNICEF USAID, Japon, 52,1(*) 1,6 million Assainissement 2010 Pooled Fund … PILAEP – Systèmes UE, DGCD, DFID, 2007 - CTB 29,0 1,4 million AEP autonomes AFD 2012 PMURIS – 2004 - BCECO FAD 0,9 Composante A 2010 2010 - PAEPR – SNHR SNHR Inde, Gouvernement 28,3 425.000 2012 2002 - EH-CICR CICR CICR et donateurs 36,0 1,7 million 2010 Total 146,3 ~5 millions Source : PN-AEPA Note : *hors participation des bénéficiaires Tableau 1.18. Évaluation de l’Effet des Investissements AEPA en Milieu Rural Indicateurs Unité 2013/2006 Population supplémentaire* Habitant 10 936 572 Taux d’accès à l'eau % 13,5% Taux d'accès à l'assainissement % 10,3% Dépense unitaire pour l'eau Dollar US par Habitant 50 Dépense unitaire pour l'assainissement Dollar US par Habitant 20 Dépenses pour maintenir le taux d’accès à l’eau Millions de dollars US 74 Dépenses réalisées pour l’eau Millions de dollars US 77 Dépenses pour maintenir l'accès à l'assainissement Millions de dollars US 23 Dépenses réalisées pour l’assainissement Millions de dollars US 63 Note : *taux de croissance adopté de 3,2% par an (hypothèse du PN-AEPA pour le milieu rural) Tableau 1.19. Dépenses dans les Systèmes AEP (et Assainissement pour le Rural) - 2006 et 2013 Urbain Rural Rural Unité Total Eau Eau Assainissement Investissement total Millions de dollars US 312,0 88,0 72 472,0 Investissement annuel Millions de dollars US 39,0 11,0 9 59,0 Exploitation Millions de dollars US/An 204,8 27,0 231,8 Investissement par habitant Dollar US 10,1 2,0 1,6 6,3 m3 distribués Mm3 171 40 211,0 Consommation par Litres/Jour/Habitant 15,2 2,5 7,7 habitant 25 C. Les Plans de Renouvellement et les Schémas Directeurs 53. Les documents techniques de planification des investissements (schémas directeurs et plan de renouvellement) font défaut. Les études préliminaires de définition des travaux de réhabilitation que le PEMU devait financer ont été laborieuses. Les travaux d’un premier bureau d’études, jugés insuffisants, ont dû être complétés par ceux d’un second, ce qui a pris beaucoup de temps et retardé d’autant le démarrage du projet. Le besoin de documents directeurs se fait aussi sentir pour les investissements de développement. En effet, la REGIDESO ne dispose actuellement de schémas directeurs d’AEP que pour 7 de ses 97 centres dont 5 ayant déjà atteint leur horizon de projection en 2015 (voir Tableau 1.20). Un appel d’offres est en cours pour la réalisation du schéma directeur de Lubumbashi. La réalisation des schémas directeurs, dont en priorité ceux des centres les plus importants, est indispensable pour permettre la définition de projets de développement partiels, cohérents avec un projet d’ensemble. Tableau 1.20. Les Schémas Directeurs Disponibles à la REGIDESO Centre Année de réalisation Horizon de projection Appréciation Kinshasa 2008 2027 Valide Bukavu 2013 2020 Valide Lubumbashi 2015? Appel d’offres en cours Goma 2012 2015 À renouveler Bandundu 2004 2015 À renouveler Inkisi 2004 2015 À renouveler Kolwezi 2008 2015 À renouveler Kamina 2008 2015 À renouveler Source : REGIDESO, 2014 D. Les Conditions de Mise en Œuvre des Investissements en Milieu Urbain 54. L’existence de plans de renouvellement des infrastructures aurait facilité la conception et la mise en œuvre du PEMU. Le projet PEMU, financé par un don de la Banque mondiale de 190 millions de dollars US, est le plus important du programme d’investissement pour 2010-2014 et il est entré en vigueur le 3 novembre 2009. Le PEMU comprend deux composantes : une composante A - amélioration et extension des services d’AEP dans les trois principaux centres urbains et une composante B – soutien à la réforme du secteur, au renforcement des capacités et à l’amélioration de la gouvernance 55. Le PEMU, comme d’autres projets dans le secteur de l’eau, a souffert de retards dus, entre autres, à la faible capacité d’exécution des projets. L’exécution des marchés de travaux (hors marchés de fournitures) de la « composante A » a donné lieu a beaucoup d’avenants : les 8 marchés recensés ont donné lieu à 11 avenants (1,4 avenant par marché) qui ont majoré le prix total de 20% et ont généré un délai initial cumulé de 30%. S’agissant de travaux de réhabilitation, beaucoup plus difficiles à cerner que des travaux neufs, il n’est pas anormal que ces marchés aient donné lieu à des avenants. Cependant des études initiales de meilleure qualité en auraient probablement limité les conséquences. Le PN-AEPA en milieu urbain rapporte l’appréciation de la BAD sur la mise en œuvre du PEASU : « La BAD estime 26 que les contraintes qui freinent la bonne exécution des projets sont particulièrement les difficultés de versement de la contrepartie nationale, la faible capacité d’exécution résultant de la faible capacité d’absorption et la non-maîtrise des règles et procédures de passation des marchés de la Banque ». III. La Maintenance des Infrastructures 56. Les difficultés au niveau de la maintenance sont la conséquence des problèmes de trésorerie de la REGIDESO qui affectent la maintenance électromécanique et celle des réseaux. L’organisation de la maintenance de production de la REGIDESO est satisfaisante dans la mesure où un plan de maintenance existe et les interventions de maintenance sont enregistrées. Cette organisation est en cours d’actualisation dans le cadre du produit N°3 du contrat de service. Il ressort des entretiens avec les responsables de la maintenance électromécanique que leurs principales difficultés concernent : (i) l’indisponibilité des pièces de rechange, conséquence des difficultés de trésorerie de l’entreprise, (ii) le manque d’outillages collectifs et individuels, et (iii) l’insuffisance des moyens de transport disponibles pour les agents de maintenance. Au niveau du réseau, les principales causes de pannes sont la mauvaise qualité du réseau électrique public et la vétusté des équipements. A. L’Organisation des Opérations de Maintenance à la REGIDESO 57. La maintenance électromécanique pourrait être améliorée par sa meilleure prise en compte dans les projets de travaux neufs. Les projets de travaux neufs pourraient, notamment, prévoir un examen des projets par les agents de maintenance, la formation des agents par les fournisseurs aux technologies qu’ils ne maîtrisent pas ainsi que la participation effective des agents aux essais et à la réception des ouvrages. En effet, l’amélioration de la maintenance électromécanique découle de la correction des points faibles suivants : (i) disposer des pièces de rechange permettant de faire toutes les opérations de maintenance préventives, y compris les grosses réparations, (ii) compléter l’outillage des agents, notamment dans le domaine de la maintenance prédictive25, (iii) renforcer la mobilité des agents par des engins et des véhicules ad-hoc, et (iv) former les agents et les électromécaniciens aux nouvelles technologies (électronique de puissance, automatisme, instrumentation, supervision, etc.). Les coûts de remise à niveau de la maintenance électromécanique ont été estimés à 3.1 millions de dollars US par le contrat de service dans le cadre du produit N°3 (organisation de la maintenance – voir Tableau 1.21). 58. La REGIDESO n’est pas en mesure de procéder systématiquement à la maintenance curative et à la réparation des fuites signalées sur le réseau de distribution. Il n’y a pas actuellement de recherche de fuites et seules les fuites apparentes sont signalées. Les délais de réparation des fuites de la REGIDESO sont assez longs, atteignant 24 heures pour le réseau primaire et 48 heures pour le réseau secondaire. Le produit N°4 du contrat de service 25 La maintenance prédictive ou la détection avant que les pannes ne surviennent comprend, entre autres, la mesure de vibrations, l’usage du dispositif d’alignement des machines, l’usage des caméras thermiques , etc. 27 traite de l’amélioration de la recherche et de la réparation des fuites d’eau. Le diagnostic fait dans le cadre de ce produit est le suivant : « pas d’outillage ou outillage inadapté et insuffisant, mobilité insuffisante des équipes faute de moyens de transport, pas de stocks de pièces de réparation, pas d’investigations de recherche des fuites… ». Tableau 1.21. Coût de la Remise à Niveau de la Maintenance Electromécanique Total « 3 RDC Matériel/Équipement Unité Kinshasa Lubumbashi Matadi Centres » Extrapolation Logistique (véhicules et USD 569 000 335 000 85 000 989 000 1 561 016 outillage) Pièces de rechange USD 610 000 53 000 72 000 735 000 1 160 108 Équipements de sécurité USD 78 000 32 000 25 000 135 000 213 081 Formation USD 72 000 22 000 16 000 110 000 173 622 Total USD 1 329 000 442 000 198 000 1 969 000 3 107 827 Source : produit Nº3 du Contrat de Service Tableau 1.22. Coût de la Remise à Niveau de la Maintenance des Réseaux Total « 3 RDC Matériel/Équipement Unité Kinshasa Lubumbashi Matadi Centres » Extrapolation USD Pièces de réparation 1 002 000 519 000 41 000 1 562 000 3 398 023 USD Outillage USD 54 000 14 000 24 800 92 800 201 880 Véhicules USD 1 400 000 289 000 148 000 1 837 000 3 996 266 Matériel d'intervention USD 87 000 87 000 174 000 378 525 Informatique USD 52 000 16 000 3 400 71 400 155 326 Matériel de recherche de fuites USD 213 000 125 000 132 000 470 000 1 022 452 Total USD 2 808 000 1 050 000 349 200 4 207 200 9 152 472 Source : produit Nº3 du Contrat de Service 59. La maintenance est compliquée par une connaissance insuffisante des infrastructures et le manque de traçabilité des interventions. En matière de connaissance des infrastructures, le diagnostic de 2006 mentionnait que « la numérisation des plans des réseaux de Kinshasa était en cours et serait achevée en 2008 ». La situation n’a pas beaucoup changé et la numérisation des plans des réseaux de Kinshasa a été externalisée et aurait dû être achevée en janvier 2015. Ces délais de numérisation sont excessifs et privent la REGIDESO d’un instrument de nature à améliorer l’efficience de ses interventions sur les réseaux. La numérisation des plans des réseaux et leur exploitation dans un Système d’Information Géographique (SIG) devrait aussi être étendue aux réseaux de Lubumbashi et Matadi. 60. Les réparations sur le réseau se font dans des conditions sous-optimales et menacent de le fragiliser davantage. Le diagnostic fait par le contrat de service dans le cadre du produit Nº4 indique que faute de pièces de réparation les agents de la REGIDESO réparent parfois les fuites avec des moyens de fortune comme de simples bouchons (dits seringues). De telles réparations fragilisent le réseau dans la mesure où une nouvelle fuite apparaîtra certainement au même endroit. Les pistes d’amélioration de l’efficience de la maintenance des réseaux découlent logiquement de la correction des points faibles suivants : (i) avoir en stock les pièces de réparation permettant de faire toutes les réparations dans les règles de l’art, (ii) compléter l’outillage des agents et l’outillage collectif, et (iii) renforcer la mobilité des agents 28 par des engins et des véhicules ad hoc. Les coûts de remise à niveau de la maintenance des réseaux ont été estimés par le contrat de service dans le cadre du produit Nº4, diagnostic et plan d’action pour l’amélioration de l’organisation de la recherche de fuites (voir Tableau 1.22). Le contrat de performance fait obligation à la REGIDESO de rendre compte trimestriellement des activités de maintenance (article 24.2). Malheureusement ces rapports n’ont jamais été rédigés. B. Coûts de la Maintenance Électromécanique et des Réseaux 61. En 2013, la REGIDESO n’a pu financer que 65% des opérations de maintenance courante des infrastructures. Le diagnostic de 2007 de la REGIDESO estimait les charges annuelles de maintenance (maintenance de niveaux 1, 2 et 3, c'est-à-dire hors grosses réparations et renouvellement) nécessaires à 4,32 millions de dollars US26. Cette évaluation est encore valable aujourd’hui et correspond à 15 dollars US/m3 produit. Par comparaison, ce coût est de 10 dollars US/m3 au Burkina Faso et de 8 au Sénégal, un écart amplement justifié par des infrastructures en meilleur état dans les deux pays de référence. En 2006, le budget de maintenance était à peu près égal à la dépense nécessaire. En 2013 le budget était très inférieur à la dépense nécessaire, mais semblait plus adapté aux capacités financières de la REGIDESO. Cependant, alors que le taux d’exécution du budget de maintenance ne dépassait pas 32 % en 2006, il atteignait 118% en 2013. De plus, le financement par la REGIDESO des charges de maintenance nécessaires s’est nettement amélioré, passant de 30% en 2006 à 65% en 2013 (voir Tableau 1.23). Tableau 1.23. Charges de Maintenance Courante Budgétisées, Réalisées et Nécessaires 2 006 2013 Charges de Maintenance Unité Budget Réalisé Budget Réalisé Observées* US$ 4 113 483 1 300 539 2 403 017 2 839 775 Nécessaires US$ 4 325 800 4 325 800 4 380 000 4 380 000 Observées sur Nécessaires % 30% 65% Réalisées/CA % 2,2% Nécessaires/CA % 3,4% Sources : pour 2006 étude diagnostic, pour 2013 exécution budgétaire Note : *comptes 61420, 61421, 61450, 61460, 61470, 61710, 63230 62. Les ressources consacrées depuis 2006 aux grosses réparations et au renouvellement des infrastructures ont été égales au niveau minimal requis. En plus de la maintenance courante, les grosses réparations et le renouvellement des infrastructures sont aussi classés parmi les opérations de maintenance27. Les opérations de renouvellement et de grosses réparations permettent de maintenir durablement en état les infrastructures du service. Les coûts de ces opérations sont beaucoup plus élevés que ceux de la maintenance courante et se situent entre 24 et 32 millions de dollars US/an pour l’ensemble de la REGIDESO et entre 26 Une autre évaluation fondée sur le coût des infrastructures et les taux usuels de maintenance courante donne approximativement le même résultat, soit 4,48 millions USD/an. Il s’agit de taux annuels de maintenance courante équivalents à 0,2 % de la valeur du réseau, 1 % de la valeur de la production, 1,5 % de celle des branchements et 1 % de celle des réservoirs. 27 La norme AFNOR FD X 60 000 « maintenance industrielle – fonction maintenance » définit 5 niveaux de maintenance, le 5ème étant le renouvellement d’un bien. 29 14 et 18 millions de dollars US/an pour les « 3 centres ». Les taux de renouvellement retenus pour ces évaluations sont relativement élevés, notamment pour les réseaux, compte tenu de l’état des infrastructures qui n’ont fait l’objet d’aucun renouvellement entre les années 1990 et 2005. Le Tableau 1.24 montre que la REGIDESO a consacré 190 millions de dollars US en 8 ans, soit 24 millions/an depuis 2006 au renouvellement des infrastructures, ce qui est proche du niveau minimal requis. Tableau 1.24. Coûts Annuels Moyens des Renouvellements et des Grosses Réparations des Infrastructures - Evaluations Taux de REGIDESO « 3 centres » Eléments d’Infrastructure Unité renouvellement Mini Maxi Mini Maxi Mini Maxi Réseaux USD 7 384 469 9 845 958 3 394 500 4 526 000 1,5% 2,0% Capacité de production USD 10 517 040 14 022 720 6 665 382 8 887 176 3,0% 4,0% Stations de re-pompage USD 1 752 840 2 337 120 1 110 897 1 481 196 3,0% 4,0% Branchements USD 3 221 418 4 295 224 1 895 826 2 527 768 3,0% 4,0% Capacité des réservoirs USD 1 327 464 1 991 196 720 000 1 080 000 2,0% 3,0% Total par an USD 24 203 231 32 492 218 13 786 605 18 502 140 Source : équipes de la Banque Mondiale et REGIDESO C. Résultats Obtenus par la Maintenance 63. Les résultats obtenus en matière de maintenance électromécanique sont satisfaisants pour les équipements de production. Trois indicateurs peuvent être retenus pour apprécier la qualité de la maintenance électromécanique. Le premier est le taux de disponibilité des ouvrages de production, qui est le rapport entre la capacité opérationnelle et la capacité nominale. Ce taux était de 83% en 2006 et a atteint 91% en 2013. Le second est le taux de disponibilité des équipements, qui est le rapport entre le nombre d’équipements disponibles et le nombre total d’équipements. Ce taux était de 74% en 2004, 2005 et 2006 et a atteint 77% en 2013. Enfin, le troisième indicateur est le taux d’utilisation des capacités de production, qui est le rapport entre le volume produit et le volume qui aurait été produit si la capacité fonctionnelle de production avait été utilisée en permanence. Ce dernier indicateur est imparfait car il est affecté par tous les arrêts de production, y compris les coupures de l’alimentation électrique qui ne sont pas imputables à des pannes liées exclusivement à la maintenance dans le secteur de l’eau. Ceci étant dit, les deux premiers indicateurs montrent des progrès substantiels qui sont à mettre à l’actif des travaux de réhabilitation et de maintenance (voir Graphique 1.3). 64. L’insuffisance des capacités de production fait que le taux d’utilisation des capacités productives reste élevé, et cela malgré les problèmes électromécaniques (voir Graphique 1.3). Dans des systèmes où la capacité de production est insuffisante, comme c’est le cas dans les trois principaux centres, le taux d’utilisation des capacités de production fonctionnelles doit être proche de 100%. Il était, dans les 3 principaux centres, de 97% en moyenne au cours des trois dernières années et de 88% dans les 18 plus grands centres. Ce sont de bons résultats compte tenu des coupures d’électricité qui réduisent la production de près de 30 2% à Kinshasa et 3,6% à Matadi28. À titre de comparaison, le taux d’utilisation des capacités de production est de 90% pour tous les centres au Sénégal et au Burkina Faso. Graphique 1.3. Disponibilité et Utilisation des Capacités de Production 100% 90% 80% 70% 60% 50% 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Capacité fonctionnelle/nominale Taux d'utilisation des capacité fonctionnelle Source : REGIDESO Graphique 1.4. Évolution du Rendement de Facturation depuis 2005 (Ensemble de la REGIDESO) 62% 60% 58% 56% 54% 52% mise en service NDjili 3 50% 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Source : REGIDESO 65. Les résultats de la maintenance de réseau paraissent largement sous-optimaux, compte tenu du rendement de facturation. Pour la maintenance des réseaux, le principal indicateur est le rendement de facturation, soit le volume facturé par rapport au volume produit, ou son complément le taux d’eau non comptée. Le rendement de facturation a baissé d’un point entre 2006 et 2013 et demeure inférieur d’environ 20 points aux meilleurs résultats enregistrés dans ce domaine en ASS. Le Graphique 1.4 montre que la mise en service de la station de production Ndjili 3 (110 000 m3/jour) et l’augmentation des pressions de distribution qui en a résulté a fait chuter de 4 points le rendement de facturation déjà faible, gommant par l’accroissement des pertes une partie de l’impact positif attendu. En effet, entre 2008 et 2009, 28 Le taux pour Lubumbashi n’est pas disponible. De plus, ces chiffres de 2 % pour Kinshasa et 3,6 % pour Matadi semblent sous-estimés. En effet, la fourniture aléatoire de l’électricité par la SNEL empêche les installations hydrauliques de fonctionner à leur capacité nominale. Ainsi, les investissements faits dans le secteur seraient dès le départ en sous capacité, probablement de 30 %, du fait des carences de la SNEL. 31 la production a augmenté de 29 Mm3 et le volume vendu, majoritairement au forfait, de seulement 5 Mm3. Les actions mises en œuvre par la REGIDESO ont permis de regagner le terrain perdu au cours des trois années suivantes. Cet exemple montre comment les effets attendus d’un renforcement de la production peuvent être annihilés par un réseau de distribution défaillant et/ou par un mode de facturation peu performant. 66. D’autres indicateurs, comme les taux de réparation des réseaux et des branchements permettent de quantifier la maintenance du réseau. Les taux de réparation des réseaux, soit le nombre de réparations par kilomètre de réseau, et des branchements, c’est- à-dire le nombre de réparations pour 100 branchements, permettent d’évaluer l’activité liée à la réparation des fuites. Cependant, ces deux indicateurs ne sont pas interprétables séparément, car il y a des erreurs d’enregistrement, avec le classement de certaines réparations de branchements dans la catégorie des réparations de réseaux. Pour cette raison, le Tableau 1.25 contient deux indicateurs composites, non conventionnels, soit le nombre total de réparations par km de réseau et pour 100 points de livraison. Tableau 1.25. Taux de Réparation des Réseaux et des Branchements REGIDESO Burkina Indicateurs de Réparation Unité Sénégal Cameroun France 18 centres Faso Taux de réparation des réseaux Nb/km 2,5* 0,65 0,81 1 0,4 Taux de réparation des Nb/100 3,5* 6 6,5 5,5 3 branchements PV Taux de réparation des réseaux Nb/km 5 3 4,9 5,4 nd et des branchements Taux de réparation des réseaux Nb/100PV 8,2 8,8 7,8 8,5 nd et des branchements Sources : REGIDESO et calcul du consultant de la Banque Mondiale Notes : *données probablement erronées en raison d’erreurs d’enregistrement. Nb = nombre. Nd : non disponible 67. Les indicateurs utilisés permettent de conclure à l’insuffisance des réparations de la REGIDESO. Les indicateurs composites laissent supposer que les taux de réparation observés dans les 18 centres de la REGIDESO sont insuffisants. Ils sont, en effet, équivalents à ceux observés au Sénégal, un pays où les réseaux sont en meilleur état et où les fuites sont recherchées. Cela signifie, soit que toutes les fuites apparentes du réseau de la REGIDESO ne sont pas signalées, soit que toutes les fuites signalées ne sont pas réparées, soit que de nombreuses fuites ne sont pas apparentes. L’effort de recherche et de réparation des fuites devrait donc être intensifié parallèlement à la mise en œuvre d’un programme continu de renouvellement des réseaux et des branchements. Section 5 : La Pertinence, l’Efficacité, l’Efficience et l’Équité de la Dépense 68. Le programme d’investissement 2010-2015 a été cohérent avec l’objectif de redressement de la REGIDESO, mais l’objectif n’a pas été atteint. La REGIDESO est actuellement dans la première phase de son plan de redressement qui a été défini au terme du diagnostic de 2007 et qui est rappelé dans le préambule du contrat de performance. Cet objectif de redressement figure aussi dans le DSCRP2. L’objectif de cette première phase est d’atteindre l’équilibre financier de la REGIDESO par trois moyens : (i) l’amélioration de la qualité du 32 service et la modernisation de la gestion dans les « 3 centres », (ii) le paiement par l’État de ses consommations d’eau, et (iii) le début de la remise à niveau des infrastructures dans les autres centres. Ces objectifs n’ont été que partiellement atteints, soulignant ainsi des problèmes de pertinence, d’efficacité et d’efficience de la dépense. De plus, l’équité de la dépense n’est pas assurée. En effet, le programme d’investissement dans les infrastructures 2010 et 2015 privilégie les « 3 centres ». Ainsi, le montant des financements consacré aux trois centres représente 57% du montant total alors que la population de ces centres ne représente que 41% de la population du périmètre de la REGIDESO. I. La Pertinence de la Dépense 69. Les investissements de la REGIDESO sont orientés vers le redressement du service et des finances de l’entreprise. La grande majorité des investissements dans les « 3 centres » a été consacrée à l’amélioration de la continuité de la distribution de l’eau à travers le renforcement de production, la réhabilitation des canalisations, la remise à niveau des comptages d’abonnés, etc. De même dans les autres centres, autres que les « 3 centres », 77% des investissements ont bien été consacrés à la remise à niveau des infrastructures, le reste ayant été consacré à leur extension. Plus de la moitié de la composante B du PEMU contribue directement au rétablissement de l’équilibre financier de la REGIDESO, notamment par le contrat de service (10,4 millions de dollars US), le Fonds d’Investissement et d’Exploitation (FIE) associé au contrat de service (15,8 millions de dollars US), et le financement du plan social de la REGIDESO (12,7 millions de dollars US). 70. Cependant, la pertinence des actions pour atteindre l’équilibre financier de la REGIDESO est loin d’être établie. Les résultats en termes de redressement financier se font attendre, et cela pour plusieurs raisons : (i) l’État n’a pas apporté sa contribution et ne paie pas les consommations d’eau des IO, (ii) des programmes d’extension ont été financés, notamment par le PEMU (+40 000 PV et 300 BF), alors que la stratégie d’investissement de 2007 ne prévoyait pas de telles extensions du service dans la phase 1 du programme. Or, augmenter le nombre de branchements dans un service où la production est déficitaire au regard de la demande revient à accroître la pénurie et favorise ainsi les contestations de factures, les non- paiements et l’augmentation du taux de branchements inactifs. L’augmentation du nombre d’abonnés devient ainsi contre-productive et le nombre de nouvelles personnes desservies, affichées par le projet, est trompeur, et (iii) le financement du programme 2010-2015 a été insuffisant pour atteindre l’objectif de rétablissement de la qualité du service dans les « 3 centres » qui est un préalable au redressement financier de la REGIDESO. II. L’Efficience et l’Efficacité de la Dépense 71. La dépense d’investissement en elle-même était efficiente avec des coûts unitaires relativement bas. Ainsi, pour les travaux lancés par le CEP-O, la concurrence a été forte avec le plus souvent une vingtaine d'entreprises répondant aux manifestations d'intérêt. Conséquence de cette concurrence, les prix unitaires obtenus ont été très compétitifs, 33 comparables à ceux obtenus en Afrique de l'Ouest, région dont les prix sont réputés être moins élevés qu'en Afrique Centrale, et, de l'avis des professionnels, les travaux qui ont été réalisés sont de très bonne qualité. Faible prix et travaux de qualité, c'est une performance rare dans les pays à faibles revenus qui mérite d'être soulignée. 72. Cependant, les programmes d’investissement dans les infrastructures engagés depuis 2006 n’ont permis d’augmenter l’efficacité du secteur qu’à partir de 2014. Les investissements n’ont permis ni d’améliorer les performances de la REGIDESO ; ni de faire évoluer le service au rythme de la population à desservir ; ce qui n’était d’ailleurs pas le but de la stratégie d’investissement retenue. Cependant, les retards enregistrés au début du PEMU ont été rattrapés, et à quelques mois de de la clôture, le taux de décaissements du PEMU est remonté à plus de 90% et l’ensemble du crédit a été consommé. Ainsi, dans les trois centres concernés (Kinshasa, Lubumbashi et Matadi), la capacité de production a augmenté de 5%, la production et le volume facturé de 8%, et le montant facturé de 11%. Enfin, les composantes relatives au renouvellement et à la réhabilitation des infrastructures des programmes d’investissement ont été proches du niveau minimal requis pour assurer leur maintien en état ; soit 24 millions de dollars US réalisés contre 27 millions requis au minimum. 73. L’efficacité institutionnelle de la REGIDESO pourrait s’améliorer à partir de 2015, mais les inefficiences dues aux charges de personnel risquent de perdurer. Dans la composante B du PEMU les financements du contrat de service et du Fonds d’Investissement et d’Exploitation du contrat de service (FIE) produiront l’essentiel de leurs effets à partir de 2015. Ils permettront notamment de doter la société d’une nouvelle organisation, d’un schéma directeur informatique, et d’organisations et de procédures propres à chaque direction. En revanche, les problèmes de coûts et d’inflation des charges de personnel restent les mêmes que ceux qui, en 2006, avaient motivé le plan social. En effet, comme vu précédemment, le financement du plan social a été précédé d’une forte hausse des salaires qui en a annulé les effets escomptés et a anéanti son efficience. III. L’Équité de la Dépense 74. La stratégie actuelle d’investissement en milieu urbain et semi-urbain délaisse les plus pauvres et ceux qui n’accèdent à l’eau potable qu’au prix de temps de trajet excessifs. La stratégie d’investissement transcrite dans le contrat de performance de la REGIDESO consiste à rétablir la qualité de la distribution d’eau dans la zone actuellement desservie par les réseaux, en privilégiant les « 3 centres » afin de rétablir l’équilibre financier de la REGIDESO. Il s’agit de faire fonctionner correctement ce qui existe avant d’envisager d’étendre les infrastructures. Cette stratégie, toute logique qu’elle soit, a deux inconvénients : (i) elle privilégie, dans ces « 3 centres » les habitants situés dans les zones couvertes par les réseaux (soit 60 à 70% de la population à Kinshasa), où la croissance démographique est relativement faible, et qui ont déjà un accès à l’eau relativement facile, et (ii) ne propose aucune amélioration de l’accès à l’eau pour les habitants dans les quartiers périphériques des grandes villes, là où la croissance démographique est la plus forte et la population la plus pauvre. Au niveau des provinces, c’est la province du Kasai occidental qui arrive en tête, avec 31 dollars US investis 34 par habitant au titre du programme 2010-2015 (voir Tableau en Annexe 3), devant un groupe dans lequel la dépense est proche de la moyenne nationale de 10 dollars (Kinshasa, Bandundu, Bas Congo et Équateur) et un groupe dans lequel la dépense est faible, inconnue ou nulle (Kasai oriental, Nord Kivu, Sud Kivu, Katanga Maniema et Orientale). 75. Le non-paiement par l’État de ses consommations d’eau est également un facteur d’iniquité, et le monde rural reste délaissé en termes d’investissement et d’accès à l’eau. En privant la REGIDESO de ressources nécessaires à l’exploitation, le non-paiement par l’État fait obstacle à l’amélioration de la continuité du service. Les abonnés paient ainsi, relativement cher, un service discontinu alors qu’ils pourraient bénéficier d’un meilleur service, au même prix, si l’État s’acquittait de ses obligations d’abonné au service public et respectait les engagements qu’il a pris en la matière en signant le contrat de performance. De plus, et au-delà du périmètre de la REGIDESO qui est essentiellement urbain, l’habitant rural est doublement défavorisé : (i) il a un taux d’accès à l’eau presque 4 fois inférieur que l’habitant urbain et bénéficie approximativement de 5 fois moins d’investissement par tête (voir Tableau 1.26). Tableau 1.26. Eau - Investissent par Habitant en Milieu Rural et Urbain entre 2006 et 2013 Indicateurs Unité Urbain Rural Total Investissement Millions US$ 312,0 88,0 400,0 Investissement par habitant USD/habitant 10,1 2,0 5,3 Taux d'accès à l'eau % 53% 13,5% 30% Source : REGIDESO pour l’urbain et PN-AEPA pour le rural - voir supra Note : *taux d’accès à l’eau en moins de 30 minutes de marche IV. L’Évolution du Cadre Institutionnel 76. Une exploitation plus décentralisée des services publics d’eau serait probablement plus performante que l’organisation nationale actuelle. L’évolution vers la décentralisation de l’exploitation devrait être étudiée pour trouver une organisation plus performante que celle résultant d’une exploitation nationale centralisée des services publics d’eau. Les évolutions institutionnelles souhaitables de nature à améliorer l’efficacité de la REGIDESO devraient découler des constats suivants : (i) l’organisation d’un service public de l’eau relève d’une problématique locale pour sa production et sa distribution car, contrairement à celui de l’électricité, le transport de l’eau sur de longues distances est difficile et coûteux, (ii) la RDC a opté pour la décentralisation comme mode de gestion des affaires publiques et la Loi sur l’eau (non promulguée) prévoit la possibilité d’exploiter les services publics d’eau par des sociétés et des établissements publics ou privés, ou des associations d'usagers, dans le cadre de conventions de gestion, (iii) dans l’organisation actuelle du service public de l’eau en milieu urbain, les synergies entre le siège de la REGIDESO et ses directions provinciales sont relativement faibles, surtout dans le domaine de l’exploitation, et (iv) la REGIDESO, en dépit de la réforme en cours et des appuis qui lui ont été apportés n’a pas réussi à restaurer son équilibre financier. 77. La loi sur l’eau reprend la dissociation des fonctions d’investissement et d’exploitation des systèmes d’AEP. Le secteur de l’eau est à la fois fortement capitalistique 35 et d’une rentabilité précaire. Il aura donc encore besoin et probablement pour longtemps de financements largement subventionnés. Certains pays comme le Sénégal, le Cameroun, le Niger et le Mali ont confié la mission d’investissement à une ou plusieurs société(s) publique(s). Ces sociétés sont chargées, dans le cadre de contrats de concession signés avec l’État ou les entités territoriales décentralisées compétentes, d’assurer le financement, la construction et la gestion financière et comptable des infrastructures d’eau. En suivant ces exemples, la RDC pourrait ensuite confier la mission d’exploitation à des sociétés locales, publiques ou privées, voire des associations d’usagers agissant au titre de contrat d’affermage ou d’exploitation. Ces contrats pourraient être signés avec l’État ou les entités territoriales décentralisées compétentes, et le périmètre de chacune des sociétés d’exploitation devrait être délimité de façon à assurer sa viabilité financière. 78. La décentralisation et la dissociation des fonctions d’investissement et d’exploitation pourraient être mise en œuvre avec la promulgation de la loi sur l’eau. La promulgation de la Loi sur l’eau est un préalable indispensable à la mise en œuvre de la réforme de la gestion du service public de l’eau en milieu urbain en RDC. La loi sur l’eau impacte tous les acteurs du secteur, aussi bien la REGIDESO que les exploitant de réseaux de distribution péri-urbain. Actuellement la réflexion du gouvernement et des partenaires se focalise sur les mesures d’applications de la loi et son impact sur les services gouvernementaux centraux et régionaux liés aux différents aspects de la gestion des eaux. La réforme pourrait commencer au terme du contrat de performance (février 2017), à condition que les études institutionnelles, qui devraient faire le point des aspects juridiques, techniques financiers et sociaux, soient complétées. En effet, le délai nécessaire à la préparation de l’appel d’offres est de l’ordre de 2 ans. Section 6 : Proposition d’un Programme d’Investissement Quinquennal 79. Le programme quinquennal d’investissement pourrait viser le taux d’accès à l’eau défini par la feuille de route du secteur de l’eau, soit 70%. Le programme d’investissement devrait surtout améliorer l’accès à l’eau des populations des quartiers périphériques des « 3 centres ». Le programme devrait aussi s’occuper de l’amélioration du service dans les autres centres et avoir un volet assainissement. Un volet du programme devrait permettre à la REGIDESO d’investir dans les technologies et les équipements indispensables à l’amélioration de sa performance. De plus, atteindre un taux d’accès de 70% au bout de cinq années exigerait des investissements importants en milieu rural. Ce document propose trois scénarios pour le programme d’investissement pour l’ensemble de la REGIDESO et pour les trois centres. Ces scénarios ne sont à mettre en œuvre que si la REGIDESO commence à obtenir des résultats en termes de redressement financier. Le programme devra être exclusivement financé par des subventions d’investissement à la REGIDESO. Les coûts unitaires sont une indication des arbitrages à faire en termes de priorisation de la dépense. Les arbitrages et les priorisations doivent se baser sur des facteurs objectifs, mais la prise en considération de la dimension d’économie politique s’impose. 36 I. Les Objectifs du Programme 80. Le programme quinquennal d’investissement pourrait viser le taux d’accès à l’eau défini par la feuille de route du secteur de l’eau, soit 70%. Cependant, l’équilibre financier de la REGIDESO n’étant pas encore acquis, il faut conserver l’objectif de le rétablir. Cet objectif est en effet celui de la première phase du programme de redressement du secteur, tel qu’il est défini par le contrat de performance. 81. Par souci d’efficience, il faut concentrer l’effort de remise à niveau des infrastructures et de la qualité du service sur les « 3 centres ». Ces « 3 centres », génèrent plus de 70% du chiffre d’affaires avec seulement 40% de la population du périmètre. La méthode la plus rapide pour rétablir la continuité de la distribution d’eau au niveau des « 3 centres » dans le périmètre desservi actuellement par des réseaux, consiste à accroître les capacités de production de 30%. Cet accroissement serait plus rapide que celui de la population qui, à titre d’exemple, devrait atteindre 20% sur la période 2016-2020. On peut objecter à cette option qu’avec un taux de pertes, et donc d’eau non comptée, de 44% dans les « 3 centres », il serait préférable de réparer les fuites et de renouveler les réseaux plutôt que de renforcer la production. Cependant, réduire de 10 à 15 points de pourcentage le taux de pertes prendra au moins dix ans et il est impératif de rétablir l’équilibre de la REGIDESO avant cette échéance. Or l’augmentation de la production et la réduction de la pénurie sont indispensables pour améliorer la facturation et le recouvrement. Il faut donc conduire les deux actions : renforcer la production, ce qui peut être assez rapide (2 à 3 ans) ainsi que poursuivre la mise en œuvre d’un plan d’action pour la réduction des pertes d’eau et accompagner le renforcement de la production réalisée. 82. Le programme d’investissement devrait surtout améliorer l’accès à l’eau des populations des quartiers périphériques des « 3 centres ». Les populations des quartiers périphériques marchent en moyenne pendant plus de 30 minutes pour accéder à l’eau potable. Ainsi, il ne serait pas équitable de s’en tenir au rétablissement de la continuité de la distribution dans la zone actuellement desservie par les réseaux. En effet, le projet pourrait consister en de petits réseaux, de type réseau rural avec un forage, un réservoir et quelques bornes-fontaines. Ces petits réseaux seraient indépendants des réseaux actuels mais compatibles avec ces derniers de façon à y être intégrés ultérieurement. 83. Ce volet du programme d’investissement compléterait les actions de cette nature déjà engagées. Ainsi, le projet de Promotion de modalités Innovantes pour l’Accès à l’Eau Potable (PILAEP) avait favorisé le développement des petits réseaux (voir Encadré 1.6). Ces petits réseaux pourraient être gérés par des associations, comme les Association d’Usagers de Réseaux d’Eau Potable (ASUREP). En effet, au début de l’année 2014, il y avait 27 mini- réseaux gérés par des ASUREP desservant 600 000 personnes dans les quartiers périphériques de Kinshasa29. Des études préliminaires devront être réalisées avant l’engagement d’un tel programme de construction de petits réseaux. En effet, une étude hydrogéologique est 29 Source : AFD – note de communication sur l’opération PILAEP 2 juillet 2014, page 5 . 37 indispensable afin de s’assurer de la disponibilité de la ressource en eau. De plus, une étude juridique relative à la propriété des infrastructures est nécessaire dans l’optique d’une intégration ultérieure des petits réseaux dans les infrastructures de la REGIDESO. Cette étude est nécessaire notamment parce que le modèle des associations d’usagers propriétaires des infrastructures, retenu par le projet PILAEP ne va pas dans ce sens. 84. Le programme d’investissement devrait aussi s’occuper de l’amélioration du service dans les autres centres et avoir un volet assainissement. Dans les autres centres, et au-delà des « 3 centres », le programme d’investissement devrait, à minima, envisager : (i) la remise en service des 17 centres actuellement à l’arrêt, conformément à l’objectif fixé par le DSCRP2, (ii) le renouvellement et la réhabilitation des infrastructures existantes, et (iii) le développement des infrastructures pour satisfaire à l’objectif de taux d’accès à l’eau. D’autre part, le DSCRP2 prévoit que « tout programme ou projet d’alimentation en eau potable devra être accompagné d’un volet assainissement et hygiène ». Chaque projet de développement est donc supposé comporter un volet assainissement. Encadré 1.6. Le Projet PILAPEP Le projet PILAEP vise à développer de petits réseaux d’AEP dans les sections du milieu urbain non desservies par la REGIDESO et qui ne le seraient pas à terme. La cible du projet est, notamment, les quartiers périurbains des grandes villes. Le projet est soutenu par la coopération belge, l ’Union Européenne, le DFID et l’AFD en partenariat avec l’ONG congolaise ADIR. La coopération belge est l’agence d’exécution du projet. Il a été lancé en 2008 et est aujourd’hui achevé. Il a permis de réaliser 31 mini-réseaux qui desservent en eau potable environ 330 000 personnes. Chaque réseau est constitué par un forage d’une profondeur de 100 à 150 m équipé d’une pompe alimentée par un groupe électrogène, d’un réservoir surélevé, d’un réseau alimentant des BF (12 à 15 par réseau) et des BP uniquement pour les écoles et les centres de santé. Les ouvrages sont dimensionnés sur la base d’une consommation de 20 litres par jour et par personne. Les BF sont distantes au maximum de 500 mètres les unes des autres. La qualité de l’eau distribuée est contrôlée par les ASUREP à défaut de l’être par le Ministère de la Santé. Le coût de ces réseaux est d’environ 45 dollars US par personne desservie soit 3 à 4 fois moins cher qu’une desserte par un réseau public urbain. Les travaux de construction des réseaux d’AEP rep résentent seulement la moitié de ce coût. Une ASUREP assume la gestion technique et financière de chaque mini-réseau. Sur le plan juridique les ASUREP sont propriétaires des ouvrages. L’eau est vendue 50 FC (0,055 dollar US) par seau de 25 litres. Les ASUREP, dont chacune emploie près de 30 personnes, sont appuyées et encadrées par l’ONG ADIR. Certaines ASUREP bénéficiaires ont financé des bibliothèques, des mutuelles de santé, des cybercafés, etc. Les autorités, de jure ou de facto, y compris la police, bénéficieraient de l’eau gratuite afin d’éviter qu’elles n’interfèrent dans l’activité des ASUREP. Un projet PILAEP 2 est en préparation. Il devrait desservir 400 000 personnes dans 26 quartiers pour un coût de 18 millions d’euros équivalent à 22,5 million s de dollars US, soit 55 dollars par habitant desservi. Source : sur la base des documents du projet PILAPEP 85. Enfin, un volet du programme devrait permettre à la REGIDESO d’investir dans les technologies et les équipements indispensables à l’amélioration de sa performance. L’investissement dans les infrastructures et dans les biens propres de la REGIDESO doit couvrir les acquisitions et les réalisations de nature à améliorer sa performance. Il s’agit notamment d’investir dans : (i) les SIG, au moins pour les « 3 centres », (ii) les équipements de supervision, (iii) la Gestion de Maintenance Assistée par Ordinateur (GMAO), au moins 38 pour Kinshasa, (iv) les moyens de mobilité pour les agents de maintenance (électromécanique et réseaux), (v) l’outillage permettant de mettre en œuvre une maintenance prédictive de détection des pannes avant qu’elles ne surviennent, et (vi) les équipements informatiques prévus par le schéma directeur informatique. II. Scénarios et Évaluation des Coûts du Programme d’Investissement Tableau 1.27. Principales Hypothèses Adoptées pour les Scénarios d’Investissement Thèmes Hypothèses et commentaires Trois scénarios sont présentés : • Maintien du taux d’accès actuel Scénarios • Atteinte au bout de cinq années des objectifs de la feuille de route du secteur de l’eau (taux d’accès 70%) • Un scénario intermédiaire entre les deux précédents Périmètre de la REGIDESO : 3%, périmètre des « 3 centres » : 4% La population croît majoritairement dans les quartiers périphériques (80% de Croissance démographique la croissance par exemple pour les « 3 centres »). Cette option est paramétrable Le mode de desserte (BP ou accès collectifs) est paramétrable (50% par BP Mode de desserte en eau et 50% par BF dans les scénarios présentés). Le programme sépare nettement la population desservie et à desservir : Investissements de • Par les réseaux actuels gérés par la REGIDESO, développement • Hors des zones desservies par les réseaux, par de petits réseaux autonomes qui pourraient être gérés par les usagers Des investissements sont communs à tous les scénarios : • Les renouvellements et les grosses réparations des infrastructures, • La reconstruction des 17 centres actuellement à l’arrêt (pour le périmètre de la REGIDESO seulement) Autres investissements • Le renforcement à la première année de la production de 30% pour communs à tous les scénarios rétablir la continuité de la distribution, • Les investissements dédiés à l’amélioration de la productivité de la REGIDESO (Système d’information, SIG, GMAO, supervision, etc.) Les coûts unitaires de développement sont rapportés au nouvel habitant desservi. Ils concernent la production sur les réseaux actuels, l’extension des Évaluation des coûts réseaux existants, les BP, les BF, les réservoirs et les petits réseaux d’AEP. Tous les coûts sont exprimés hors toutes taxes et droits de douane. Les coûts de renouvellement sont ceux établis ultérieurement Source : équipes de la Banque Mondiale 86. Trois scénarios sont retenus pour le programme d’investissement pour l’ensemble de la REGIDESO et pour les trois centres. Les principales hypothèses adoptées pour la conception du programme d’investissement sont détaillées dans le Tableau 1.27. Trois scénarios sont retenus : (i) maintien du taux d'accès actuel, (ii) atteinte en 2020 des objectifs de la feuille de route du secteur de l'eau avec un taux d'accès de 70%, et (iii) scénario intermédiaire entre les deux précédents. Chacun des trois scénarios est simulé pour l’ensemble de la REGIDESO, c'est-à-dire le périmètre urbain incluant le milieu semi-urbain, et pour le périmètre des « 3 centres » ainsi que leurs quartiers périphériques. L’évaluation des coûts et les hypothèses ainsi que les données correspondantes figurent en Annexes 4 et 5 pour les deux 39 périmètres. Les résultats pour le périmètre de la REGIDESO sont résumés dans le Tableau 1.28 et ceux des « 3 centres » dans le Tableau 1.29. 87. Le Scénario 1 du programme d’investissement consiste à maintenir le taux d’accès actuel, à améliorer la qualité du service et à s’étendre vers les quartiers périphériques. Le Scénario 1 mobilise le moins de ressources et maintient un taux d’accès de 37% sur l’ensemble du périmètre de la REGIDESO et de 40% dans les « 3 centres » (voir Tableaux 1.28 et 1.29). Dans les deux cas, et pour tous les scénarios, un programme minimal commun d’investissement est mobilisé pour maintenir et renouveler les infrastructures, renforcer la production et rétablir la continuité du service et accroître la productivité de la REGIDESO. Dans le Scénario 1, 80% des habitants supplémentaires desservis dans le périmètre et 74% de ceux des « 3 centres » le sont par de petits réseaux dans les quartiers périphériques. Ainsi, alors que le taux d’accès du périmètre reste stable, le taux d’accès par zone d’habitation à l’intérieur du périmètre change en faveur des quartiers périphériques. Ainsi, ce scénario privilégie l’usage des ressources limitées en faveur des quartiers périphériques. Tableau 1.28. Trois Scénarios du Programme d’Investissement Quinquennal – Ensemble de la REGIDESO Scénario 1 Scénario 2 Scénario 3 Indicateurs Unité Maintien de Feuille de Intermédiaire l’Accès Route Réseau public accès en 2013 % 37% 37% 37% Réseaux et petits réseaux d’AEP publics, % 37% 45% 54% accès en fin de programme Réseaux publics et autres, taux d’accès en % 53% 61% 70% fin de programme Millions Coût du programme sur cinq ans 597 863 1 225 USD Millions dont investissements communs 338 338 338 USD Habitants supplémentaires desservis habitants 2 535 035 5 461 173 8 757 337 • Par réseau public (RGIDESO) habitants 493 354 1 162 898 2 955 471 • Par petit réseau d’AEP (quartiers habitants 2 041 681 4 298 275 5 801 865 périphériques) Coût par habitant supplémentaire USD/habitant 236 158 140 Hypothèses communes d’un coût global de 338 millions de dollars US • Maintien en état des infrastructures (renouvellement) : 162 millions de dollars US • Reconstruction des 17 centres : 12 millions de dollars US • Renforcement de la production de 30% et rétablissement de la continuité : 89 millions de dollars US • Investissements de productivité de la REGIDESO (SI, SIG, GMAO, etc.) : 75 millions de dollars US Source : équipes de la Banque Mondiale 88. La priorité au niveau du périmètre reste pour le milieu périurbain, mais la place du réseau urbain augmente avec l’enveloppe financière. L’enveloppe financière sous le Scénario 2 est de 863 millions de dollars US contre 597 millions pour le Scénario 1. Cela permet de desservir 5,5 millions d’habitants supplémentaires au lieu de 2,5 millions pour le Scénario 1. La part des habitants supplémentaires desservis par le réseau de la REGIDESO passe à 21% contre 20% pour le Scénario 1. Ces tendances sont renforcées dans le Scénario 3 où la part des habitants supplémentaires desservis par le réseau de la REGIDESO passe à 34% 40 de l’ensemble des nouveaux habitants desservis. Ces tendances sont encore plus fortes en dehors des « 3 centres ». En effet, sur le périmètre de la REGIDESO en dehors des « 3 centres », l’accroissement de l’enveloppe financière s’accompagne d’une extension du réseau de la REGIDESO. Ce choix est logique car aussi bien les zones urbaines que les zones périurbaines sont défavorisées en termes d’accès à l’eau potable. 89. Au niveau des trois centres, la priorité pour le milieu périurbain s’accentue au fil des scénarios. Ce développement est tout à fait logique car au niveau des « 3 centres », le réseau urbain est relativement meilleur que dans les autres centres, alors que les zones périurbaines pauvres se développent rapidement et restent largement sous-alimentées en eau potable. Ainsi, la part des habitants supplémentaires desservis par les petits réseaux d’AEP pour l’ensemble des habitants supplémentaires, augmente au fil des scénarios pour atteindre 85% avec le Scénario 3. Cette priorité répond à un souci d’équité, car les habitants des zones périurbaines, plus pauvres, sont extrêmement désavantagés en termes d’accès à l’eau potable. Il s’agit ici de renforcer l’équité entre les résidents urbains et périurbains d’un même centre. Tableau 1.29. Trois Scénarios du Programme d’Investissement Quinquennal – « 3 centres » Indicateurs Unité Scénario 1 Scénario 2 Scénario 3 Réseau public, d’accès en 2013 % 40% 40% 40% Réseaux et petits réseaux d’AEP publics, accès % 40% 50% 60% en fin de programme Coût du programme quinquennal Millions USD 401 549 685 dont investissements communs Millions USD 234 234 234 Habitants supplémentaires desservis Habitants 1 717 017 3 504 963 5 292 910 • Par réseau public (RGIDESO) Habitants 440 298 875 899 786 843 • Par petit réseau d’AEP (quartiers Habitants 1 276 719 2 629 064 4 506 066 périphériques) Coût par habitant supplémentaire USD/habitant 233 157 129 Hypothèses communes d’un coût global de 234 millions de dollars US • Maintien en état des infrastructures (renouvellement) : 92 millions de dollars US • Renforcement de la production de 30% et rétablissement de la continuité : 66 millions de dollars US • Investissements de productivité de la REGIDESO (SI, SIG, GMAO, etc.) : 75 millions de dollars US Source : équipes de la Banque Mondiale 90. Les scénarios du programme d’investissement ne sont à mettre en œuvre que si la REGIDESO commence à obtenir des résultats en termes de redressement financier. Dans le cas contraire, il faudra limiter strictement l’investissement jusqu’à ce que d’autres modalités d’exploitation des infrastructures d’eau soient mises en œuvre. Le programme à engager dans ce cas devrait être limité aux « 3 centres ». Ce programme comprendrait seulement les parties renouvellement des infrastructures et renforcement de la production du programme minimal commun d’investissement. Le renforcement de la production reste en effet une condition nécessaire au redressement de la REGIDESO. De plus, ce programme limité devrait aussi se focaliser sur la création de petits réseaux d’AEP dans les sections non desservies par les réseaux actuels. L’exploitation des petits réseaux, qui pourrait être confiée à des associations, ne serait pas tributaire des performances de la REGIDESO. Les coûts d’un tel programme d’investissement seraient compris entre 269 (Option 1) et 507 millions de dollars US (Option 41 2). L’Option 1 est minimaliste et ne prévoit qu’une augmentation de 5 % à 17% de la desserte des quartiers périphériques. L’Option 2 est plus ambitieuse et vise un taux d’accès de 60%. Tableau 1.30. Les Programmes d’Investissement 2016-2020 à Mettre en Ouvre Faute de Redressement Financier de la REGIDESO Indicateurs Unité Option 1 Option 2 Taux de desserte 2013 des quartiers périphériques % 5% 5% Taux de desserte en fin de programme des quartiers % 17% 60% périphériques Renforcement de la production Millions USD 67 67 Renouvellement des infrastructures Millions USD 93 93 Petits réseaux d’AEP Millions USD 89 315 Sous-total Millions USD 248 475 Divers et imprévus Millions USD 25 47 Total Millions USD 273 522 Source : équipes de la Banque Mondiale 91. En plus de l’investissement dans le périmètre de la REGIDESO, atteindre un taux d’accès de 70% en 2020 exigerait des investissements importants en milieu rural. À titre indicatif, il faudrait investir 1 537 millions de dollars US dans le milieu rural stricto sensu (hors milieu semi-urbain) pour y porter le taux d’accès à l’eau de 13,5% en 2013 à 70% à la fin du programme quinquennal, conformément à la feuille de route du secteur de l’eau et donner ainsi un accès à l’eau potable à 31 millions d’habitants supplémentaires. Le coût par nouvel habitant desservi serait d’environ 50 dollars US. Ainsi, pour un coût par tête inférieur d’au moins trois fois au coût en milieu urbain et semi-urbain, l’accès à l’eau pourrait être assuré à 70% de la population rurale. Cela renforcerait l’équité de la dépense sur l’eau potable, y compris la dépense publique. 92. Relever l’accès à des ouvrages d’assainissement exigerait également des investissements massifs sur cinq ans. Pour porter l’accès à des ouvrages adéquats d’assainissement de 18,6% en 2013 (moyenne des deux enquêtes disponibles) à 70% à la fin du programme quinquennal, pour l’ensemble de la RDC, conformément à la feuille de route du secteur de l’eau et donner ainsi un accès à des ouvrages d’assainissement à 49 millions d’habitants supplémentaires, il faudrait investir 970 millions de dollars US. Ce coût par nouvel habitant desservi serait d’environ 20 dollars US. III. Financement du Programme et Arbitrage sur les Priorités 93. Le programme 2016-2020 devra être exclusivement financé par des subventions d’investissement à la REGIDESO. Pour atteindre l’objectif de 70% d’accès à l’eau potable et à l’assainissement, la RDC devrait engager 3,7 milliards de dollars US sur cinq ans, soit 746 millions de dollars US en moyenne par an (voir Tableau 1.31). La REGIDESO n’a actuellement aucune capacité de financement. Cependant, il conviendrait de fixer à la société comme objectif incompressible d’être en capacité de financer le maintien en état des infrastructures à l’horizon 2020. C’est un objectif que les études tarifaires doivent devra prendre en compte. 42 Tableau 1.31. Synthèse des Programmes d’Investissement en vue d’Atteindre un Taux d’Accès de 70% à l’Eau et l’Assainissement au Niveau National au bout de Cinq Ans Eau Indicateurs Unité Urbain et Assainissement Total Rural Semi-urbain Taux d'accès 2013 % 53% 13,50% 18,60% nd Taux d'accès en fin de programme* % 70% 70% 70% 70% Millions Investissement nécessaire 1 225 1 537 970 3 731 USD Habitants supplémentaires Habitants 8 757 337 31 053 872 48 966 775 nd desservis Coût par habitant supplémentaire USD/habita 140 50 20 nd desservi nt Note : *objectif de la feuille de route du secteur de l’eau. nd = non disponible. Source : équipes de la Banque Mondiale 94. Les nouveaux branchements devront être majoritairement des branchements sociaux subventionnés. Dans le cas contraire, l’accroissement escompté du taux d’accès à l’eau de ces branchements ne serait pas atteint, compte tenu du prix d’un branchement non- subventionné. En effet, ce prix non-subventionné serait d’environ 200 dollars US, ce qui serait hors de portée de la majorité des nouveaux abonnés potentiels. Ainsi, le branchement de ces derniers au réseau ne devrait pas être considéré comme une source de financement du programme d’investissement. IV. Arbitrage, Priorités et Économie Politique 95. Les coûts unitaires sont une indication des arbitrages à faire en termes de priorisation de la dépense. Mobiliser plus de 740 millions de dollars US par an sur 5 ans n’est pas chose aisée compte tenu des autres besoins de développement. Une priorisation s’impose et elle devrait tenir compte à la fois du rendement, de l’équité et de l’impact en termes de bien- être et de santé publique. En effet, nous avons déjà vu qu’à dépense égale, l’impact en termes d’accès à l’eau potable en milieu semi-urbain est trois fois supérieur à l’impact en milieu urbain (voir Encadré 5.6). Or les zones semi-urbaines sont plus pauvres et sont aussi moins approvisionnées en eau potable que les zones urbaines. Vient ensuite la comparaison entre le milieu urbain et semi-urbain, à savoir le périmètre de la REGIDESO, d’une part, et le milieu rural d’autre part. Là aussi une même dépense a trois fois plus d’impact en milieu rural qu’au niveau du périmètre (voir Tableau 1.31). Or les zones rurales sont plus pauvres que les zones urbaines et périurbaines et elles sont aussi les moins approvisionnées (Enquête 1-2-3, 2012). 96. Le rendement de la dépense en termes d’accès parait être le plus élevé dans l’assainissement. Une dépense a 7 fois plus d’impact en termes d’accès à l’assainissement au niveau national que cette même dépense sur l’eau potable au niveau du périmètre. Là aussi, en plus du rendement et de l’équité sociale et géographique de la dépense, l’arbitrage devrait tenir compte des externalités en termes de bien-être et de santé publique. Si l’impact en termes de santé publique de la dépense sur l’assainissement est plus important que celui de la dépense sur 43 l’eau potable en milieu urbain et semi-urbain, alors l’arbitrage en faveur du premier parait évident. Tableau 1.32. Synthèse des Arbitrages et des Eléments à Prendre en Compte pour la Prise de Décision Efficience, Équité et Accessibilité/Efficacité Économie Politique Arbitrage Rendement Influence Paix Équité Accès et Santé Visibilité Dépense Politique Sociale Rural Périmètre REGIDESO Rural 3 fois Rural moins Rural : Rural : À plus / Rural supérieur d’accès faible faible analyser pauvre Semi- À l’intérieur du Semi- Semi- Semi- Semi-urbain 3 urbain Semi-urbain périmètre : Urbain / urbain : urbain : urbain : fois supérieur plus moins d’accès Semi-urbain faible faible fragile pauvre Plus faible accès Eau Potable / Assainissement À assainissement. À À À analyser Assainissement 7 fois supérieur analyser Impact santé analyser analyser publique à étudier. Source : équipes de la Banque Mondiale 97. Les arbitrages et les priorisations doivent se baser sur des facteurs objectifs, mais la prise en considération de la dimension d’économie politique s’impose. (Voir Tableau 1.32). Dans l’ensemble des cas, une dimension d’économie politique s’impose et se décline à trois niveaux : (i) la visibilité, les investissements en milieu urbain étant plus visibles, (ii) l’influence, les populations urbaines ayant plus d’influence sur les décideurs que le reste de la population, et (iii) les tensions sociales, les zones semi-urbaines étant celles où le sentiment d’inégalité est le plus exacerbé, étant donné la promiscuité avec le milieu urbain plus riche, et où la privation de services publics - et de l’État en général - pourrait s'exprimer avec plus de force et de façon plus déstabilisatrice. 44 CHAPITRE 2 : REVUE DES DÉPENSES PUBLIQUES DANS LE SECTEUR DE L’ÉLECTRICITÉ 98. La RDC regorge de potentialités d’énergies électriques abondantes et variées. Les ressources énergétiques abondantes de la RDC sont un atout majeur pour le pays et le reste du monde. En effet, la RDC dispose de : (i) ressources hydrauliques, avec un potentiel de plus de 100 GW ; (ii) charbon minéral, avec des réserves estimées à 720 millions de tonnes ; (iii) pétrole, avec des réserves estimées à 1,5 milliard de barils, (iv) gaz méthane, principalement dans le Lac Kivu, avec des réserves de près de 50 millions de m3 ; (v) minerai d’uranium, avec des réserves estimées à 1800 tonnes ; (vi) schistes bitumineux et de sables asphaltiques, dont les réserves restent à estimer ; (vii) un potentiel solaire dont la bande d’ensoleillement est située entre 3 500 et 6 000 Wc/m2/j ; et (viii) une biomasse importante avec plus de 155 millions d’hectares de forêts. 99. Paradoxalement, la RDC demeure à l’heure actuelle, l’un des pays avec un des taux d’accès à l’électricité les plus faibles au monde. Le rapport entre la population électrifiée et la population totale du pays est parmi les plus faibles au monde et il ne dépasse pas 15,2%30. En effet, le taux d’accès moyen au Maghreb est estimé à 99%, tandis que celui de l’ASS est estimé à 31%. La consommation finale d’électricité par habitant est très faible, de l’ordre de 110 KWh/tête, loin derrière la moyenne de l’ASS de 488 KWh/tête et mondiale de l’ordre de 3 100 KWh/tête. Ce faible niveau entrave sérieusement le progrès du pays, étant donné le rôle moteur de l’énergie électrique pour le développement31. Section 1 : Caractéristiques et Résultats du Secteur de l’Electricité en RDC 100. L’électricité distribuée en RDC ne suffit pas à assurer les objectifs de développement économique et social du pays. La situation du système électrique de la RDC n'est guère satisfaisante. Les capacités existantes sont insuffisantes et sont souvent défaillantes, en raison du manque de maintenance préventive lié à la faiblesse de la trésorerie de la Société Nationale d’Électricité (SNEL). Le taux de recouvrement des factures de la SNEL reste faible et la non couverture du coût de revient par le prix de vente constitue toujours un frein à la remise sur pied de la compagnie. En effet, les prix administrés par la SNEL peinent à couvrir les coûts, et les révisions périodiques des tarifs se font attendre. Or les ressources énergétiques, notamment électriques, en quantité et qualité adéquates, sont indispensables pour le développement du pays. I. Principales Composantes du Secteur Electrique en RDC 101. La production de l’électricité en RDC est assurée par la SNEL qui fait face à de grandes difficultés pour accomplir sa mission. L’outil de production de la SNEL est amorti 30 Enquête 1-2-3, INS 31 Voir : Banque mondiale, http://wdi.worldbank.org/table/5.11 45 et requiert des moyens financiers importants pour sa réhabilitation et sa modernisation. À ce jour, les interventions financées par les partenaires bilatéraux et multilatéraux ont permis d’augmenter de près d’un tiers la capacité de production disponible depuis 2010, et le réseau de transport Haute Tension (HT) est actuellement en expansion. Les performances des réseaux de transport se sont améliorées en 2013, mais les réseaux de distribution souffrent de graves incidents qui entrainent l’instabilité de la fourniture de l’énergie électrique. A. Production 102. La production de l’énergie électrique en RDC est assurée en grande partie par la SNEL. La SNEL dispose d’une puissance installée de 2 442 MW, auxquels viennent s’ajouter une capacité de 135 MW installée par quelques producteurs indépendants privés. Ces derniers comprennent, entre autres : l’Électricité Du Congo (EDC) pour la ville de Tshikapa, HYDROFORCE pour Mbuji-Mayi, SENOKI pour Butembo, SOKIMO, HEDC, etc. et quelques auto-producteurs tels que SUCRIERE KWILU NGONGO, PERENCO, MIBA, CFU, certaines confessions religieuses, PLC, ONG, SNCC, etc. Le Tableau 2.1 ci-dessous résume la répartition de la capacité installée actuelle de production d’électricité. Ce tableau montre aussi que la capacité disponible en 2014 ne dépassait pas 61,1% de la capacité installée, tous producteurs confondus. Le système électrique de la RDC (voir Graphique 2.1) est composé de trois réseaux : deux réseaux électriques interconnectés à l’ouest (Kongo Central et Kinshasa), et au sud (Katanga) ainsi que d’un réseau isolé à l’est. Le reste du pays dispose de centrales thermiques et hydroélectriques isolées desservant les chefs-lieux et les cités (voir Encadré 2.1). Tableau 2.1. Capacité Installée et Disponible de Production d’Énergie Électrique en RDC en 2014 (en MW) Capacité Capacité Nombre de Nombre de Capacité installée installée en totale Sociétés centrales centrales en hydroélectricité thermique disponible hydroélectriques thermiques (MW) (MW) (MW) SNEL 14 36 2 442,00 28,6 1 574,12 Auto 43 10 105,15 9,00 31,00 producteurs Producteurs 4 - 29,80 30,00 9,80 Indépendants Total 61 46 2 576,95 67,6 1 614,92 Source : SNEL 103. L’outil de production de la SNEL est complètement amorti et requiert des moyens financiers importants pour sa réhabilitation et sa modernisation. La précarité de la trésorerie actuelle de la SNEL ne permettant pas de faire face aux dépenses d’investissement, la compagnie se voit contrainte de recourir aux financements extérieurs auprès des partenaires bilatéraux et/ou multilatéraux traditionnels (Banque mondiale, Fonds Monétaire International, Banque Africaine de Développement-, Banque Européenne d’Investissement, États, ainsi qu’aux capitaux privés dans le cadre du Partenariat Public-Privé (PPP) afin de développer des projets de type ROT (Réhabilitation-Operate and Transfer) ou BOT (Build, Operate and Transfer). 46 Graphique 2.1. Réseau Electrique de la RDC RÉSEAU EST RÉSEAU OUEST RÉSEAU SUD Sources : SNEL - PNUD 104. Les interventions financées par les partenaires bilatéraux et multilatéraux ont permis d’augmenter de près d’un tiers la capacité de production disponible depuis 2010. En 2010, seulement 48% de la capacité de production hydroélectrique de la SNEL était disponible. En 2014, ce niveau est passé à 64,5% (voir Tableau 2.2). L’évolution positive de la disponibilité s’explique par les travaux de fiabilisation réalisés par la SNEL en grande partie sur l’apport de la BM à travers le PMEDE (Projet de Marché d'Électricité pour la consommation Domestique et à l'Exportation, cofinancé par la BAD et KfW) et pour une autre part par les fonds propres de la SNEL. Toutefois, près de 35% de la capacité installée n’est toujours pas disponible. 105. Le projet PMEDE vise à réhabiliter et sécuriser huit groupes générateurs à Inga I et Inga II, pour augmenter la capacité disponible de 700 MW à 1 300 MW. Pour garantir un débit suffisant et afin de produire les 1 300 MW, le projet finance la construction d’une deuxième prise d’eau. Le projet FRIPT, financé en PPP avec la compagnie minière CEC, réhabilite deux groupes à Inga II afin d’ajouter 350 MW supplémentaires. D’autres projets de 47 production pour alimenter les réseaux connectés sont à l’étude où en exécution sur les sites de Zongo et Ruzizi. 106. Alors que le grand potentiel de génération de la RDC est bien distribué sur l’ensemble du pays, ce n’est pas le cas du réseau. En effet, le réseau connecté existant ne couvre pas la totalité du pays, et certaines grandes villes, y compris des capitales provinciales, ne sont pas alimentées du tout ou précairement. Les réseaux qui alimentent des villes comme Beni, Kisangani, Mbandaka, Gbadolite, etc. sont isolés du réseau interconnecté, et se trouvent en conditions d’exploitation instables. La situation typique est une centrale hydraulique avec plusieurs groupes de génération, dont seulement un fonctionne. Les réseaux de transport et de distribution, isolés, se trouvent en mauvais état d’exploitation par manque de maintenance, et dans plusieurs cas, en raison de la vandalisation des infrastructures. Le taux d’accès à l’électricité est de près de 1%, et les personnes ayant accès reçoivent l’électricité moins de quatre heures par jour, et avec un courant qui est instable. La construction/réhabilitation de ces réseaux pourrait jouer un rôle significatif dans l’expansion de l’accès à l’électricité en RDC. 107. Il y a un intérêt du secteur privé dans le développement des projets de production et de distribution de l’électricité dans le domaine des réseaux isolés. Des projets comme Tshikapa (Électricité du Congo) au Kasai, Matebe, à Virunga, Kivu du Nord ou Ivugha (Énergie du Nord Kivu), dans l’axe Beni-Butembo, au Kivu du Nord sont normalement financés en PPP. Il s’agit de projets de branchement de nouveaux clients. Ces projets impliquent la construction/réhabilitation/renforcement des centrales existantes et des réseaux de distribution pour connecter les populations ainsi que l’alimentation des usines locales, y compris les installations de distribution d’eau de la REGIDESO. Tableau 2.2. Principaux Indicateurs de Production Hydroélectriques dans le Système Electrique de la SNEL Désignation 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Puissance installée (MW) 2 442 2 442 2 442 2 442 2 442 2 442 2 442 2 442 Puissance disponible (MW) 1 229,2 1 247,2 1 194,0 1 175,0 1 393,7 1 281,0 1 501,74 1 574,12 Nombre de groupes installés 19 19 19 19 19 19 19 19 dans le réseau Ouest Nombre de groupes en 9 10 9 9 9 8 11 10 service dans le réseau Ouest Nombre de groupes installés 17 17 17 17 17 17 17 17 dans le réseau Sud Nombre de groupes en 10 10 10 10 10 11 10 11 service dans le réseau Sud Nombre de groupes installés dans le réseau Est (sans 4 4 4 4 4 4 4 4 Ruzizi II) Nombre de groupes en 3 3 3 3 3 3 4 4 service dans le réseau Est Sources : SNEL/DPR 48 Encadré 2.1. Le Système de Production d'Électricité en RDC La production interconnectée hydroélectrique Ouest comprend les centrales d’Inga I (6x58,5 MW), Inga II (8x178 MW), Zongo (3x13 MW + 2x18 MW) et bientôt Sanga (6x2 MW), toutes situées dans la province du Bas-Congo. Ces centrales interconnectées alimentent les grandes villes de la province du Bas-Congo (Matadi, Boma, Mbanza Ngungu, Inkisi, etc.) ainsi que les villes de Kinshasa, Bandundu et la cité angolaise de Noqui. La production Ouest est interconnectée au réseau de Brazzaville en République du Congo. La centrale de Mpozo est actuellement désaffectée tandis que celle de Sanga qui fonctionne encore en réseau isolé avec trois groupes disponibles sera bientôt interconnectée au réseau Ouest. La production interconnectée hydroélectrique Sud est composée des centrales de Nseke (4x65 MW), Nzilo (4x27 MW), Mwadingusha (3x11 MW + 3x12 MW) et Koni (3x14 MW) qui sont implantées dans la province du Katanga. Elle alimente les grandes villes de cette province minière (Lubumbashi, Kolwezi, Likasi, Kipushi, Kambove, etc.) et est reliée aux réseaux électriques du SAPP (Southern Africa Power Pool) à travers l’interconnexion RDC-Zambie. Les productions Ouest et Sud sont reliées entre elles par une ligne de transport à courant continu THTCC Inga- Kolwezi longue de 1 774 km et d’une capacité totale de transit de 1 220 MW. La SNEL importe de l’énergie électrique de la Zambie pour desservir les localités de Mokambo (1 020 kVA : avec une consommation moyenne mensuelle de 507 240 KWh en 2014), Sakanya (1 663 kVA : avec une consommation moyenne mensuelle de 823 290 KWh en 2014), Kasenga (851 kVA : avec une consommation moyenne mensuelle de 293 316 KWh en 2014) et Pweto (560 kVA : avec une consommation moyenne mensuelle de 203 160 KWh en 2014) au Katanga. La production hydroélectrique interconnectée Est, comprend les centrales de Ruzizi 1 (2x6,5 MW + 2x8 MW) et Ruzizi 2 (3x15 MW), centrale communautaire gérée par la SINELAC pour le compte de la RDC, du Rwanda et du Burundi. Ces centrales sont implantées dans la province du Sud-Kivu et alimentent les villes de Goma (Nord- Kivu), de Bukavu, d’Uvira (Sud-Kivu) et les centres périphériques ainsi que le Rwanda et le Burundi. La ville congolaise d’Uvira est alimentée à rebours à partir du poste HT de la SNEL situé dans la ville de Bujumbura en territoire burundais. La production hydroélectricité isolée comprend les centrales ci-après : - La centrale de Tshopo (2x6,15 MW+1x7 MW), source d’alimentation de la Ville de Kis angani dans la province Orientale ; - La centrale de Mobayi (3x3,5 MW) qui dessert la ville de Gbadolite et la mission catholique de Mobayi- Mbongo dans la province de l’Équateur ainsi que la localité de Mobayi -Mbanga en République centrafricaine ; - La centrale de Bendera (2x8,6 MW) qui alimente la ville portuaire de Kalemie (Lac Tanganyka) dans la province du Katanga - La centrale de Kilubi (3x3 MW) alimentant la ville et la base militaire de Kamina dans la province du Katanga. La capacité de production thermique disponible de la SNEL était de 12,16 MW à la fin décembre 2014 (voir Annexe 7) sur une puissance installée de 28,61 MW. De plus, moins de 50% des capacités thermiques est disponible à l’heure actuelle, ce qui a une incidence négative sur le développement des villes et des cités ainsi que sur l’accès des populations à l’énergie électrique dans les zones non situées dans le réseau interconnecté. Sources : SNEL et PNUD B. Transport de l’Energie Electrique 108. Le réseau de transport HT de la SNEL se divise en quatre parties et est actuellement en expansion. Le réseau de la SNEL comprend les quatre parties suivantes : (i) le réseau de transport Ouest (Kinshasa, Bas Congo et Bandundu) ; (ii) le réseau de transport Sud (Katanga) ; (iii) la liaison en courant continu Inga - Kolwezi ; et (iv) le réseau de transport Est. Le réseau HT totalisait 5 510 km de lignes électriques jusqu’en 2011, auquel il faut ajouter à partir de 2012 la construction de la 2ème ligne Inga-Kinshasa longue de 277,38 km avec une réalisation physique de 70% en date du 31 mai 201532 ainsi que la mise en œuvre de nouvelles 32 Rapport de la Cellule d’Appui Technique à l’Énergie, CATE, juin 2015. 49 lignes Fungurume-Panda-Karavia-Kasumbalesa longues de 276 Km 33, de postes et de transformateurs (voir Tableau 2.3). L’énergie livrée au réseau s’est accrue de 28,4% passant de 6 784 GWh en 2007 à 8 711 GWh en 2014, faisant suite à l’augmentation de la production brute enregistrée. Tableau 2.3. Données et Indicateurs Techniques du Transport Désignation 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 5 510+lignes 5 510+lignes Inga- Inga-Kinshasa+ Longueur des Kinshasa+ 5 786+lignes Inga- 5 510 5 510 5 510 5 510 5 510 Corridor lignes HT (km) Corridor Kinshasa Kolwezi- Kolwezi- Kasumbalesa Kasumbalesa Nombre de 34 34 35 35 35 35 35 35 postes HT Nombre de transformateurs 67 67 69 69 69 69 69 69 HT/MT Nombre de transformateurs 1 1 1 1 2 1 0 0 HT/MT indisponibles Énergie livrée à la distribution 6 784 6 586 6 742 6 856 6 911 7 594 7 849 8 711 (GWh) Source : SNEL/DTR Encadré 2.2. Le Réseau de la SNEL : Multiplicité des Défaillances et des Actes de Vandalisme La performance du réseau de la SNEL est affectée par les défaillances et les actes de vandalisme suivants : - Actes de vandalisme perpétrés sur les équipements des postes et des lignes, avec vols massifs des conducteurs en cuivre au Katanga ; - Défaillance des équipements électromécaniques et avarie des réducteurs de tension et de courant du fait de la vétusté et de l’obsolescence desdits équipements ; - Absence d’une politique de renouvellement du matériel au-delà de la durée de vie garantie par le constructeur ; - Avarie des transformateurs de puissance HT/MT ; - Manque de maintenance requise faute de pièces de rechange nécessaires et d’expertise requise ; - Dégradation des voies d’accès aux postes et des pistes d’accès aux lignes HT ; - Érosion des plates-formes des lignes HT, augmentation du nombre de constructions affectant ces plates- formes et intensification des vols de cornières ; - Corrosion avancée des cornières, particulièrement sur les lignes 50 kV du Katanga, et inexistence ou obsolescence des automates d’enregistrement et de localisation des défauts ; - Délestage de charges consécutives à la saturation des infrastructures (dépassement des capacités de transit des lignes de transport et surcharge des transformateurs des postes) ; - Dysfonctionnement des commutateurs en charge suite aux défauts ; - Absence d’un centre de conduite du réseau interconnecté Est ; - Actes de sabotage sur la ligne 70 kV Bukavu-Bujumbura (traversant 3 pays, à savoir la RDC, le Rwanda et le Burundi) perpétrés en territoire Burundais, rendant ainsi les interventions des services de la SNEL très difficiles. Source : SNEL 109. Ce réseau reste largement insuffisant par rapport à l’étendue du pays, et plusieurs capitales provinciales restent faiblement électrifiées avec des réseaux isolés et peu 33 Business Plan nouvelle formule, version finale, SNEL, Inédit, 2015. 50 performants. Pour alimenter ces grandes villes, densément peuplées, il faut développer une stratégie nationale qui tiendra compte de l’immensité du pays, de ses ressources et de la demande par zone géographique, ainsi que des possibilités d’interconnexion avec les pays voisins. L’option de l’interconnexion est utile à court terme quand il y a un excès de production d’un côté de la frontière et une demande de l’autre côté. C’est notamment le cas dans l’est du pays, où l’Ouganda dispose de la capacité de production, et où la zone des Grands Lacs présente une forte demande potentielle d’électricité. Des interconnections existent déjà avec la Zambie et la République du Congo. 110. Plusieurs actions menées en 2013 ont permis d’améliorer les performances des réseaux de transport, et cela malgré les divers problèmes rencontrés. Le réseau de transport de la SNEL est caractérisé par la multiplication des défaillances et des actes de vandalisme (voir Encadré 2.2). Cependant, en dépit des incidents techniques et autres problèmes qui ont indisponibilisé les équipements et les lignes, plusieurs actions ont permis d’améliorer la performance du réseau depuis 2013. En effet, la SNEL a procédé à la rénovation des convertisseurs N°11 et 21 à Inga et à Kolwezi, à la réparation de l’autotransformateur 100 MVA de la station de conversion de Kolwezi et au débroussaillement des lignes HTCA et THTCC Inga-Kolwezi. La SNEL a aussi installé et mis en service les équipements de téléconduite et de télécommunication du nouveau dispatching de Gombe, et a finalisé les travaux de la téléprotection du réseau Ouest. Enfin, une multitude d’autres interventions ont permis d’améliorer la performance du réseau, y compris : (i) la réparation du compensateur synchrone N°1 de SCK ; (ii) l’installation du compensateur statique à Karavia au Katanga ; (iii) la lutte contre les vols de cornières ; (iv) la mise en œuvre du plan de sauvetage en régime perturbé du réseau sud ; et (v) la mise en service de la ligne 200kV N°43 au poste de Fungurume. 111. Depuis l'année 2003, la Banque mondiale appuie le gouvernement de la RDC pour la réhabilitation des infrastructures existantes dans le secteur de l'électricité. Le projet SAPMP (Projet des Marchés d'Électricité en Afrique Australe, cofinancé par la BEI) réhabilite les 4 000 km de la ligne de transport en très haute tension et en courant continu Inga - Kolwezi, construit près de 300 km de nouvelles lignes de transport pour relier Kolwezi avec les gros clients miniers au Katanga, et vers la frontière avec la Zambie (Kassoumbalessa) et réhabilite/renforce les sous-stations associées. Le projet a installé 2 300 km de fibres optiques tout au long de la ligne pour garantir une bonne capacité de communication entre les centres de la SNEL. L'excès de capacité reste un acquis pour la SNEL. La capacité de transport de la ligne qui était au-dessous de 250 MW, est remontée à 560 MW. La quantité d'énergie acheminée vers la région de Katanga est passée de moins de 2 540 GWh à plus de 5 500 GWh. Dans le cadre du projet PMEDE, la BEI a financé la construction de la deuxième ligne de transport Inga - Kinshasa. Cette deuxième ligne augmente la capacité de transport vers Kinshasa de 470 MW à 1070 MW. Elle sert à garantir la capacité de transport pour l'excès de production que la réhabilitation des groupes à Inga I et Inga II ajoutera au système, et comme système de soutien de la ligne existante afin d’augmenter la fiabilité de l'alimentation de la ville de Kinshasa et améliorer l'exploitation du réseau de transport. 51 112. Ces améliorations réduiraient les pertes de la SNEL, mais l'exportation d'énergie ne serait pas encore possible. Avec ces améliorations, la SNEL estime que les pertes techniques sur les réseaux de transport sont autour de 3%. Cette valeur n'est pas une donnée fiable car la SNEL n'a pas un système de métrage en très haute tension ni en haute tension. Cependant, il est clair que la disponibilité de la ligne s'est beaucoup améliorée car, actuellement, l'indisponibilité est de moins de 9 heures par an. Malgré l'augmentation de la capacité de transport, l'exportation de l'énergie vers la Zambie n'est pas encore à l'ordre du jour pour deux raisons principales : d'abord, l'excès de la capacité d'énergie ne s'est pas encore matérialisé, car la réhabilitation des groupes à Inga I et Inga II est en cours ; et puis la demande interne des grands clients miniers dans la zone de Katanga a tellement augmenté qu'elle pourrait à elle seule consommer tout l’excès de production. C. Distribution de l’Energie Electrique 113. La situation des réseaux de distribution est caractérisée par de graves incidents qui ont entrainé l’instabilité de la fourniture de l’énergie électrique. La SNEL dispose d’un réseau de distribution d’une longueur totale de 38 083 km dont 34 387 km pour le réseau basse tension et 3 696 km pour la moyenne tension. Aussi bien à Kinshasa que dans les provinces, le réseau souffre d’incidents fréquents qui déstabilisent la fourniture d’électricité. La survenance de ces incidents est justifiée au niveau interne par la fragilité de l’outil de distribution qui est dû à son vieillissement d’une part, et à l’exploitation en saturation permanente d’autre part. Cette dégradation est aggravée par la recrudescence d’actes de vandalisme et des catastrophes naturelles notamment : (i) les vols des câbles et des luminaires sur les réseaux de distribution et d’éclairage public ; (ii) les vols de disjoncteurs et autres équipements dans les nouvelles cabines de décharge en cours d’implantation ; (iii) les avaries des parafoudres des lignes suite aux décharges atmosphériques ; (iv) les interventions illicites dans les cabines ; et (v) l’arrachement des câbles MT et BT par les engins de terrassement qui aménagent les routes. 114. Les indicateurs sur la distribution de l’énergie électrique dans la ville de Kinshasa montrent un progrès important entre 2008 et 2014 (voir Tableau 2.4). En effet, alors que le nombre de sous-stations MT/MT n’a pas augmenté entre 2007 et 2014 et que le nombre de feeders MT s’est accru de 6% seulement, celui des cabines MT/BT a augmenté de 154% sur la même période, passant de 771 à 1 961. L’ensemble des cabines et des postes MT/BT a été récupéré et le nombre de cabines indisponibles est nul depuis 2012. En parallèle, le nombre de cabines et de postes MT/BT en délestage a augmenté passant de 199 en 2008 à 364 en 2014. 115. Les indicateurs des provinces ont également montré des progrès notables entre 2008 et 2014 (voir Tableau 2.5). Les indicateurs afférents aux réseaux des provinces du Katanga, du Bas-Congo, du Nord-Kivu, du Sud-Kivu, de la Province orientale et de la ville de Bandundu montrent des évolutions notables entre 2008 et 2014, notamment : (i) augmentation du nombre de sous-stations MT/MT installées en 2014 par rapport à l’année 2008 avec une hausse du nombre de transformateurs HT/MT sur le réseau MT ainsi que la prise en compte des installations du secteur thermique ; (ii) diminution du taux de cabines MT/BT indisponibles ; et (iii) augmentation des lignes MT et BT. 52 Tableau 2.4. Indicateurs de Distribution de la Ville de Kinshasa Indicateurs 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Nombre de transformateurs 8 8 13 13 13 13 13 HT/MT installés Nombre de transformateurs 2 3 3 1 3 3 4 HT/MT en surcharge34 Nombre de transformateurs 2 2 1 2 3 3 3 HT/MT indisponibles Taux d'indisponibilité des 25 25 7,7 15,34 23,1 23,1 23,1 transformateurs HT/MT (%) Nombre de sous-stations 23 23 23 23 23 23 23 MT/MT Nombre de sous-stations 16 13 13 8 3 4 6 MT/MT en surcharge Nombre de sous-stations 1 1 1 0 5 4 2 MT/MT indisponibles Taux d'indisponibilité des sous- 4,3 4,3 4,3 0 21,8 17,4 8,7 stations MT/MT (%) Nombre de feeders MT 340 342 345 358 359 363 369 Nombre de feeders MT en 66 69 65 60 65 69 65 surcharge Nombre de cabines et de postes 771 790 795 816 1761 1.807 1.961 MT/BT Nombre de cabines et de postes 199 196 196 256 256 345 364 MT/BT en délestage régulier Nombre de cabines et de postes 6 31 30 4 0 0 0 MT/BT indisponibles Taux d'indisponibilité des cabines et des postes MT/BT 0,78 4,27 3,69 0,35 0 0 0 (%) Longueur des lignes MT (Km) 1 435 1 483 1 463 1 507 1 953,75 2 080,7 2 149,9 Longueur des lignes BT (Km) 28 819,60 28 832,80 28 633,80 29 436,30 5 533,34 7 105,23 7147,88 Source : SNEL/DDK 116. Un des plus graves problèmes du réseau de distribution de la SNEL est l'absence d'un système de métrage de l'énergie livrée. Cela est vrai aussi bien pour les postes, que pour les sous-stations, les cabines et les branchements des clients. Le système de facturation est forfaitaire ce qui se traduit par un sentiment de « gratuité du produit » car la facturation ne reflète pas l'utilisation. Cela conduit aussi à un manque total de gestion et d'utilisation efficaces de la capacité disponible, car ni les utilisateurs ni la SNEL n'appliquent des mesures d'efficacité énergétique. Le forfait crée aussi un sentiment d'« injustice » car les clients ne peuvent pas établir un lien entre les factures qu'ils paient et leur consommation. Pour chaque connexion 34 La tendance à l’accroissement du nombre de transformateurs HT/MT indisponible est due à l’accroissement de la charge raccordée au réseau suite à l’extension des réseaux basse tension avec la construction de nouvelles cabines MT/BT par différents projets sur fonds propres ou avec les bailleurs de fonds (Banque mondiale, Banque Africaine de Développement, etc.). 53 « gérée » par la SNEL (client commercial facturé), il est estimé qu'il y a quatre branchements « non gérés ». Cela conduit à un réseau inefficace, non sécurisé, mal construit, avec des pertes techniques importantes et des pertes non techniques non quantifiées. Le réseau de distribution MT/BT alimente donc un nombre de clients beaucoup plus importants que les clients formels et se trouve surchargé, avec des conditions d'exploitation en deçà des standards techniques basiques ainsi que des équipements MT et BT ayant une durée de vie réduite de plus de 60%. En plus de la facturation au forfait, la SNEL a un taux de recouvrement très faible de 35%. Tableau 2.5. Indicateurs de Distribution en Provinces Indicateurs 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Nombre de transformateurs 39 42 43 43 48 48 48 HT/MT Nombre de transformateurs 1 1 1 1 3 5 6 HT/MT en surcharge Nombre de transformateurs 1 1 1 2 4 4 5 HT/MT indisponibles Taux d'indisponibilité des 2,56 2,38 2,33 4,65 8,33 8,33 10,42 transformateurs HT/MT (%) Nombre de sous-stations MT/MT 20 18 16 19 28 27 27 Nombre de sous-stations MT/MT 1 1 2 2 2 1 1 en surcharge Nombre de sous-stations MT/MT 2 2 1 3 5 5 5 indisponibles Taux d'indisponibilité des sous- 10,00 11,11 6,25 15,79 17,86 18,52 18,52 stations MT/MT (%) Nombre de feeders MT 115 122 126 136 171 171 171 Nombre de feeders MT en 4 13 17 75 30 33 34 surcharge Nombre de cabines et de postes 704 726 813 1 152 1 201 1 262 1 289 MT/BT Nombre de cabines et de postes 148 244 307 292 323 314 329 MT/BT en délestage régulier Nombre de cabines et de postes 51 55 61 185 104 116 80 MT/BT indisponibles Taux d'indisponibilité des cabines 7,24 7,58 7,50 16,06 8,66 9,19 6,21 et des postes MT/BT Longueur des lignes MT 1 299,78 1 338 1 501 2 189 2 300,31 2 403,32 2 353,46 Longueur des lignes BT 2 906,44 2 986 3 382 4 950 4 706,74 5 027,62 5 463 Source : Rapports SNEL/DDP 117. Une autre caractéristique du réseau de distribution de la SNEL est qu’il ne couvre pas la totalité des villes. Effectivement, parmi les zones électrifiées en milieu urbain, il y a des zones n’ayant accès ni à l’eau ni à l’électricité. Ces zones dites « poches noires » peuvent bénéficier de la densification/extension des réseaux existants et voir leur taux d’accès à 54 l’électricité augmenter. Ce sont aussi des endroits parfaits pour tester le branchement de nouveaux clients avec des compteurs (classiques ou à prépaiement) et ainsi réduire les pertes non techniques décrites ci-dessus. Les compteurs à prépaiement peuvent avoir un grand impact sur la gestion commercial de la SNEL car les clients auront une mesure immédiate de leur consommation et la SNEL sera payée avant même de fournir le service. 118. Le projet PMEDE devrait permettre de résoudre les problèmes de recouvrement et d’améliorer l’accès à l’électricité. Le projet PMEDE devrait permettre d’augmenter le taux de recouvrement à 80% en 2018. Le projet a permis d’ajouter 50 MW à la capacité de transport vers Kinshasa avec la compensation réactive de Kimwenza. Le projet a également : (i) renforcé le réseau de distribution en MT avec la création d’un anneau de près de 240km en 30 KV pour remplacer les anciens réseaux en 6,6 KV ; (ii) ajouté des transformateurs aux postes existants ; et (iii) électrifié avec le cofinancement de la BAD, des poches noires dans la ville de Kinshasa, en plaçant 500 km de lignes BT permettant le branchement de nouveaux clients avec des compteurs à prépaiement. II. La Maintenance 119. D'une manière générale, la situation du système électrique de la RDC n'est guère satisfaisante au regard des standards internationaux. La vétusté des équipements contribue à la dégradation généralisée de la qualité du service qui se manifeste par des délestages fréquents et prolongés, tant au niveau de la production qu'au niveau du transport HT, ainsi qu'au niveau de la distribution MT et BT. En particulier, les installations des centrales hydroélectriques d'Inga I et II et de celles du réseau de transport d'électricité associées à la desserte de l'énergie produite se trouvent actuellement dans un état de dégradation avancée. Suite à l'analyse qui a été effectuée sur le site d'Inga par le groupe Manitoba Hydro International et Sofreco, couvrant les deux domaines d'activité que sont la production et le transport d'électricité, il ressort que les insuffisances constatées dans les centrales hydroélectriques d'Inga I et d’Inga II ainsi qu'au poste de dispersion d'Inga et à la station de conversion courant continu, sont dues essentiellement : (i) au manque d'entretien des équipements ; (ii) au manque récurrent de consommables et de pièces de rechange ; et (iv) au manque d'outils et d'équipements appropriés. Les causes qui ressortent de l'analyse, sont les coupes budgétaires et le manque de revenus de la partie commerciale de la SNEL. 120. Le manque de maintenance affecte les infrastructures de production, de transport et de distribution. Moins de la moitié de la capacité de production installée est disponible. La ligne Inga-Kolwezi, pilier du réseau de transport, ne fonctionne qu’à la moitié de sa capacité. En distribution, le réseau MT est vétuste et insuffisant pour couvrir la clientèle, et en BT le réseau est surchargé ce qui réduit dramatiquement la durée de vie des équipements. Avec les interventions des projets SAPMP, PMEDE et avec les accords PPP, la capacité de production va presque doubler pour atteindre la capacité installée, et la capacité de transport sera doublée sur les lignes Inga – Kolwezi et Inga – Kinshasa. Le réseau MT a été renouvelé et renforcé pour pouvoir connecter près de 50 000 nouveaux clients. 55 121. La bonne pratique de gestion est de se focaliser sur une maintenance essentiellement préventive. Il y a deux types de maintenance qui sont pratiquées, à savoir la maintenance préventive et la maintenance corrective ou curative. La première, consiste à intervenir sur les équipements sans attendre qu’il y ait une défaillance, dans le souci d’assurer la fiabilité et la continuité du service. Le risque zéro n’existant pas, il peut arriver qu’une défaillance survienne et que la maintenance corrective ou curative soit nécessaire pour rétablir le fonctionnement de l’équipement. La courbe typique d’un équipement quelconque est en forme de baignoire, partant de l’équipement neuf, passant par son apogée et jusqu’à la fin de vie. Le coût de la maintenance est élevé dans la seconde partie de la courbe, et la fréquence des passes de la maintenance doit être élevée, pour assurer la fiabilité et la continuité des services. Les équipements du système électrique de la SNEL ont un âge très avancé et sont vétustes, et les échéanciers doivent être écourtés et adaptés à l’âge des équipements, tout en sachant que cela a un coût financier 122. La maintenance préventive comporte trois sous composantes opératoires : systématique, conditionnelle et prédictive. La maintenance préventive systématique est basée sur des échéanciers et des périodes prédéterminées pour effectuer la maintenance. Selon la courbe en baignoire, la fréquence des passes augmente dans la deuxième partie, « équipement vétuste ». La maintenance préventive conditionnelle suit certains paramètres, comme la température, la pression, le bruit, etc. et exige de préparer et de planifier l’arrêt de l’équipement en vue d’une maintenance. Enfin, la maintenance préventive prédictive se base sur l’avancée technologique et les équipements modernes permettant de connaître l’état interne, comme une échographie, pour prévenir les avaries et les défauts35. 123. La faiblesse de la trésorerie de la SNEL ne permet pas pour le moment de faire évoluer la maintenance préventive à un rythme soutenu. Les recommandations faites à la SNEL visent prioritairement à renouveler et à réhabiliter les équipements avec la ferme volonté de rester dans la maintenance préventive et ainsi minimiser la maintenance corrective ou curative. L’établissement du plan de maintenance pour les ouvrages de transport et son application sont importants pour la stabilité du transport de l’énergie électrique jusqu’aux centres de consommation. Ce plan tient compte des caractéristiques électriques et/ou mécaniques des ouvrages, de leur périodicité d’entretien, des spécifications des constructeurs et de l’historique des interventions réalisées. Néanmoins, la mise en œuvre de ce plan devra être accompagnée d’une politique efficiente de mise à disposition des moyens financiers et de reconstitution des stocks en pièces de rechange, d’outillage et d’appareillage électrique. 124. En effet, la maintenance préventive exige beaucoup de moyens, et la SNEL a commencé à se doter des ressources financières nécessaires. La SNEL a reçu un financement pour le Projet de développement des Marchés d'Électricité pour la consommation Domestique et à l'Export (PMEDE) dans la perspective de la fiabilisation, la réhabilitation et 35 Il s’agit par exemple de l’utilisation de l’analyseur de gaz dissouts, pour détecter les gaz en décomposition dans les huiles de transformateur comme l’hydrogène (H2), le méthane (CH4), l’acétylène (C2H2), le dioxyde de carbone (CO2), l’éthylène (C2H4), le monoxyde de carbone (CO), l’éthane (C2H6), le souffre (S), l’azote (N2), etc. montrant l’existence d’un point chaud et le taux d’humid ité relative en ppm. Il s’agit aussi de l’utilisation de la caméra infrarouge pour détecter les points chauds sur les lignes HT, connexions aux jeux de barres, tresses et autres. 56 l’amélioration des installations de production, de transport et de distribution. Sur conseil de la Banque mondiale, la SNEL a commencé une opération de nantissement des fonds. La SNEL a ouvert 3 comptes au Crédit Agricole Luxembourg dans le cadre de l’Accord des Mécanismes de Paiement (AMP) conclu avec le gouvernement, la Banque mondiale, la Banque Européenne d’Investissement et le Crédit Agricole Luxembourg. Ces comptes serviront à constituer des réserves financières pour faire face à la maintenance préventive normative. Un opérateur international sera en charge de la maintenance pour une période de 5 ans. Le processus de recrutement est en cours et est géré par la Direction des Équipement (DEQ) et la Banque mondiale. Ces comptes sont nantis pour garantir le remboursement du prêt obtenu et la constitution de la provision devant lui permettre d’assurer la maintenance normative des installations après leur réhabilitation et leur mise en service. 125. Dans le cadre du projet SAPMP, la BEI et la Banque mondiale ont mis en place un accord sur la méthode de paiement AMP. L’AMP vise à assurer la maintenance et la pérennisation des infrastructures financées, notamment le réseau HT interconnecté. Le paiement d’un certain pourcentage de la facture des grands clients de la SNEL est directement versé sur un compte qui sert à payer les frais associés à la maintenance de ce réseau. Les versements se font correctement, et la gestion du compte respecte les conditions de l’accord. Par contre, l’impact de ces mesures n’est pas encore mesurable car l’opérateur de maintenance n’était pas encore recruté à la date de finalisation du présent document et d’autre part il n’y avait pas encore eu de décaissements. La SNEL analyse avec Manitoba Hydro International les meilleures options pour mettre en place un système de maintenance qui pourra couvrir aussi bien les réseaux connectés de transport en HT, que toutes les infrastructures de la SNEL. III. Facturation, Recouvrement et Situation des Créances de la SNEL 126. La SNEL vend son électricité aux diverses catégories de sa clientèle à des prix administrés qui peinent à couvrir les coûts. Le revenu de la SNEL provient de la vente d’électricité aux différentes catégories de sa clientèle. Il s’agit des clients HT locaux et à l’exportation, clients MT, clients PME/BT, clients domestiques (ménages)/BT, clients IO, et clients entreprises transformées, établissements et services publics. Chaque segment de la clientèle a ses propres caractéristiques et problèmes spécifiques. Par ailleurs, les tarifs de vente d’électricité sont administrés. 127. Alors que le taux de recouvrement des factures de la SNEL s’est amélioré, les dettes et les créances constituent toujours un frein à la remise sur pied de la compagnie. Les problèmes majeurs rencontrés dans l’application des tarifs par la SNEL sont les suivants : (i) des tarifs applicables à la clientèle BT domestique inférieurs au prix de revient ; (ii) tarifs préférentiels accordés à certains clients MT entraînant un manque à gagner important pour l’entreprise ; (iii) refus de certains clients HT minier en PPP de payer leurs factures de consommation au nouveau tarif révisé en 2012 ; et (iv) accumulation des arriérés auprès du secteur public et des ayants droit. Cela amène à un déficit systémique de la compagnie et à une accumulation des dettes et des créances au fil des années. 57 A. Problèmes de Facturation 128. La compagnie ne peut pas mesurer ni l’énergie effectivement livrée, ni les pertes techniques et non techniques, et les clients sont facturés au forfait. Le réseau de distribution est surchargé en raison des connections non gérées commercialement, ce qui augmente l’énergie livrée et non facturée. La gestion de la facturation implique un large nombre de journaliers qui ne sont pas attachés à la compagnie. Le système de payement n’est pas efficace, les clients passent beaucoup de temps dans les bureaux de la SNEL et la qualité du service, également fourni par des journaliers, n’est pas bonne. Cela nuit à l’image de la SNEL. D’autre part, elle n’a pas une bonne connaissance de sa clientèle ce qui empêche une bonne gestion commerciale. L’État et les ayants droits (entreprises publiques comme la Gécamines ou la REGIDESO, l’hôtel de ville, les hôpitaux, les camps militaires, etc.) ne procèdent pas au payement régulier de leurs factures. Cela crée des arriérés importants qui continuent à augmenter et qui pénalisent la trésorerie de la SNEL. Par ailleurs, l’analyse faite par Manitoba dans le cadre du plan de redressement de la SNEL, montre qu’un peu plus de 2 000 clients (HT et MT) totalisent 82% de la facturation de la SNEL. 129. Au fil du temps, les impayés des entités publiques se sont accumulés pour atteindre des niveaux extrêmement élevés, avant d’être réglés, puis augmenter à nouveau. La SNEL a élaboré un livre blanc reprenant la situation des créances et des dettes de la SNEL vis-à-vis de ses clients locaux et étrangers toutes tensions confondues. D’après ce document, les impayés des services publics et de l’État, s’élevaient à 772 millions de dollars US au 31 décembre 2007, soit 4,7% du PIB de l’époque. Cette dette se distribuait à raison de 37,9% dû par la Gécamines, 29,3% par l’État, 13,7% par la REGIDESO, 7,9% par l’Hôtel de Ville et 12,24% par les autres entités (voir tableau en Annexe 8). 130. En 2011, les dettes croisées entre les administrations de l’État et les compagnies publiques ont été annulées, y compris celles de la SNEL. Cette méthode pénalise la trésorerie de la SNEL, et rend difficile la planification de la maintenance, des investissements, etc. Depuis, les créances et les dettes se sont à nouveau accumulées pour atteindre 66,6 millions de dollars US36 au 30 juin 2014. En parallèle aux arriérés de l'État vers la SNEL, la situation de paiement des impôts, notamment la TVA, de la part de la SNEL reste floue. Les auditeurs ont émis des réserves significatives sur le bilan et le compte de résultat qui, entre autres, ne permettent pas une estimation des dues fiscaux. De plus, la TVA ne semble pas toujours restituée en intégralité à l’État. B. Tarification et Accumulation des Créances et des Arriérés 131. Les tarifs de la SNEL ne couvrent pas les coûts de production et sont appliqués par le gouvernement, qui est le seul actionnaire de la compagnie. Dans le cadre du contrat de performance signé entre l’État et la SNEL, la revue des tarifs est l’un des engagements qui restent à accomplir. La politique tarifaire actuelle de la SNEL tire ses bases des conclusions de 36 Rapport de CATE, Cellule d’Appui Technique à l’énergie, Novembre 2014 58 la commission paritaire du Ministère de l’Économie Nationale et de la SNEL, chargée d’examiner les éléments constitutifs de la structure du prix de revient de la SNEL en vue de doter cette dernière, à terme, d’un tarif équitable et équilibré. L’équilibre interne des prix impose que le tarif ne soit pas inférieur au prix de revient de l’électricité. Tandis que l’équilibre externe exige que plus on est éloigné du lieu de production plus on paie un prix élevé. Le Tableau 2.6 montre les coûts cumulés de l’électricité de la SNEL sur la base des charges de l’exercice 2012 (hors coûts de développement). Tableau 2.6. Coûts Cumulés sur la Base des Charges 2012 Stade Coûts en Dollars US / kWh (2012) Production 0,0382 USD/kWh Transport 0,0710 USD/kWh Distribution (MT/BT) 0,1060 USD/kWh Source : SNEL 132. La tarification fixée en 200937 (voir Tableau 2.7) offrait des niveaux en dessous des prix de revient. Cette tarification a été révisée en 201238 pour les tarifs de vente d’énergie électrique aux clients HT, MT et BT, et la SNEL s’est vue attribuer un tarif unique de 0,0569 dollar US/kWh en HT sur le marché local. À la fin 2014, les ajustements tarifaires en BT ont atteint le 19ème palier sur les 24 prévus. Pour les catégories sociales et résidentielles 1, les tarifs cibles fixés respectivement à 0,0265USD/kWh et 0,0398 USD/kWh ont été atteints au 18ème palier. Quant à la catégorie résidentielle 2, les ajustements vont se poursuivre mensuellement pour atteindre le tarif cible de 0,0870 USD/kWh. Tableau 2.7. Prix de vente de l’électricité suivant les Arrêtés de 2009 et 2012 En dollars US / kWh Prix de vente Coût de revient 2012 Haute tension (Transport) 0,0569 0,071 Moyenne tension (F.M) 0,0980 0,106 Basse tension Sociale 0,0265 0,106 Résidentielle (code 33) 0,0398 Résidentielle (code 34) 0,0888 Source : SNEL, arrêtés Ministériels n° 005/CAB/MIN-ECONAT&CIL/2009 du 07 mars 2009 et n°023/CAB/MIN-ECO&COM/2012 du 11 octobre 2012 133. Les arrêtés de 2009 et 2012 prévoyaient des révisions périodiques des tarifs, mais celles-ci ont largement été ignorées. L’arrêté 005 avait prévu quatre ajustements semestriels progressifs, en vue d’atteindre les prix moyens cibles de référence que constituent les tarifs de l’Est, en BT domestique. Suite aux remous sociaux enregistrés en 2009, ces quatre ajustements ont été suspendus par un communiqué du 20 novembre 2009. 134. Les arrêtés classent les clients en catégories, octroient des tarifs préférentiels, alors que les tarifs de l’électricité de génération thermique sont fixés de manière concertée. Les arrêtés ministériels sus-indiqués reclassent les clients MT en 6 catégories dont MT force 37 Source : arrêté Ministériel n° 005/CAB/MIN-ECONAT&CIL/2009 du 07 mars 2009. 38 Source : arrêté n°023/CAB/MIN-ECO&COM/2012 du 11 octobre 2012. 59 motrice, fonderie et MT bureau, MT chauffage, MT vapeur, MT résidentielle, MT building, ASBL et confessions religieuses. Les clients brasseurs et certains clients HT, s’agissant particulièrement des provinces du Katanga, Bas Congo, Bandundu et Kinshasa, jouissent de tarifs préférentiels. Les tarifs applicables pour la catégorie BT domestique ont atteint leur 13èmeniveau figé depuis février 2013. Les forfaits individuels qui étaient jadis regroupés en quatre classes de consommation ont été améliorés grâce à l’évaluation de la puissance installée de l’ensemble des récepteurs des clients. Les tarifs de vente d’énergie électrique applicables aux abonnés du secteur thermique sont fixés de manière concertée entre la SNEL, la FEC et les autorités politico-administratives locales. Ces tarifs sont basés sur la couverture des charges liées aux produits pétroliers et autres consommables. 135. Malgré les efforts, il y a encore des tarifs préférentiels accordés à certains clients MT et HT. Certains clients HT miniers, notamment TFM, avaient refusé de payer leurs factures de consommation au nouveau tarif de 0,0569 USD/kWh sous prétexte qu’ils avaient signé un accord de financement en PPP sur la base de l’ancien tarif. Les tarifs BT restent des tarifs sociaux qui ne couvrent pas les coûts de production. C. Améliorations Timides et Pistes de Redressement 136. La situation de la SNEL s’est améliorée progressivement, mais la non couverture du coût de revient par le prix de vente reste un handicap majeur. Les indicateurs commerciaux de la SNEL s’améliorent progressivement depuis 2008 (voir Tableau 2.8), avec un quasi doublement du chiffre d’affaires et un accroissement du taux de recouvrement des factures. Ainsi, le chiffre d’affaires a augmenté de 93% entre 2008 et 2014. Cette performance est due à une augmentation des ventes en GWh de 40% sur cette même période, à un accroissement de 43% du nombre de clients facturés et à une augmentation de 47% du prix de vente moyen. Le prix de vente reste cependant inférieur au coût de revient et reste loin d’assurer la stabilité financière de la SNEL. Tableau 2.8. Indicateurs Commerciaux Libellé 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Chiffre d'affaires (millions USD) 281 452 287 239 310 632 310 591 430 147 536 884 543 546 Ventes (GWh) 5 835 6 323 6 697 6 805 7 389 7 630 8 159 Prix de vente moyen (USD/kWh) 0,0477 0,0454 0,0464 0,0464 0,06 0,07 0,07 Recettes sur facturation (millions 141 753 148 123 159 688 158 962 232 451 289 732 358 474 USD) Taux de recouvrement (%) 50.5 51.6 51,4 51,2 54,03 54 66 Nombre de clients facturés 428 297 427 092 440 777 483 719 540 789 597 289 614 040 Source : base de données SNEL-DEC 137. Le contrat de performance est un bon instrument pour faciliter l’implémentation d’une méthode de paiement courant des factures de l’État et des ayants droit. Le contrat permettrait de cadrer ces paiements dans le plan d’investissement de la SNEL et d’améliorer sa rentabilité. Le contrat comprend aussi des mesures pour améliorer la gestion commerciale, 60 comme la création d’une agence spécifique pour les grands clients qui totalisent 82% des factures de la SNEL. En effet, une bonne action commerciale qui met l’accent sur les plus gros clients pourra avoir des effets positifs à court terme sur la récupération des coûts de production, alors que l’impact des tarifs sociaux des clients BT reste peu significatif. Le décret de 2016 pour créer l’Agence de Régulation de l’Électricité établit une période d’un an pour qu’elle soit opérative. En parallèle, la SNEL collabore avec le gouvernement pour établir une base tarifaire plus équitable. 138. Les PPP pourraient être une aubaine, mais portent aussi des risques importants dans un environnement d’incertitude. La SNEL est devenue une entreprise commerciale en 2011. La SNEL et l’État devaient fixer le bilan d’ouverture de la compagnie et décider des actifs sous contrôle de l’une ou l’autre des deux parties. Or ce processus a pris du temps, et les audits des états financiers de la SNEL des années 2011, 2012, 2013, 2014 et 2015 ne sont pas validés. Cela laisse beaucoup d’incertitudes quant à la situation financière réelle de la compagnie, et plus spécifiquement sur son niveau d’endettement total. Une estimation est que l’endettement est au moins deux fois supérieur au chiffre d’affaires ( Analyse de la SNEL réalisée par l’équipe de la Banque mondiale en juillet 2015). Cette dette a connu une forte augmentation de 437 millions de dollars US en 2014 due à la multiplication des PPP pour financer la réhabilitation des différentes infrastructures (notamment celles de production). La dette est remboursable à travers le tarif, ce qui rend difficile les révisions tarifaires, et pénalise la soutenabilité financière de la compagnie. IV. Un Secteur qui Reste en Deçà des Besoins du Pays 139. Le Développement de la RDC dépendra en grande partie de la capacité du pays à mobiliser ses ressources énergétiques. Les infrastructures électriques sont dans un état de délabrement avancé et la mauvaise qualité des paramètres électriques conduit à de nombreux délestages, ce qui retarde le développement du pays. D’où la nécessité d’une planification en vue d’assurer l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité, par l’importation d’électricité et la construction de nouvelles centrales. En effet, les estimations montraient qu’atteindre les OMD exigeait un investissement en énergie de 1,9 milliard de dollars US par an. Or la biomasse-énergie continue à jouer un rôle de premier plan, avec des conséquences environnementales négatives, alors que les indicateurs de l’électrification sont généralement très faibles. L’évaluation de la demande d’électricité en RDC a été faite pour une période allant de 2005, considérée comme année de base, à 2030, et le gouvernement entend couvrir progressivement et de façon équilibrée le retard en matière de services énergétiques. A. État des Lieux 140. Le système électrique de la SNEL est caractérisé par la saturation ou l’indisponibilité des installations. Cela est vrai tant au niveau de la production, que du transport et de la distribution. De plus, la qualité de la tension et de la fréquence est mauvaise. Ceci a pour conséquences immédiates des délestages de charges et donc un étouffement de la demande d’énergie. Le diagnostic actuel du secteur révèle : (i) une forte dégradation de 61 certaines infrastructures et des équipements ; (ii) un faible niveau d’investissement dans la production ; (iii) une faible capacité d’absorption des fonds mobilisés auprès des bailleurs de fonds traditionnels ; (iv) une inadéquation entre l’offre et la demande en électricité dans tous les secteurs d’activité économiques ; et (iv) des faibles taux de desserte nationale en électricité avec un développement déséquilibré entre les provinces. 141. Les infrastructures de production, de transport et de distribution sont dans un état de délabrement avancé. Les infrastructures de l’opérateur principal qui est la SNEL nécessitent une réhabilitation urgente. Le taux d’indisponibilité des centrales Inga I et II estimé à 64,3% au 30 juin 2014 traduit un manque important d’énergie électrique à livrer au réseau de transport. Au niveau du transport proprement dit, le nombre d’heures d’indisponibilité est souvent fonction de la distance. Ainsi, l’indisponibilité sur la ligne INGA-KOLWEZI longue de 1 774 km était de 49,86 heures au 30 juin 2014, en légère diminution par rapport à 2013 (48,98). Il convient de noter qu’en plus de la distance, les incidents survenus sur les stations de conversion d’INGA et de KOLWEZI ont également contribué à cette indisponibilité. Toutefois, l’indisponibilité de la ligne INGA-KINSHASA qui est beaucoup plus courte a été de 1,68 heure, traduisant ainsi une meilleure exploitation en transport d’énergie électrique. 142. La qualité de l’approvisionnement en électricité ne s’est fortement améliorée que récemment. Avant la mise en service du compensateur de l’énergie réactive en 2014 au poste 220 kV de Kimwenza, on enregistrait des chutes de tension atteignant parfois 180 kV. D’autre part, pendant la période où la RDC exportait de l’énergie électrique vers la République du Congo, la chute de tension à travers les réseaux de distribution MT de la ville de Kinshasa était plus contraignante. Le fonctionnement actuel de l’interconnexion transfrontalière en floating contribue un tant soit peu à la stabilité de ces deux réseaux. Quant à la fréquence, elle oscille souvent entre 49 et 50 Hz en régime normal. B. Objectifs de Développements Durables et d’Investissements dans l’Energie 143. Les services énergétiques sont indispensables pour le développement économique et social durable. Les services énergétiques39 permettent le développement d’activités de production et sont indispensables pour subvenir aux besoins en matière de santé et d’éducation, ainsi que pour le fonctionnement des systèmes d’approvisionnement en eau. L’énergie figure désormais parmi les 17 Objectifs de Développement Durable40 (ODD) dont l’objectif 7 qui parle de « garantir l’accès de tous à des services énergétiques fiables, durables et modernes à un coût abordable ». En effet, le lien entre services énergétiques et réduction de la pauvreté a été explicitement identifié dans le plan de mise en œuvre de Johannesburg lors du Sommet Mondial sur le Développement Durable (SMDD). 39 Les services énergétiques comprennent les combustibles domestiques modernes, les fourneaux améliorés, l’augmentation de la production de biomasse durable et l’élargissement de l’accès à l’électricité et à l’énergie mécanique. 40 Source : Assemblée Générale des Nations Unies, Projet de document final du sommet des Nations Unies consacré à l’adoption du programme de développement pour l’après 2015, http://www.un.org/fr/documents/view_doc.asp?symbol=A/69/L.85 62 144. Les estimations montraient qu’atteindre les OMD exige un investissement en énergie de 1,9 milliard de dollars US par an. À l’opposé des ODD, les OMD41 ne fixaient pas d’objectifs en matière d’énergie. Cependant, les OMD sous-entendaient son rôle crucial de catalyseur pour le développement économique et social. Ainsi pour atteindre les valeurs cibles des indicateurs des OMD en 2015, il avait été estimé en 2008 que le budget des services énergétiques devrait être en moyenne de 1,9 milliard de dollars US sur les sept années qui suivaient, soit un total de 13 milliards. Cette évaluation situe le coût annuel par habitant à environ 25 dollars US42 (contre 20 dollars au Mali, 19 au Bénin et 14,4 en Tanzanie). Les dépenses en capital représentent environ 48% des dépenses totales et l’importance des charges récurrentes est surtout liée aux systèmes de cuisson améliorés et à l’électrification urbaine. 145. La RDC a adhéré depuis 2012 à l’Initiative Energie Durable pour Tous (SE4All) lancée par le Secrétaire Général aux Nations Unies. Cette initiative mondiale vise à mobiliser l'action des gouvernements, du secteur privé et de la société civile autour de trois objectifs à atteindre d’ici à 2030, à savoir : (i) assurer l'accès universel aux services énergétiques modernes ; (ii) doubler le taux global de l'efficacité énergétique ; et (iii) doubler la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique mondial afin d’atteindre au moins 30% de l’offre d’énergie. L’évaluation du coût nécessaire à la réalisation des objectifs ci-dessus a été estimée par le PNUD dans le cadre de l’analyse rapide des Gaps à 66,767 milliards de dollars US sur 20 ans (2011-2030). Le rapport préconise la mise en place de divers programmes pour parvenir à la réalisation des objectifs du SE4All en RDC. 146. Le Document de la Stratégie de Croissance et de Réduction de la Pauvreté (DSCRP) souligne l’importance de l’énergie dans le processus de développement. En juillet 2006, le gouvernement de la RDC a adopté le DSCRP qui constituait le cadre de référence unique de planification du développement économique et social à moyen et long terme. D’après le document, « L'énergie étant une des principales clés du développement, l'objectif du gouvernement dans ce secteur vise à assurer une plus grande accessibilité des populations à une énergie électrique fiable, en vue de relever à 60% le taux de la desserte et à terme à l’ensemble du territoire national à l’horizon 2025 ». Le DSCRP-II a abouti à l’élaboration des politiques sectorielles, le lancement de l’étude sur l’électrification rurale et sur la tarification par la SOFRECO. En 2009, le document de politique énergétique a été adopté par toutes les parties prenantes, ouvrant ainsi la voie à l’élaboration de la Loi sur l’électricité qui fût adoptée en 2014. C. Accès à l’Énergie et à l’Électrification, et Évolution de la Demande 147. La réalisation des ODD en RDC exige l’accès à au moins trois types de services énergétiques. Il s’agit de : (i) l’énergie pour la cuisson ; (ii) l’électricité pour l’éclairage, les Technologies de l’Information et de la Communication (TIC) et les appareils utilisés dans les 41 Éradiquer l’extrême pauvreté et la faim, assurer l’éducation primaire pour tous, promouvoir l’égalité des sexes et l’autonomisation des femmes, réduire la mortalité des enfants de moins de 5 ans, améliorer la santé maternelle, combattre le VIH/SIDA, le paludisme et d’autres maladies 42 Résultats des simulations d’après le modèle « Energie » du Millenium Project, novembre 2008 63 activités domestiques et commerciales, ainsi que la fourniture de services sociaux ; et (iii) l’énergie mécanique pour faire fonctionner les équipements agricoles et de traitement des produits alimentaires, mettre en place un système d’irrigation complémentaire et transporter les biens et les personnes. 148. La biomasse-énergie joue un rôle de premier plan dans l'approvisionnement énergétique relatif au système de cuisson en RDC. En RDC, le diagnostic des services énergétiques renseigne que la biomasse-énergie domine l’utilisation énergétique de par sa contribution à la consommation totale finale d'énergie. Il s'agit essentiellement du bois de feu, du charbon de bois et dans une moindre mesure des sciures de bois. Ces énergies sont surtout consommées par les ménages pour la cuisson des aliments. Ainsi, l’énergie bois est utilisée généralement pour la cuisson tant au niveau rural, péri-urbain qu’urbain, et sa consommation représente 92% de la consommation énergétique du pays, occasionnant un déboisement intempestif et massif. 149. Dans le domaine de l’électrification, il y a une faiblesse généralisée de tous les indicateurs, avec des conséquences environnementales négatives. En effet, le taux de pénétration (rapport entre localités électrifiées et identifiées) est très faible, ne dépassant pas 1,4 ‰ 43. Le taux de desserte est dérisoire, ne dépassant pas 15,2% dont 35% en zone urbaine contre 1% en zone rurale. Par ailleurs, la fourniture d’électricité reste peu fiable. De plus, dans le cas de la RDC où prédomine l’hydroélectricité, l’utilisation des réchauds électriques aurait pu être à la fois économique et écologique. Or, la mauvaise qualité de l’énergie électrique (moins de 220 Volt de tension en secteur résidentiel) ne le permet pas. 150. Le gouvernement de la RDC entend couvrir progressivement et de façon équilibrée le retard en matière de services énergétiques. Pour ce faire, il s’agira de valoriser toutes les ressources énergétiques de la RDC afin de contribuer à son développement intégral et durable (ressources hydrauliques avec les microcentrales hydroélectriques, énergie solaire, biomasse-énergie, géothermie, etc.). Cela aboutirait à un système de cuisson amélioré, une électrification urbaine et périurbaine garantie, une électrification rurale et une mise à disposition de l’énergie mécanique. Ainsi, seront alors couverts les besoins énergétiques des ménages et de mécanisation de la production tant industrielle qu’artisanale pour faciliter l’exploitation et la transformation des richesses naturelles du pays. La première étape de la valorisation des ressources renouvelables de la RDC fût l’élaboration en 2014 de l’Atlas des énergies renouvelables. Cet Atlas a été préparé par le Ministère de l’Énergie et des Ressources Hydrauliques avec l’appui du Programme des Nations Unies pour le Développement. 151. L’évaluation de la demande d’électricité en RDC a été faite pour une période allant de 2005 à 2030. L’évaluation a été effectuée suivant les prescrits du modèle de planification énergétique Modèle d’Analyse de la Demande Energétique (MAED44) développé 43 Rapport d’évaluation des besoins nécessaires à la réalisation des OMD dans le secteur de l’énergie, Ministère du plan UPPE-SCRP, décembre 2008 44 MAED and MESSAGE FINAL REPORT, Energy Demand Assessment and Energy Supply Options for the Future, February 2010, DRC Team RAF0028, Commission National de l’Energie. Les conclusions de ce rapport 64 par l’Agence Internationale de l’Énergie Atomique (AIEA). Ce modèle évalue la demande future d’énergie sur la base de scénarios de développement socio-économique, technologique et démographique à moyen et long terme. Trois scénarios d’évolution économique ont été définis : (i) faible croissance, (ii) croissance de base ; et (iii) forte croissance. Les résultats par secteur d’activité sont présentés dans le Tableau 2.9, et montrent que pour le scénario le plus faible, la demande sera multipliée par 17 entre 2005 et 2030. Tableau 2.9. Projection de la Demande d’Electricité en RDC Unité 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Industrie Faible croissance GWh 2 490,326 3 449,192 5 742,639 9 800,528 17 141,430 30 947,732 Croissance de base GWh 2 490,326 4 441,712 8 348,222 15 984,283 31 904,305 62 529,135 Forte croissance GWh 2 490,326 5 031,886 10 166,710 21 847,773 49 918,929 121 220,333 Transport Faible croissance GWh 2,487 14,961 44,722 148,947 242,313 335,643 Croissance de base GWh 2,487 15,298 45,392 150,215 244,812 341,333 Forte croissance GWh 2,487 18,470 52,391 160,687 279,111 385,590 Services Faible croissance GWh 760,311 994,743 1 496,818 2 341,350 3 581,715 5 754,518 Croissance de base GWh 760,311 1 052,135 1 569,774 2 455,302 3 988,379 7 238,945 Forte croissance GWh 760,311 1 089,438 1 734,297 2 813,328 5 076,088 8 930,258 Ménages Faible croissance GWh 2 201,082 4 135,048 11 480,187 18 497,992 28 155,558 48 781,342 Croissance de base GWh 2 201,082 4 925,434 11 640,764 22 809,205 39 462,932 68 740,595 Forte croissance GWh 2 201,082 7 515,363 23 185,713 32 525,276 50 672,589 80 958,709 Total Faible croissance GWh 5 454,206 8 593,944 18 764,366 30 788,817 49 121,016 85 819,235 Croissance de base GWh 5 454,206 10 434,579 21 604,152 41 399,005 75 600,428 138 850,008 Forte croissance GWh 5 454,206 13 655,157 35 139,111 57 347,064 105 946,717 211 494,890 Source : Projet de document de politique du secteur de l’électricité, mai 2009 Section 2 : Cadre Légal et Institutionnel 152. Le cadre légal et institutionnel du secteur de l’électricité est en train d’évoluer avec la restructuration de la SNEL, l’émergence du projet Inga et de l’électrification rurale. Le cadre légal en RDC a évolué vers la création de structures spécifiques aux grands projets (Inga) et à l'électrification rurale, ainsi que vers la diversification des financements. De son côté, le cadre institutionnel comprend le gouvernement, la province, l'autorité de régulation du secteur et l'électrification rurale. Le développement du secteur pose des défis au niveau du nombre élevé de mesures à prendre, de la gouvernance, de la formation et de la place de la SNEL. Celle-ci est devenue un opérateur du secteur avec une tutelle financière et administrative de l'État. Malgré les initiatives, la dégradation de l'outil de production et la désarticulation de ont été introduites dans l’évaluation de la demande énergétique du projet de document de politique en matière d’électricité. 65 tous les aspects de gestion de la SNEL n'ont pu être freinées. Ainsi, la stabilisation et le redressement sont des préalables indispensables à la restructuration de la SNEL. Après la période de redressement prônée dans le cadre de la politique de réformes des entreprises publiques mise en place par le COPIREP, la SNEL devra passer au stade de la restructuration. I. Cadre Légal Régissant le Secteur de l’Electricité en RDC 153. Le cadre légal en RDC a évolué vers la création de structures spécifiques aux grands projets (Inga) et à l’électrification rurale, et vers la diversification des financements. La Loi du 17 juin 2014 confirme le droit d’accès à l’électricité et édicte les règles de gestion du secteur. Cependant, ce droit d’accès butte sur des problèmes majeurs, dont l’organisation et le système de gestion de la SNEL. Les options de réforme ou de restructuration devront être précédées d’une phase de stabilisation et de redressement qui exige un suivi de la performance et de la gestion. Par ailleurs, la complexité du projet Inga a fait évoluer le cadre légal du secteur vers la création d’une structure spécifique qui tient compte des efforts considérables de législation et de régulation qui doivent être mis en place par l’État. De plus, il est prévu la création de l’Établissement de promotion et de financement de l’électrification rurale et périurbaine. Enfin, la RDC évolue vers le développement du PPP comme complément pour mobiliser les financements pour le développement des infrastructures électriques. A. La Loi du 17 Juin 2014 et son Application 154. La loi qui régit le secteur de l’électricité confirme le droit d’accès à l’électricité et édicte les règles de gestion du secteur. Depuis le 17 juin 2014, le secteur de l’électricité est régi par une loi qui a remplacé les textes épars et inadaptés existants depuis l’époque coloniale. Cette loi fixe les modalités d'exercice du droit d'accès à l'énergie électrique garanties par l'article 48 de la Constitution. En effet, les objectifs poursuivis par loi sont les suivants : (i) répondre à l'obligation prescrite à l'État par l'article 48 de la Constitution ; (ii) résoudre les problèmes mis en évidence lors du diagnostic posé par le secteur autour du faible taux d'accès à l'énergie électrique et de l'absence d'un cadre juridique adapté et attractif ; (iii) rendre performant le secteur ; (iv) attirer, à travers des mesures de sécurisation, les investisseurs vers le secteur et favoriser une émergence énergétique nationale par le recours à la formule du PPP ; et (v) faire de la RDC une puissance énergétique. 155. La loi édicte les règles qui prennent en compte les différentes contraintes inhérentes à une gestion rationnelle et efficace des activités du service public de l'électricité. Ainsi, pour atteindre les objectifs mentionnés ci-dessus, la présente loi édicte les principales règles suivantes : (i) la libéralisation et l’ouverture du marché de l’électricité à tout opérateur ; (ii) la répartition des compétences concurrentes, dans le secteur, entre le pouvoir central, les provinces et les entités territoriales décentralisées, conformément à l’esprit de l’article 203, point 24 de la constitution45 ; (iii) l’érection de tout site hydroélectrique ou géothermique en site d’utilité publique ; (iv) l’obligation de protection de l’environnement pour tous les projets de développement du secteur ; (v) l’obligation prescrite à l’État de promouvoir 45 Constitution de la RDC promulguée le 18 février 2006 66 l’électrification en milieu rural et périurbain, en vue d’accroître le taux de desserte en électricité sur l’ensemble du territoire national ; et (vi) la garantie de la protection tant de l’opérateur que du consommateur. De plus, cette loi garantit la fixation de règles tarifaires claires et de facturation selon les principes de vérité des prix, d’égalité, d’équité et de non-transférabilité des charges par ses futures mesures d’application qui devront être élaborées dans cet esprit. 156. La Loi du 17 juin 2014 requiert des mesures d’application pour influencer le fonctionnement du secteur de l’électricité en RDC. Pour être opérationnelle sur le terrain, la Loi 14-001 du 17 juin 2014 nécessite la mise en place des mesures d’application sous forme de Décret ou d’Arrêté ministériel ou interministériel. Le Tableau 2.10 donne à ce jour, les dispositions utiles ou mesures d’encadrement nécessaires dont la mise en place s’avère urgente. B. Cadre Légal Régissant la SNEL et Options de Réforme 157. La SNEL est devenue société commerciale anonyme avec le désengagement de l’État. La SNEL est une entreprise créée par l’ordonnance-Loi n°70/033 du 16 mai 1970 et transformée en société commerciale par actions à responsabilité limitée « SARL » par la Loi n°08/007 du 07 juillet 2008. L’État en est l’actionnaire unique. La transformation de la SNEL en société commerciale a traduit la volonté de l’État de se désengager des entreprises publiques, regroupées désormais en secteurs marchand et non marchand. À ce titre, la SNEL appartient au portefeuille de l’État qui englobe les sociétés commerciales poursuivant un but lucratif. Conformément aux dispositions de l’OHADA et de l’acte uniforme du 30 janvier 2014 relatif au droit des sociétés commerciales et aux groupements d’intérêt économique, et suivant la décision de l’assemblée générale du 6/09/2014, la SNEL est devenue une société anonyme. 158. Le diagnostic général de la SNEL indique que l’organisation et le système de gestion de l’entreprise font partie des problèmes à résoudre en priorité. Au regard des résultats obtenus, notamment du diagnostic de l’organisation et du mode de gestion de l’entreprise, la restructuration de la SNEL s’avère nécessaire et urgente pour améliorer l’efficacité opérationnelle et managériale de cette entreprise. Elle est également nécessaire pour permettre au secteur de l’électricité de retrouver sa capacité de soutien du secteur productif et de jouer à nouveau son rôle moteur dans la relance et la croissance de l’économie du pays. 159. Les options de réforme ou de restructuration devront être précédées d’une phase de stabilisation et de redressement. Ainsi d’après le COPIREP (Comité de Pilotage des Entreprises Publiques), cette phase devrait permettre d’arrêter la dégradation des conditions d’exploitation de la SNEL, assainir sa gestion, améliorer sa situation financière et améliorer la qualité du service. Cette phase devra s’articuler sur les axes suivants : (i) la mise en œuvre d’un programme d’investissements prioritaires pour la réhabilitation des infrastructures de production, de transport et de distribution d’électricité ; (ii) la réorganisation de la fonction commerciale ; et (iii) l’assainissement et la transparence de la gestion de l’entreprise. 67 Tableau 2.10. Mesures d’Application de la Loi 14-001 du 17 Juin 2014 No Articles Nature Intitulé 1 Titre X Décret Portant organisation de la période de transition 2 1,2, 4 à 11, 33, 34, Décret Portant organisation du service public de l’électricité 58 à 62, 64 et 65, 78 à 86, 87, 88 à 91, 92, 93 à 95, 96, 97 3 1, 4 à 9, 10, 11,14, Contrat Contrats types de concession, de licence, d’autorisation du service 15, 16,18, 21, 31 public de l’électricité à 34, 47 et 48, 67, Arrêté Délimitation des compétences entre le gouvernement central et les 75 à 77, 78 à 87, ministériel gouvernements provinciaux 134 à 138 4 1, 2, 4 à 11, 12, Décret Création de l’établissement public dénommé Autorité de 13, 19 à 21, 22 à régulation du secteur de l’électricité 27, 28 à 32, 39 à 41, 44 et 45 ; 50 à Arrêté Fixation des termes généraux d’approvisionnement en électricité 53, 87, 90, 93 à Ministériel 102, 119 et 120, 134 à 138 5 1, 2, 4 à 11, 12 et Décret Création et fonctionnement de l’établissement public chargé de la 13, 91, 96 à 97 promotion et du financement de l’électrification en milieu rural et périurbain (ANSER) 6 24 Arrêté Fixation des tarifs d’électricité (tarif réseau, tarif producteur, tarif ministériel utilisateur, de réseau de transport et de distribution) 7 28 Arrêté Fixation des conditions techniques de production, de transport, ministériel d’importation, d’exportation, de distribution et de commercialisation de l’électricité ainsi que des prestations de services y afférant 8 30 Arrêté Fixation des standards et des normes en vigueur en RDC ainsi que interministériel des conditions d’homologation, de contrôle et de suivi 9 34 Arrêté Portant agrément des experts indépendants pour la certification ministériel des installations de production, de transport et de distribution 10 36 Arrêté Fixation des taux et des modalités de recouvrement de la interministériel redevance des activités du secteur de l’électricité 11 39 Décret Portant modalité de sélection des opérateurs, d’attribution des concessions, de leur modification et de leur annulation 12 71 Décret Portant conditions d’exportation de l’électricité 13 74 Manuel de Procédure relative au régime d’autorisation des IOTA procédures (Installation, Ouvrage, Travaux et Activité) 14 76 Manuel des Procédure relative au régime de déclaration des IOTA procédures 15 77 Manuel des Procédure relative au régime de liberté des IOTA procédures 16 91, 96 Décret Portant création d’un établissement public en charge de la promotion et du financement de l’électrification rurale et périurbaine 17 97, alinéa 2 Décret Mécanismes et modalités de perception, de gestion et de répartition des ressources d’un établissement public en charge de la promotion et du financement de l’électrification rurale et périurbaine 18 96 Décret Fixation du mécanisme et des modalités de perception de gestion et de répartition des ressources financières destinées à l’électrification rurale et périurbaine 19 107 Arrêté Fixation des conditions de conclusion de l’accord avec les interministériel concessionnaires fonciers et le titulaire de la concession de transport ou de distribution de l’énergie électrique Source : CATE 68 160. Cette phase de stabilisation et de redressement exige l’utilisation d’instruments pour suivre la performance et la gestion de la SNEL. La phase de stabilisation et de redressement a débuté avec la signature le 27 février 2012 d’un contrat de performance d’une durée de 5 ans entre l’État et l’entreprise. Ce contrat répond aux défis opérationnels et financiers immédiats de la SNEL tout en contribuant aux objectifs stratégiques du secteur de l’électricité. Par la suite, un contrat de gestion et de services a été signé le 12 février 2015 avec un opérateur spécialisé dans le secteur de l’électricité (MANITOBA HYDRO INTERNATIONAL)46. De plus, un contrat d’audit technique et financier déjà en vigueur avec KPMG est censé assuré le suivi des deux contrats susmentionnés. C. Vers l’Elargissement du Cadre Légal 161. La complexité du projet Inga47 et la perspective de PPP exigent des efforts considérables de législation et de régulation de la part de l’État. Une commission interministérielle de développement du site d’Inga (CODESI) a été mise en place depuis juin 2013 sous l’autorité de la Primature. La CODESI a pour rôle d’assurer la coordination entre tous les ministères impliqués dans la réalisation du projet. Elle est également chargée de définir la vision stratégique et les orientations majeures pour le développement qui mèneront à la réalisation du Grand Inga. Après la promulgation de la Loi sur l’électricité le 17 juin 2014 et pour appuyer la gouvernance d’Inga, le gouvernement s’est engagé à créer l’Agence pour le Développement et la Promotion d’Inga (ADEPI) sous supervision directe de la primature. L’ADEPI sera chargée de la mise en œuvre du projet Inga III et des phases ultérieures du grand Inga dont elle sera l’autorité concédante pour l’attribution des concessions. Le gouvernement devra accompagner la création de l’ADEPI par la Loi Inga en élaboration48. Ces dispositions permettraient à l’État de sécuriser l’investissement privé, de garantir son intérêt et d’assurer une desserte en électricité fiable. 162. La loi prévoit la création d’une structure publique spéciale pour l’électrification rurale. La Loi du 17 juin 2014 prévoit la création d’un établissement public en charge de la promotion et du financement de la construction des infrastructures énergétiques et de l’électrification rurale et périurbaine (ANSER). En effet, étant devenue une société commerciale, la SNEL ne s’occupera de l’électrification et de l’extension de son parc de production ainsi que de son réseau, que si la rentabilité des projets identifiés est prouvée. Ainsi, l’établissement de promotion de l’électrification rurale va surtout viser les zones du pays ou la rentabilité n’est pas garantie et où la participation de l’État par des subventions est indispensable. La création de l’établissement devra s’effectuer par décret et être accompagnée par des dispositions réglementaires. 46 L’objet de ce contrat est : (i) de renforcer toutes les activités opérationnelles de la SNEL liées à la satisfaction de la demande nationale et d’assurer la capacité de l’exportation de l’électricité ; (ii) d’améliorer les activités commerciales de la SNEL, en priorité dans la ville de Kinshasa et dans les principales villes de la RDC ; (iii) d’assurer la formation du personnel dans l’ensemble des missions clés de l’entreprise ; (iv) d’assurer le transfert de savoir-faire au personnel de la SNEL ; et (v) de mettre en place les conditions de bon fonctionnement dans les domaines technique, financier, commercial, ressources humaines, achats et approvisionnements. 47 Le projet Grand Inga possède une capacité totale de 42 000 MW avec 4 800MW au niveau de la première phase Inga III basse chute. 48 L’ADEPI est entrée en fonction fin 2015 avant même la promulgation de la Loi Inga. 69 163. L’Établissement de promotion et de financement de l’électrification rurale et périurbaine est à vocation sociale. Cet établissement aura pour missions de : (i) recueillir et disposer des inventaires et des données sur le potentiel énergétique national ; (ii) élaborer le plan national d’électrification en milieu rural et périurbain à intégrer dans le plan national d’électrification ; (iii) promouvoir l’électrification en milieu rural et périurbain à travers un soutien technique et financier aux initiatives publiques ou privées ; (iv) établir les dossiers d’appel d’offres et procéder aux passations de marchés ; (v) appuyer le montage des projets d’électrification à travers la stimulation de l’initiative locale, la mobilisation de financements et la prestation de services divers ; (vi) gérer les financements, promouvoir et suivre la réalisation des projets d’électrification en milieu rural et périurbain ; et (vii) rechercher des financements et assurer le suivi des relations avec les bailleurs de fonds et l’instruction des requêtes de financement en collaboration avec les services des Ministères de l’Énergie et des Finances. D. Partenariat Public-Privé et Entrée des Privés dans le Secteur 164. La situation financière de l’État et de la SNEL ne permet pas de financer ne serait- ce que les besoins de réhabilitation prioritaires. Le diagnostic effectué par le COPIREP a indiqué que les besoins d’investissement prioritaires pour la réhabilitation des infrastructures de la SNEL s’élèvent à près d’un milliard de dollars US. Il s’agit de 600 millions de dollars US pour les 9 principales centrales hydroélectriques, 300 millions pour les infrastructures de transport et 40 millions pour les infrastructures de distribution. Ni L’État actionnaire majoritaire, ni la SNEL n’ont la capacité de financer le programme de réhabilitation de ces infrastructures. Pour rappel, le diagnostic financier de la SNEL indique que cette dernière est enfermée dans le cercle vicieux de l’endettement et ne dispose d’aucune capacité de financement des actifs à long terme. 165. Le PPP pourrait être un complément pour mobiliser des financements pour la réhabilitation et le développement des infrastructures de la SNEL. Le gouvernement a pris l’option de solliciter les partenaires multilatéraux et bilatéraux dans le cadre des projets SAPMP et PMEDE (1,3 milliard de dollars US). En parallèle, la SNEL a conclu des accords de partenariat avec le secteur privé, notamment avec certaines sociétés minières dans la province du Katanga. Dans ce cadre, les sociétés minières financent et même développent des infrastructures pour le compte de la SNEL en vue de l’amélioration de la qualité du service rendu à la clientèle. En effet, le modèle de PPP développé par la SNEL consiste à financer par des fonds privés la fiabilisation ou la réhabilitation des infrastructures. Ce modèle peut constituer une solution au manque de ressources financières de la RDC en général et de la SNEL en particulier, et servir de stratégie de financement des projets de réhabilitation ou de développement des actifs. Les partenaires privés seront rémunérés soit en leur octroyant une quotité de la production réalisée, soit, en les remboursant par les recettes réalisées. Ce modèle permet une mobilisation rapide des fonds, mais n’est pas un substitut ni à une bonne gestion de la SNEL ni à une meilleure mobilisation des recettes domestiques. 70 166. La loi sur le PPP précise le cadre juridique et les régimes fiscal, parafiscal, douanier et de change applicables aux projets d’investissement concernés. La RDC a promulgué en date du 11 février 2014 la Loi n° 14/005 portant régime fiscal, douanier, parafiscal des recettes non fiscales et de change applicables aux conventions de collaboration et aux projets de coopération, « Loi sur le PPP ». Cette loi est motivée par la volonté de la RDC de mettre en place un PPP qui vise la mobilisation de fonds importants pour doter le pays d’infrastructures de base. La perception d’impôts, de droits et de taxes par le pouvoir central ainsi que par les provinces et les entités territoriales décentralisées obéit dès lors à de nouvelles règles spécifiquement applicables aux conventions de collaboration conclues par les parties pouvant justifier de moyens techniques et financiers suffisants pour mener à bien un projet de coopération ou pouvant mobiliser lesdits moyens auprès des bailleurs de fonds. Tableau 2.11. Partenariats SNEL-Privés Opérationnels Montant en No Intitulé du Projet Bailleur de Fonds Dollars US Réhabilitation de 4 groupes de la centrale de NSEKE et des 1 TFM 53 031 160,00 réseaux de transport associés Fiabilisation et Réhabilitation des Infrastructures de 2 KCC 148 499 356,00 production et des Réseaux de Transport (FRIPT) NR KASAPA pour la distribution MT/BT du secteur NE de Consortium miniers 3 9 100 000,00 la ville de Lubumbashi MMG /RW. M./CDM 4 Extension NR KASAPA MMG 1 914 247,00 5 Extension NR KASAPA RWASHI MINING 1 914 247,00 6 Extension NR KASAPA CDM 3 000 000,00 7 Réparation des groupes 1 et 2 de la centrale de KONI BOSS MINING 3 042 992,00 Exécution des Travaux d'urgence sur la centrale de IVANOE MINES 8 1 958 000,00 MWADINGUSHA ENERGY 9 Efficacité énergétique dans les villes du Katanga MEGATRON 5 880 640,00 10 Construction des centrales photovoltaïques FIRES AND GLASS 44 220 000,00 11 Alimentation de la Cimenterie en 20 KV au départ de Kwilu NYUMBA YA AKIBA 3 720 000,00 12 Acquisition de 25 000 compteurs SMART POWERCOM 4 500 000,00 Alimentation en énergie électrique de la concession minière 13 SOMIKA 11 381 256,00 du Katanga Sous-Total 292 161 898,00 Source : SNEL 167. Les parties concernées peuvent être des entreprises, des groupements d’entreprises, des sociétés et/ou des établissements ainsi que leurs sous-traitants. Ces entités peuvent avoir une personnalité morale de droit privé ou de droit public, de droit congolais ou de droit étranger. Le Tableau 2.11 énumère quelques-uns des PPP, soit en cours soit finalisés, dans le secteur de l’électricité et applicables à la SNEL. D’autre part, l’Annexe 9 présente les différentes modalités de PPP avec leurs avantages et leurs inconvénients. 71 168. Tenant compte des expériences locales et internationales, la SNEL a mis en place une procédure pour la réalisation des projets en PPP, afin d’en maximiser les avantages. Cette procédure comprend une campagne de mobilisation des partenaires intéressés ; la signature du protocole d’accord ; et la signature des accords spécifiques. Les avantages du PPP seraient (i) la mobilisation rapide des fonds ; (ii) la simplification des procédures de prise de décision ; (iii) le raccourcissement du délai de réalisation des projets ; (iv) l’intéressement du partenaire à la réussite du projet ; (v) le suivi conjoint de la maintenance des installations objet du projet ; et (vi) le remboursement du financement à partir des recettes générées par le projet. En parallèle, les inconvénients du PPP seraient la pratique de taux d’intérêt non concessionnels ; les délais de remboursement souvent réduits ; et la gestion délicate de l’implication du partenaire dans la gestion des ressources provenant du projet et des ouvrages réhabilités. II. Cadre Institutionnel du Secteur 169. Le cadre institutionnel de l’électricité en RDC comprend le gouvernement, la province, l’autorité de régulation du secteur et l’électrification rurale. Le cadre institutionnel du secteur de l’électricité en RDC est issu de la Loi N°14-011 du 17 juin 2014. Il comprend : (i) le gouvernement central qui assure la réglementation, la promotion et le suivi du secteur. Il crée l’autorité de régulation du secteur et l’établissement public chargé de la promotion et du financement de l’électrification en milieu rural et périurbain ; (ii) la province qui principalement assure la promotion, le contrôle et le suivi des activités du secteur et veille à l’application de la loi et de ses mesures d’exécution dans son ressort ; (iii) l’autorité de régulation du secteur de l’électricité qui constitue dans ses attributions un arbitre du secteur ; et (iv) l’établissement public chargé de la promotion et du financement de l’électrification en milieu rural et périurbain. 170. Le développement du secteur de l’électricité pose des défis au niveau du nombre élevé de mesures à prendre, de la gouvernance, de la formation et de la place de la SNEL. Les défis que pose l’application de la Loi du 17 juin 2014 s‘articulent autour de 5 axes : (i) le nombre élevé de mesures d’encadrement minimums (Décrets ou Arrêtés) à élaborer pour rendre la loi effective et ainsi attirer les investisseurs privés dans le secteur ; (ii) le temps d’élaboration de ces mesures d’encadrement étant donné que la loi elle-même est l’aboutissement d’un processus de 8 années (de 2006 à 2014) depuis le DSCRP ; (iii) la gouvernance du secteur avec la mise en place de l’autorité de régulation qui devra entre autres gérer les conflits et régler les différends. Cette autorité devra être pourvue en personnel qualifié pour la tâche, et d’une haute probité morale pour éviter la corruption ; (iv) la formation de l’expertise technique et financière pour l’établissement public en charge de la promotion et du financement de l’électrification rurale et périurbaine ; et (v) gérer la relation entre les nouveaux opérateurs potentiels et la SNEL, vu que cette dernière dispose à travers la RDC d’un réseau de transport et de distribution incontournable dans les différents projets à développer pour l’électrification rurale. 72 171. La SNEL est devenue un opérateur du secteur avec seulement une tutelle financière et administrative de l’État. La SNEL, anciennement entreprise publique, était sous la double tutelle du Ministère de l’Énergie et des Ressources Hydrauliques du côté technique et du Ministère du Portefeuille du côté administratif et financier. Au terme des différents changements intervenus dans la forme juridique de la SNEL, la seule tutelle devient celle administrative et financière du fait que 100% du capital de la SNEL est détenu par l’État congolais. En vertu des prescrits de la Loi N°14-011 du 17 juin 2014, la SNEL devient un opérateur du secteur de l’électricité œuvrant dans la production, le transport et la distribution de l’énergie électrique en RDC comme tout autre opérateur et se doit de se conformer aux prescrits de ladite loi et dispose de 12 mois depuis la promulgation de celle-ci pour ce faire. 172. Malgré les initiatives, la dégradation de l’outil de production et la désarticulation de tous les aspects de gestion de la SNEL n’ont pu être freinées. La SNEL a procédé à l’actualisation de son plan directeur d’électricité pour un nouvel horizon 2015, ainsi que l’élaboration des programmes de stabilisation et de redressement à court et moyen terme. Ces programmes ont mis en relief le besoin pressant pour la SNEL de trouver des financements importants afin d’assurer la production et la distribution courante d’électricité, de réhabiliter les infrastructures de ses réseaux et de développer l’électrification du pays. Cependant ce plan et ce programme arrivent après deux décennies de tentatives infructueuses pour redresser sinon enrayer la dégradation de la SNEL49. III. Les Défis Institutionnels que Pose le Développement du Secteur 173. La stabilisation et le redressement sont des préalables indispensables à la restructuration de la SNEL. Après la période de stabilisation et de redressement prônée dans le cadre de la politique de réformes des entreprises publiques mise en place par le COPIREP, la SNEL devra passer au stade de la restructuration. Le choix de la stratégie de restructuration de la SNEL est fondé sur un certain nombre de critères, notamment : (i) la spécificité des filières d’activités de la SNEL ; (ii) la dispersion géographique du réseau électrique de la SNEL ; (iii) l’état de la demande interne et externe d’électricité ; (iv) les besoins d’investissement pour la réhabilitation et le développement des infrastructures électriques ; (v) les perspectives d’organisation du marché national d’électricité à la suite de la réforme du secteur ; (vi) la meilleure forme de participation du secteur privé à l’exploitation du service ; (vii) les impératifs liés à la décentralisation de la gestion du service public d’électricité ; et (viii) la structure du secteur de l’électricité avant la création de la SNEL. A. La Phase de Stabilisation et de Redressement de la SNEL 174. La phase de stabilisation et de redressement vise à arrêter la dégradation de la SNEL. Il s’agit d’une phase intérimaire de la réforme au cours de laquelle seront menées des 49 Ces tentatives comprennent la mise en œuvre d’un Contrat-Programme 1990-1993, la Lettre-Programme en 1994, le Plan de Sauvetage 1995, le Plan de Redressement 1996-1998, le Plan d’Action Autonome de Sauvetage « PAS » en 1999, le Plan de Sauvetage et de Redressement « PSR » 2005-2007 ainsi que d’autres programmes d’urgence initiés par sept Comités de gestion de la SNEL qui se sont succédé s depuis 1990, sans compter les coordinations Est et Nord. 73 actions pour stabiliser et redresser les conditions d’exploitation de la SNEL, assainir sa gestion, ainsi qu’améliorer sa situation financière et la qualité du service rendu à la population. Cette phase s’articule notamment autour de quatre axes : (i) la mise en œuvre d’un programme d’investissements prioritaires pour la réhabilitation des infrastructures de production, de transport et de distribution d’électricité ; (ii) la réorganisation de la fonction commerciale ; (iii) l’assainissement et la transparence de la gestion de l’entreprise ; et (iv) la mise en œuvre d’un plan de formation du personnel. Pour assurer le succès du plan de stabilisation et de redressement, la SNEL a été mise sous le régime d’un contrat de gestion avec MANITOBA, une firme internationale spécialisée dans le secteur électrique. 175. La réhabilitation des infrastructures constitue une des actions prioritaires du plan de stabilisation et de redressement de l’entreprise. Le résultat attendu de cette réhabilitation est la remise à niveau des capacités techniques et opérationnelles de la SNEL. La remise à niveau des infrastructures dans les principaux pools d’exploitation du réseau interconnecté contribuerait à générer des revenus qui pourraient être affectés au financement des investissements des réseaux isolés. Quelques sources de financement des investissements déjà identifiées sont notamment ceux de la Banque mondiale à travers le PMEDE et le SAPMP ainsi que ceux de la Banque Africaine de Développement. 176. La SNEL souffre de l’absence d’une culture d’entreprise fondée sur la rentabilité et la maîtrise de la clientèle, ce qui appelle à la réorganisation de la fonction commerciale. Cette situation s’accompagne d’une information commerciale insuffisante, d’un manque généralisé de compteurs faussant ainsi le bilan énergétique de l’entreprise et donnant lieu à des pertes non techniques élevées. La réorganisation des services commerciaux de la SNEL en vue d’une augmentation du niveau des recettes et d’une diminution drastique de l’énergie non facturée, est une action prioritaire pour améliorer sa situation financière. 177. Le diagnostic organisationnel et du système de gestion a permis d’identifier des faiblesses dans la transparence de la gestion de l’entreprise. Ces faiblesses s’articulent autour : (i) de l’absence d’un système d’information intégré permettant le suivi en temps réel des transactions financières et commerciales de l’entreprise ; (ii) de l’absence d’une comptabilité analytique d’exploitation permettant d’évaluer la viabilité économique et financière de chaque filière d’activité avec comme conséquence l’ignorance du niveau des coûts réels des opérations au niveau de chaque filière ainsi que l’impossibilité de définir une politique de rationalisation des coûts de l’entreprise ; et (iii) l’absence d’une comptabilité budgétaire pour chaque filière permettant d’apprécier l’affectation des ressources financières allouées. 178. Le diagnostic de la SNEL indique une insuffisance du volume de la main d’œuvre technique par rapport aux besoins opérationnels et un surnombre dans d’autres fonctions. Les données sur la répartition des effectifs par âge indiquent par ailleurs que l’âge moyen des agents est relativement avancé, variant entre 48 ans et 50 ans. La SNEL envisage de mettre en œuvre une politique de rajeunissement du personnel en prévision du départ à la retraite de nombreux agents dans les années à venir. Un consultant a été recruté pour élaborer 74 un plan de formation dont l’objectif est de renforcer les capacités professionnelles actuelles des ressources humaines de la SNEL et former de nouvelles capacités dans la perspective du rajeunissement des ressources humaines de l’entreprise. Ce plan va traiter plusieurs éléments notamment : (i) la nécessité de pourvoir au remplacement des agents admissibles à la retraite dont certains disposent d’une expertise technique avérée ; (ii) le besoin de mise à niveau des agents en poste ; (iii) la nécessité éventuelle de reconversion des agents en surnombre dans certaines activités ; et (iv) le besoin de recrutement de nouvelles unités destinées à combler le déficit observé dans les emplois techniques. B. La Phase de Restructuration de la SNEL 179. La phase de restructuration sera marquée par des changements profonds de la structure de la SNEL suivant trois scénarios possibles de démembrement. Des études techniques sont prévues pour définir la stratégie définitive de restructuration qui sera mise en œuvre à l’issue de la phase de stabilisation et de redressement. Cette stratégie définitive de restructuration devra prendre en compte plusieurs paramètres dont notamment : (i) la spécificité des filières d’activités de la SNEL ; (ii) la dispersion géographique du réseau électrique de la SNEL ; (iii) l’état de la demande interne et externe d’électricité ; (iv) les besoins d’investissement pour la réhabilitation et le développement des infrastructures électriques ; (v) les perspectives d’organisation du marché national d’électricité à la suite de la réforme du secteur de l’électricité ; (vi) la structure du secteur de l’électricité avant la création de la SNEL ; et (vii) les meilleures formes de participation du secteur privé à l’exploitation du service. 180. Trois scénarios possibles de restructuration sont identifiés dans les études en cours de réalisation par le COPIREP : le démembrement de la SNEL en des entreprises distinctes par filière (production – transport – distribution) ; le démembrement en des entreprises distinctes suivant la configuration géographique du réseau électrique et sa répartition sur le territoire national ; et le démembrement en combinant les filières et la configuration géographique du réseau électrique. 181. Le démembrement par filière consiste à décomposer la SNEL actuelle en trois entreprises distinctes totalement autonomes. Cette décomposition se ferait selon les filières d’activité suivantes : une entreprise pour la production, une autre pour le transport et une troisième pour la distribution. Ce modèle aurait comme avantages une meilleure possibilité d’allocation des ressources et des investissements par filière ; et une plus grande possibilité d’amélioration des performances opérationnelles des filières avec la possibilité de développer des partenariats stratégiques dans les différentes filières. 182. Cependant, le démembrement par filière possède plusieurs désavantages liés à la dispersion. En effet, l’entreprise de production sera disséminée à travers le pays partout où il y a des centrales hydroélectriques et thermiques de la SNEL. Il en est de même de l’entreprise de distribution. Cet éparpillement des services risque de porter atteinte à l’efficacité de l’entreprise. Ainsi, la dispersion géographique des centres d’exploitation sur le territoire national aura comme conséquence : (i) des problèmes de centralisation de la gestion, de 75 coordination des activités et de contrôle de la gestion ; (ii) un manque éventuel de synergie opérationnelle entre les centres d’exploitation ; et (iii) un temps de réaction long de l’administration centrale par rapport à l’urgence de certains besoins opérationnels exprimés par les centres d’exploitation disséminés dans le pays. 183. Le démembrement par pool consiste à décomposer la SNEL actuelle en quatre entreprises distinctes. Ces entreprises seraient totalement autonomes selon les pools, à savoir, une entreprise pour le pool Ouest, une deuxième entreprise pour le pool Sud, une troisième entreprise pour le pool Est et une entreprise pour les réseaux isolés. Au sein de chaque pool, les différentes filières demeurent intégrées. Ce modèle a comme avantage la flexibilité dans l’exploitation des pools et des réseaux isolés et la décentralisation de leur gestion. Il a comme principal inconvénient l’absence de rentabilité des réseaux isolés. À ce niveau, le risque est de voir une bonne partie du territoire desservi par ces réseaux être totalement privée d’électricité du fait de la non-rentabilité de l’exploitation. 184. Un modèle intermédiaire pourrait être la combinaison des deux autres modèles. Il s’agit de démembrer la SNEL par pool et à l’intérieur des pools, par filière. Ce modèle a comme principaux avantages : (i) la prise en compte de la géographie économique des pools à travers la répartition spatiale des activités économiques dans ces pools ; (ii) la prise en compte de la spécificité des conditions d’exploitation des filières ; (iii) la prise en compte des impératifs liés à la décentralisation de la gestion administrative et politique du pays ; et (iv) la prise en compte du potentiel de viabilité économique et financière de chaque pool. Ce modèle facilite l’extension du réseau actuel et les interconnexions possibles. Il permet par ailleurs de renforcer les avantages et de minimiser les inconvénients des deux modèles précédents. Au regard de toutes les options développées, ce modèle présente plus de chances de réussite en tant que stratégie finale de restructuration de la SNEL. Des études supplémentaires pour évaluer sa faisabilité sont nécessaires et devraient prendre en compte le potentiel de viabilité et la rentabilité prévisionnelle de chaque filière et des différents pools. 185. Selon le modèle intermédiaire, la SNEL actuelle serait décomposée en au moins sept entreprises. Cette décomposition s’effectuerait de la manière suivante : (i) Pool Ouest, avec une entreprise de production qui intégrerait les centrales d’Inga, de Zongo, de Sanga et de Mpozo ; une entreprise de distribution de Kinshasa et de Bandundu, Kinshasa étant le principal centre de consommation et le Bandundu, un appendice; et une entreprise de distribution du Bas-Congo ; (ii) Pool Sud, avec une entreprise de production qui intégrerait les 4 centrales du Katanga à savoir Mwadingusha, Koni, Nzilo et Nseke ainsi qu’une entreprise de distribution du Katanga qui pourrait être éclatée en 2 ou plusieurs entreprises distinctes après des études de viabilité ; (iii) Pool Est avec une seule entreprise préconisée compte tenu de la configuration géographique des centres de production et de consommation ; et (iv) une entreprise unique pour la gestion du réseau de transport. Cette option est dictée par la vision du gouvernement définie dans la lettre de politiques et stratégies de développement du secteur de l’énergie électrique et consistant à faire du transport un monopole de l’État. 76 C. Problématiques Spécifiques : Réseaux isolés, Production Locale et Rurale, et Inga- III 186. La petite taille des réseaux isolés impose de les rattacher aux entreprises du pool. L’idéal serait de faire de chaque réseau isolé une entreprise à part entière mais faute de viabilité propre pour la plupart, sinon tous, il serait plus pertinent de les attacher aux nouvelles entreprises les plus viables comme l’entreprise de production du pool Ouest et celle du pool Sud suivant la proximité géographique. 187. Pour l’électrification rurale la loi crée un établissement public chargé de la promotion et du financement de l’électrification rurale ou périurbain e. En milieu rural où vivent environ 78% de la population du pays, moins de 1% des ménages ont accès à l’électricité. Le défi principal sera donc de faire la promotion de l’électrification dans les zones à première vue non rentable, ou qui n’intéressent pas le secteur privé. Il se posera donc un problème de subventions de l’État explicite (apport financier de l’État pour permettre à un promoteur de projet de rentrer dans ses frais). Par ailleurs, les différents opérateurs devront se conformer aux prescrits de la loi en sollicitant des concessions de production, de transport ou de distribution, aussi bien pour l’électrification rurale, que pour la production locale d’électricité en dehors de la SNEL. L’idéal serait que la concession de transport soit du domaine public étant donné son coût onéreux, et que le privé puisse intervenir dans les domaines de la production et de la distribution. 188. Inga III constituera un changement radical pour le secteur et près de la moitié de sa production sera dirigée vers les clients internes, y compris la SNEL. La production d’énergie électrique d’Inga III sera développée en PPP. Sur les 4 800 MW de capacité prévus, 2 500 MW iront à la République Sud-Africaine comme principal client et 2 300 MW seront consacrés à la consommation interne. Le principal client interne sera la SNEL pour ses réseaux de Kinshasa et du Katanga, surtout à Kolwezi avec les opérateurs miniers étant donné le déficit en puissance existant pour l’exploitation minière. Le projet Inga III fournira de l’énergie au secteur résidentiel, commercial et industriel. Le futur opérateur d’Inga III sera trouvé grâce aux mécanismes qui seront mis en place à travers l’ADEPI et la CODESI. Section 3 : Analyse de la Dépense Publique dans le Secteur de l’Electricité 189. Bien qu’insuffisante, la dépense publique dans le secteur de l’électricité n’est pas guidée par une politique énergétique, et le déficit de la SNEL profite aux plus riches. La majorité de la dépense d’investissement est sur ressources externes, mais reste insuffisante pour augmenter le taux d’accès à l’électricité. De plus, les coûts d’exploitation et de maintenance dépassent les recettes de la SNEL et creusent le déficit de l’entreprise. Le plan d’entreprise 2012-2016 prévoit une flexibilité tarifaire et un plan d’investissement. Mais les PPP, notamment avec les miniers, posent la problématique du pouvoir de négociation des tarifs entre ces dernières et la SNEL qui se trouve souvent en position de faiblesse. Le déficit et la structure tarifaire sont fortement régressifs, et bénéficient surtout aux ménages urbains riches qui ont accès à l’électricité. 77 I. Niveaux et Caractéristiques de la Dépense Publique dans le Secteur de l’Electricité 190. La dépense dans le secteur de l’électricité est insuffisante, et le déficit de la SNEL impose le recours aux sources de financement externes. La dépense publique dans le secteur de l’électricité est subdivisée budgétairement en plusieurs rubriques, dont les plus importantes sont les dépenses sur ressources propres et les dépenses sur ressources extérieures. Cependant, toutes sources confondues, cette dépense ne suit pas l’évolution de la population et le taux d’accessibilité reste faible. En effet, le niveau d’investissement sur ressources propres a toujours été très faible, et la majorité de la dépense est sur ressources externes, mais cette part demeure insuffisante. Ainsi, la RDC est en retard sur la plupart des pays de l’ASS en termes de dépenses publiques sur l’infrastructure, y compris sur l’électricité. De plus, les coûts d’exploitation et de maintenance tendent souvent à dépasser les recettes de la SNEL et creusent le déficit de l’entreprise. A. Une Dépense Publique Insuffisante pour les Besoins du Pays 191. La dépense publique dans le secteur de l’électricité est subdivisée budgétairement en plusieurs rubriques. La subdivision comprend les rubriques suivantes : la contrepartie des projets, les dépenses PPTE50, le fonctionnement des ministères, les interventions économiques, sociales, culturelles et scientifiques, les investissements sur ressources extérieures, les investissements sur ressources propres, les investissements sur transferts aux provinces et entités territoriales décentralisées, les rémunérations, les subventions aux organismes auxiliaires, les subventions aux services Ex-BPO (Budget pour Ordre)51. Les contreparties peuvent être affectées à d’autres fins que les investissements, c’est pourquoi budgétairement elles sont présentées dans une autre rubrique. Le tableau en Annexe 10 présente l’évolution des dépenses publiques du secteur électricité de 2006 à 2013. 192. Le niveau d’investissement sur ressources propres a toujours été très faible. Le niveau d’investissement sur ressources propres a été en moyenne de 1,2 million de dollars US entre 2006 et 2013, atteignant au plus 0,02% du PIB. Cet investissement est bien en deçà des besoins du pays en termes d’apport en infrastructures pouvant aboutir à l’accroissement de la couverture et à l’amélioration de la qualité du service rendu à la clientèle. D’où le recours aux investissements extérieurs qui ont atteint en moyenne 58 millions de dollars US, ou 0,3% du PIB (avec un maximum de 0,8% en 2012 et un minimum de 0,02% en 2013) entre 2006-2013. De plus, la SNEL a eu recours à des PPP. 50 Pays Pauvre Très Endetté, 51 Le budget pour ordre est essentiellement de nature comptable ; il n'ouvre aucun crédit, mais énumère les opérations à effectuer pour compte des tiers, en dehors des opérations budgétaires. L'existence du budget pour ordre entraîne l'inscription au budget général, en recettes et en dépenses, du montant total des opérations à effectuer pour compte des fonds des tiers et des fonds spéciaux. Les opérations en dépenses sont limitées au total des recettes effectivement réalisées ou des dotations budgétaires allouées pour l'objet que ces dépenses concernent. Le budget pour ordre comprend notamment les opérations suivantes : (i) les fonds constitués par les dépôts des tiers dans les caisses du trésor et devant être restitués (consignations, cautions judiciaires, douanières, fiscales et autres) ; (ii) les fonds spéciaux des comptes alimentés par des ressources devant être affectées à des dépenses déterminées. 78 193. D’une manière générale, la RDC est en retard sur la plupart des pays de l’ASS en termes de dépenses publiques sur l’infrastructure. Les pays de l’ASS ont dépensé en moyenne plus de 8% de leur PIB pour l’infrastructure entre 2010 et 2012, y compris les technologies de l’information et de la communication, l’énergie, les routes, l’eau et l’assainissement. Cette dépense dans le cas de la RDC n’a pas dépassé 4,7% du PIB au cours de la même période. De plus, alors qu’entre 2010 et 2012, les pays de l’ASS52 ont dépensé plus de 55 dollars US en moyenne par tête sur les infrastructures, la RDC a dépensé au maximum 24 dollars US, toutes sources de financement confondues. 194. La dépense publique en électricité ne suit pas l’évolution de la population et le taux d’accessibilité reste faible. L’extension du réseau, que ce soit sur ressources propres ou sur financements extérieurs et privés, peine à suivre l’évolution de la population et à augmenter l’accessibilité à l’énergie électrique. En effet, la consommation d’électricité par habitant en RDC n’était que de 110 KWh/personne pour l’année 2014, un niveau qui est resté plus ou moins le même depuis. Ce niveau est largement inférieur à la moyenne africaine pour la même année se situant à 488 KWh/personne et à la moyenne mondiale de 3 100 KWh/personne, et illustre le large déficit d’électricité dont souffrent la population congolaise. B. Coûts d’Exploitation et d’Entretien 195. La SNEL dispose maintenant d’un plan de maintenance préventive des équipements des réseaux de transport interconnectés. Ce plan fait partie du Projet PMEDE, avec comme objectifs : (i) assurer la maintenance normative des installations de transport interconnecté ; (ii) maintenir l’offre sur le réseau et améliorer la qualité du produit fourni et du service rendu à la clientèle ; (iii) suivre l’augmentation de la demande sur le réseau et contribuer à l’accroissement du taux de desserte nationale en électricité ; (iv) rationnaliser l’utilisation et l’affectation des ressources financières, humaines et matérielles de l’entreprise ; (v) réduire de 15%, le nombre d’interruptions par rapport à 2014 (4,94 interruptions aux 100 km de lignes par mois en moyenne) ; (vi) réduire de 15%, le nombre de défauts des équipements dans les postes et les stations de conversion par rapport à 2014 (11,55 par mois en moyenne) ; et (vii) réduire de 20% le nombre de défauts dus aux feux de brousse par rapport à 2014 (5,77 par mois en moyenne) 53. 196. Les coûts d’exploitation et de maintenance tendent souvent à dépasser les recettes de la SNEL et creusent le déficit de l’entreprise. Les données disponibles pour la période 2010-2013 montrent que les coûts d’exploitation et de maintenance ont dépassé les recettes en 2010 et 2012. Ainsi, sur ces quatre années, le déficit cumulé des recettes sur charges d’exploitation et de maintenance aurait atteint 77 millions de dollars US. 52 Les pays pris en considération pour ce calcul sont, en plus de la RDC : Guinée-Bissau, Zimbabwe, Mali, Ouganda, Liberia, Burundi, Niger, Burkina-Faso, Tanzanie, Sud-Soudan, Gambie, Ethiopie, Cameroun, Sénégal, Mozambique, Rwanda, Mauritanie, Soudan, Zambie, Ghana, Tchad, Lesotho et Swaziland. 53 Source : PMEDE-Financement Banque mondiale, Programme de maintenance 2015 et évaluation maintenance 2014 79 Tableau 2.12. Coûts opératoires et de maintenance (en dollars US, sauf spécifié autrement) 2010 2011 2012 2013 Coûts de production 24 958 097 15 248 924 24 400 719 25 721 556 Production (kWh) 7 409 000 000 7 168 000 000 7 594 000 000 8 340 000 000 Coûts de transport 24 419 244 24 756 738 37 25 821 90 812 243 Énergie livrée au réseau (kWh) 6 856 000 000 6 911 000 000 7 389 000 000 7 849 000 000 Coûts de distribution 184 933 176 84 571 876 260 855 065 119 722 965 Coûts Totaux 234 310 518 124 577 538 322 511 604 236 256 764 Coûts E&M (kWh) 0,0316 0,0174 0,0425 0,0283 Source : Charges d’exploitation et de maintenance de la SNEL, DCT. Les coûts opératoires et de maintenance sont supérieurs à la norme admise et se situent aux alentours de 3,16 à 2,88 dollars US/MWh, ce qui implique qu’un effort continu doit être fait sur la maintenance, avec notamment une maintenance préventive plus efficace II. Le Financement du Secteur et les Problèmes de Traçabilité et de Cohérence 197. Les investissements de la SNEL ne sont pas guidés par une politique énergétique, et la flexibilité tarifaire de l’entreprise est indispensable pour son équilibre financier. Le schéma directeur de la SNEL n’est pas soutenu par une planification énergétique et l’essentiel des investissements depuis 2006 a été financé sur ressources externes en dehors de toute politique énergétique définie. Le plan d’entreprise 2012-2016 de la SNEL comprend des actions et des projets, des stratégies managériales, et une mobilisation importante des ressources financières. Ce plan dispose de deux hypothèses ; la première, réaliste et la seconde, optimiste. Les deux hypothèses prévoient une flexibilité tarifaire et un plan d’investissement, mais l’hypothèse optimiste suppose des scénarios de déploiement là où les activités de la SNEL sont inexistantes ou faibles. S’agissant des tarifs, les PPP posent la problématique du pouvoir de négociation des tarifs entre ces derniers et la SNEL qui se trouve souvent en position de faiblesse. A. Financement des Divers Plans d’Investissement depuis 2006 198. La SNEL est confrontée à des besoins importants de financement pour faire face au programme de maintenance et de développement de son système électrique. Le boom enregistré dans le secteur minier, principalement au Katanga, a fait accroître les sollicitations pour une mise à disposition d’une énergie abondante et de bonne qualité. En outre, le regain d’activité observé dans divers secteurs d’activité du pays, y compris l’immobilier, entraîne un accroissement de la demande d’électricité, qui pourra difficilement être satisfait sans des actions conséquentes de réhabilitation et de développement du système électrique actuel. Cet état de fait implique pour la SNEL la mobilisation de moyens financiers, pour développer la production, le transport et la distribution d’électricité. À travers l’AMP, la SNEL a réussi à allouer 18 millions de dollars US en octobre 2014 dans les comptes dédiés à la maintenance. De plus, tenant compte d’une part de la précarité de sa trésorerie et d’autre part des contraintes inhérentes à la mobilisation des financements par les bailleurs traditionnels, la SNEL s’est résolue d’impliquer les opérateurs économiques privés, qui dans la plup art des cas sont aussi ses clients, dans le financement des travaux de réhabilitation de ses infrastructures. 80 199. La SNEL dispose d’un schéma directeur qui n’est cependant pas soutenu par une planification énergétique et par une Lettre de Politique approuvée. La SNEL disposait depuis avril 1988 d’un plan directeur de développement du secteur de l’électricité à l’horizon 2005. Ce plan directeur a été actualisé à l’horizon 2015. Les objectifs poursuivis par ce plan se résument en 4 points : (i) améliorer la qualité du service par l’assainissement des installations de production et des réseaux associés ; (ii) rentabiliser les investissements de production hydroélectrique, notamment par la reconversion à l’électricité des chaudières et des fours des industries fonctionnant au fuel, et par l’extension des réseaux de transport et de distribution ainsi que la promotion des exportations vers les pays limitrophes ; (iii) consolider et réduire le déficit financier du secteur thermique par la réhabilitation de l’existant et la mise en place de modes de génération de substitution à partir des énergies renouvelables ; et (iv) électrifier des nouvelles zones de consommation à partir des sources d’énergie de moindre coût. Cependant, ce schéma directeur n’a pas été le résultat d’une planification énergétique avec une évaluation de la demande à court, moyen et long terme, suivi d’une évaluation de l’offre et complétée par une évaluation de la viabilité financière des options choisies. Cette planification devrait aussi aboutir à des politiques énergétiques avec pour but l’élaboration du cadre légal pour la réalisation des projets identifiés. Encadré 2.3. Les Projets et Financements Externes des Investissements dans l’Énergie Électriques en RDC Ci-dessous, une liste des projets et des financements les plus importants et soutenus par les partenaires internationaux de la RDC dans le secteur de l’électricité. Le montant de ces projets est de 2,929 milliards de dollars US. - Le PMEDE qui comprend la réhabilitation des groupes des centrales hydroélectriques d’Inga I et Inga II, la construction de la 2ème ligne de 400 kV Inga-Kinshasa et l’extension et la rénovation du réseau de distribution de Kinshasa. Il est cofinancé à hauteur de 761 millions de dollars US par la Banque mondiale (BM), la Banque Européenne pour l’Investissement et la Banque Africaine de Développement et répartis de la manière suivante : (i) 556 millions à titre de dons IDA, (ii) 108 millions à titre de prêts octroyés par la BEI, (iii) 57 millions à titre de dons de la BAD, (iv) 38 millions contrepartie SNEL-IDA, et (v) 2,3 millions représentant la contrepartie de la SNEL dans le financement BAD ; - La BAD a octroyé à la RDC un don de 159 millions de dollars US pour le financement du PEPUR (107 millions), et des projets EDIRA (2,9 millions), BOALI (8,3 millions) et NELSAP (41 millions) ; - Le Projet du Marché d’Électricité en Afrique Australe (SAPMP) avec une enveloppe de 667 millions de dollars US a pour objectif d’accroître la capacité d’exportation de qualité industrielle de la SNEL en Afrique Australe jusqu’à 500 MW, à travers la réhabilitation et le renforcement du corridor du système THTCC Inga -Kolwezi et du couloir HTCQ Kolwezi-Kasumbalesa ; - L’accord de financement co nclu entre la RDC et EXIM BANK de CHINE, pour la construction de la centrale de Zongo 2 et la ligne 220 kV (Zongo 2-Kinsuka) pour un total de 360 millions de dollars US ; - De plus, comme relevé précédemment, dans le cadre de la mise en œuvre de son progra mme de réhabilitation des infrastructures, la SNEL a conclu des accords de financement avec des partenaires privés, essentiellement miniers (TFM, KCC, MUMI, etc.) pour un apport global de 502 millions de dollars US. - Il est nécessaire de signaler également les négociations en cours avec EXIM BANK de Chine au titre de requête de financement des projets de construction de deux postes de 400 kV sur la ligne Inga-Kinshasa ainsi que des réseaux de distribution de moyenne et basse tension, pour 160 et 320 millions de dollars US. Sources : SNEL et CATE 200. Depuis 2006, l’essentiel des investissements a été financé sur ressources externes, et toujours en dehors d’une politique énergétique bien définie. Il n’y a pas moins de 10 projets de grande envergure en cours ou en phase de planification pour une somme d’environ 3 milliards de dollars US et financés par les partenaires internationaux (voir Encadré 2.3). Ces sommes ne comprennent pas le financement prospectif qui devrait être mobilisé pour le projet 81 Grand Inga. Certains de ces financements sont commis pour la RDC depuis plusieurs années, et accusent des retards au niveau de la dépense et l’exécution. Graphique 2.2. Investissements Extérieurs et Investissements Propres (en CDF) 2E+11 1.5E+11 1E+11 5E+10 0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Contrepartie des Projets Investissements sur Ressources Extérieures Investissements sur Ressources Propres Sources : SNEL/Manitoba Hydro International B. Production, Facturation et Recouvrement : à la Recherche d’un Equilibre Financier 201. La SNEL a mis en place un plan d’entreprise 2012-2016 avec des actions et des projets, des stratégies managériales et une mobilisation importante des ressources financières. Le plan vise la réalisation des actions prioritaires devant ramener les indicateurs de gestion (voir Encadré 2.4) à un niveau acceptable et permettre un début de redressement de l’entreprise. Compte tenu du niveau d’exécution du Contrat de performance État-SNEL, il a été envisagé deux hypothèses pour l’exécution du plan conformément à la vision de la SNEL et aux orientations de l’État propriétaire : une hypothèse dite « réaliste », et une autre dite optimiste. Cependant les deux hypothèses ont pour point de départ la libéralisation des tarifs. 202. Dans le cadre de l’hypothèse réaliste, une flexibilité tarifaire est prévue, accompagnée d’un plan d’investissement. L’hypothèse réaliste prévoit que, conformément à la Loi n°014/11 du 17 juin 2014, le gouvernement s’abstienne de bloquer les ajustements tarifaires et de cautionner la gratuité des consommations des IO et des entreprises transformées en sociétés commerciales, des établissements et des services publics. De plus, cette hypothèse prévoit le bon déroulement des accords de financement des projets de réhabilitation et de modernisation des équipements, et leur exécution conformément aux plans. De plus, l’hypothèse réaliste prévoit la mise en œuvre des plans de maintenance, de formation et de recrutement prioritaire ainsi que l’application des stratégies commerciales d’accroissement du nombre de clients de l’ordre de 669 811 unités. D’après cette hypothèse, les ressources financières nécessaires seraient de 4,514 milliards de dollars US, dont 56,81% en fonds propres affectés aux principaux projets (PMEDE, SAPMP, PEPUR et FRIPT) ; 32,44% aux dépenses d’exploitation minimale de la société et 6,82% au service de la dette. 82 203. Le plan d’entreprise n’ay pas abouti à des résultats tangibles, mais il a servi de référence pour un plan de redressement. Plus récemment, le plan d’entreprise a servi comme élément d’information au plan de redressement de la SNEL que l’entreprise canadienne Manitoba a préparé dans le cadre de son contrat de service avec l’État. Le plan de redressement pourrait servir de nouvelle base de dialogue entre l'État, la SNEL, les gros clients, les bailleurs et les autres acteurs. Ce plan doit être disponible à partir de l’été 2016, et vise, entre autres, à une amélioration des aspects commerciaux, d’approvisionnement, des ressources humaines et des systèmes de gestion de la SNEL. Le plan de redressement pourrait être un bon outil pour traiter une des sources d'inefficacité du secteur, à savoir la relation entre l'État, la SNEL et le secteur minier, que le contrat de performance peine à résoudre. De plus, le plan décrit un processus de sélection de nouveaux projets sur la base de leur rentabilité, ce qui peut aider à réduire les risques d’endettements associés aux PPP. Encadré 2.4. Les Stratégies de Gestion dans le Plan d’Entreprise 2012-2016 de la SNEL Les stratégies de gestion du plan 2012-2106 se résument ainsi : - intégrer, systématiquement, les valeurs de la culture d’entreprise, le code d’éthique, l’alerte professionnelle et la charte de gouvernance dans le système de gestion ; - améliorer les conditions techniques de l’outil de production, de transport et de distribution ; - rechercher les financements pour la construction de nouvelles unités de production en vue d’accroître la production de l’entreprise et de réhabiliter les réseaux de transport et de distribution ; - négocier des échéanciers de paiement avec les clients et les fournisseurs difficiles ; - mettre en œuvre les plans de maintenance d’urgence ; - améliorer la gouvernance par le renforcement du contrôle de gestion, de l’audit et de la culture du résultat ainsi que l’observance du code d’éthique et des valeurs morales ; - garantir et élever le niveau des compétences de l’expertise interne par l’exécution du plan de formation et une meilleure sélection à l’embauche ; - optimiser la gestion interne en visant l’utilisation rationnelle des ressources, la fiabilisation des informations de gestion, la protection du patrimoine et le respect des normes d’exploitation ainsi que des textes légaux et réglementaires. Source : SNEL 204. L’hypothèse optimiste suppose également une flexibilité tarifaire mais comprend des scénarios de déploiement là où ses activités sont inexistantes ou faibles. Outre les données de l’hypothèse réaliste, l’hypothèse optimiste intègre les projets devant permettre à la SNEL de se déployer au sud-ouest, là où ses activités sont faibles, dispersées ou inexistantes. Cette hypothèse suppose que la production, les tarifs, les taux de recouvrement et le nombre de clients affichent une tendance haussière. De plus, la mobilisation des financements extérieurs pour la réhabilitation des installations existantes et la construction de nouvelles centrales hydroélectriques, de lignes de transport et de nouveaux réseaux de distribution, sera maximale. Dans cette perspective, les ressources financières attendues se chiffreraient à 7,4 milliards de dollars US dont 3,2 milliards proviendraient des partenaires au développement et du secteur privé. Les investissements seraient réalisés de manière à garantir l’atteinte de l’objectif global d’accroissement du productible, du taux de la desserte en électricité et d’amélioration de la qualité du service rendu à la population congolaise. 83 205. La production de l’électricité à travers des PPP pose la problématique du pouvoir de négociation des tarifs. La SNEL peine à faire respecter ses tarifs par les miniers qui produisent l’électricité dans le cadre d’accords PPP. En effet, certains clients HT miniers rejettent le tarif d’électricité fixé par l’Arrêté 023 du 11 octobre 2012 (0,0569 dollar US/kWh) du Ministère de l’Économie et du Commerce. Trois des plus grands (TFM, KCC et MUMI) sur les 38 clients HT de la SNEL refusent d’honorer leurs factures à ce tarif au motif que ce dernier a été fixé au mépris des contrats en vigueur auxquels il ne peut s’appliquer sans une concertation préalable. Les miniers reconnaissent que le tarif est trop bas, mais déplorent la mauvaise qualité du produit électrique en termes de tension, fréquence et d’arrêt de fourniture. Ainsi, ces miniers continuent à payer leurs anciens tarifs, ce qui provoque un manque à gagner pour la SNEL d’environ 23 millions de dollars US par an. Le Ministère de l’Économie et du Commerce a confirmé la stricte application de l’Arrêté 023 qui n’est en fait qu’un rattrapage du niveau du tarif bloqué depuis 2009. En contrepartie, la SNEL s’engage à présenter un plan d’amélioration progressive de la qualité et de la quantité de son offre. III. A qui Profitent les Subventions ? 206. Les subventions au secteur de l’électricité en RDC relèvent plutôt de coûts cachés qui, couplés à une structure tarifaire peu progressive profitent essentiellement aux riches. La SNEL, comme l’ensemble des sociétés d’électricité d’ASS, enregistre d’importants coûts cachés et subventions implicites. Ces subventions sont fortement régressives, car le quintile supérieur en ASS consomme 17 fois plus d’électricité que le quintile le plus pauvre. Le biais en faveur des riches se présente également au niveau de la structure tarifaire qui manque de progressivité. Ainsi, les ménages plus riches bénéficient de la majorité des fonds alloués sous forme de subventions universelles par unité de consommation d’électricité. A. Subventions ou Coûts Cachés ? 207. Les subventions explicites du secteur de l’électricité en RDC sont quasi - inexistantes. La tarification administrée non rémunératrice pose le problème des subventions explicites et cachées en RDC, comme dans l’ensemble des pays de l’ASS. La majorité des pays de l’ASS accordent des subventions explicites à l’électricité. Selon les estimations du FMI, les subventions directes à l’électricité représentent en moyenne 0,4% du PIB pour l’ASS. En RDC, les dépenses publiques ne couvrent pas de subventions explicites, et le niveau de ces interventions demeure nettement plus bas que la moyenne observée en ASS. 208. Cependant, le niveau des subventions implicites supportées par la SNEL est important. La SNEL a des coûts cachés dus à des recettes inférieures à celles qu’elle obtiendrait si elle appliquait des tarifs permettant de recouvrer les coûts générés par une exploitation efficace, c’est-à-dire une exploitation donnant lieu à des pertes de distribution normales et au recouvrement intégral des factures. Puisque l’État ne finance pas les subventions, elles finissent par être payées par la SNEL. Ces subventions et ces coûts cachés se reflètent par une baisse des bénéfices avec une diminution des impôts versés à l’État, des pertes d’exploitation et l’accumulation d’arriérés de paiement envers les fournisseurs, ou une 84 combinaison des trois, ce qui empêche cette dernière de recouvrer ses coûts. Le déficit quasi budgétaire dû à l’électricité se situait pour la RDC à environ 0,3% du PIB en 2012. 209. Au cours des dernières décennies, la SNEL et les autres sociétés d’électricité d’ASS ont, dans l’ensemble, enregistré d’importants coûts cachés et subventions implicites. Ces coûts ont limité leurs possibilités d’investir dans de nouvelles capacités de production, d’élargir l’accès à leurs services et d’améliorer la qualité de ces derniers. Ces subventions ont aussi un effet dissuasif pour les nouveaux investissements du secteur privé. En effet, les sociétés d’électricité qui ne peuvent pas recouvrer leurs coûts, sont moins en mesure d’assurer un entretien adéquat de leurs installations, de leurs matériels et de leurs équipements. Ceci limite leur aptitude à accroître la portée de leurs opérations et de répondre de manière appropriée à une demande croissante. B. Une Structure Tarifaire et des Subventions Fortement Régressives 210. Les subventions explicites à l’électricité, en RDC comme dans le reste de l’ASS sont fortement régressives. En RDC comme dans la plupart des pays de l’ASS, la consommation d’énergie en général, et d’électricité en particulier, est proportionnellement plus importante pour les ménages à revenus élevés. En effet, les données disponibles montrent que la structure de la consommation d’énergie des ménages varie fortement selon les quintiles (voir Tableau 2.13). Ainsi, selon les résultats des enquêtes des ménages dans neuf pays africains54, les ménages les plus pauvres consomment une part beaucoup plus faible d’énergie et de carburants (sauf dans le cas du kérosène). Ainsi, les ménages du quintile le plus riche dépensent, par habitant, près de 17 fois plus d’électricité que les ménages du quintile le plus pauvre. Les ménages les plus aisés consomment plus, non seulement parce qu’ils ont des revenus plus élevés, mais aussi parce qu’ils ont davantage accès aux ressources énergétiques, puisqu’ils résident essentiellement dans les zones urbaines. Tableau 2.13. Afrique Subsaharienne : dépenses énergétiques par habitant des ménages par quintile (valeurs PPP Parité Pouvoir d’Achat de 2005, moyenne de l’échantillon) Q1 (plus Q5 (plus Q2 Q3 Q4 pauvre) riche) Dépenses, diesel Montant en dollars US 0,3 0,5 0,9 1,3 6,9 Ratio Q5/Q1 20,0 Dépenses, essence Montant en dollars US 0,1 0,4 0,9 1,7 3,0 Ratio Q5/Q1 27,4 Dépenses, kérosène Montant en dollars US 1,5 1,9 2,0 2,1 2,7 Ratio Q5/Q1 1,8 Dépenses, électricité Montant en dollars US 0,5 1,3 2,2 3,9 8,9 Ratio Q5/Q1 17,0 Source : Banque mondiale (2012), base de données d’Africa Pulse 54 Source : Les pays de l’échantillon sont (avec l’année de l’enquête entre parenthèse) : le Cameroun (2007), la Côte d’Ivoire (2008), l’Ethiopie (2004), la Ghana (2005), la Mozambique (2009), l’Ouganda (2010), le Rwanda (2005), le Sénégal (2005) et la Zambie (2010). 85 211. Le biais en faveur des riches se présente également au niveau de la structure tarifaire qui manque de progressivité. Les écarts entre les tarifs effectifs appliqués aux différents niveaux de consommation d’électricité en ASS sont faibles, et le secteur résidentiel en RDC n’échappe pas à la règle. Près des deux tiers des pays d’ASS, dont la RDC, a recours à un système de tarification par palier. La progressivité des tarifs est toutefois limitée en partie à cause du niveau élevé du montant de la charge mensuelle fixe. Il s’ensuit que les différences entre les tarifs effectifs appliqués aux différents niveaux de consommation d’électricité des ménages sont plutôt très modestes (voir Graphique 2.3). Dans ce contexte, il n’est guère surprenant de constater que les subventions à l’électricité profitent essentiellement aux ménages mieux nantis. Graphique 2.3. Afrique Subsaharienne : Tarifs Effectifs Appliqués aux Consommateurs Résidentiels par Niveau de Consommation (Centimes de Dollar/kWh) 16 14 12 10 8 6 4 2 0 50kWh 75kWh 450kWh 100kWh 150kWh 200kWh 300kWh 400kWh 500kWh 900kWh Source : Briceno-Garmendia, C. et M. Shkaratan (2011) Section 4 : L’efficacité, l’Equité, l’Efficience, et le Rôle fondamental de l’Augmentation de la Production 212. L’Efficacité de la SNEL est faible ce qui génère l’inefficience et l’iniquité au niveau de l’économie et de la société. Les déficits et les pénuries dans le secteur de l’électricité freinent la croissance économique et excluent certains entrepreneurs potentiels en raison du coût élevé des solutions alternatives. La différence entre l'offre et la demande d’électricité affecte la performance et le rendement des secteurs économiques. Pour les ménages, le faible taux d’électrification a des conséquences en termes de bien-être. L’utilisation de l’électricité pour l’éclairage et pour la cuisson reste limitée et aboutit à un usage excessif de la biomasse., De plus, les défaillances de la SNEL nuisent à la prestation de services de santé et d’éducation. Pour améliorer la quantité et la qualité de son service, la SNEL doit résoudre les problèmes liés aux subventions implicites, aux faibles taux de recouvrement et aux charges opérationnelles élevées. Les ressources supplémentaires dégagées permettraient alors de réhabiliter les turbines et, avec l’aide du financement externe, d’initier le projet Grand Inga. La meilleure efficacité de 86 la production et de la distribution d’électricité s’accompagnera alors d’une plus grande équité et efficience économique et sociale. I. L’Efficacité Technique, Economique et Sociale de la Dépense sur l’Électricité 213. L’Efficacité de la SNEL est faible, et les actions entreprises sont inadéquates et insuffisantes pour couvrir les besoins d’électricité de l’économie et de la société. Malgré l’amélioration des indicateurs de performance et d’efficacité technique, l’état de la production et du réseau de distribution aboutit à une offre d’électricité de mauvaise qualité. Ainsi, les déficits de l’infrastructure et les pénuries dans le secteur de l’électricité freinent la croissance économique et réduisent la concurrence. Le faible taux d’électrification a des conséquences en termes de bien-être des ménages. En effet, l’utilisation de l’électricité pour l’éclairage reste très limitée, notamment dans le milieu rural. De plus, l’usage de l’électricité pour la cuisson est rare et aboutit à un usage excessif de la biomasse. A. L’Efficacité Technique du Service d’Electricité en RDC 214. L’état de la production et du réseau de distribution aboutit à une offre d’électricité de mauvaise qualité avec des délestages qui freinent l’activité économique. En effet, l’énergie électrique en termes de niveau de tension, et de courant normatif ne répond pas aux normes. Les infrastructures électriques de production, de transport et de distribution sont caractérisées par la vétusté et l’absence systématique de maintenance. Le nombre de défauts et d’unités de production de moins en moins disponibles, principalement à Inga, soulignent les problèmes d’efficacité du secteur. Ainsi, en ce qui concerne les lignes HT, il avait été observé en 2005 une moyenne annuelle de 23 défauts aux 100 km, ce qui est particulièrement élevé. La continuité du service n’est pas assurée et la durée d’indisponibilité peut atteindre des dizaines d’heures par an, y compris pour certaines lignes qui sont pourtant stratégiques. 215. La disponibilité de la production s’est améliorée, mais reste insuffisante, et les pertes de distribution sont élevées. S’agissant de la production, la disponibilité des sites Inga I et II a augmenté de 57% à 64% entre 2012 et 2013. S’agissant de la disponibilité de la distribution, l’indisponibilité de la ligne Inga-Kinshasa était de 3 heures au cours des six premiers mois de 2014, en net retrait par rapport aux 10,8 heures de 2013, mais proche du niveau de 2012. Les pertes en distribution se sont situées à 4,7% de la production nette totale au cours des six premiers mois de 2014, en retrait par rapport aux 5,6% observées en 2013. 216. Les indicateurs de performance et d’efficacité technique s’améliorent mais restent largement en dessous des besoins du pays. La puissance installée au 30 juin 2014 est en très légère augmentation, de l’ordre de 0,05%, par rapport à fin 2013. Cela est dû à l’acquisition et l’installation de nouveaux groupes électrogènes dans les localités de Butembo, Oicha, Béni, Isiro, Mweka, Kenge, Gungu, Idiofa, Bikoro, Mbandaka et Ankoro. L’accroissement de la puissance disponible a été plus important, atteignant 2,6% sur six mois (décembre 2013 à juin 2014), suggérant une accélération par rapport à la moyenne annuelle de 3,9% observée entre 2008 et 2013. Cet accroissement est expliqué par les travaux de fiabilisation des groupes, 87 réalisés par la SNEL sur fonds du PMEDE. L’énergie exportée a stagné, et l’export vers l’Afrique australe a été suspendu afin de prioriser la demande intérieure, surtout dans la zone du Katanga où la demande des compagnies minières augmente. Tableau 2.14. Indicateurs de Performance de la SNEL, 2008-2015 Mars Indicateur 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Juin 2014 2014 Puissance 2 442,0 2 442,0 2 442,0 2 442,0 2 442,0 2 442,0 2 443,1 2 443,1 installée (MW) Puissance 1 247,0 1 194,0 1 175,0 1 393,0 1 281,0 1 507,7 1 497,3 1 547,1 disponible (MW) Taux de disponibilité Inga 57,0 50,0 50,0 57,0 57,0 64,3 64,3 64,3 I et II (%) Production nette 7 246,0 7 641,0 7 409,0 7 189,0 7 594,0 8 349,0 2 962,2 4 485,6 totale (GWh) Production Inga 4 541,0 4 858,0 5 024,0 4 204,0 4 954,0 5 745,6 2 020,1 3 032,7 (GWh) Capacité de transport Inga- 627,7 740,0 935,5 829,8 1 172,2 3 256,3 980,2 1 077,6 Kinshasa (GWh) Exportations en 915,0 887,0 514,0 192,0 39,0 56,7 10,4 10,1 HT (GWh) Indisponibilité ligne Inga- 22,3 18,6 8,7 18,7 6,3 10,8 1,3 1,7 Kinshasa (heures) Indisponibilité ligne Inga- 781,1 467,1 975,7 915,0 509,6 375,4 49,0 49,9 Kolwezi (heures) Pertes en distribution 750,0 1 165,0 261,0 23,0 626,0 468,9 193,4 156,0 (GWh) Taux d’énergie non distribuée 11,4 15,6 3,8 0,3 8,5 10,0 10,0 11,0 (%) Taux de recouvrement 50,5 51,5 51,4 51,0 56,6 48,6 62,6 60,6 (%) (sans arriérés) Taux de recouvrement 60,1 64,7 69,4 78,5 65,6 58,6 66,8 67,6 global (%) (avec arriérés) Taux de recouvrement de 0,0 52,3 34,2 3,8 8,1 19,7 0,0 0,0 l’État (%) Taux de recouvrement 32,4 14,9 23,0 26,7 35,6 16,0 10,3 12,0 des clients paraétatiques (%) Taux de recouvrement 61,6 71,4 94,0 25,0 44,0 34,9 27,0 6,0 des exportations (%) Arriérés de la SNEL avec ses 493,4 417,2 482,1 416,9 312,2 249,0 247,0 19,8 clients privés 88 (millions de dollars US) Arriérés de la SNEL avec 117,2 88,3 106,0 410,0 31,1 54,8 63,7 73,7 l’État (millions de dollars US) Énergie facturée 5 837,0 6 323,0 6 697,0 6 805,0 7 389,0 7 587,0 1 984,0 3 983,0 (GWh) Nombre total de 428 426 232,0 440 777,0 483 719,0 540 789,0 596 691,0 621 393,0 597 132,0 clients facturés 297,0 Nombre de clients 393 392 172,0 401 284,0 440 750,0 487 056,0 545 149,0 571 776,0 595 631,0 résidentiels 897,0 facturés Effectif SNEL 6 173,0 7 119,0 7 183,0 7 232,0 7 391,0 7 372,0 7 434,0 7 399,0 Ratio clients/Employés 69,38 59,87 61,36 66,89 73,17 80,94 83,59 80,70 SNEL Tarif moyen 0,045 0,046 0,046 0,046 0,058 0,069 0,069 0,071 ($/kWh) Tarif moyen résidentiel 0,095 0,010 0,010 0,010 0,022 0,038 0,038 0,038 ($/kWh) Revenus recouvrés par 0,023 0,024 0,029 0,034 0,037 0,037 0,031 0,042 kWh produit ($/kWh) Revenus recouvrés par 0,028 0,029 0,032 0,035 0,038 0,041 0,046 0,048 kWh facturé ($/kWh) Ventes totales (millions de 280,8 287,2 310,6 310,6 430,1 520,9 137,9 284,2 dollars US) Revenus totaux recouvrés 168,8 185,9 215,7 243,7 282,5 312,6 92,1 192,0 (millions de dollars US) Charges de personnel 50,0 51,5 67,2 73,7 90,3 102,5 20,0 40,5 (millions de dollars US) Dépenses effectives maintenance 4,5 3,7 3,9 1,5 6,7 4,6 1,4 2,4 Inga (millions de dollars US) Dépenses effectives maintenance et 2,05 3,02 4,68 3,94 0,48 0,98 transport (millions de dollars US) Clients résidentiels avec 1,7 2,3 2,8 4,3 5,8 10,0 10,0 10,0 compteurs (%) Source : SNEL 89 B. L’Efficacité Economique 217. Les déficits de l’infrastructure et les pénuries dans le secteur de l’électricité freinent la croissance économique et réduisent la concurrence. Escribano, Guasch et Pena (2008) ont établi que, dans la plupart des pays d’ASS, entre 30 et 60% des variations dans la productivité des entreprises sont imputables à l’infrastructure. C’est bien plus que pour d’autres facteurs tels que la bureaucratie et la corruption. Par ailleurs, dans la moitié des pays analysés dans cette étude, l’effet d’infrastructure se produit dans 40 à 80% des cas dans le secteur de l’électricité. La RDC n’échappe pas à la règle, selon l’enquête des entreprises de 2013, le déficit d’électricité arrive en tête des contraintes que subissent les entreprises notamment les entreprises de taille petite et moyenne (voir Graphiques 2.4 et 2.5). Selon les estimations de Kojima, Matthews et Sexsmith (2010), les gains d’efficacité qui pourraient être réalisés aux stades de la production et de la distribution d’électricité pourraient permettre d’économiser plus d’un point de pourcentage du PIB dans au moins 18 pays de l’ASS. Calderón (2008) a montré que, si la quantité et la qualité de l’infrastructure électrique étaient portées, dans tous les pays d’ASS à des niveaux comparables à ceux observés dans les pays affichant les meilleurs résultats (comme l’île-Maurice), les taux de croissance à long terme par habitant seraient plus élevés de deux points de pourcentage. Graphique 2.4. Pourcentage des Entreprises Identifiant un Problème Donné comme l’Obstacle Principal à leur Développement 30 RDC ASS 25 20 15 10 5 0 Electricité Accés au crédit Instabilité politique Administration Taux d'imposition Accés à la terre Crimes, vols et Corruption Partiques du secteur régulation du Douanes et commerce désordre fiscale informel Source : Banque Mondiale et Société Financière Internationale, Congo, Dem. Rep., Country Profile 2013, Entreprise Surveys C. Efficacité sociale, faible accessibilité et couverture 218. Le taux d’électrification en RDC est très faible et l’utilisation de l’électricité pour l’éclairage reste très limitée en RDC, notamment dans le milieu rural. Le taux d’électrification en RDC ne dépassait pas 15% en 2012. Cette électrification est de 40,1% en milieu urbain et de seulement 1% en milieu rural. L’enquête 1-2-3 révèle que les énergies les 90 plus utilisées par les ménages pour l’éclairage en RDC sont les lampes à piles (39,3%), le pétrole avec la lampe tempête (20,5%) suivi de l’électricité (15,0%) et du bois de feu (11,1%). Deux ménages urbains sur cinq (40,1%) utilisent l’électricité pour l’éclairage tandis que les ménages ruraux ne s’en servent pratiquement pas. Par rapport aux provinces, on constate que c’est Kinshasa qui sort du lot avec 74,5% des ménages qui sont éclairés avec l’électricité suivi du Bas Congo (16,1%), du Katanga (13,0%) et du Sud-Kivu (10,8%). Très peu des ménages des autres provinces utilisent l’électricité pour l’éclairage. Ainsi, les lampes à piles sont utilisées par 47,7% des ménages en milieu rural, contre 24,3% en milieu urbain. Une proportion relativement élevée des ménages ruraux utilise aussi le feu de bois (16,6%) pour s’éclairer contre 1,7% pour les ménages urbains. La bougie éclaire 2,2% des maisons des ménages de la RDC, spécialement dans le Katanga (8,6%) et le Kasaï Oriental (3,2%), et surtout en milieu urbain (3,4%). Il convient de signaler qu’un ménage sur dix (9,8%) utilise une énergie d’éclairage autre que les énergies classiques. Graphique 2.5. Pourcentage des Entreprises Identifiant un Problème Donné comme l’Obstacle Principal à leur Développement - Par Taille d’Entreprise (Nombre d’Employés) Source : Banque mondiale et Société Financière Internationale, Congo, Dem. Rep., Country Profile 2013, Entreprise Surveys 219. L’usage de l’électricité pour la cuisson est rare et aboutit à un usage excessif de la biomasse. L’électricité n’est utilisée pour la cuisson des aliments que par 5,6% des ménages, dont 15,5% des ménages en milieu urbain, et elle est quasi inexistante en milieu rural. Une forte proportion des ménages utilisant l’électricité pour cuire leurs aliments en ville se trouve à Kinshasa (39,1%). En dehors de la capitale et hormis le Bas Congo (4,7%), la province Orientale (2,7%), le Katanga (1,6%) et le Bandundu (1,1%), dans toutes les autres provinces, la proportion des ménages cuisant avec l’électricité est quasiment nulle. La plupart des ménages de la RDC utilisent le bois de chauffe (65,6%) et le charbon de bois (26,8%) pour la cuisson des aliments, soit au total 92,4% d’énergie de cuisson provenant de la forêt. Ceci a certainement des conséquences sur la déforestation et l’environnement. Si en milieu urbain c’est le charbon 91 de bois qui est le plus utilisé (54%), et particulièrement à Kinshasa (51,6%), en milieu rural c’est le bois de chauffe qui l’est le plus (86,7%). II. L’Inefficience du Service d’Electricité et ses Conséquences 220. La SNEL peine à recouvrer ses coûts, ce qui affecte l’entretien et augmente les défaillances, et génère des inefficiences au niveau de l’économie et de la société. Une grande partie de l’inefficacité technique de la SNEL est liée à la sous-tarification et au manque de rentabilité qui se traduisent par l’insuffisance des investissements et de la maintenance. Ainsi, l’inefficience de la SNEL est liée au faible taux de recouvrement, à l’accumulation des arriérés, à des coûts de fonctionnement élevés et à une tarification en dessous du coût de revient. Tous ces éléments contribuent à priver la SNEL des moyens d’améliorer la quantité et la qualité de son service, ce qui handicape les entreprises et accroît leurs coûts. Dans le secteur minier, la différence entre l'offre et la demande d’électricité est très significative et affecte la performance et le rendement du secteur. Les défaillances de la SNEL réduisent aussi le rendement social du service d’électricité et nuisent à la prestation de services publics. A. L’Inefficience du Service d’Electricité et le Faible Recouvrement des Coûts 221. Une grande partie de l’inefficacité est liée à la sous-tarification et au manque de rentabilité qui se traduisent par l’insuffisance des investissements et de la maintenance. Les subventions, explicites ou implicites, ont des effets défavorables sur l’offre d’énergie. En effet, les opérateurs du secteur, tel qu’en RDC avec la SNEL, sont souvent obligés de vendre à un prix inférieur à leurs coûts (y compris le rendement normal de l’investissement). Cette pratique a un impact sur l’ensemble de la chaîne d’approvisionnement à court comme à long terme, et les compagnies électriques non-rentables vont sous-investir et économiser sur l’entretien. Cela provoque à son tour des pénuries persistantes, une baisse de la qualité et la détérioration des infrastructures tout au long de la chaîne d’approvisionnement énergétique, comme le montrent les indicateurs de performances du Tableau 2.1455. 222. Le faible taux de recouvrement et l’accumulation des arriérés contribuent à l’inefficience de la SNEL et la privent des moyens d’améliorer son efficacité. Le taux de recouvrement sans arriérés semblait s’améliorer en 2014, atteignant 61,6% au cours des six premiers mois de l’année contre 51,6% en moyenne entre 2008 et 2013. Cependant, près de 40% de la production vendue reste non recouvrée, et le taux de recouvrement est particulièrement faible pour les clients étatiques et paraétatiques. Le taux de recouvrement des clients étatiques est même nul au cours des six premiers mois de 2014, indiquant qu’aucun paiement de l’État n’a été effectué sur cette période. Ainsi, les arriérés requalifiés, qui étaient tombés jusqu’à un minimum de 31,1 millions de dollars US après l’application du décret 012/31 d’octobre 2012 relatif à la prise en charge des passifs non assurables, ont rebondi à 73,7 millions de dollars US en juin 2014. La 55 Depuis septembre 2013, la SNEL publie tous les six mois une liste des indicateurs de performance. Ces indicateurs couvrent les aspects techniques comme la production, le transport, la distribution, des aspects commerciaux comme le nombre de clients, le taux de recouvrement où la déserte, des aspects de ressources humaines, etc. 92 diminution sensible des arriérés des clients privés se justifie par l’assainissement du fichier et par la prise en charge des coupons et acquits déjà payés par les clients. Cet effort d’assainissement a aussi abouti à une diminution du nombre de clients facturés, passant de 621 393 en mars 2014 à 597 132 en juin 2014, suite à la non facturation d’une frange importante de la clientèle qui souffrait d’une longue période d’interruption de fourniture. Graphique 2.6. Pertes en Lignes des Sociétés d’Electricité en ASS en 2008 (en% de l’Energie Transmise) 50 40 30 20 10 0 Kenya Ghana Cameroun Sénégal Botswana Tchad Zambie Ouganda Mozambique Cap-Vert Nigéria Madagascar Rwanda Lesotho Namibie Mali Niger Congo, Rép. Dém. Moyenne ASS Bénin Burkina Faso Angola Sierra Leone Côte d'Ivoire Malawi Ethiopie Tanzanie République du Congo Zimbabwe Afrique du Sud Source : Eberhard et al. (2008) et différents rapports-pays de la Banque mondiale 223. Les coûts de fonctionnement élevés et une tarification en dessous du coût de revient contribuent également à réduire l’efficience de la SNEL. Le tarif moyen résidentiel de 0,038 dollar US/KWh est resté à la limite inférieure et bien en dessous du coût de revient estimé entre 0,038 et 0,106 dollar. Ce coût de revient est en partie alourdi par des charges de personnel s’élevant à 60,5 millions de dollars US sur les six premiers mois de 2014 et à 102,5 millions en 2013, soit respectivement 21% et 33% des revenus recouvrés. Plus encore, le ratio clients sur employés reste faible, quoiqu’augmentant à 80 en 2013 et 2014, par rapport à une moyenne de 66 entre 2008 et 2012. L’insuffisance des recettes crée un cercle vicieux et empêche la SNEL d’investir dans des équipements qui pourraient augmenter son efficience. Ainsi, le nombre de clients résidentiels avec compteurs reste faible, ne dépassant pas 10%, ce qui empêche la SNEL d’avoir une mesure exacte de la consommation et ouvre la porte aux abus de la part des collecteurs. De plus, les dépenses de maintenance et d’entretien sont très faibles, ne dépassant pas 8,5 millions de dollars US en 2013, ce qui aboutit à une détérioration rapide du matériel et à une dégradation du service. Par conséquent, les pertes en lignes56 qui en RDC étaient deux 56 Tout réseau électrique connait des pertes d’électricité, dites « pertes en ligne » qui sont d'autant plus importantes que le réseau est long, que le matériau « conducteur » (câble électrique) offre de la résistance à la circulation des électrons (perte sous forme de calories à cause de l’effet joule) et que la tension électrique (voltage) est faible . 93 fois plus importantes que pour le reste de l'ASS, constituent un des principaux indicateurs d'inefficience (voir Graphique 2.6). B. Les Inefficiences Economiques et Sociales Associées aux Défaillances du Service Electrique 224. D’une manière générale, le déficit qualitatif et quantitatif de l’énergie électrique en RDC handicape les entreprises et accroît leurs coûts. La qualité insuffisante de l‘électricité fournie par la SNEL avec les chutes brutales de tension, les coupures intempestives et les délestages a conduit nombre de grandes entreprises à s’équiper de générateurs de 300 à 1 250 KVA. Ainsi, ces entreprises voient leurs charges (équipements et exploitation) augmenter de 10 à 15% avec des répercussions négatives sur les prix et la compétitivité de leurs produits. Graphique 2.7. Niveau de l’Offre et de la Demande en Energie Electrique dans le Secteur Minier (MW) 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 2000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Demande Offre SNEL + ZESCO Note : Zambia Electricity Supply Corporation Limited (ZESCO) est la compagnie d’électricité de la Zambie. Source : SNEL et Chambre des Mines 225. Dans le secteur minier, la différence entre l'offre et la demande d’électricité est très significative et affecte la performance et le rendement du secteur (voir Graphique 2.7). Le déficit était évalué à 150 MW en 2012, ce qui a incité à l’importation de l’énergie électrique en provenance de la Zambie. Les effets sur la production minière se traduisent par un manque à produire d’au moins 500 000 tonnes de cuivre, sans compter le manque à produire sur les autres produits tels que les concentrés de cuivre et de cobalt. Cela conduirait à une réduction de 3,25 milliards de dollars US du chiffre d’affaires sur une année, à la réduction des activités des sous-traitants et à la réduction des recettes fiscales de près de 400 millions de dollars US (1% du PIB de 2015). 226. Au regard des besoins actuels et futurs de toute l’économie, l’offre est nettement insuffisante. La situation de déficit de l’énergie est encore plus grave dans les centres urbains 94 et ruraux desservis en énergie d’origine thermique. En effet, les problèmes à ce niveau sont dus à la vétusté des équipements et aux difficultés d’approvisionnement en carburant et lubrifiants, consécutives à leur coût élevé et à la déficience des moyens de communication. Il a même fallu recourir aux avions pour approvisionner certaines villes du pays (Kananga et Mbuji-Mayi) avec du carburant provenant de Kinshasa. 227. Les défaillances de la SNEL réduisent le rendement social du service d’électricité et nuisent à la prestation des services publics. Ainsi, les pannes d’électricité handicapent la livraison d’eau par le réseau. De plus, sans électricité, les activités des centres de santé sont compromises, que ce soit au niveau des opérations et des interventions médicales ou au niveau de la conservation des produits (réfrigération des vaccins, etc.). Certains centres médicaux utilisent des générateurs d’appoint qui coûtent cher et finissent par alourdir la facture médicale des ménages. De même, certaines universités sont obligées d’utiliser des générateurs onéreux, faute de quoi les cours seraient dispensés dans des conditions sous-optimales, ce qui est d’ailleurs souvent le cas. De plus, comme vérifié dans l’enquête 1-2-3, le faible taux de pénétration de l’électricité d’origine hydraulique aboutit à l’utilisation de la biomasse et contribue à la déforestation et à l’émission des gaz à effet de serre nuisibles pour l’environnement. Dans le cas de la RDC, il ne s’agit pas d’un phénomène marginal car cela concerne une majorité écrasante de la population, soit plus de 60 millions de personnes. III. Augmenter la Production et l’Efficacité du Secteur, Préalables à sa Viabilité et à l’Amélioration de l’Equité. 228. La SNEL et les autres opérateurs devraient augmenter la capacité de fourniture d’électricité. L’amélioration de la quantité et de qualité du service rendrait plus efficace la fourniture d’énergie aux consommateurs et réduirait la discontinuité des services, citée comme obstacle principal à l’activité, notamment par les PME-PMI57. La SNEL pourrait assurer une augmentation de sa production à travers la réhabilitation des turbines d’Inga. Il est aussi urgent de remettre en activité les centrales hydroélectriques existantes à travers les provinces (Katanga, Orientale, Kasai-Oriental et Bas-Congo) et d’envisager une interconnexion entre elles. Comme mentionné auparavant, la capacité théorique de production nationale de l’énergie hydroélectrique se situe aujourd’hui autour de 2 500 MW. Cependant, les besoins prévisionnels du seul secteur minier sont estimés à 2 100 MW58, soit 84% de cette offre. 229. Au-delà de la réhabilitation des turbines, le projet Grand Inga pourrait avoir des retombées importantes pour la RDC. L’effet direct de projet Grand Inga serait l’augmentation de l’offre d’électricité pour la population. Ainsi, le projet Inga III Basse Chute placerait 4 800 MW supplémentaires sur le marché. Cette énergie supplémentaire serait alors distribuée comme suit : 2 300 MW pour la République Sud-Africaine et 2 300 MW pour le marché intérieur, dont 1 000 MW additionnels pour Kinshasa et 1 300 MW pour Kolwezi, où se trouvent les mines. L’effet indirect du projet serait la génération de recettes d’exportation pour la RDC. 57 PME-PMI : Petites et Moyennes Entreprises (Industries). 58 Industrie minière de la RDC, Premier trimestre 2014. 95 230. Augmenter l’investissement exige une solution aux problèmes des subventions implicites, des faibles taux de recouvrement et des charges opérationnelles élevées. Les subventions explicites, sous forme de tarification en dessous du coût de revient et de non- recouvrement des factures, empêchent la SNEL de recouvrer ses coûts. Ainsi, la SNEL est incapable d’assurer un entretien adéquat de ses installations et de ses équipements, ainsi que de son matériel, et n’arrive pas à suivre l’augmentation de la demande. L’apport d’une solution au problème de sous-investissement est en partie lié à la grille tarifaire, mais reste surtout lié au recouvrement des coûts des fournisseurs d’électricité et à la réduction du niveau de ces coûts. Les défis à relever consistent à : (i) renforcer la planification sectorielle ; (ii) poursuivre la réforme de la SNEL afin d’améliorer son efficacité technique et opérationnelle, et ; (iii) élargir l’accès aux services. 231. Une meilleure efficacité de la production et de la distribution de l’énergie électrique est une garantie d’équité et d’efficience sociale. Une plus grande efficacité de la SNEL est une garantie d’efficience économique, car cela permettrait de réduire les coûts des solutions alternatives pour les entreprises. C’est aussi une garantie d’équité économique, car elle réduit la « barrière des coûts » qui empêchent les petits et les moyens investisseurs de monter leur entreprise et de saisir les opportunités qui se présentent sur le marché. Sur le plan social, l’amélioration de l’efficacité de la SNEL et du secteur électrique en général, aboutirait à une meilleure performance des services sociaux et à l’usage d’énergies efficientes à fort rendement social et à faible impact sur l’environnement. Ces améliorations seront atteintes grâce à la réalisation de projets gouvernementaux tels que les 60 villages à électrifier à travers la RDC, la dissémination des lampes solaires à travers les territoires de la RDC59 et l’installation de micro-turbines hydroélectriques60. Ces initiatives vont promouvoir l’équité en améliorant l’accès des populations rurales à l’électricité et fournir une énergie propre permettant de réduire les émissions de gaz à effet de serre. Section 5 : Les Besoins, les Programmes et les Capacités Opérationnelles et Financières 232. Les besoins en électricité sont énormes et l’amélioration de la prestation de service suppose que la réforme tarifaire et les accords de financement soient respectés et exécutés. L’hypothèse ambitieuse implique un déploiement de la SNEL sur l’ensemble du territoire national et consiste, à installer des unités de production additionnelles, y compris dans le cadre d’Inga III. De plus, l’érection des microcentrales hydroélectriques dans le reste du pays participerait également à l’amélioration de la prestation de service. Enfin, l’implication d’un opérateur externe pourrait aider la SNEL à améliorer sa gestion et ses résultats. La SNEL a déjà réalisé certaines actions d’envergure au niveau de la production, du transport et de la distribution. Cependant, d’autres problèmes persistent, notamment la stagnation de la puissance installée et la saturation des réseaux. L’assainissement des finances de la SNEL avec la base d’abonnés actuels exige une tarification rémunératrice et un recouvrement optimal. Pour 59 Projet Lighting Africa, une des composantes du PMEDE. 60 Projet Micro-Hydro financé en partie par le FEM (Fonds mondial pour l’Environnement). 96 l’exécution de son plan de développement, la SNEL devrait compter sur ses fonds propres, les subventions de l’État et le financement externe. I. La Réponse aux Besoins : Choix Minimaux ou Programmes Ambitieux ? 233. Les besoins en électricité sont énormes, et relever le défi oscille entre des choix minimaux et des programmes ambitieux. La SNEL pourrait choisir d’améliorer sa prestation de services pour la base d’abonnés actuels. Cela suppose que toutes les mesures déjà décidées soient mises en place, y compris la réforme tarifaire, et que les accords de financement des projets de réhabilitation actuels soient respectés et exécutés. L’hypothèse ambitieuse implique un déploiement sur l’ensemble du territoire national et consiste, en plus de rendre disponible toute la puissance installée, à installer des unités de production additionnelles. Dans ce cadre, le Projet Grand Inga avec Inga III comme première phase, jouera un grand rôle. Enfin, une solution intermédiaire consiste en l’érection de microcentrales hydroélectriques à travers le pays. A. Choix Minimaux : Augmenter l’Efficacité du Service pour la Base d’Abonnés Actuels. 234. Une hypothèse pour l’avenir serait pour la SNEL d’améliorer sa prestation de services pour la base d’abonnés actuels. Cette option tient compte des chiffres caractéristiques de la SNEL dans les différents domaines de gestion technique, commerciale, financière, en ressources humaines et autres. Le déploiement de stratégies commerciales orientées vers une meilleure facturation et un meilleur recouvrement permettrait d’améliorer les recettes et le chiffre d’affaires, sous réserve du maintien du nombre d’heures d’utilisation actuelle des machines. Cette option considère que le gouvernement s’abstiendrait de bloquer les ajustements tarifaires qui ont redémarré le 14 janvier 2014 après leur suspension en février 2013. Ainsi, la SNEL pourrait appliquer un tarif permettant de rémunérer la vente de l’énergie électrique sans blocages des tarifs ou de gratuité des consommations des IO et des entreprises publiques transformées en sociétés commerciales, ainsi que des établissements et des services publics, et ce, conformément à la Loi n°014/11 du 17 juin 2014 relative au secteur de l’électricité. 235. Une autre hypothèse serait que les accords de financement des projets de réhabilitation actuels ne connaitraient aucune entrave dans leur exécution. Les centrales hydroélectriques, thermiques et les réseaux associés construits dans les décennies 50, 70 et 80 et qui ont été amortis au fil du temps continuent à être réhabilités et modernisés. Les principaux projets de réhabilitation en cours arriveront à terme en 2017. Les concours financiers des partenaires au développement dans le cadre des projets de réhabilitation et de développement (PMEDE, SAPMP, PEPUR, FRIPT etc.) actuels et privés, surtout miniers, seraient toujours assurés, en sus de celui des institutions financières locales. De plus, la SNEL serait obligée de 97 trouver des financements pour la réhabilitation des groupes 3 et 6 d’Inga I ainsi que des groupes 3, 4, 5 et 661 d’Inga II. 236. En somme, l’hypothèse minimale suppose que toutes les mesures déjà décidées soient mises en place. En effet, cette hypothèse tient compte : (i) des principaux projets en cours d’exécution dont les échéances sont fixées en 2015 pour le SAPMP et en 2017 pour le PMEDE, ainsi que de ceux financés grâce aux partenariats privés ; (ii) des ajustements tarifaires et de la nouvelle structure tarifaire ; (iii) de l’énergie facturée sur base des compteurs placés à tous les points alimentés ; (iv) des projets pour lesquels les requêtes de financement ont été introduites auprès des bailleurs de fonds ; et (v) des institutions mises en place au terme de la nouvelle loi sur le secteur de l’électricité, notamment l’autorité de régulation et l’établissement public chargé de la promotion de l’électrification rurale. B. Programmes Ambitieux : Electrification Rapide en vue de l’Objectif de l’Emergence 237. L’hypothèse optimiste marque le regard de la SNEL vers l’avenir et sa volonté de se déployer sur l’ensemble du territoire national. Cette hypothèse intègre, outre les projets repris dans l’hypothèse réaliste, ceux qui traduisent l’ambition de la SNEL pour l’avenir. Cette hypothèse tient aussi compte du principe de la territorialité des projets, selon lequel la SNEL envisagerait d’investir dans les régions où ses activités sont très faibles ou inexistantes. Par ailleurs, la SNEL espère obtenir l’appui du gouvernement pour la construction de nouvelles centrales hydroélectriques surtout dans les parties nord, est et centre du pays. 238. La matérialisation de cette vision consiste, non seulement à rendre disponible toute la puissance installée, mais d’installer des unités de production additionnelles. Les unités additionnelles vont permettre une électrification rapide du pays en vue de l’émergence et un accroissement des taux d’accès à l’électricité des ménages et des entreprises. Dans cette perspective, l’hypothèse optimiste intègre, outre les données de celle réaliste, des projets d’accroissement de la capacité de production pour lesquels les démarches de financement pourraient aboutir au second semestre de l’année 2017 à un décaissement global estimé à 30% des coûts prévisionnels. 239. Le Projet Grand Inga avec Inga III, comme première phase, jouera un grand rôle dans cette vision. La seconde composante du projet Inga III Basse Chute prévoit des études pour la construction de six à dix centrales, chacune produisant près de 100 MW. Ainsi, en plus des 1 000 MW additionnels destinés à Kinshasa, l’apport de 1 300 MW pour l’industrie minière du Katanga sera un catalyseur pour les projets de développement économique et industriel. Cette vision s’insère dans celle du gouvernement qui projette de faire de la RDC une puissance énergétique et un pays émergent à l’horizon 2030. À cet effet, le soutien de l’État propriétaire sera fortement requis en accompagnement de la mise en œuvre de cette vision. 61 Projet de Business Plan de la SNEL, inédit 98 C. Solutions Intermédiaires et Rôle de la SNEL 240. La solution intermédiaire consiste en l’érection de microcentrales hydroélectriques à travers le pays. L’Atlas énergétique publié par le PNUD a identifié 750 sites pour le développement de micro ou mini-centrales hydroélectriques. La SNEL, opérateur dominant du secteur possède des réseaux électriques dans de nombreuses villes répertoriées avec l’existence de centrales thermiques désaffectées ou à réhabiliter. Ainsi, la SNEL pourra servir d’opérateur de distribution là où son réseau existe ou est à réhabiliter. Elle pourra également, avec son expertise, participer aux études de faisabilité ou à la construction des infrastructures énergétiques avec les autres partenaires. II. Problèmes de Capacité Opérationnelle et de Remise à Niveau 241. Malgré les difficultés, la SNEL dispose d’une bonne opportunité pour améliorer sa gestion et ses résultats avec l’implication d’un opérateur externe. L’état des lieux montre que le problème majeur de la SNEL réside dans « l’insuffisance des ressources financières devant permettre de faire face à l’exploitation courante, au service de la dette et au développement de l’entreprise 62 ». Ces difficultés financières résultent aussi bien des causes exogènes mentionnées ultérieurement que des causes endogènes consécutives aux problèmes de gestion. En dépit de l’environnement peu propice, certaines opportunités comme le contrat de service qui lie le gouvernement et « Manitoba Hydro International » pour le renforcement de la gestion de la SNEL, pourraient aider l’entreprise à améliorer ses résultats et son service. 242. Du point de vue technique, la SNEL a réalisé certaines actions d’envergure au niveau de la production, du transport et de la distribution. Au niveau de la production, la SNEL a remis en service les dragues d’Italdrague et de Bagema dans le cadre du projet PMEDE, et a réhabilité et remis sur réseau les groupes 4 d’Inga II, 6 d’Inga I, 4 de Nseke, 6 de Mwadingusha, 1 de Koni, 1 de Tshopo et 4 de Zongo. Au niveau du transport, la SNEL a réalisé la maintenance des équipements des postes du Katanga et de la station de conversion de Kolwezi, et a fiabilisé la ligne 220 kV Inga-Kinshasa dans le cadre du projet SAPMP. Elle a aussi construit le poste HT de Katuba et des lignes associées. Enfin, au niveau de la distribution, nous pouvons noter l’implantation des injecteurs 30/20kV-15 MVA à la sous-station Masina et la conversion de 16 cabines 6,6 en 20kV dans la commune de N’Djili. Enfin, au niveau de la distribution nous notons le renforcement de la boucle 30 kV dans la ville de Kinshasa dans le cadre du projet PMEDE, l’acquisition des transformateurs pour le poste de dispersion d’Inga et la réalisation du réseau du Sud-Kivu, Kasangulu. 243. Cependant, d’autres problèmes techniques persistent, notamment la stagnation de la puissance installée et la saturation des réseaux. La puissance installée stagne depuis 1982 et les groupes des centres thermiques sont à l’arrêt suite aux pannes et au manque de produits pétroliers. De plus, les équipements de production, de transport et de distribution sont vétustes et les réseaux de transport et de distribution sont saturés. Par ailleurs, d’autres problèmes techniques méritent d’être notés, comme la malfaçon des boites de jonction et le gaspillage des 62 Projet de Business Plan de la SNEL, Inédit 99 moyens ainsi que l’irrégularité de la maintenance normative des équipements, due en partie à la non-actualisation des schémas (calques) du réseau de distribution. Enfin, la SNEL souffre également de pertes techniques non maitrisées et du manque de compteurs. 244. Du point de vue financier, le déséquilibre chronique continue de s’aggraver en raison de facteurs à la fois exogènes et endogènes. En effet, l’exigence par les pouvoirs publics de réaliser des travaux sans contrepartie de paiement, le maintien des tarifs d’électricité en deçà du coût de revient et le nantissement des recettes suite aux contraintes de remboursement des crédits extérieurs contribuent au déséquilibre financier de la SNEL. En outre, des facteurs internes contribuent aux déséquilibres financiers, à savoir l’absence d’un système de gestion financière intégrée en temps réel (projet en cours d’implémentation dans le cadre du projet PMEDE), la distorsion entre le niveau des ressources financières ainsi que les engagements croissants et la persistance des réserves sur les comptes des états financiers. III. L’Analyse Prévisionnelle des Ressources Financières 245. Retrouver l’équilibre financier et l’assainissement des finances de la SNEL avec la base actuelle d’abonnés exige une tarification rémunératrice et un recouvrement optimal. L’évolution des tarifs devra intégrer les données des années 2011 et 2012 et devra avoir pour cible les tarifs issus des arrêtés n°010/CAB/MENIP/98 du Ministère de l’Économie et de l’Industrie publiés le 18 avril 1998 et n°005/CAB/MIN-ECONAT&COM/2009 du 07 mars 2009, modifiés et complétés par l’arrêté n°023/CAB/MIN-ECO&COM/2012 du 11 octobre 2012. En ce qui concerne les clients HT en RDC, il sera appliqué le tarif unique de 0,0569 de dollar US/KWh de 2015 à 2017. En thermique, le tarif de 0,1632 dollar US/KWh restera stable jusqu’en 2017. L’installation des compteurs à prépaiement dans tous les secteurs de consommation, que ce soit le secteur résidentiel, le secteur commercial, le secteur industriel et les IO facilitera l’atteinte de l’équilibre financier. Tableau 2.15. Hypothèse de Développement Réaliste avec Choix Minimaux Rubriques Montant (en dollars US) En % Ressources totales 4 514 886 314,00 100 Fonds propres 2 565 014 689,00 56,81 Financement extérieur 1 581 319 326,00 35,02 Impôt collecté 354 942 322,00 7,86 Autres ressources 13 609 977,00 0,30 Source : SNEL 246. Pour l’exécution de son plan de développement, la SNEL devrait compter sur ses fonds propres, les subventions de l’État et le financement externe. Les fonds propres sont issus de la vente de l’énergie électrique aux clients en basse, moyenne et haute tensions ainsi que des diverses prestations effectuées en leur faveur. La SNEL ne pourra pas espérer investir sur fonds propres tant que l’équilibre financier ne sera pas atteint. A côté des fonds propres, la SNEL pourrait compter sur le financement de l’État à travers les recettes de l’impôt et sur le financement externe. En attendant l’officialisation du plan d’affaires, les besoins pourraient, 100 être ventilés soit en fonction des choix minimaux (Tableau 2.15), soit en fonction du programme ambitieux (Tableau 2.16). Ainsi, pour l'électrification rapide en vue de l'émergence, la SNEL prévoit des financements extérieurs de l'ordre de 51,2% de la dépense totale, alors que pour l'hypothèse réaliste ces financements seraient de 35% du total. Pour ce faire, la SNEL compte sur les bailleurs de fonds traditionnels (bilatéraux comme multilatéraux) et sur le marché international des capitaux. Tableau 2.16. Hypothèse de développement optimiste avec programmes ambitieux Rubriques Montant (en dollars US) En % Ressources totales 7 441 901 068,00 100 Fonds propres 3 160 506 820,00 42,47 Financement extérieur 3 807 189 918,00 51,16 Impôt collecté 460 594 353,00 6,19 Autres ressources 13 609 977,00 0,18 Source : SNEL 101 MATRICES DES RECOMMANDATIONS Court terme : moins d’un an, Moyen terme : d’un à trois ans I. Domaine de l’eau en Milieu Urbain Thème Diagnostic Recommandations Résultats escomptés Intervenant Echéance Moyens principal Le cadre La Loi sur l’eau est Décrets d’application approuvés Mise en application de la loi Gouvernement Court terme institutionnel promulguée Depuis sa transformation en Signer et mettre en vigueur le La REGIDESO exploite le service Ministre en charge Court terme société commerciale, la contrat de concession du secteur de public au titre d’un contrat de de l’Eau et des REGIDESO exploite sans l’eau concession finances titre L’organisation nationale de Lancer une étude institutionnelle du Les options pour la gestion des Ministre en charge Court terme Recrutement l’exploitation du service secteur de l’eau en milieu urbain investissements, d’une part, et pour de l’Eau, d’un consultant public d’eau est peu examinant les options possibles et l’exploitation, d’autre part, sont COPIREP, international efficace et peu compatible recommandant la mieux adaptée à étudiées et les plus adaptées sont REGIDESO spécialisé (firme) avec la décentralisation la RDC choisies Mettre en œuvre l’organisation Les performances de la ou des Ministre en charge Long terme retenue au terme de l’étude société(s) d’exploitation de l’Eau COPIREP institutionnelle s’améliorent REGIDESO Les La trésorerie de la Appliquer le contrat de performances REGIDESO ne lui permet performance notamment : de la pas de financer toutes les Renforcer la croissance en Ceux du contrat de performance, REGIDESO, Immédiat REGIDESO charges d’exploitation rétablissant la continuité de la notamment le nombre d’abonnés contrat de service et distribution, en réduisant les pertes facturés augmente, les pertes d’eau Auditeur technique d’eau et en généralisant le diminuent, le taux de comptage comptage augmente Réduire le poids des charges de Ceux du contrat de performance, REGIDESO, Immédiat personnel dans le CA (réduction de notamment les productivités contrat de service et l’effectif et révision de la physiques et financières des agents Auditeur technique convention collective) augmentent 102 Thème Diagnostic Recommandations Résultats escomptés Intervenant Echéance Moyens principal Faire du financement des charges Les charges courantes REGIDESO, Etat Immédiat courantes d’exploitation (produits d’exploitation sont durablement de traitement, électricité, pièces de financées rechange) une priorité Pour l’Etat : payer régulièrement Celui du contrat de performance : Etat Immédiat les consommations d’eau des IO et impayés de l’Etat. ayants droits Subordonner les investissements de Seuls les investissements dont la Bailleurs de fonds, Court terme développement des infrastructures REGIDESO peut financer Etat, REGIDESO gérées par la REGIDESO à l’exploitation sont engagés l’amélioration de la situation Les performances de la Appliquer toutes les clauses du Les performances de la REGIDESO, Etat, Immédiat REGIDESO ont régressé contrat de performance REGIDESO s’améliorent Contrat de service entre 2006 et 2013 conformément aux objectifs du et Auditeur contrat technique Le modèle financier de la Former les agents de la REGIESO Le modèle est régulièrement mis à COPIREP, Court terme Contractualiser REGIDESO n’a jamais été concernés à la mise à jour du jour conformément au contrat de REGIDESO avec le mis à jour modèle et fournir une assistance à performance concepteur du cette mise à jour modèle La dépense Les données détaillées Appliquer le contrat de Les données détaillées relatives à la REGIDESO En cours publique d’investissement font performance notamment la mise en œuvre du programme défaut pour la période publication annuelle du rapport sur d’investissement sont connues pour 2006-2013 l’exécution du programme chaque exercice d’investissement Les investissements entre A minima le programme A minima : les infrastructures sont REGIDESO Court terme 2010 et 2015 n’ont pas d’investissement doit permettre : i) maintenues en état et le taux Ministère en charge permis de maintenir le taux de maintenir les infrastructures en d’accès à l’eau est maintenu. de l’eau Bailleurs d’accès à l’eau état (renouvellement) et ii) de de fonds maintenir l’accès à l’eau au besoin au moyen de petits réseaux AEP gérés par les usagers (voir infra) Les modalités d’exécution Mettre en application le contrat de Tous les projets mis en œuvre dans REGIDESO, Court terme de certains projets AEP mis concession de la REGIDESO dont le périmètre de la REGIDESO sont Ministère en charge en œuvre dans le périmètre l’article 17 traite de ce sujet conçus conformément au cahier des de l’eau, Bailleurs de la REGIDESO sont charges de la société de fonds inconnues de la société 103 Thème Diagnostic Recommandations Résultats escomptés Intervenant Echéance Moyens principal Les contraintes La Direction de l’exploitation doit L’exploitation des projets est REGIDESO, CEP- Immédiat d’exploitation ne sont pas être consultée pendant toute la facilitée, les spécifications sont plus O suffisamment prises en durée d’un projet de sa conception pertinentes, la durée de vie des compte dans la conception à sa réception infrastructures augmente des projets et des dossiers d’appel d’offres La qualité de la mise en Les capacités de la REGIDESO Les projets très spécialisés et/ou REGIDESO, CEP- Immédiat Recrutement œuvre des projets très doivent être renforcées par des stratégiques sont réalisés selon les O, Bailleurs de d’un pool spécialisés ou stratégiques experts pour les projets très meilleurs standards de qualité fonds d’experts doit être améliorée spécialisés et/ou stratégiques Les études de ciblage des La REGIDESO doit établir un plan Les opérations de maintien en état REGIDESO Court terme renouvellements préalables de renouvellement de ses des infrastructures sont à la mise en œuvre du infrastructures (réseaux et hiérarchisées et évaluées pour les PEMU ont été longues et de équipement) à une échéance d’au 10 prochaines années qualité médiocre moins 10 ans L’efficacité de la La trésorerie disponible doit Les pièces de rechange sont REGIDESO, CEP- Immédiat maintenance financer prioritairement les pièces disponibles pour la maintenance O, Bailleurs de (électromécanique et de rechange et de réparation (voir préventive fonds réseaux) doit être améliorée supra) Les dotations en outillage et Les agents disposent de l’outillage REGIDESO, CEP- Immédiat moyens de transport doivent être et des moyens de transport O, Bailleurs de renforcées nécessaires fonds Intégrer dans les appels d’offres Les agents sont formés aux REGIDESO, CEP- Immédiat concernés la formation des agents technologies nouvelles mises en O, Bailleurs de de maintenance aux technologies œuvre dans les projets fonds nouvelles pour eux Efficience Depuis 2006, les Etablir, financer et mettre en œuvre Les infrastructures sont maintenues REGIDESO, Etat, Court terme efficacité et investissements n’ont un programme d’investissement qui en état, le taux d’accès à l’eau est Bailleurs de fonds équité de la permis ni de maintenir de permette à minima : i) le maintien maintenu, les performances de la dépense taux d’accès à l’eau, ni en état des infrastructures, ii) le REGIDESO s’améliorent d’améliorer les maintien de l’accès à l’eau et iii) performances de la l’amélioration des performances de REGIDESO la REGIDESO (voir infra) 104 Intervenant Thème Diagnostic Recommandations Résultats escomptés Echéance Moyens principal Efficience, Depuis 2006 les Les programmes d’investissement Le taux d’accès à l’eau dans les REGIDESO, Etat, Moyen Bureau Efficacité, et investissements ont été doivent viser le maintien de l’accès quartiers périphériques non Bailleurs de fonds terme d’études Equité de la concentrés dans le à l’eau et pour cela combler l’écart desservis par les réseaux augmente. ou ONG de Dépense périmètre des réseaux entre quartiers desservis par les coordinatio existants au détriment des réseaux et quartiers périphériques. n des quartiers périphériques où Dans ces derniers mettre en œuvre usagers le taux d’accès à l’eau est de petits réseaux autonomes gérés très faible et les habitants par les usagers très pauvres Le non-paiement pas l’Etat- L’Etat doit respecter les L’Etat, comme les autres usagers Etat Immédiat usagers de ses engagements qu’il a souscrits en paie régulièrement ses consommations d’eau est signant le contrat de performance consommations d’eau un facteur d’iniquité en payant régulièrement les consommations d’eau des IO et ayants droits Stratégie L’Etat est peu impliqué Renforcer l’implication de l’Etat L’Etat soutient la stratégie Etat (CNAEA), Immédiat d’investissem dans la conception des (CNAEA) dans la définition de la d’investissement de la REGIDESO REGIDESO ent sur cinq programmes stratégie d’investissement et dans la et les programmes d’investissement ans (2016- d’investissement de la conception des programmes 2020 à titre REGIDESO d’investissement indicatif) Le redressement de la Tant que le redressement de la REGIDESO, Etat, Immédiat Bureaux REGIDESO n’est pas REGIDESO n’est pas acquis le Bailleurs de fonds d’études, acquis. Tant qu’il en est programme d’investissement doit entreprises ainsi le programme concerner prioritairement les 3 d’investissement doit être centres et être limité à : limité et impliquer au • L’extension de 30% des capacités La continuité de la distribution est minimum la REGIDESO de production rétablie, le recouvrement augmente dans l’exploitation de • Le maintien en état des La pérennité des infrastructures est nouvelles infrastructures infrastructures existantes assurée • La mise en œuvre de petits Le taux d’accès à l’eau augmente réseaux AEP gérés par les dans les quartiers périphériques où usagers dans les quartiers il est très faible périphériques Hypothèse : la REGIDESO Dès que le redressement de la REGIDESO, Etat, se redresse REGIDESO est amorcé, le Bailleurs de fonds 105 programme d’investissement ci- Dès dessus peut être complété par : redresseme • Des investissements d’extension Le taux d’accès à l’eau augmente nt des réseaux dans le périmètre des réseaux publics • Les investissements de Tous les centres sont actifs reconstruction des 17 centres hors service • Des investissements La productivité de la REGIDESO d’amélioration de la productivité s’améliore de la REGIDESO (système d’information, SIG, GMAO…) 106 II. Domaine de l’Energie Electrique Intervenant Thème Diagnostic Recommandations Résultats escomptés Echéance Moyens principal La révision du cadre de Cet organe veillera à la fixation des Mise en place de l’Autorité de Gouvernement et régulation est en cours tarifs rémunérateurs d’après les Court terme Régulation du secteur parlement depuis longtemps prescrits de la Loi du 17 Juin 2014 Les options pour la gestion des Mise en place de l’Etablissement investissements et de l’exploitation, de Gouvernement et Le cadre public de promotion et de financement Court terme l’électrification rurale et périurbaine parlement institutionnel Elargir le cadre de l’électrification rurale et périurbain sont choisies et mises en application réglementaire du Consultant secteur Gouvernement et international Approbation de la Loi Inga Le projet Grand Inga est sur les rails Court terme parlement spécialisé (firme) Paiement des impayés, factures, et arriérés par l’Etat et les entreprises et services publics Récupérer les arriérés des factures Equipes La trésorerie de la SNEL par le secteur privé, y compris Recouvrement des factures et SNEL et SNEL, Court terme SNEL ne lui permet les partenaires miniers du Katanga réduction des déséquilibres financiers Gouvernement intergouverne pas de financer toutes (TFM, KCC, MUMI) ; mentales les charges Installer des compteurs (à prépaiement d’exploitation ou classiques) et bannir la tarification forfaitaire Les Libérer la tarification issue de l’Arrêté Retrouver un équilibre financier pour SNEL, Ministère Moyen performances 023 d’octobre 2012 pour permettre à la favoriser les actions de développement de l’Energie terme de la SNEL SNEL de l’entreprise Améliorer la gestion commerciale et SNEL, financière de la SNEL Gouvernement SNEL, Assistance Gouvernement, Les performances de Suivi régulier des indicateurs du Les performances de gestion de la technique Contrat de Moyen la SNEL stagnent ou contrat de performance entre le SNEL s’améliorent conformément aux extérieure performance et terme évoluent lentement gouvernement congolais et objectifs d’assainissement du contrat Auditeur MANITOBA HYDRO technique INTERNATIONAL 107 Intervenant Thème Diagnostic Recommandations Résultats escomptés Echéance Moyens principal Faire de la formation des agents une Les infrastructures sont maintenues et priorité la performance des agents augmente Faire une promotion du paiement des Le taux d’accès à l’eau dans les SNEL et Court terme factures d’électricité gage de la quartiers périphériques non desservis Ministère de régularité de la fourniture des services Les investissements par les réseaux augmente. l’Energie Efficience à la population Gouvernement n’ont pas accru efficacité et Economie de l’énergie qui pourra à et Assistance l’efficience, Faire la promotion de l’efficacité équité de la terme contribuer à élargir l’assiette des technique l’efficacité et l’équité énergétique dépense abonnés extérieure de la SNEL Eviter la fourniture de l’énergie à des Moyen tiers non répertoriés par la SNEL ou Abandon de la culture de la gratuité ; SNEL, Ministère terme ayant subi une rupture de fourniture l’énergie électrique considérée comme de l’Energie, d’énergie électrique pour non- produit Gouvernement paiement des factures Le Gouvernement est peu impliqué dans la Moyen Elaborer un plan d’investissement que Le Gouvernement soutient la stratégie conception des Gouvernement et terme vise à améliorer la rentabilité de d’investissement de la SNEL et les programmes SNEL l’entreprise. programmes d’investissement d’investissement de la SNEL Viabiliser le secteur pour l’attrait de Stratégie Le redressement de la l’initiative privé avec le strict respect d’investissem SNEL n’est pas acquis. SNEL, du code des investissements ent 2016- Le programme SNEL, Ministère de Développer et améliorer la qualité de La continuité de la distribution est 2030 d’investissement doit Gouvernement, l’énergie, service dans le cadre des partenariats rétablie, le recouvrement augmente et impliquer d’autres Bailleurs de Assistance public privés la pérennité des infrastructures est Long terme intervenants à côté de fonds, technique Faire un lobbying auprès des assurée, et le taux d’accès augmente la SNEL dans investisseurs extérieure, partenaires financiers pour la mise à dans les endroits où il est très faible l’exploitation de privés Bureaux disposition de financement pour les nouvelles d’études, perspectives de développement défini infrastructures dans les plans réalistes et optimistes. 108 ANNEXES Annexe 1. Populations Totales et du Périmètre de la REGIDESO par Province en 2013 Données REGIDESO (fichier « population des centre Transposition pour cohérence avec l’estimation REGIDESO ») estimations par l’ONU Population Population Périmètre Population Périmètre Province Population totale périmètre totale /total périmètre /total Kinshasa 9 629 000 9 629 000 100% 9 282 764 9 282 764 100% Bandundu 1 365 124 8 443 000 16% 1 316 037 8 139 409 16% Bas-Congo 1 954 967 4 879 000 40% 1 884 671 4 703 562 40% Kasai 2 183 946 5 417 000 40% 2 105 416 5 222 217 40% Occidental Kasai-Oriental 4 553 041 6 714 000 68% 4 389 324 6 472 580 68% Nord-kivu 1 812 000 5 850 000 31% 1 746 845 5 639 648 31% Sud-Kivu 1 242 000 5 073 000 24% 1 197 341 4 890 587 24% Katanga 4 813 115 11 341 000 42% 4 640 047 10 933 204 42% Maniema 341 708 2 050 000 17% 329 421 1 976 287 17% Equateur 1 192 993 7 672 000 16% 1 150 096 7 396 133 16% Orientale 1 796 362 8 191 000 22% 1 731 769 7 896 471 22% Total 30 884 256 75 259 000 41% 29 773 730 72 552 861 41% République Sources : REGIDESO et estimations de la population par l’ONU Annexe 2. Principaux Enseignements de l’« Enquête sur le Niveau de Satisfaction de la Clientèle de la REGIDESO » à Kinshasa, Lubumbashi et Matadi Thème Résultat de l’enquête Image de la Bonne et assez bonne : 81% REGIDESO Mauvaise et autres : 19% 42% des ménages sont alimentés régulièrement 49% le sont irrégulièrement Qualité de la desserte 9% ne le sont jamais en eau 60% des ménages déclarent avoir fréquemment des coupures d’eau dont 46 % tous les jours 64% des ménages sont satisfaits du débit d’eau (de la pression) et 36 % ne le sont pas 59% des ménages la jugent satisfaisante ou très satisfaisante Qualité de l’eau 41% la jugent non satisfaisante 73,4% des ménages jugent le tarif excessif 21,4% le jugent bas ou abordable 5,2% ne savent pas 22% des ménages sont satisfaits de la facturation Tarif et facturation 78% sont moins satisfaits ou ne le sont pas 6,5% des ménages utilisant l’eau ne reçoivent jamais de facture 3,5% d’entre reçoivent une facture de temps en temps 90% d’entre eux sont facturés régulièrement 97% des ménages non raccordés sont prêts à devenir clients de la REGIDESO Temps mis par les non raccordés pour atteindre un point d’approvisionnement en eau : Non raccordés • Pour 45% des ménages non raccordés, le point d’eau est à moins de 30 minutes • Pour 21%, il est entre 30 minutes et une heure • Pour 24%, il est à plus d’une heure Enquête réalisée en 2011, auprès de 8 000 ménages (5 000 à Kinshasa, 2 000 à Lubumbashi et 1 000 à Matadi 109 Annexe 3. Allocations d’investissement dans le périmètre de la REGIDESO par province Province Allocation de base en USD Population Périmètre Allocation en USD par Habitant Kinshasa 115 304 878 9 282 764 12,4 Bandundu 15 000 000 1 316 037 11,4 Bas Congo 25 025 609 1 884 671 13,3 Kasai-Occidental 63 268 626 2 105 416 30,1 Kasai-Oriental 27 000 000 4 389 324 6,2 Nord-Kivu nd 1 746 845 nd Sud-Kivu nd 1 197 341 nd Katanga 23 500 000 4 640 047 5,1 Maniema nd 329 421 nd Equateur 11 321 250 1 150 096 9,8 Orientale nd 1 731 769 nd Total RDC 280 420 363 29 773 730 9,4 Source : REGIDESO – rapport sur l’exécution du programme d’investissement 2013 110 Annexe 4. Évaluation du Programme d’Investissement sur Cinq Ans (2016-2020 à titre indicatif) – Ensemble de la REGIDESO Population 2013 périmètre REGIDESO 29,773,730 Taux de croissance démographique 3.00% Dont en quartiers périphériques 70% Taux d'accès initial 37% Taux d'accès visé en 2020 54% Taux d'accès inital quartiers périphériques 10% Taux d'accès quartiers périphériques en 2020 54% Population quartiers périphèriques en 2013 20% Nouveaux habitants desservis par BP 50% Nouveaux habitants desservis par BF 50% Nombre de personnes par BF 200 Accroissement initial de la capacité de production 30% ml de réseaux par habitant supplémentaire sur réseaux actuels ml/hab 1.5 coût 50,000 USD/km production par habitant supplémentaire sur réseaux actuels l/j/hab 70 coût 400 USD/m3/j branchements par habitant supplémentaire sur réseaux actuels Nb/hab 0.05 coût 200 USD/brcht BF Nb/hab 0.005 coût 1,700 USD/BF Réservoirs % production 30% coût 600 USD/m3 Coût par habitant d'un petit réseau AEP cout 70 USD par habitant 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Population 29,773,730 30,666,942 31,586,950 32,534,558 33,510,595 34,515,913 35,551,390 36,617,932 Dont accessible par le réseau actuel 23,818,984 24,086,947 24,362,950 24,647,232 24,940,043 25,241,639 25,552,282 25,872,245 Dont quartiers périphériques 5,954,746 6,579,994 7,224,000 7,887,326 8,570,552 9,274,274 9,999,108 10,745,688 Taux d'accès réseau global 37% 37% 37% 40% 43% 45% 48% 54% Taux d'accès réseau en périphérie 10% 10% 10% 19% 28% 36% 45.2% 54% Taux d'accès dans périmètre du réseau actuel 44% 44% 45% 47% 48% 49% 49% 54% Habitants desservis (2013) ou à desservir 11,013,600 11,344,008 11,684,329 13,141,131 14,349,266 15,618,061 16,950,070 19,770,937 Habitant supplémentaires à dessservir cumul 2,127,531 3,335,665 4,604,461 5,936,470 8,757,337 Habitant supplémentaires à dessservir par an 2,127,531 1,208,134 1,268,796 1,332,009 2,820,867 A desservir par le réseau actuel en cumul 644,832 970,450 1,229,042 1,417,473 2,955,471 A desservir par le réseau actuel par an 644,832 325,618 258,592 188,430 1,537,999 A desservir en périphérie (petits réseaux) cumul 1,482,699 2,365,215 3,375,418 4,518,997 5,801,865 A desservir en périphérie (petits réseaux) par an 1,482,699 882,516 1,010,203 1,143,579 1,282,868 Capacité de production m3/jour 740,598 740,598 740,598 1,007,916 1,030,709 1,048,810 1,062,000 1,169,660 Rendement de facturation 56% 61.3% 67% 72% 72% 72% 72% 72% Volume disponible à la vente Mm3 85% 129 141 153 225 230 234 237 261 Capacité à ajouter (qualité de service) m3/jour 222,179 Périmètre du réseau actuel Capacité de production à ajouter nouveaux abonnés m3/j 45,138 22,793 18,101 13,190 107,660 L réseau nouveau habitants km 967 488 388 283 2,307 Branchements u 16,121 8,140 6,465 4,711 38,450 BF u 1,612 814 646 471 3,845 Réservoirs m3 13,541 6,838 5,430 3,957 32,298 Total Programme Millions USD Renouvellement réhabilitation millions USD 32.49 32.49 32.49 32.49 32.49 162.46 Réseau actuel Renforcement de la capacité de production (qualité) millions USD 88.87 88.87 Renforcement de la capacité de production (nouveaux abonnés) millions USD 18.06 9.12 7.24 5.28 43.06 82.75 Réseau nouveaux habitants millions USD 48.36 24.42 19.39 14.13 115.35 221.66 Branchements millions USD 3.22 1.63 1.29 0.94 7.69 14.78 BF millions USD 2.74 1.38 1.10 0.80 6.54 12.56 Réservoirs millions USD 8.12 4.10 3.26 2.37 19.38 37.24 17 centres millions USD 80,000 hab 2.40 2.40 2.40 2.40 2.40 12.00 Quartier périphériques Petits réseaux AEP millions USD 103.79 61.78 70.71 80.05 89.80 406.13 Renforts productivité Equipements, SIG, SI, GMAO millions USD 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 75.00 Sous total millions USD 323.06 152.32 152.89 153.47 331.71 1,113.45 Etudes, supervisions et imprévus millions USD 10% 32.31 15.23 15.29 15.35 33.17 111.35 Total REGIDESO 355.37 167.55 168.18 168.82 364.88 1,224.80 140 USD/hab 111 Annexe 5. Évaluation du Programme d’Investissement sur Cinq Ans (2016-2020 à titre indicatif) – Périmètre des « 3 Centres » Population 2013 des 3 centres 13,586,925 Taux de croissance démographique 4.00% Dont en quartiers périphériques 80% Taux d'accès initial par réseau 40% Taux d'accès visé en 2020 par réseaux 60% Taux d'accès inital quartiers périphériques 5% Taux d'accès quartiers périphériques en 2020 60% Population quartiers périphèriques en 2013 30% Nouveaux habitants desservis par BP 50% Nouveaux habitants desservis par BF 50% Nombre de personnes par BF 200 Accroissement initial de la capacité de production 30% ml de réseaux par habitant supplémentaire sur réseaux actuels ml/hab 1 coût 50,000 USD/km production par habitant supplémentaire sur réseaux actuels l/j/hab 70 coût 300 USD/m3/j branchements par habitant supplémentaire sur réseaux actuels Nb/hab 0.05 coût 200 USD/brcht BF Nb/hab 0.005 coût 1,700 USD/BF Réservoirs % production 30% coût 600 USD/m3 Coût par habitant d'un petit réseau AEP 70 USD par habitant 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Population 13,586,925 14,130,402 14,695,618 15,283,443 15,894,780 16,530,572 17,191,795 17,879,466 Dont accessible par le réseau actuel 9,510,847 9,619,543 9,732,586 9,850,151 9,972,419 10,099,577 10,231,821 10,369,356 Dont quartiers périphériques 4,076,077 4,510,859 4,963,032 5,433,292 5,922,362 6,430,995 6,959,973 7,510,111 Taux d'accès réseau global 40% 40% 40% 44% 48% 52% 56% 60% Taux d'accès réseaux en périphérie 5% 5% 5% 16% 27% 38% 49% 60% Taux d'accès dans périmètre du réseau actuel 55% 56% 58% 59% 60% 61% 61% 60% Habitants desservis ou à desservir 5,434,770 5,652,161 5,878,247 6,724,715 7,629,495 8,595,897 9,627,405 10,727,680 Habitant supplémentaires à dessservir cumul 1,289,945 2,194,725 3,161,127 4,192,635 5,292,910 Habitant supplémentaires à dessservir par an 1,289,945 904,780 966,403 1,031,508 1,100,275 A desservir par le réseau actuel en cumul 420,618 595,687 717,349 782,248 786,843 A desservir par le réseau actuel par an 420,618 175,069 121,662 64,899 4,595 A desservir en périphérie (petits réseaux) cumul 869,327 1,599,038 2,443,778 3,410,387 4,506,066 A desservir en périphérie (petits réseaux) par an 869,327 729,711 844,740 966,609 1,095,680 Capacité de production m3/jour 740,598 740,598 740,598 992,221 1,004,475 1,012,992 1,017,535 1,017,856 Rendement de facturation 56% 61% 67% 72% 72% 72% 72% 72% Volume disponible à la vente Mm3 85% 129 141 153 222 224 226 227 227 Capacité à ajouter (qualité de service) m3/jour 222,179 Périmètre du réseau actuel Capacité de production à ajouter nouveaux abonnés m3/j 29,443 12,255 8,516 4,543 322 L réseau nouveaux habitants km 421 175 122 65 5 Branchements u 10,515 4,377 3,042 1,622 115 BF u 1,052 438 304 162 11 réservoirs m3 8,833 3,676 2,555 1,363 97 Total Programme millions USD Renouvellement réhabilitation millions USD 18.50 18.50 18.50 18.50 18.50 92.51 Réseau actuel Renforcement de la capacité de production (qualité) millions USD 66.65 66.65 Renforcement de la capacité de production (nouveaux abonnés) millions USD 8.83 3.68 2.55 1.36 0.10 16.52 Réseau nouveaux habitants millions USD 21.03 8.75 6.08 3.24 0.23 39.34 Branchements millions USD 2.10 0.88 0.61 0.32 0.02 3.93 BF millions USD 1.79 0.74 0.52 0.28 0.02 3.34 Réservoirs millions USD 5.30 2.21 1.53 0.82 0.06 9.91 Quartier périphériques Petits réseaux AEP millions USD 60.85 51.08 59.13 67.66 76.70 315.42 Equipements, SIG, SI, GMAO millions USD 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 75.00 Sous total millions USD 200.06 100.84 103.93 107.19 110.63 622.65 Etudes, supervisions et imprévus millions USD 10% 20.01 10.08 10.39 10.72 11.06 62.26 Total 3 centres 220.07 110.92 114.32 117.91 121.69 684.91 129 USD/hab 112 Annexe 6. Situation du Parc de Production Hydroélectrique de la SNEL à la Fin 2014 Nombre Puissance Nombre Puissance Année de mise en Puissance unitaire Item Localisation Dénomination groupes installée groupes en disponible service (MW) installés (MW) service (MW) Réseau interconnecté Ouest 1 BAS-CONGO INGAINGA I 1972 6 58,5 351 4 234 2 BAS-CONGO INGAINGA II 1982 8 178 1 424 4 656 1955 3 13 39 1 13 3 BAS-CONGO ZONGO 1965 2 18 36 1 18 5 75 2 31 4 BAS-CONGO SANGA (isolé) 1932 – 1949 6 2 12 0 0 5 BAS-CONGO MPOZO (isolé) 1934 2 1 2 0 0 S/Total OUEST 27 1 864 10 921 Réseau interconnecté Sud 4 KATANGA NSEKE 1956 – 1957 4 65 260 3 195 5 KATANGA NZILO 1953 – 1954 4 27 108 3 81 6 KATANGA MWADINGUSHA 1929 3 11 33 0 - 1954 3 12 36 3 35,4 6 69 3 35,4 7 KATANGA KONI 1950 3 14,04 42,12 2 28,08 S/Total SUD 17 479,12 11 339,48 Réseaux hydroélectriques Est 8 SUD KIVU RUZIZI 1 1958 2 6,6 13,2 2 13,2 1972 2 8 16 1 16,6 4 29 29,8 113 RUZIZI 2 (*) 1989 3 15 15 15 S/Total Est Réseaux hydroélectriques isolés 1959 9 PROVINCE ORIENTALE TSHOPO 3 1 :6,2 et 2 :6,15 18,50 3 19,52 1974 10 EQUATEUR MOBAYI MBONGO 1989 3 3,75 10,5 1 3,75 11 KATANGA KILUBI 1954 3 3,6 8,58 2 7,2 12 KATANGA BENDERA 1959 2 8,6 17,2 1 8,6 S/Total RESEAUX ISOLES 11 54,78 7 39,11 TOTAL GENERAL * 62 2 442 31 1 329,39 Source : SNEL/DPR, (*) le total général comporte 1/3 de la puissance installée de Ruzizi 2(15 MW) 114 Annexe 7. Situation du Parc de Production Thermique de la SNEL à la Fin Décembre 2014 Nombre de Groupes Puissance (MW) Énergie (MWh) Provinces Centres Installés Disponible Installée Disponible Brute Nette Kikwit 4 1 2,26 0,6 143,72 102 Inongo 1 0 0,176 0 0 0 Bandundu Idiofa 1 1 0,352 0,352 0,269 0,269 Gungu 1 1 0,352 0,352 0,995 0,995 Kenge 1 1 0,352 0,352 49,1 43,92 Muanda (à Bas-Congo 4 2 2,94 1,25 9.510,23 9.510,23 Gaz) Mbandaka 9 2 5,93 0,8 135,54 135,54 Gemena 5 2 1,59 0,8 0 0 Lisala 3 1 0,792 0,264 0 0 Bumba 1 1 0,5 0,5 0 0 Equateur Boende 1 1 0,176 0,11 0 0 Basankusu 1 1 0,176 0,12 0 0 Libenge 1 1 0,44 0,44 0 0 Zongo 1 0 0,12 0 0 0 Bikoro 1 1 0,12 0,12 0 0 Kaniama 3 1 0,416 0,12 0 0 Kongolo 0 0 0 0 0 0 Katanga Kabalo 2 0 0,352 0 0 0 Ankoro 4 2 0,75 0,416 108,34 93 Malemba- 1 0 0,12 0 0 0 Nkulu Kasai- Kananga 3 1 3,16 1 85,42 1,02 Occidental Mweka 3 2 0,704 0,528 0 0 Kabinda 2 2 0,364 0,24 0 0 Mwene-Ditu 1 1 0,6 0,6 0 0 Kasai-Oriental Lusambo 2 0 0,352 0 0 0 Mbuji-Mayi 2 1 2 1 0 0 Beni 1 1 0,88 0,88 0 0 Nord-Kivu Butembo 1 1 0,88 0,88 0 0 Oicha 1 0 0,44 0 0 0 Maniema Kasongo 2 0 0,352 0 0 0 Province Buta 3 0 0,528 0 0 0 Orientale Isiro 1 1 0,44 0,44 0 0 TOTAL 67 29 28,61 12,16 10.033,63 9.886,98 115 Annexe 8. Impayés de la SNEL SOLDE EN FAVEUR DE DETTES SNEL EN ITEM CLIENTS CRÉANCES SNEL EN USD % PERIODE Réf USD SNEL TIERS 1 GCM 292 295 988,7 292 295 988,7 37,85% PV au 31/12/07 1 2 ETAT 291 398 852,4 726 065 82,5 218 792 269,9 28,34% 2 3 REGIDESO 111 438 404 6 096 044,83 105 342 359,2 13,65% PV au 31/12/07 3 4 HOTEL DE VILLE 61 178 205,64 61 178 205,64 7,92% PV au 31/12/08 4 5 SODIMICO 33 663 926,61 33 663 926,61 4,36% 5 6 SNCC 22 432 034,99 22 432 034,99 2,91% PV au 31/12/08 6 RTNC KIN+BAS- 7 8 741 547,03 8 741 547,03 1,13% Extrait au 31/12/07 7 CONGO 8 CINAT 10 069 781,71 1 784 486,96 8 285 294,75 1,07% PY au 31/12/07 8 9 ONATRA 9 514 232,57 4 029 013,88 5 485 218,69 0,71% PV au 31/12/08 9 STADE DES 10 5 062 400,29 5 062 400,29 0,66% PV au 31/12/09 10 MARTYRS 11 RVA 35 907 04,03 43 765,16 3 546 938,87 0,46% PV au 31/12/10 11 12 RENATELSAT 734 145,6 734 145,6 0,09% PV au 31/12/11 12 13 RENAPI 702 733,13 702 733,13 0,09% PV au 31/12/12 13 14 SNCC KAMINA 653 522,63 5 411,51 648 111,12 0,08% PV au 31/12/13 14 15 SOFIDE 615 439,23 615 439,23 0,08% PV au 31/12/14 15 16 OCC 550 012,62 550 012,62 0,07% Extrait au 21/12/07 16 17 CCIC 360 210 360 210 0,27% PV au 31/12/07 17 18 BCCE 311 246,78 311 246,78 0,04% PV au 31/12/08 18 19 DCMP ATELIER 274 984 274 984 0,03% PV au 31/12/09 19 MARCHE DE LA 20 210 469,35 210 469,35 0,03% PV au 31/12/10 20 LIBERTE 21 RVM 152 143,89 152 143,89 0,02% PV au 31/12/11 21 22 SOGETEL 130 966,52 130 966,52 0,02% PV au 31/12/12 22 23 FIKIN 129 693,57 129 693,57 0,02% PV au 31/12/13 23 24 CITY TRAIN 121 732,34 121 732,34 0,02% PV au 31/12/14 24 25 ONC 105 135,88 105 135,88 0,01% PV au 31/12/15 25 26 SONAS 156 545,3 65 326,09 91 219,21 0,01% Extrait au 21/12/07 26 27 CSCO 81 584,97 81 584,97 0,01% Extrait au 21/12/07 27 116 28 UBC 65 235,23 65 235,23 0,01% Extrait au 21/12/07 28 29 CADECO 33 644,94 33 644,94 PV au 31/12/13 29 30 SITAC 28 257,93 28 257,93 PV au 31/12/13 30 31 RVF 29 190,51 29 190,51 Extrait au 21/12/07 31 32 COHYDRO 13 096,35 13 096,35 PV au 31/12/13 32 33 OCPT 3 030 090,42 6 809 877,03 3.779.786,61 PV au 31/12/13 33 34 OCPT 73 327,89 20 272 53 055,89 34 35 INSS 249 535,52 3 358 226,8 3.108.691,28 PV au 31/12/13 35 36 OGEDEP 148 125,85 1 880 038,77 1.731.912,92 PV au 31/12/14 36 37 INPP 742 77,51 363 957,33 289.679,82 PV au 31/12/15 37 38 OR KINSHASA 124 860,81 353 217 228.356,19 PV au 31/12/16 38 39 OR BUKAVU 180 560,99 180 560,99 39 40 RTNC BUKAVU 17 903,72 8 591,48 9 312,24 40 117 Annexe 9. Types de PPP Réalisables dans le Secteur de l’Electricité et Applicables à la SNEL Nature du Modalités de réalisation partenariat L’opérateur privé prend en charge la gestion quotidienne et la maintenance du service, sur un secteur géographique précis, avec un niveau de responsabilité déterminé. L’autorité publique rétribue l’opérateur privé pour les prestations effectuées. Cette rétribution peut 1. Contrat être modulée en fonction des critères de performance identifiés et mesurés. d’exploitation Avantages Inconvénients ou d’opération et Possibilité de transfert de connaissances Portée limitée du partenariat dans le cas d’une maintenance techniques et de renforcement des entreprise comme la SNEL qui a de grosses capacités de gestion de la SNEL difficultés techniques et des infrastructures à réhabiliter L’opérateur privé met des moyens humains et techniques à la disposition de l’autorité publique, contre rétribution. Il apporte son savoir-faire sans forcément prendre des responsabilités opérationnelles dans la gestion quotidienne. 2. Contrat Avantages Inconvénients d’assistance à la gestion Possibilité de transfert de connaissances Portée limitée du partenariat dans le cas d’une techniques et de renforcement des entreprise comme la SNEL qui a de grosses capacités de gestion de la SNEL difficultés techniques et des infrastructures à réhabiliter L’autorité publique confie à l’opérateur privé la responsabilité de l’ensemble des activités opérationnelles du service. L’opérateur privé reçoit pour ses services des honoraires liés ou non à l’atteinte de certains objectifs de performance comparés à un point de référence. 3. Contrat de Avantages Inconvénients gestion Possibilité de transfert de connaissances Portée limitée du partenariat dans le cas d’une techniques et de renforcement des entreprise comme la SNEL qui a de grosses capacités de gestion de la SNEL difficultés techniques et des infrastructures à réhabiliter L’autorité publique confie à un opérateur privé la réalisation puis la gestion d’un nouvel équipement. Ce contrat peut prendre deux formes : Design Build Operate (DBO) : l’autorité publique confie à l’opérateur privé la conception, la construction et la gestion, pour une période déterminée, d’une nouvelle installation qui reste propriété de l’autorité publique. Build Operate Transfer (BOT) : l’autorité publique confie à l’opérateur privé la 4. Contrat de responsabilité de la conception, du financement, de la réalisation et de la gestion, pour une construction et période déterminée, d’un équipement majeur (station de traitement d’eau, centrale gestion électrique). À la fin de la période, la gestion de l’équipement est transférée à l’autorit é publique. Avantages Inconvénients Possibilité de réhabiliter les Risque d’être soumis à des conditions infrastructures et de développer le réseau exorbitantes de la part du partenaire privé électrique de la SNEL L’opérateur privé prend en charge la responsabilité complète de la gestion opérationnelle du service et du risque qu’il comporte. A ce titre, il est responsable du personnel, des actifs existants et de leur renouvellement. Il est rétribué par le consommateur du service. Le financement des nouveaux ouvrages reste du ressort de l’autorité publique. 5. Le contrat d’affermage Avantages Inconvénients Possibilité de réhabiliter les - Risque d’être soumis à des conditions infrastructures et de développer le réseau exorbitantes de la part du partenaire privé ; électrique de la RDC 118 - Risque d’imposer au consommateur final la charge du renouvellement des infrastructures via le tarif L’autorité publique confie à l’opérateur privé la responsabilité complète de la gestion du service et de la réalisation de nouveaux investissements nécessaires pour une longue durée. Il se rémunère directement auprès du consommateur final. L’autorité publique garde toutefois un contrôle étroit sur le service et prend les décisions essentielles notamment en ce qui concerne le tarif et les objectifs à atteindre. 6. Le contrat de Avantages Inconvénients concession Possibilité de réhabiliter les - Risque d’être soumis à des conditions infrastructures et de développer le réseau exorbitantes de la part du partenaire privé ; électrique de la RDC - Risque d’imposer au consommateur final la charge du renouvellement des infrastructures via le tarif L’autorité publique cède au partenaire privé une partie du capital de la société publique. Cette opération donne naissance à une société mixte qui associe capitaux publics et privés. Avantages Inconvénients 7. La société mixte Introduction de nouvelles méthodes et Compte tenu de la valeur des actifs de la d’une nouvelle dynamique de gestion SNEL, l’apport du partenaire devrait être très d’entreprise élevé et pourrait dissuader l’État dont la part dans le capital deviendrait minoritaire. Source : SNEL et équipe de la Banque Mondiale 119 Annexe 10. Niveau de la Dépense Publique dans le Secteur de l’Electricité 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Rubrique Montant Payé Montant Payé Montant Payé Montant Payé Montant Payé Montant Payé Montant payé Montant Payé Contrepartie des projets 0 0 0 0 516 948 894 479 405 413 275 862 528 458 343 536 Fonctionnement des 15 921 489 33 828 992 1 726 134 110 14 904 202 76 376 701 201 191 826 509 365 625 1 928 776 393 Ministères Interventions économiques, sociales, 0 0 0 0 269 840 940 25 838 244 1 045 301 007 0 culturelles et scientifiques Investissements sur 16 183 179 498 11 826 237 606 35 117 573 158 12 439 847 639 14 314 340 881 84 677 643 578 191 740 673 353 6 235 810 017 ressources extérieures Investissements sur 1 231 383 652 790 359 931 1 065 163 501 0 573 132 022 752 128 843 49 601 584 1 810 517 090 ressources propres Rémunérations 466 420 125 493 083 841 685 072 405 944 679 760 1 224 020 619 1 348 533 573 1 379 361 939 2 348 309 685 Subventions aux 0 0 0 59 505 636 45 870 900 296 967 702 569 188 088 651 451 559 services Ex-BPO Grand total 18 380 904 764 13 146 000 290 38 593 943 174 13 890 906 372 17 020 530 957 87 781 709 179 195 569 354 124 13 433 208 280 PIB (Milliards de 6 694,75 8 456,11 10 741,81 14 788,93 18 592,31 21 912,98 25 249,86 27 596,00 Francs congolais) Population de la RDC 57 926 840 59 834 875 61 809 278 63 845 097 65 938 712 68 087 376 70 291 160 72 552 861 Investissement sur ressources propres / PIB 0,018 0,009 0,010 0,000 0,003 0,003 0,000 0,007 (en %) Sources : SNEL, Budget de l’Etat et équipes de la Banque Mondiale 120 BIBLIOGRAPHIE Agence Française pour le Développement Assessment and Energy Supply Options (Juillet 2014). 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