1.1 Un rapport de CONTEXTE GÉNÉRAL Vers une énergie solaire durable Guide pour le déploiement du solaire Septembre 2019 Ce rapport a été préparé et rédigé par la Banque mondiale avec les contributions de ses consultants Nodalis, Norton Rose Fulbright et Capsim en partenariat avec l’Agence Française de Développement (AFD), l’Agence Internationale des Energies Renouvelables (IRENA) et l’Alliance Solaire Internationale (ISA). Les travaux ont été financés par le Programme d’assistance à la gestion du secteur de l’énergie (ESMAP), un programme financé par un fonds fiduciaire multidonateurs et administré par la Banque mondiale, et par le Fonds pour les Technologies Propres (FTP ou CTF en anglais), l’un des deux fonds fiduciaires multidonateurs participant aux Fonds d’Inves- tissement dans le Climat (FIC ou CIF en anglais). Auteurs : Banque mondiale (Sabine Cornieti et Nadia Taobane), Nodalis (Thomas Barbat, Martin Buchsenschutz, Théo Cladière et Laetitia Labaute), Norton Rose Fulbright (Benoit Denis, Amandine Delsaux et Anne Lapierre) et Capsim (Cécile Lafforgue et Ronan Besrest) avec les contributions de l’AFD (Mathilde Bord-Laurans, Jérôme Gastaud et Arthur Honoré), ISA (Cécile Martin-Phipps), IRENA (Jeff Vincent), la Kreditanstalt für Wiederaufbau (Kf W) (Daniel Etschmann et Wooslène Vanginé), Banque européenne d’investissement (BEI) (Bettina Abel, Bastiaan Verink et Svetla Stoeva), Fondation Clinton (Kyle Coulam, Sania Detweiler, Siana Teelucksingh, Alexis Tubb et Fiona Wilson) et collaborateurs et consultants du Groupe Banque mondiale (Juliette Besnard, Fernando de Sisternes, Zuzana Dobrotkova, Rida E Zahra Rizvi, Chandrasekar Govindarajalu, Besnik Hyseni, Tarek Keskes, James Knuckles, Jason Lee, Annabelle Libeau, Alexis Madelain, Charles Miller, Claire Nicolas, Dayae Oudghiri, Yi Xu et Yabei Zhang) Rédacteur : Steven Kennedy Conception : Visual Capitalist © 2019 Banque internationale pour la reconstruction et le développement/Banque mondiale 1818 H Street NW | Washington DC 20433, États-Unis 202-473-1000 | www.worldbank.org Ce document a été élaboré par les services de la Banque mondiale avec l’apport de contributions extérieures. Les résultats, interprétations et conclusions exprimés dans ce document ne reflètent pas nécessairement les opinions de la Banque mondiale, de ses Administrateurs ni des gouvernements qu’ils représentent. La Banque mondiale ne garantit pas l’exactitude des données contenues dans le présent document. Les frontières, couleurs, appellations et autres informations figurant sur toutes les cartes du présent document n’impliquent aucun jugement du Groupe de la Banque mondiale sur le statut légal de ces territoires ni l’acceptation ou l’approbation de ces frontières. Droits et autorisations Le contenu de cette publication est protégé par les droits d’auteurs. Étant donné que la Banque mondiale encourage la diffusion de ses connaissances, ces travaux peuvent être reproduits, en totalité ou en partie, à des fins non commerciales, sous réserve de citation complète de la source. 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Washington, DC : Banque mondiale. » 1 Vers une énergie solaire durable 04 TABLE DES MATIÈRES SYNOPSIS 03 PHASE 2 : DÉFINIR UNE STRATÉGIE 01 4.1 Objectifs 32 4.2 Un cadre juridique propice 34 INTRODUCTION 4.3 Analyse des risques stratégiques 39 1.1 Contexte général 07 4.4 Choisir un type de déploiement 40 1.2 Développer un pipeline de projets 09 4.5 Cadre de l’appel d’offres 45 solaires durables et bancables 4.6 Optimiser les avantages 50 1.3 Approche en trois phases 10 socio-économiques 4.7 Programme de déploiement solaire : 55 principaux résultats 02 05 OUTIL DE DIAGNOSTIC 12 PHASE 3 : MISE EN ŒUVRE 5.1 Objectifs 57 03 5.2 Préparer les aspects techniques du programme solaire 59 PHASE 1 : PLANIFICATION 5.3 Investissements publics 62 3.1 Objectifs 16 5.4 Appels d’offres/sélection des IPP 64 3.2 Répondre à la demande existante 18 5.5 Construction et production 73 et future est au cœur de la phase de planification 3.3 Lier la demande aux solutions 21 06 techniques 3.4 Planifier pour mieux intégrer les futurs 29 projets ERV 3.5 Définir des objectifs d’énergie solaire 30 CONCLUSION 75 durable basés sur des éléments factuels RÉFÉRENCES 78 2 Vers une énergie solaire durable SYNOPSIS SYNOPSIS La réalisation des objectifs mondiaux en Son approche unique associe des financements matière d’accès à l’énergie et d’atténuation d’institutions de développement et des finance- du changement climatique implique de ments climat pour proposer aux pays : quadrupler le niveau actuel de production de l’assistance, pour mettre en œuvre un d’énergie solaire photovoltaïque (PV) dans programme solaire concret et suivre des les pays en développement d’ici 2025 afin procédures d’appels d’offre structurées d’atteindre une production d’environ 950 bénéficiant de l’expertise de conseillers en gigawatts (GW)1. transaction et conformes aux meilleures pratiques internationales Cela représente un investissement de plus de 500 milliards de dollars américains (USD) pour la des investissements publics, essentiels à seule production d’énergie solaire PV. Réaliser l’intégration des énergies renouvelables cet objectif requiert la mobilisation d’impor- variables (ERV), permettant de financer les tants capitaux privés pour pallier l’insuffisance infrastructures de parcs solaires et d’ac- des financements publics. Toutefois, la plupart croître l’accès à l’électricité des pays en développement ne disposent pas, des instruments d’atténuation des risques à ce jour, d’une quantité suffisante de projets pour couvrir les risques résiduels perçus par solaires bancables susceptibles d’attirer le les investisseurs privés secteur privé. Pour développer de nouveaux projets, ces pays doivent prendre une série Le présent rappor t complète l’Initiative en de mesures clés en s’attaquant aux principaux proposant aux pays une approche et des solutions risques perçus par le secteur privé tout en concrètes. Cette approche comprend trois minimisant les risques pour le secteur public. phases. Dans la phase de planification, des plans techniques sont élaborés pour permettre au La Banque mondiale et le Programme d’as- pays d’identifier des objectifs solaires durables. sistance à la gestion du secteur de l’énergie Au cours de la phase stratégique, un programme (WB-ESMAP), en partenariat avec l’Agence solaire national est élaboré. Enfin, au cours de la française de développement (AFD), l’Agence phase de mise en œuvre, des mesures sont prises Internationale des Energies Renouvelables pour assurer le bon déploiement du programme (IRENA) et l’Alliance Solaire Internationale solaire. Cette approche intégrée permet aux pays (ISA), ont lancé la Solar Risk Mitigation d’utiliser au mieux l’énergie solaire pour lutter Initiative (SRMI ou “l’Initiative”) afin de rele- contre le changement climatique et favoriser ver ces défis. l’accès à l’électricité, mais aussi pour promouvoir la sécurité énergétique, répondre à la croissance SRMI a pour objectif d’aider les pays à dévelop- rapide de la demande d’électricité et favoriser le per des programmes solaires durables attirant développement socio-économique. les investissements privés et réduisant ainsi l’impact sur leurs finances publiques. 1 Selon les estimations de la Banque mondiale, basées sur le scénario de développement durable de l’Agence internationale de l’énergie. Vers une énergie solaire durable 3 1 SYNOPSIS Figure 1. SRMI : une approche en trois phases Études et évaluations Résultats Impacts EXECUTIVE SUMMARY PHASE DE PLANIFICATION Plan de transport à Plan de production à Plan d’électrification à moindre cout moindre cout moindre cout Etudes d’intégration des ERV Liste des principales Objectifs durables Objectifs durables mesures d’amélioration de solaire connecte de solaire hors du réseau pour permettre l’intégration des ERV au réseau réseau PHASE DE STRATÉGIE Cadre d’appels d’offres Calendrier et objectifs Matrice des rôles et conforme aux meilleurs de déploiement de responsabilités des pratiques l’énergie solaire acteurs publics Soutien officiel du Sélection du schéma de Stratégie des bénéfices gouvernement et déploiement socio-économiques modifications légales requises Programme solaire durable PHASE DE MISE EN ŒUVRE Preparation technique du gouvernement Instrument d ’atténuation pour la phase 1 du programme des risques effectif Investissement public (si existant) Arrangements pour des parcs solaires contractuels finalises Investissement public Plan de déploiement Procédures d’appels dans le réseau réalisé techniquement finalisé d’offre finalisées Procédure de sélection des IPP finalisée Intégration au réseau des ERV possible Objectifs durables en énergie solaire atteints Executive Summary 00 4 Vers une énergie solaire durable Le rapport détaille chaque étape à suivre SYNOPSIS Le rapport estime à plus de USD 120 millions le pour élaborer un programme adéquat, en besoin en assistance technique - pour la réali- soulignant les liens entre les étapes et d’au- sation de plans de production, de transpor t tres aspects critiques qui devront être pris en et d’électrif ication à moindre coût, d’études compte pour assurer une approche intégrée. d’i nté g r a t i o n d e s ERV et d’é l a b o r a t i o n d e programme solaire, avec l’appui de conseillers en Ce guide comprend également un outil de diagnos- transactions – et ainsi permettre à tous les pays de tic que les pays peuvent utiliser pour évaluer leur cette région d’atteindre la phase de mise en œuvre état d’avancement au regard des conditions d’un d’un tel programme. programme solaire durable. Pour que le déploiement de l’énergie solaire ne Pour appuyer le développement de l’Initiative, un devienne pas une diff iculté pour les sociétés sondage de marché ainsi que des consultations nationales d’électricité, les pays devront constru- auprès des gouvernements et des investisseurs ire les infrastructures nécessaires permettant privés ont été menés. Parallèlement, une évalu - l’intégration des ERV dans les réseaux électriques ation du pipeline des projets a été réalisée pour existants. D’après l’évaluation du pipeline en évaluer les besoins des pays en matière d’assis- Afrique subsaharienne, trois pays de la région tance technique, d’investissements publics et sur quatre disposent d’un réseau électrique qui d’instruments d’atténuation des risques. ne pourra pas absorber une production solaire supérieure à 5-10 pour cent. La principale conclusion de l’évaluation est que peu de pays ont achevé les travaux préliminaires Pour permettre à ces réseaux d’absorber leurs nécessaires pour mettre en place un programme objectifs actuels en énergie solaire PV (plus de 22 solaire durable. En Afrique subsaharienne, par GW), un investissement public de plus d’un milliard exemple, 90 pour cent des pays évalués dans ce de USD est nécessaire en amélioration du réseau, rapport 2 ne remplissent pas toutes les conditions renforcement du dispatching et en investissement requises pour développer un programme solaire dans le stockage. Ces mesures permettraient durable, même si, dans la plupart des pays, la volonté toutefois de débloquer plus de 17 milliards de USD de développer de tels programmes est forte. en investissements privés. 2 Une évaluation de la région d’Afrique subsaharienne a été réalisée à partir de données provenant de diverses sources, dont SEforAll, l’Agence Internationale de l’Energie, la Banque mondiale et les pays eux-mêmes. Des données suffisantes étaient disponibles pour 46 pays de la région. Vers une énergie solaire durable 5 1 INTRODUCTION 1.1 CONTEXTE GÉNÉRAL 1 INTRODUCTION Un déploiement substantiel du solaire et de l’éolien Toutefois une question est primordiale : pourquoi est nécessaire pour atteindre les objectifs de l’Accord y a-t-il si peu de projets solaires et éoliens privés de Paris visant à atténuer le changement climatique, dans les pays en développement ? Que doivent faire à aider les pays à atteindre leurs objectifs de sécurité les pays pour parvenir à un déploiement substan- énergétique et à garantir l’accès universel à l’élec- tiel d’investissements privés dans les ERV qui tricité. Selon les estimations de la Banque mondiale, serait aligné sur les besoins nationaux tout en étant basées sur le scénario de développement durable financièrement accessible? de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), 950 gigawatts (GW) de solaire photovoltaïque (PV) et 580 Pour répondre à ces questions et apporter des GW d’éolien doivent être installés dans les pays en solutions concrètes, plusieurs institutions se sont développement d’ici 20253. Ces objectifs représen- associées à la Banque mondiale pour développer tent une augmentation de 690 GW de PV et de 330 GW SRMI (Solar Risk Mitigation Initiative - Initiative d’éolien par rapport à la capacité installée actuelle, à d’atténuation des risques pour les projets solaires). construire dans les six ans à venir, soit un investisse- Axée sur le déploiement du solaire, mais qui sera ment de plus de 500 milliards de dollar américains prochainement adaptée à l’éolien, SRMI aide les pays (USD) en énergie solaire et USD 400 milliards en à concevoir des programmes durables pour mobiliser énergie éolienne. des investissements privés. Ce rapport constitue la première partie d’un Guide pour le Déploiement du Malgré la forte baisse des prix des contrats d’achat Solaire élaboré dans le cadre de l’Initiative. Prenant d’électricité (CAE) pour les projets solaires et éoliens, le point de vue des gouvernements et des sociétés le déploiement d’énergies renouvelables variables nationales d’électricité, ce rapport présente les (ERV) est en retard par rapport au rythme nécessaire étapes clés à suivre pour concevoir et mettre en et à l’échelle requise pour atteindre les objectifs de œuvre une feuille de route pour une production développement durable (ODD) et l’Accord de Paris. d’énergie solaire durable, dans laquelle les inves- tissements privés sont mobilisés par le biais de Pour soutenir un déploiement plus rapide et réduire projets bancables et optimisés en termes de coûts, l’impact sur les ressources fiscales publiques, la et qui permettra de maximiser les avantages socio- mobilisation des investissements privés dans la économiques générés par les projets solaires mis en production solaire et éolienne est essentielle. œuvre. 3 Accès universel à l’énergie (ODD 7), réduction des effets de la pollution atmosphérique sur la santé (ODD 3) et lutte contre le changement climatique (ODD 13). Vers une énergie solaire durable 7 1 SOLAR RISK MITIGATION INITIATIVE INTRODUCTION SRMI est une initiative de la Banque mondiale et Pour surmonter les difficultés posées par le déploie - ESMAP, en partenariat avec l’AFD, l’ISA et l’IRENA. ment à grande échelle du solaire dans les pays en dével- Elle est soutenue par un Groupe de Partenaires oppement, SRMI met l’accent sur trois composantes qui comprenant la Banque Africaine de Développement visent à atténuer les risques limitant le développement (BAD), la Banque Européenne d’Investissement de l’énergie solaire et à soutenir le développement d’un (BEI) et le Kreditanstalt für Wiederaufbau (Kf W). pipeline durable de projets bancables : SRMI aide les pays à élaborer et à mettre en œuvre un cadre propice leurs objectifs en termes de projets solaires connectés au réseau et hors réseau en atténuant un processus d’appel d’offre les risques inhérents (i) au déploiement du solaire robuste et compétitif et (ii) à la mobilisation de capitaux privés. une couverture des risques résiduels adéquate. Cette approche restreint les investissements Les premiers supports disponibles sous SRMI sont (i) le publics aux aspects critiques du déploiement des Guide pour le Déploiement du Solaire, dont le présent ERV et de l’accès à l’énergie. La démarche au coeur document constitue la première partie (la deuxième de SRMI sera appliquée à l’énergie éolienne dans la partie se présentera sous la forme d’un document deuxième phase du Guide. interactif axé sur des projets solaires PV connectés au réseau, ainsi que sur l’énergie éolienne et le solaire SRMI associe des financements développement et hors réseau), et (ii) une plateforme électroniques climat pour proposer aux pays d’appels d’offres qui permettra aux pays de lancer de l’assistance technique pour les aider à un processus concurrentiel pour sélectionner les développer des objectifs solaires durables, producteurs d’énergie indépendants (IPP) de manière mettre en œuvre un programme solaire structurée et conformément aux meilleures pratiques concret avec des procédures d’appel d’offre internationales. Cette plateforme sécurisée et structurées conformément aux meilleures personnalisable permettra d’accroître la visibilité des pratiques internationales bénéf iciant de programmes solaires des pays renforçant la concur- l’expertise de conseillers en transactions ; rence et permettant une réduction des prix des CAE. En outre, une plateforme d’évaluation et d’atténuation d es i nves t isse m e nt s p u b l ic s esse nt ie ls des risques, dirigée par l’IRENA, est en cours d’élabo- pour permettre l’intégration des énergies ration pour fournir une assistance sur les instruments renouvelables variables (ERV), financer les d’atténuation des risques. Aussi en développement, infrastructures de parcs solaires et accroître un programme intégré de renforcement des capacités, l’accès à l’électricité le cas échéant ; dirigé par l’ISA, couvrira la chaîne de valeur du PV, de la des instruments d’atténuation des risques conception et de la passation de marchés à l’exploita- pour couvrir les risques résiduels perçus par tion et la maintenance (O&M). les investisseurs privés. Cadre propice Pipeline de projets bancables Processus Couverture d’appel d’offre des risques structuré résiduels Pour plus d’informations : https://www.worldbank.org/ en/topic/energy/brief/srmi 8 Vers une énergie solaire durable 1.2 DÉVELOPPER UN PIPELINE DE PROJETS SOLAIRES 1 INTRODUCTION DURABLES ET BANCABLES SRMI a été créé pour pallier le nombre limité Bien que certains risques soient inhérents à chaque de projets solaires durables appartenant aux pays et à son contexte, la plupart des pays en dével- I PP. Le but de ce document est d’informer oppement présentent des risques communs qui les gouvernement s dans l’élaboration d’un peuvent être regroupés en deux grandes catégories : programme attirant le secteur privé mais durable (i) les risques survenant pendant la phase de dévelop- car prenant en compte également la perspective pement du projet, c’est-à-dire avant la construction du secteur public . et l’exploitation et (ii) ceux qui surviennent lorsque le projet entre en phase d’exploitation. Les deux types En 2018, sous SRMI, la Banque mondiale a réalisé une de risque sont intégrés par les IPP et les préteurs dans étude de marché sur la couverture des risques pour leur coût du capital. les projets solaires. Axée sur les IPP, les développeurs, Les risques de développement comprennent les fonds d’investissement et les prêteurs, l’enquête (i) les risques liés au réseau, tels que les risques a confirmé que l’enjeu crucial auquel sont confrontés de connexion ; (ii) les risques fonciers, tels les IPP n’est pas le manque d’instruments disponibles que la disponibilité, les permis et les aspects d’atténuation des risques à proprement parler, mais environnementaux et sociaux ; (iii) les risques plutôt la combinaison (i) de la solvabilité insuffisante juridiques, tels que les cadres réglementaires, des sociétés nationales d’électricité ; (ii) de l’inadéqua- d’arbitrage et judiciaires applicables ; (iv) les tion des cadres juridiques et réglementaires ; (iii) de la risques liés à la passation de marchés ; et (v) les faiblesse des capacités et des processus de passation de risques d’intégrité. marchés ; (iv) du risque d’écrêtage du fait des contraintes d’intégration du réseau et (v) des problèmes de propriété Les risques opérationnels comprennent (i) le foncière (voir Figure 2). risque de solvabilité de la société nationale d’él ec t ricité considérant not amment ses antécédents en matière de performance et de paiement, et le risque de résiliation du contrat ; Figure 2. Principaux risques identifiés par (ii) le risque du secteur de l’électricité du pays tel les investisseurs privés que le risque de viabilité financière du secteur, le risque de réforme, le risque réglementaire et le 21% 18% 19% 17% retard des travaux publics ; (iii) le risque marché tel que le risque de change et de taux d’intérêt ; 50% (iv) le risque pays et le risque macroéconomique ; (v) le risque politique tel que le risque de rupture de contrat, les expropriations, la restriction du 65% 65% 55% 54% transfert de devises, la non-convertibilité des devises et la guerre civile. À la lumière des résultats de l’étude, les pays qui 45% 26% 29% cherchent à attirer des investissements privés peuvent commencer par concevoir un programme 18% 14% solaire national, en adressant les risques de dével- 5% oppement et les risques opérationnels critiques. Risque de Juridique Expertise de la Réseau Foncier Une répartition équitable des risques entre les paiement lié contrepartie parties prenantes privées et publiques, traduite par aux sociétés (passation des nationales d’élec- marchés) des arrangements contractuels clairs, permettrait tricité (liquidité et aux gouvernements de faire face à ces risques d’une résiliation) manière viable et d’arriver à un tarif plus abordable Moins critique Très critique Extrêmement critique avec une prime de risque la plus basse possible. Source : Banque mondiale étude de marché 2018. Vers une énergie solaire durable 9 1 1.3 APPROCHE EN TROIS PHASES INTRODUCTION Le Guide pour un Déploiement du Solaire présente une Au cours de ces trois phases, il est essentiel méthodologie visant à développer un pipeline durable de de prendre en compte les questions clés suiv- projets solaires pouvant être financés par le secteur privé. antes, qui sont au coeur du développement d’un programme solaire durable : S’appuyant sur les enseignements tirés des succès et des échecs des politiques nationales d’électricité et des proces- Quelle quantité d’ERV est-il possible sus de sélection des IPP dans les pays en développement, d’intégrer au réseau national ? chaque étape de la méthodologie est conçue pour que le programme soit soutenable pour le pays tout en réduisant Quelle nouvelle capacité de les risques perçus par les IPP et les prêteurs. production, en particulier d’énergie solaire, est nécessaire pour répondre Le présent document est axé sur les projets solaires PV à la demande estimée et à quelle connectés au réseau, tandis que la deuxième partie du Guide échéance ? inclura aussi l’éolien et le solaire hors réseau. Le rapport adopte le point de vue du gouvernement/secteur public. Où doivent être localisées les Comme le rôle spécifique des ministères, des sociétés nouvelles installations de production nationales d’électricité et des régulateurs est propre à d’ERV, et où la production devrait-elle chaque pays, la partie publique est appelée “ le gouver- être injectée dans le réseau ? nement “ dans l’ensemble du document, sauf lorsqu’un rôle donné est clairement défini pour la société nationale d’élec- Quels sont les investissements tricité ou tout autre acteur spécifique. De plus, comme le publics critiques nécessaires au document adopte le point de vue du secteur public, il ne tient déploiement durable des ERV ? pas compte des configurations dans lesquelles le gouver- nement ne participe pas, par exemple lorsque l’acheteur Qui devrait investir dans les projets dans le CAE est une entité privée. La mise en œuvre de ces solaires ? approches devra tenir compte de la situation spécifique du pays pour concevoir des solutions sur mesure en s’appuyant Comment les investisseurs privés sur la méthodologie décrite dans le présent document. doivent-ils être sélectionnés ? Quelle est la meilleure méthode La méthodologie peut être divisée en pour répartir et atténuer les risques trois phases. pour que les projets puissent être à la fois financièrement viables et La phase de Planification est axée sur les financièrement accessibles ? plans techniques qui permettent au pays d’élaborer des objectifs solaires en toute Comment les avantages socio- connaissance de cause. économiques des projets peuvent-ils être optimisés ? Dans la phase de Stratégie , le programme solaire national s’articule autour des étapes De quels instruments d’atténuation clés dont a besoin un gouvernement pour des risques les investisseurs privés une mise en œuvre durable de ses objectifs ont-ils besoin pour couvrir les risques solaires. Ces étapes tiennent compte des résiduels ? besoins spécifiques du pays dans la sélec- tion des investisseurs et de la répartition du risque. La stratégie est exécutée lors de la phase de Mise en œuvre. 10 Vers une énergie solaire durable 2 2 OUTIL DE DIAGNOSTIC OUTIL DE DIAGNOSTIC 2 2 OUTIL DE DIAGNOSTIC OUTIL DE DIAGNOSTIC L’outil de diagnostic présente les actions clés qu’un pays devrait considérer pour déployer des projets solaires de manière durable. L’approche est centrée sur le développement d’un pipeline de projets capables d’attirer des investissements privés à moindre coût. Les étapes sont élaborées du point de vue des parties prenantes publiques, en particulier le ministère de l’énergie et la société nationale d’électricité. Selon les pays, les rôles sont assumés par différents acteurs. Par conséquent, les parties prenantes affectées à chaque activité/étape devront être identifiées lors de la mise en œuvre de la méthodologie dans le pays donné. Ces étapes ont différents niveaux d’importance. Les étapes marquées d’une étoile dans le tableau ci-dessous sont considérées modérément importantes, celles marquées de deux étoiles sont considérées très importantes. Elles doivent cependant être considérées comme un tout, avec une appréciation de la façon dont elles interagissent – dans la mesure où les résultats d’une étape peuvent en affecter d’autres. Ces interactions sont examinées en détail dans le corps du rapport ainsi que dans la figure 1. Il n’est pas nécessaire d’initier les étapes dans un ordre strict, car certaines étapes peuvent se dérouler en parallèle. Il est toutefois impératif de comprendre comment une étape donnée peut fondamentalement modifier l’ensemble du programme. Les principales contributions analytiques sont présentées dans l’outil de diagnostic ; les données d’entrée ne sont pas représentées ci-dessous, mais dans le coeur du document. Tableau 1 : Outil de diagnostic : Une approche du déploiement de l’énergie solaire TYPE ÉLÉMENTS APPROCHE CLASSEMENT PHASE 1 : PLANIFICATION Intrants Évaluation de la demande Critique lorsque l’accès est faible. * hors réseau Le Multi-Tier Framework peut être utilisé pour appuyer l’évaluation. Plan Plan d’électrification à moindre coût ** Résultats OBJECTIFS DE PRODUCTION D’ÉNERGIE SOLAIRE HORS RÉSEAU Intrants Études d’intégration des ERV Effectuer des analyses d’écoulement de charge, de ** contingence, de défauts et de stabilité transitoire. Intrants Études de localisation Effectuer une analyse d’écoulement de charge et * préliminaires collecter des données géospatiales sur les terrains et la topologie Plan Plan de transport/distribution à moindre coût ** (analyse économique en itération avec le plan de production) Résultats LISTE DES INVESTISSEMENTS POUR LA MODERNISATION DU RESEAU, comprenant les investissements dans des batteries de stockage électrique (si besoin) Intrants Évaluation des ressources Les atlas solaire et éolien (outil en ligne) peuvent être * nationales utilisés pour identifier des sites dans chaque pays. Intrants Évaluation de la demande Intégrer les résultats du plan d’électrification à * connectée au réseau moindre coût. Intrants Évaluation de la flexibilité Clarifier les contraintes de flexibilité techniques et ** du réseau commerciales telles que l’absence d’un contrôle automatique de dispatch ou des CAE en « take or pay » Plan Plan de production à moindre coût (en itération avec le plan de ** transport et d’intégration des ERV) Résultats OBJECTIFS DE PRODUCTION D’ÉNERGIE SOLAIRE RACCORDÉE AU RÉSEAU * Moyennement important ** Très important 12 Vers une énergie solaire durable 2 OUTIL DE DIAGNOSTIC TYPE ÉLÉMENTS APPROCHE CLASSEMENT PHASE 2 : STRATÉGIE Intrants Objectifs de production Établir des objectifs pour l’ensemble du ** de la Ph1 solaire connectée au réseau Programme ainsi que pour ses phases en de la Phase 1 fonction des résultats du plan de production. Si le plan n’est pas prêt, les objectifs de la première phase peuvent être basés sur une analyse de réseau préliminaire. Stratégie Objectifs et calendrier pour le déploiement du solaire ** Intrants Évaluation du Évaluer l’impact socio-économique * développement local du programme. Intrants Évaluation du Évaluer les capacités locales industrielles et les * développement industriel ressources humaines. * Stratégie Stratégie de développement socio-économique Intrants Évaluation du cadre juridique Veiller à ce que le cadre juridique permette la ** production privée et la sélection concurrentielle des IPP. Si les barrières juridiques identifiées ne sont pas critiques, le Programme peut être lancé avant l’adoption des modifications juridiques. Stratégie Rôles et responsabilités des parties prenantes publiques ** Résultats CADRE JURIDIQUE MODIFIE pour lever les barrières identifiées et traduire la matrice des responsabilités définie Intrants Perception des risques par À partir de l’analyse des lacunes du cadre ** les acteurs publics juridique existant, identifier les restrictions juridiques, financières et politiques. Intrants Consultation du secteur Mener des consultations avec le secteur privé * privé afin d’identifier les principaux risques liés au développement et à l’exploitation de futurs projets solaires dans le pays concerné. Intrants Analyse des risques Mener une analyse intégrant les résultats des ** stratégiques perçus par le consultations. secteur privé Intrants Répartition des risques de Allouer les risques, en intégrant les ** développement entre les perspectives des parties prenantes publiques différents acteurs et du secteur privé. Stratégie Type de déploiement identifié ** Intrants Répartition des risques Allouer les risques, en intégrant les ** opérationnels perspectives des parties prenantes publiques et du secteur privé. Stratégie Cadre de l’appel d’offres ** Résultats ACCORD SUR L’AIDE GOUVERNEMENTALE ET LES RISQUES PRIS PAR LA PARTIE PUBLIQUE Résultats PROGRAMME SOLAIRE OPTIMISE, traduisant les considérations stratégiques gouvernementales et les intrants/résultats clés de la Phase 2 * Moyennement important ** Très important Vers une énergie solaire durable 13 2 OUTIL DE DIAGNOSTIC TYPE ÉLÉMENTS APPROCHE CLASSEMENT PHASE 3 : MISE EN ŒUVRE Intrants Liste des investissements Liste des travaux de modernisation des ** de la Ph1 pour la modernisation du lignes de transport et du dispatching, réseau ainsi que des investissements potentiels de stockage définis dans la Phase 1. Résultats INVESTISSEMENTS PUBLICS DANS LE RÉSEAU ET EXPLOITANTS DE RESEAU QUALIFIES Impact INTEGRATION DES ERV POSSIBLE Intrants Sélection du type de Choix du type de déploiement et application au ** de la Ph2 déploiement Programme solaire élaboré pendant la Phase 2. Intrants Évaluation de la disponibilité Nécessaire si le schéma de déploiement * aux postes sources sélectionné est celui par postes sources. L’évaluation intègre l’analyse de l’écoulement de charge et une évaluation préliminaire de disponibilité des terrains. Intrants Étude de faisabilité, sélection Nécessaire si le schéma de déploiement * et acquisition de terrains, sélectionné est celui par parcs solaires. L’étude investissements publics dans identifie les investissements dans les parcs les parcs solaires solaires que le secteur public va financer. Résultats PROJET PRÊT POUR L’APPEL D’OFFRES Intrants Etude de marché avant appel Intégrer les résultats des consultations menées au ** d’offres niveau du développement du programme. Fournir des informations utiles au montage de l’appel d’offres (y compris sur le développement des critères de préqualification). Intrants Matrice finale de répartition Allouer les risques, en intégrant les restrictions ** des risques des parties prenantes publiques et la perspective du secteur privé, sur la base du sondage de marché effectué avant l’appel d’offres. Intrants Mécanisme d’appel d’offres Répartir les risques en intégrant les points de vue ** final et cadre de passation des parties prenantes publiques et du secteur des marchés privé, conformément à la matrice finale de répartition des risques. Intrants Dispositions contractuelles Arrangements contractuels et instruments ** finales et instruments d’atténuation des risques prêts, avec le support d’atténuation des risques de l’État ou des organismes de développement le cas échéant. Résultats SELECTION DES IPP (appel d’offres conclu) Intrants Vérification de la conformité Centrale construite par un IPP après signature du ** technique de la ou des CAE, dans le respect des normes techniques et installations et réception de des exigences contractuelles. la centrale et mise en service de la centrale Impact RÉALISATION DES OBJECTIFS SOLAIRE * Moyennement important ** Très important 14 Vers une énergie solaire durable 3 3.2 MEETING EXISTING AND FUTURE DEMAND AT THE CORE OF THE PLANNING PHASE PHASE 1 : PLANIFICATION 3 3.1 OBJECTIFS PHASE 1 : PLANIFICATION La phase de planification est critique. Les gouvernements cherchant à fixer des objectifs Un ensemble complet de plans à moyen terme doit d’énergie solaire doivent veiller à ce que l’électricité couvrir l’électrification, la production, le trans- soit abordable et le service de qualité. Cela passe par port et la distribution, en incluant les résultats des une planification rigoureuse. L’atteinte des objectifs analyses techniques de l’intégration des ERV et du en matière d’énergie solaire durable passe par l’élab- déploiement de l’efficacité énergétique. Planifier oration de plans techniques basés sur des éléments rationnellement le développement du secteur factuels et des études d’intégration des ERV qui électrique permet aux gouvernements de mieux devront répondre aux questions suivantes : s’approprier ce processus tout en les risques induits par la multiplication des négociations Quelle est la demande d’électricité bilatérales avec les promoteurs privés. La planifi - de la population connectée au réseau cation aide également les décideurs à identifier les et la demande hors réseau ? meilleurs stratégies et projets. Quelle est la capacité de production nécessaire pour répondre à la Du point de vue des IPP, le fait de savoir qu’un demande et à quelle échéance ? pays a préparé des plans à moyen terme diminue les risques perçus Quelle est la capacité optimale des ERV compte tenu de la forme d’annulation des projets et de la courbe de charge ? de problèmes d’intégration au réseau Quelle quantité d’ERV est-il possible entraînant un risque d’effacement d’intégrer au réseau compte tenu des de production (car les effets de paramètres techniques et économiques ? l’intégration des ERV auront été soigneusement étudiés et anticipés). Dans quelle mesure les limites d’intégration des ERV peuvent-elles être repoussées à l’aide d’instruments tels que le stockage d’énergie ou la modernisation du réseau ? Quels sont les résultats d’une analyse coûts-bénéfices de ces investissements ? Où sont situés les points d’injection optimaux pour les ERV ? Quels sont les renforcements nécessaires du réseau, et quand doivent-ils être réalisés pour que l’intégration des ERV soit réussie ? 16 Vers une énergie solaire durable Les principaux résultats de la phase de planification incluent 3 des objectifs à moyen terme en matière 3 PHASE d’énergie solaire durable hors réseau et sur réseau et PHASE Principaux résultats Plans 1 : PLANIFICATION une liste des modernisations du réseau Études et évaluations Autres données et de la distribution nécessitant un Principaux résultats Plans 1: PLANNING investissement public. Processus itératif Études et évaluations Autres données Processus Figure 3. Principales étapes du processus de planification du déploiement itératif de l’énergie solaire Évaluation de la demande hors réseau Plan OBJECTIFS DE Autres données: d’électrification SOLAIRE OPTIMISÉ Taille des communautés ciblées à moindre coût HORS RÉSEAU Densité de population Localisation du réseau Topographie Autres données: Évaluation des Évaluation de la Analyse de Liste des actifs de ressources demande flexibilité du production et de nationales connectée au réseau transport réseau Liste des actifs de production en passe d’être construits Plan de Identification Études d’intégration production à préliminaire de des ERV moindre coût sites potentiels incluant des études à l’aide de données d’écoulement de géolocalisées puissance, de contingence, de défauts et de stabilité transitoire OBJECTIFS DE Plan de LISTE DES SOLAIRE transport et de INVESTISSEMENTS OPTIMISÉ distribution à POUR LA MODERNISATION avec localisation moindre coût DU RESEAU, définie y compris le stockage par batterie Vers une énergie solaire Executive durable Summary 17 00 3 3.2 RÉPONDRE À LA DEMANDE EXISTANTE ET FUTURE EST PHASE 1 : PLANIFICATION AU COEUR DE LA PHASE DE PLANIFICATION Les plans de développement du secteur électrique ont un objectif transverse : répondre à la demande existante et futur. Par conséquent, la première question à se poser est la suivante : quelle est la demande ? Y répondre nécessite une évaluation au niveau national de la demande raccordée au réseau et hors réseau. 3.2.1 DEMANDE HORS RÉSEAU En 2018, environ 1 milliard de personnes n’avaient vie des femmes grâce à l’accès à l’électricité. Des pas accès à l’électricité. Parmi elles, 600 millions consultations avec les consommateurs, les agences de personnes vivent en Afrique subsaharienne et 15 gouvernementales locales, les organisations de la pays de cette région ont un taux d’accès inférieur à société civile, les entrepreneurs et les investisseurs 25 pour cent. En Asie, le nombre de personnes sans peuvent également jouer un rôle important dans accès était d’environ 350 millions. Cette même année, l’identification des priorités d’accès à l’électricité 2,7 milliards de personnes dans le monde n’avaient pas pour ces différents types de consommateur. accès à des solutions de cuisson propre et utilisaient la biomasse, le charbon ou le kérosène comme principal Dans le MTF, l’accès à l’énergie est mesuré sur des combustible (AIE, 2018). niveaux technologiquement neutres (voir Figure 4) et les seuils sont définis en fonction de la satis- Il est important d’évaluer de façon la plus précise possi- faction des exigences en matière d’approvisionne - ble la demande en électricité des personnes qui ne sont ment en énergie fournie suivant un ensemble de pas raccordées à un réseau. Ces informations aideront caractéristiques (SEforALL et Banque mondiale, à décider des solutions techniques répondant au mieux 2015). Les enquêtes fournissent des données sur les et de la manière la plus financièrement accessible à leur dépenses liées à l’utilisation de l’énergie, la consom- demande. Les enquêtes de terrain, telles que celles mation d’énergie, les préférences des utilisateurs, la du Multi-Tier Framework (MTF), sont essentielles à volonté/capacité des consommateurs à payer pour cet égard (ESMAP, 2018). Les évaluations doivent l’électricité et les solutions proposées de cuisson, et couvrir un échantillon représentatif de ménages, de leur satisfaction quant à la source d’énergie princi- petites et moyennes entreprises ainsi que les usages pale utilisée. Les résultats peuvent être utilisés agricoles, commerciaux et industriels et les instal- pour identifier les barrières empêchant les utilisa - lations publiques (comme les écoles et les cliniques) teurs d’avoir accès à de plus hauts niveaux d’accès à pour obtenir une image détaillée de la consommation l’énergie. Cette analyse des contraintes peut être un et de la demande d’énergie hors réseau. Des données puissant outil pour les gouvernements lors de prises détaillées par sexe sont nécessaires pour concevoir de décisions en matière de politique, de réglementa- des programmes visant à améliorer les conditions de tion et d’investissement. 18 Vers une énergie solaire durable Figure 4. Mesurer l’accès à l’énergie : les niveaux Améliorer les caractéristiques Niveau 1 / Niveau 2 / 2 3 de l’approvisionnement en Très faible charge Faible charge PHASE énergie conduit à des niveaux 3-49 W 50-199 W PHASE d’accès plus élevés 1: 1 Niveau 0 PLANNING : PLANIFICATION 0h Lampe de travail, chargeur Éclairage général multipoint, de téléphone, radio télévision, ordinateur, 4h 4h ventilateur d’imprimante Niveau 3 / Niveau 4 / Niveau 5 / Charge moyenne Charge élevée Très forte charge 200-799 W 800-1,999 W 2,000 W or more Refroidisseur d’air, réfrigérateur, Lave-linge, fer à repasser, Climatiseur, chauffage d’appoint, congélateur, robot ménager, sèche-cheveux, grille-pain, aspirateur, chauffe-eau, 8h pompe à eau, cuiseur à riz 16h micro-ondes 23h cuisinière électrique Source : d’après le MTF, Banque mondiale, 2019. ÉVALUATION DE LA DEMANDE EN ÉNERGIE HORS RÉSEAU POUR UNE CUISSON PROPRE DES ALIMENTS ET D’AUTRES USAGES PRODUCTIFS L’initiative SEforALL (Sustainable Energy for Le développement des usages productifs et All), alignée sur les objectifs des Nations Unies en d’appareils électroménagers (tels que le recharge- matière de développement durable, vise à réaliser ment des téléphones, des radios, des téléviseurs, l’accès universel à l’électricité et à des systèmes des ventilateurs et des réfrigérateurs) doit être énergétiques modernes de cuisson d’ici 2030. intégré dans l’évaluation de la demande hors réseau car ils sont au coeur de la décision de la La cuisson est l’application productive négligée solution d’approvisionnement en électricité via qui offre pourtant une rare opportunité de saisir une connexion au réseau ou via une connexion à une dépense existante. Cuisiner à l’électricité offre des micro/mini-réseaux ou des systèmes solaires une proposition de valeur transformatrice pour les domestiques (SHS). En ef fet, la demande en ménages, permettant des temps de cuisson plus électricité des petites industries et entreprises est efficaces et plus rapides, des niveaux de chaleur un facteur clé de succès pour les micro/mini-ré - réglables, une cuisson plus sûre, aucune émission seaux. En raison de la consommation électrique intérieure dangereuse (responsable de millions généralement faible des clients domestiques, les de décès), ainsi qu’un espace de cuisson propre. micro/mini-réseaux génèrent difficilement des L’utilisation de cuisinières électriques propres revenus suffisants à leur viabilité financière en et de cuiseurs à riz électriques peut augmenter l’absence d’appareils électroménagers consom- considérablement la demande énergétique d’un mateurs d’électricité. Les revenus générés par les ménage. Il s’agit là d’un facteur essentiel que les ménages sont souvent modestes compte tenu du planif icateurs du secteur de l’énergie doivent faible niveau de la consommation d’électricité. En prendre en compte ; un changement dans l’équi - favorisant les usages productifs liés à l’agriculture, pement de cuisson ayant une incidence sur la à la pêche, au tourisme, a l’artisanat, aux services demande globale des ménages peut également et aux industries extractives, les exploitants orienter la solution technique optimale pour peuvent augmenter la consommation d’électric- l’approvisionnement énergétique. ité et par conséquent les revenus moyens générés par les micro/mini-réseaux, améliorant ainsi leurs chances de viabilité à long terme (NREL 2018). Pour plus d’informations : voir https://www.esmap.org/node/71163 Executive Summary 00 Vers une énergie solaire durable 19 3 3.2.2 DEMANDE RACCORDÉE AU RÉSEAU PHASE 1 : PLANIFICATION Les principaux paramètres d’une La compilation des profils de charge pour les différentes évaluation de la demande sont catégories de consommateurs et les modèles de demande par régions géographiques et par saisons permet d’affiner les les tendances socio-économiques prévisions de la demande raccordée au réseau. Ce point est telles que les prévisions important lorsqu’il s’agit de s’assurer de l’adéquation entre de population et d’activité l’offre et la demande. économique (taux de croissance, dynamiques sectorielles, etc.) Les évaluations doivent également prendre en compte la la localisation des zones connectées demande due aux nouvelles connexions au réseau. Cette au réseau et hors réseau demande additionnelle devrait idéalement provenir des résultats du plan d’électrification, qui donne un calendrier les besoins en électricité pour les prévisionnel des nouvelles connexions ainsi que de leur usages domestiques et productifs, demande associée. les échéances temporelles et la répartition géographique ÉVALUATION DE LA DEMANDE DANS UN CONTEXTE DE RUPTURES TECHNOLOGIQUES Il est essentiel de réfléchir à la manière dont la technologiques (mode de charges, modèle de demande raccordée au réseau pourrait être charge, type de batteries) dicteront l’impact affectée par les efforts pour accroître l’effi- que l’augmentation de la part des VE aura sur cacité énergétique, pour étendre l’installa- les réseaux électriques. Les VE peuvent influer tion des systèmes solaires domestiques et sur les besoins en capacité en certains lieux pour accélérer le déploiement des véhicules et moments précis. Cependant, la mobilité électriques (VE). Une plus grande efficacité électrique représente aussi des opportunités énergétique peut avoir une incidence sur le pour le développement du système électrique, volume d’électricité demandé par les clients avec la possibilité d’accroitre sa flexibilité et isolés. De même, les efforts pour déployer donc de participer à l’intégration d’une part plus la production photovoltaïque en toiture, s’ils importante d’énergie renouvelable variable. Afin atteignent des niveaux significatifs, peuvent de bénéficier de ces opportunités liées aux VE conduire à un pic de production qui se produirait et de pouvoir mettre en place une tarification pendant la journée et à une production limitée intelligente, il sera nécessaire de développer une ou nulle le soir après le coucher du soleil infrastructure de communication, de contrôle, (phénomène dit de la « duck curve »). d’électronique de puissance et de stockage. La mobilité électrique représente une occasion unique de récolter des bénéf ices à la fois environnementaux et économiques. Les choix Pour plus d’informations voir http://documents.worldbank.org/curated/en/193791543856434540/ pdf/132636-EMADv4-web.pdf 20 Vers une énergie solaire durable 3.3 LIER LA DEMANDE AUX SOLUTIONS TECHNIQUES 3 2 PHASE PHASE Une fois la prévision de demande établie, l’étape suivante consiste à 1 : PLANIFICATION déterminer la meilleure façon d’y répondre. Quelle est la solution de production optimale pour satisfaire la demande ? 1: PLANNING Cette détermination prendra la forme de plans à moindre coût, établis séparément pour les zones hors réseau et les zones raccordées au réseau (Figure 5). Figure 5. De la demande aux plans RACCORDÉ AU RÉSEAU Plans de production, de transport et de Efficacité énergétique distribution à moindre Production énergétique coût ÉVALUER LA DEMANDE Quelle est la demande Comment répondre actuelle et future à la demande ? sur le réseau et hors réseau ? HORS RÉSEAU Plan Micro/mini-réseaux d’électrification à Systèmes solaires domestiques moindre coût Vers une énergie solaire Executive durable Summary 21 00 3 3.3.1 PLAN D’ÉLECTRIFICATION DES ZONES HORS RÉSEAU PHASE 1 : PLANIFICATION Pour les zones hors réseau, il est néces- La solution technique est choisie principalement en saire d’élaborer un plan d’électrification fonction de la taille de la communauté ciblée, de la densité qui définit les zones les mieux adaptées de sa population, de sa distance par rapport au réseau (i) au raccordement au réseau, (ii) à existant, de la difficulté du terrain et des prévisions de la des micro/mini-réseaux ou (iii) à des demande, (voir Figure 6). Le niveau d’accès ciblé par le MTF systèmes solaires domestiques (SSD). et les niveaux prévus d’investissement public et privé sont également considérés. Figure 6. Options d’électrification, en fonction de la densité de population et de l’intensité énergétique Densité de population Zones RÉSEAU urbaines PRINCIPAL LANTERNES SYSTÈMES SOLAIRES SOLAIRES DOMESTIQUES MICRO-RÉSEAUX À Zones ÉNERGIE PROPRE périurbaines/ (5-100KW) rurales denses IRRIGATION SOLAIRE Zones rurales MINI-RÉSEAUX À éloignées ÉNERGIE PROPRE (<5kw) Basique Modéré Élevé Intensif Intensité (éclairage + chargeur (téléviseurs, radios, (réfrigérateurs, petits (forts usages énergétique de téléphone) ventilateurs) usages productifs) productifs) Source : Hystra 2017 La cartographie géospatiale et les outils de planification à moindre coût sont indis- pensables à l’élaboration des plans d’électrification intégrés (voir Figure 7 à titre d’exemple). Ceux-ci peuvent faciliter l’identification des moyens les plus rapides et les plus rentables pour atteindre l’accès universel à l’électricité dans un pays. Figure 7. Exemple de représentation géospatiale d’un plan de déploiement hors réseau au Burkina Faso Résultats pour 2025 Nouvelles lignes Systèmes solaires domestiques Mini-réseau – PV Mini-réseau - hydro 100% 50% 0% 2018 2025 2030 Population connectée au réseau Source : Banque mondiale Global Electrification Plan (GEP) 2019. 22 Vers une énergie solaire durable 3.3.2 PLANS DE PRODUCTION, DE TRANSPORT ET DE DISTRIBUTION D’ÉLECTRICITÉ RACCORDÉE AU RÉSEAU 3 PHASE 1 : PLANIFICATION Pour associer la demande d’énergie raccordée au Opt- GEN ou WA SP pour ne citer que quelques réseau à une solution d’accès à l’électricité, le gouver- exemples commerciaux . D’autres modèles non nement et /ou la société nationale d’élec tricité commerciaux peuvent également être développés en doivent préparer deux plans : un plan de production utilisant des outils d’optimisation tels que ceux fournis à moindre coût (qui détermine l’expansion optimale du parc de production pour répondre à une demande par GAMS, Julia, et d’autres langages de programma- tion. Selon l’outil de planification utilisé, la variabilité 3 donnée) et un plan de transport et de distribution à entre énergie solaire, éolienne et hydroélectrique PHASE 1: PLANNING moindre coût (voir Figure 8). Ces modèles d’expansion pourra être représentée de manière plus ou moins de capacité optimisent les investissements à venir en précise. Il est essentiel en cas de déploiement de tenant compte des hypothèses sur la future demande grandes quantités d’ERV que les planificateurs utilis- d’électricité, sur les prix des combustibles, sur le coût ent des outils de planification appropriés et veillent à et le rendement des technologies, ainsi que sur les ce que la société nationale d’électricité ou le ministère politiques et la réglementation. concerné dispose des capacités suffisantes pour les utiliser. Les outils les plus avancés permettent aux Ces deux plans sont généralement réalisés à l’aide de décideurs d’intégrer les coûts liés aux externalités logiciels spécifiques. Le plan de production à moindre environnementales (comme les émissions de gaz à coût nécessite des outils tels que PLEXOS, Balmorel, effet de serre). Figure 8. Intrants clés des plans de production et de transport/distribution Analyse de la Prévision de Futures centrales Évaluation des flexibilité du réseau la demande identifiées ressources Évaluation de la Intégration des Liste des centrales nationales flexibilité du réseau en résultats du plan de production Évaluation de la fonction des d’électrification existantes et futures qualité, de la contraintes techniques disponibilité et du coût et commerciales des ressources Plan de transport/distribution Plan de production au moindre coût à moindre coût incluant la modernisation du dispatch Intégration des ERV et identification préliminaire de sites potentiels à l’aide de données géolocalisées Les principaux éléments de ces deux plans compren- La prévision de la demande a été détaillée ci-dessus nent (i) une analyse de la flexibilité du réseau qui répon- et les trois autres intrants sont présentés dans ce qui dra à la question de savoir combien d’ERV et quelle suit. Il convient également de noter que les données capacité solaire photovoltaïque peuvent être intégrées techniques relatives à l’infrastructure du réseau au réseau aujourd’hui et dans le futur, (ii) une prévision (lignes, postes, compensateurs de puissance réactive, de la demande qui traduit les objectifs fixés dans le plan etc.) et les informations sur les règles d’exploitation d’électrification, (iii) une liste des centrales existan- doivent impérativement être prises en compte lors tes et futures et (iv) une évaluation de la capacité des de la planification de l’intégration des ERV. Les plans ressources solaires nationales. de production et de transport à moindre coût et les études d’intégration des ERV sont menés en parallèle afin que les résultats des uns nourrissent les autres dans un processus itératif. Vers une énergie solaire durable 23 2 PHASE 1: PLANNING 3 A. ANALYSE DE LA FLEXIBILITÉ DU RÉSEAU PHASE 1 : PLANIFICATION Les principaux défis liés à Trois problèmes doivent être pris en compte lors de l’intégration de l’énergie solaire l’étude de l’intégration des ERV dans un réseau : photovoltaïque dans le réseau sont la capacité du système électrique à répondre à la son caractère intermittent demande à toute heure de l’année malgré la variabilité une disponibilité incertaine (bien des ERV que celle-ci puisse être estimée à court terme sur la base de l’optimum économique en termes de coût d’exploita- prévisions météorologiques) tion du réseau, en tenant compte du faible coût des ERV mais aussi des coûts d’investissement néces- son caractère diurne et saires à leur déploiement et intégration et son absence d’inertie l’impact de l’intermittence du solaire sur la stabilité du réseau. La figure 9 montre comment le degré de soutien requis dépend de la quantité d’électricité solaire dans la charge, les pourcentages étant utilisés à des fins d’illustration, ce pourcentage devant être adapté en fonction des spécificités du pays. Figure 9. Évaluation du soutien au réseau nécessaire en fonction de la part de l’énergie solaire load (%) % d’électricité fossile et d’hydroélectricité dans la 100 charge totale % d’électricité solaire dans la charge totale % d’électricité stockée dans la charge totale 0 0 12 24 0 12 24 0 12 24 time (h) time (h) time (h) Énergie solaire Faible % dans la charge Pénétration pénétration Pénétration 1% solaire très faible 5% solaire 15% solaire moyenne Évaluation des options Aucune modification majeure La production d’électricité Besoin de stockage ou de d’approvisionnement n’est nécessaire dans solaire doit parfois être réduite ressources très flexibles l’exploitation du réseau pour et l’exploitation du réseau (centrales à gaz) intégrés au assurer l’équilibre entre la ajustée système et ajustements de Évaluation du réseau production et la demande l’exploitation du réseau Identification des sites + + solaires optimaux Soutien nécessaire Soutien nécessaire Soutien nécessaire Allouer suffisamment de Investissements dans le Stockage (batteries), réserve tournante transport, la distribution production flexible, Modifications de et le dispatch importations l’exploitation du réseau transfrontalières d’électricité Executive Summary 00 24 Vers une énergie solaire durable 3 PHASE 1 : PLANIFICATION L’évaluation des capacités de dispatch et des contraintes actuelles d’intégra- tion donne une image du réseau existant. Cette étape est essentielle pour déterminer les objectifs court termes relatifs aux ERV. Ces analyses évaluent le niveau de pénétration potentiel des ERV sur la base de contraintes techniques et commerciales, forment un premier élément du plan de production au moindre coût. Il est important de noter que les études d’intégration des ERV seront répétées dans un processus itératif au fur et à mesure que sera révisé le plan de production à moindre coût. EVALUATION DES CAPACITÉS DE DISPATCH Pour évaluer la flexibilité d’un réseau, il est essentiel d’identifier ses contraintes techniques, telles que l’absence de système d’acquisition et de contrôle des données (SCADA), de système de contrôle de production automatique (AGC) ou l‘existence de centrales de production peu réactives (comme la plupart des centrales à charbon). Il est également important d’intégrer les contraintes commerciales, telles que les CAE « take or pay », les exigences du code de réseau (s’il existe) sur la participation des IPP à la réserve tournante, ainsi que les principaux indicateurs de performance des centrales appartenant à la société nationale d’électricité. Ces contraintes commer- ciales peuvent être un frein au développement des ERV. ÉTUDES D’INTÉGRATION DES ERV L’étude d’écoulement de charge et les évaluations de la stabilité du réseau sont réalisées à l’aide de logiciels d’analyse du système énergétique tels que PSS/E ou DigSilent et Matlab et leurs résultats font l’objet d’une évaluation plus approfondie dans le cadre de l’analyse économique réalisée pour les plans d’expansion à moindre coût. Ceux-ci déterminent en particulier (i) la capacité d’électricité solaire photo - voltaïque maximale pour garantir la stabilité du réseau (compte tenu de la capac- ité de stockage, des réserves existantes et des besoins de réserve de montée en puissance), (ii) les nouveaux besoins de transport et de distribution (si le système de transport existant dans une zone donnée n’est pas suffisamment dimensionné pour intégrer des ERV), (iii) les exigences de compensation de puissance réactive pour maintenir les niveaux de tension, (iv) les caractéristiques d’exploitation du système électrique (telles que le type de centrales, les pertes du système, les flux de puissance active et réactive, le réglage des transformateurs et des relais de protec- tion) et (v) la performance du système dans des conditions d’urgence (par exemple, la perte d’une ligne de transport ou d’une centrale) (Banque mondiale 2019). Ces analyses recenseront également les modernisations techniques nécessaires à l’amélioration du système de dispatch et d’intégration globale des ERV, ainsi que les améliorations potentielles du code de réseau et des aspects commerciaux. Les nécessaires renforcements à moindre coût du réseau seront également décrits dans le plan de transport . Il peut également s’agir d’infrastructures supplémentaires pour accroitre la résil- ience du système, en particulier dans le contexte des effets du changement climatique. Vers une énergie solaire durable 25 3 3.1 IMPACTS DE LA RAPIDE BAISSE DU PRIX DES BATTERIES SUR LES PHASE 1 : PLANIFICATION STRATÉGIES TRADITIONNELLES D’INTÉGRATION DES ERV Pour profiter de la production d’énergie renouvel- Des programmes de réponse de la demande, c’est- able variable (ERV), une extension et une moderni- à-dire l’envoi d’un signal aux consommateurs afin sation significatives des réseaux électriques sont que ceux-ci réduisent leur demande permettant nécessaires. Des technologies et des processus à la compagnie électrique de maintenir l’équilibre spécifiques peuvent être utilisées pour accom - offre/demande, peuvent également être mis en pagner la transition progressive des systèmes place pour une meilleure intégration des ERV et élec triques vers des réseaux « compatibles une meilleure gestion du réseau. ERV » qui réduiront considérablement les coûts d’intégration à long terme. La pénétration des En outre, l’intégration régionale et le commerce ERV demande que la planif ication du système transfrontalier de l’électricité peuvent être très électrique et la gestion du réseau s’adaptent efficaces pour aux caractéristiques particulières des ERV. Elle accroître la capacité du réseau nécessite également de meilleures méthodes de national à absorber les ERV prévision et un code de réseau clair et directif. Les services d’assistance de base du réseau sont alors réduire le coût en kWh en augmentant applicables à tous les producteurs d’électricité, y la taille des projets PV là où l’irradiation compris les ERV, qui sont raccordés à des niveaux solaire est la plus favorable de tension moyen et basse (Banque mondiale optimiser le mix au niveau régional, 2019). réduisant ainsi le besoin en investissements nationaux pour le renforcement du réseau Les renforcements du réseau pour améliorer l’intégration des ERV (conformément au plan de Grace à la baisse de son coût, le stockage par transport au moindre coût) incluent : batteries devient un élément important pour l’ajout ou le remplacement de lignes et de l’intégration des ERV. Il peut fournir un appui au transformateurs pour étendre le réseau et réseau pour le contrôle de la fréquence et de la améliorer sa capacité (à la fois pour répondre tension. Associé à des centrales d’ERV, il peut à la demande croissante et intégrer la produc- également atténuer certains des problèmes posés tion des ERV). par le manque de dispatchabilité des ERV. Il peut fournir des réserves de puissance pendant des des équipements destinés à lisser la tension, événements transitoires tels que la défaillance tels que des bancs de condensateurs et d’au- d’une centrale, lisser la production par exemple tres compensateurs de puissance réactive lorsqu’il y a des nuages, et déplacer la production associés à un système de transmission flexible en soirée ou la nuit. en courant (FACTS). des équipements assurant une exploitation rapide et eff icace du réseau, tels que des systèmes de surveillance, des systèmes de prévision de la demande et de prévisions météorologiques, des automates de contrôle des unités de production ou encore un sys- tème SCADA performant. Pour plus d’informations voir https://www.esmap.org/batterystorage 26 Vers une énergie solaire durable 3 PHASE 1 : PLANIFICATION B. INVESTISSEMENTS FUTURS DANS LE PARC DE PRODUCTION Un intrant essentiel du plan de production est la liste des centrales potentielles et celles des centrales futures dont la construction est déjà approuvée. Il est en effet important de pouvoir faire la distinction entre les centrales électriques déjà en construction ou ayant atteint l’étape de clôture financière et celles qui ne sont qu’engagées et n’ont pas atteint l’étape de clôture financière. Le plan de production à moindre coût permettra aux gouvernements de déterminer si les centrales potentielles sont réellement à moindre coût et nécessaires ; cela les aidera à éventuellement revoir leurs engagements avant d’atteindre le point où l’annulation d’un projet devient impossible. SUBVENTIONS AUX COMBUSTIBLES FOSSILES DANS LES PLANS DE PRODUCTION À MOINDRE COÛT Ces dernières années, les gouvernements du monde entier ont subventionné la production et la consommation de combusti- bles fossiles pour un coût pour les contribuables pouvant attein - dre jusqu’à 1 000 milliards USD par an. Ces subventions ont pour vocation de rendre les énergies fossiles plus abordables mais elles entraînent des coûts sociaux considérables en raison de leur inefficacité économique, des inégalités qu’elles créent, de la pollution qu’elles entrainent et de leur effet sur le changement climatique. Les réformes des subventions fossiles éliminent les incitations qui empêchent les pays de progresser vers leurs objec- tifs, mais peuvent également débloquer d’importants finance- ments intérieurs qui pourraient faciliter et accélérer les efforts de développement durable. Il est primordial d’utiliser le coût réel des combustibles lors de l’élaboration des plans afin de s’assurer que le plan de production à moindre coût ne soit pas (le cas échéant) biaisé par les subventions accordées aux combustibles fossiles et ne pas favoriser la production à base de combustibles fossiles. Pour plus d’informations voir https://openknowledge.worldbank.org/bitstream/handle/10986/28863/121266-WP-PUBLIC-10-11-2017- 16-35-36-ESRAFReportOverviewNoteFINALdigital.pdf?sequence=4 Vers une énergie solaire durable 27 3 Figure 10. Carte des ressources solaires du Vietnam C. CAPACITÉ DES RESSOURCES NATIONALES PHASE 1 : PLANIFICATION Le niveau des ressources en ERV est propre à chaque lieu, comme le montre la figure 10 . Si la ressource est hautement spécifique à une région/ zone, cette caractéristique doit être prise en compte dans tous les plans, et en particulier dans le plan de modernisation du transport. Des données géospatiales pour les énergies solaire et éolienne sont disponibles en ligne et en libre accès sur les sites4 du Programme d’assistance à la gestion du secteur de l’énergie (ESMAP). L e s d o n n é e s g é o s p a t i a l e s d ev r a i e n t ê t r e combinées aux données météorologiques locales pour plus d’exactitude, ce qui aidera les prêteurs à considérer les projets solaires comme bancables. Dans les endroits où l’irradiation normale directe est suffisamment élevée, l’énergie solaire concen- trée (ESC) est une bonne option à considérer, car elle peut produire une électricité dispatchable. Les principales étapes présentées dans le document sont les mêmes pour le PV solaire et le ESC. Source : Atlas solaire mondial - Vietnam ÉNERGIE SOLAIRE À CONCENTRATION : ÉNERGIE RENOUVELABLE DISTRIBUABLE Les systèmes d’énergie solaire à concentration produisent de l’électricité en utilisant des miroirs ou des lentilles pour concentrer la lumière du soleil qui est ensuite convertie en chaleur, qui permet enfin de produire de l’élec- tricité grâce à une turbine à vapeur. Cette chaleur peut aussi être stockée thermiquement permettant aux ESC de fournir de l’électricité pendant les heures de pointe après le coucher du soleil, et de répondre aux besoins critiques de la plupart des sociétés nationales d’électricité. Le prix des systèmes d’ESC a fortement chuté au cours des deux dernières années et est devenu concurrentiel par rapport aux autres installations de distribution situées dans les régions bénéficiant d’un bon ensoleillement normal direct, y compris par rapport aux centrales à charbon. Le prix des systèmes d’ESC pourrait être optimisé davantage en combinant ESC et PV, permettant ainsi la distribution pendant plusieurs heures après le coucher du soleil tout en réduisant les coûts. L’ESC présente également un potentiel plus élevé que le PV pour contribuer au développement indus- triel. Les principaux éléments des centrales ESC (champ solaire, stockage thermique et bloc de puissance) peuvent souvent être produits par les industries locales (industries métalliques et métallurgiques, industries de la tuyauterie, du verre, industries de l’électricité et de l’électronique). 4 Les données géospatiales en accès libre sur l’énergie éolienne sont disponibles en ligne sur le « ESMAP Global Wind Atlas » : https://globalwindatlas.info/ et les données pour l’énergie solaire sont disponibles sur le « Global Solar Atlas » : https:// globalsolaratlas.info/ 28 Vers une énergie solaire durable 3.4 PLANIFIER POUR MIEUX INTÉGRER LES FUTURS 3 PHASE 1 : PLANIFICATION PROJETS ERV Une fois les objectifs préliminaires du solaire définis, il est important d’identifier les points optimaux d’injection des ERV dans le réseau et de déterminer le rôle des centrales dans leur soutien au réseau. 3.4.1 IDENTIFICATION DE SITES SOLAIRES Figure 11. Exemple d’étude de localisation L’évaluation des ressources nationales combinée aux de haut niveau résultats de l’étude du réseau et, si nécessaire, d’un examen de la disponibilité des terres, permettra de MAP clarifier les points optimaux d’injection des ERV dans le réseau, en minimisant les coûts de renforcement du réseau. L’identif ication de sites solaires qui en découle (voir Figure 10 en exemple) se base sur une analyse multicritère des sources d’énergies renouve - lables (l’ensoleillement pour la production solaire, par exemple), de la disponibilité des terres, de la capacité des infrastructures du réseau existant (lignes, postes) pour l’évacuation de l’énergie produite, de la proximité des centres de demande et de l’acceptabilité sociale. MapRE, un outil développé par le Berkeley Lab, (https:// mapre.lbl.gov/ ) permet aux pays intéressés d’effectuer cette analyse à l’aide des données géospatiales disponibles. Dans le cadre de l’étude d’identif ication des sites solaires, une même localisation d’une production par PV solaire et d’une production hydroélectrique pourrait être envisagée. Cette combinaison présente de nombreux avantages, tels que la maximisation des infrastructures de la centrale hydroélectrique et du raccordement au réseau, la minimisation des effets Source : MapRE for Vietnam, World Bank. des variations saisonnières de la production d’élec- tricité, le maintien de la charge de pointe de jour, et de l’infrastructure du réseau doit être modernisée de plus grandes réserves d’énergie hydroélectrique pour façon à intégrer les projets d’énergie solaire. la pointe du soir. Les points d’injection identifiés sont optimaux à un Les résultats de cette étude d’identification de sites moment donné. Comme les investissements sont renseignent les plans de transport et de distribu- échelonnés, le réseau change et cette étude doit tion et aident en particulier à identifier les points où régulièrement être réactualisée. 3.4.2 CODE DE RÉSEAU Le réseau électrique doit être considéré dans sa risque d’oscillations et le besoin en compensateurs globalité, mais les services fournis par chaque unité de de puissance réactive ou de stockage et (iii) garan- production sont essentiels pour assurer la stabilité de la tissant la qualité de l’électricité. fréquence et de la tension du courant fourni. Définir des règles claires de service du réseau permet de couvrir Dans le cadre du code de réseau, des procédures plusieurs risques, à la fois pour les exploitants du réseau standards relatives à la phase de raccordement des et pour les IPP. Les services auxiliaires améliorent la projets d’énergie solaire pourront être ajoutées pour flexibilité de l’exploitation et la stabilité du réseau en minimiser les risques techniques et de planification (i) minimisant les chutes de fréquence et de tension pour les producteurs d’énergie indépendants et les pendant les périodes transitoires standard et de pannes exploitants du réseau. dues à la maintenance des centrales, (ii) réduisant le Vers une énergie solaire durable 29 3 3 3.5 DÉFINIR DES OBJECTIFS D’ÉNERGIE SOLAIRE PHASE DURABLE BASÉS SUR DES PHASE ÉLÉMENTS FACTUELS 1 : PLANIFICATION 1: PLANNING En conclusion, la capacité solaire optimale est déterminée par un processus itératif qui implique un plan de production à moindre coût, des études d’intégration des ERV dans le réseau et des études d’identification des sites solaires. Les analyses et les simulations sont répétées jusqu’à ce que la contrainte la plus critique, technique ou économique, soit déterminée. Figure 12.Planification selon un processus itératif Capacité maximale d’énergie photovoltaïque solaire assurant un Études réseau stable et réserve primaire Plan de minimale disponible d’intégration production à au réseau moindre coût Capacité maximale d’énergie photovoltaïque solaire déterminée en fonction de l’optimisation économique du système électrique Modernisation du réseau de transport et besoin de stockages pour atteindre un objectif donne de pénétration des ERV Plan de transport et de distribution à moindre coût Du point de vue des gouvernements, un plan de production solide, basé sur une étude d’intégration des ERV et une étude de localisation préliminaire, peut considérablement atténuer le risque d’effacement des renouvelables. À la fin de la phase de planification, les gouvernements auront des objectifs clairs en matière d’énergie solaire, avec une liste d’emplacements potentiels pour les futurs projets et une liste des investissements nécessaires à l’amélioration de la capacité du réseau à intégrer les ERV. 30 Vers une énergie solaire durable 4 4.2 AN ENABLING LEGAL FRAMEWORK PHASE 2 : DÉFINIR UNE STRATÉGIE 4 4.1 OBJECTIFS PHASE 2 : DÉFINIR UNE STRATÉGIE Une fois que la quantité d’ERV qui peut être Elle décrira la façon dont les risques stratégiques doivent injectée dans le réseau a été évaluée  et être répartis entre les diverses parties prenantes, que le gouvernement a fixé ses objectifs détaillera leurs rôles et responsabilités et décidera d’un moyen-terme de déploiement du solaire, les calendrier pour le déploiement. Elle comprendra égale- questions suivantes se posent : ment un plan d’atténuation des risques. Par exemple, le gouvernement peut choisir d’appuyer les IPP au moyen de garanties souveraines, d’autorisations de change Comment les objectifs solaires ou d’exonérations fiscales. Ces mesures doivent être seront-ils atteints ? définies pendant la phase de la stratégie et intégrées dans Si la participation du privé est le programme gouvernemental afin d’éviter de potentiels envisagée pour financer ces retards ultérieurement. objectifs, comment les IPP seront-ils sélectionnés et comment les risques La mobilisation de capitaux privés permet aux pays stratégiques seront-ils répartis ? de réduire ainsi le recours aux finances publiques. Une stratégie soigneusement conçue permettra d’optimiser Quels sont les rôles et responsabilités la participation du secteur privé. À ce stade, le gouver- des parties prenantes publiques ? nement doit décider (i) des rôles et responsabilités des Le cadre juridique et réglementaire différentes parties prenantes, (ii) de la modification le en vigueur permet-il une cas échéant du cadre juridique et règlementaire, (iii) des sélection adéquate des IPP ? études nécessaires et du financement public à mobiliser en fonction du type de déploiement sélectionné, et (iv) Comment maximiser les avantages des risques qu’il va prendre et des instruments d’atténu- socio-économiques du déploiement ation des risques qu’il pourrait offrir aux IPP. de l’énergie solaire ? La clarification de ces points avant la sélection d’un IPP et la signature du CAE peut contribuer à accélérer le proces- Pour répondre à ces questions, sus de sélection des IPP, à réduire les risques d’échec le gouvernement doit élaborer de la procédure d’appel d’offre et à fournir une vision à une stratégie de déploiement de moyen/long terme du déploiement du solaire. Du point l’énergie solaire. de vue des IPP, une stratégie gouvernementale claire réduit les risques perçus liés à un cadre juridique faible ou inadapté et à un processus de sélection obscur. Les types de déploiement qui réduisent le risque perçu d’écrêtage et les problèmes liés au foncier sont également essenti- els au développement d’un programme solaire optimisé. 32 Vers une énergie solaire durable 4 4 PHASE PHASE Figure 13. Concevoir une stratégie de déploiement du solaire 1: 2 PLANNING 1 : DÉFINIR UNE STRATÉGIE Phase 1 Objectifs de Objectifs et calendrier production d'énergie pour le déploiement du solaire solaire PROGRAMME SOLAIRE OPTIMISÉ reflétant les considérations Évaluation du support au stratégiques du pays développement local 2 Stratégie de développement Évaluation du potentiel socio-économiques de développement industriel 3 Évaluation du cadre CADRE JURIDIQUE juridique existant MODIFIÉ 4 Matrice des rôles et responsabilités des acteurs publics 5 Analyse des risques perçus Répartition des risques Sélection de type par les acteurs publics de développement de déploiements comprenant les restrictions comprenant les risques liés au tels que les parcs solaires et propres à chaque pays réseau, aux terrains et à la déploiement par poste source passation de marchés Consultation du 6 secteur privé Répartition des risques Cadre des appels opérationnels d’offres comprenant le risque y compris la passation de Analyse des risques politique, les risques liés aux marchés et le cadre stratégiques perçus par le sociétés nationales contractuel d’électricité et à la devise secteur privé 7 ACCORD SUR L’AIDE GOUVERNEMENTALE ACCORDÉ Intrants de la Phase 1 Principaux résultats de la Phase 2 Stratégie Études et évaluations (intrants) Executive Summary 00 Vers une énergie solaire durable 33 4 4.2 UN CADRE JURIDIQUE PROPICE PHASE 2 : DÉFINIR UNE STRATÉGIE Si un gouvernement décide de mobiliser des capitaux privés pour financer ses objectifs solaires, deux questions essentielles se posent : qui sera responsable de chaque étape du processus de mise en œuvre de la stratégie ? Le cadre juridique existant permet-il au secteur privé d’intégrer la production électrique et d’organiser la sélection d’IPP par le biais d’un processus concurrentiel ? Dans les pays qui ne disposent pas d’un cadre juridique pour les IPP et les appels d’offres, cette étape doit être considérée comme prioritaire. Pour ceux qui disposent d’un tel cadre, il est important de bien comprendre les restrictions potentielles liées au cadre juridique du pays. 4.2.1 FONCTIONS ET RESPONSABILITÉS Les rôles et responsabilités des institutions publiques La participation de toutes les parties prenantes liées au marché de l’énergie, telles que le ministère de publiques au niveau stratégique assurera la cohérence l’Énergie, la société nationale d’électricité, le ministère entre les objectifs du programme solaire et son des Finances, le ministère de l’Industrie, l’agence des implémentation, tout en assurant la disponibilité des énergies renouvelables et le régulateur, selon le cas, ressources (telles que le soutien du gouvernement) doivent être précisés et formalisés légalement, en permettant la mise en œuvre du programme. Elle consultation avec l’ensemble des parties prenantes. facilitera également la prise en compte durable des problématiques liées au développement local et indus- Il est important d’identifier les entités responsables triel. Par la suite, l’implication des parties prenantes des fonctions suivantes : au niveau opérationnel garantira que le programme soit aligné avec les stratégies déployées par d’autres Élaborer le programme de ministères, renforçant les synergies potentielles. De déploiement de l’énergie solaire solides mécanismes de coopération interministéri- Diriger les appels d’offres et la sélection des IPP elle sont nécessaires pour coordonner efficacement les efforts entre les parties prenantes des projets (les Signer le CAE niveaux administratifs étatiques et locaux, les IPP, les Définir et approuver les tarifs exploitants du réseau, les sociétés nationales d’élec- tricité etc.) et assurer l’exécution du programme (voir Fournir les mécanismes de soutien requis l’encadré ci-dessous pour une analyse de l’un de ces Réaliser les études techniques mécanismes). Piloter les investissements publics liés De plus, le fait d’établir des liens solides entre la société au type de déploiement sélectionné nationale d’électricité et l’entité qui gère les appels Modifier le cadre juridique (si besoin est) d’offres, s’ils sont différents, permettra de s’assurer que les projets sont conformes aux besoins et aux plans du service public en termes de technologie, de capacité, de calendrier et de spécifications techniques. 34 Vers une énergie solaire durable 4 PHASE 2 : DÉFINIR UNE STRATÉGIE SCHÉMAS ORGANISATIONNELS AD HOC Les gouvernements peuvent adopter des mesures organisa- tionnelles ad hoc en vue d’améliorer leur efficacité. Par exemple, ils peuvent créer un organisme dédié chargé de coordonner les efforts entre les ministères, les administrations et les juridic- tions, ou une autorité publique spécifique pour diriger le proces- sus d’appel d’offres. Une entité nouvellement créée, de propriété publique mais régie par le droit privé, comme dans le cas de Masen (l’Agence marocaine pour l’énergie durable), peut potentiellement être en mesure d’appliquer un système d’appels d’offres plus souple et de recruter une équipe plus qualifiée. La désignation d’un point de contact unique pour les soumissionnaires et la rational- isation de l’ensemble du processus d’appel d’offres permettront également de réduire les délais et les coûts associés. Toutefois, la création d’une nouvelle entité peut également ralentir le processus de mise en œuvre de la stratégie et réduire les moyens déjà limités des agences/ministères concernés. Vers une énergie solaire durable 35 4 4.2.2 SOUTENIR LA PARTICIPATION DU SECTEUR PRIVÉ PHASE 2 : DÉFINIR UNE STRATÉGIE Avant 1990, la participation privée au secteur de En plus de permettre la production privée sur le l’électricité dans les pays en développement se marché de l’énergie grâce à des dispositions juridiques limitait au Chili, où des réformes globales dans les adéquates, le cadre juridique global devrait couvrir les années 1980 ont créé un marché concurrentiel. points suivants : Aujourd’hui, la plupart des pays ont ouvert le segment L’établissement de mécanismes eff icaces de de la production de leurs marchés de l’énergie au règlement des différends à toutes les étapes de privé. l’appel d’offres (des étapes initiales de la passation de marchés à la mise en service du projet). Les Pour ouvrir la production d’électricité à la participa- principaux aspects du processus d’appel d’offres tion privée, des réglementations spécifiques doivent (à l’instar des garanties à première demande) être adoptées de manière à assurer une cohérence doivent être traduits par des arrangements du niveau constitutionnel à celui des réglementa - contractuels clairs assortis de mécanismes de tions locales, en particulier lorsque la participation règlement des différends acceptables pour toutes du gouvernement dans le secteur de l’électricité les parties. est importante (comme dans le cas des monopoles publics). L’adoption de réformes par le biais de lois L’accès effectif au foncier et à la propriété de la et de règlements promulgués au niveau ministériel centrale solaire sur une longue période. garantit la stabilité à long terme du cadre réglemen- Des mécanismes adéquats pour exercer les taire et, ainsi, réduit la perception du risque des IPP. sûretés offertes au prêteur dans le cadre du financement de la centrale solaire. Des processus de délivrance de permis simples. Une réglementation adaptée en matière d’assur- ance. Une réglementation appropriée en matière de change. Des dispositions fiscales claires applicables aux projets IPP solaires. Les Indicateurs Règlementaires pour l’Energie Durable (Regulatory Indicators for Sustainable Energy ou RISE) ont été élaborés par le Groupe de la Banque mondiale, ESMAP et SEforAll, avec le soutien du CIF. RISE permet aux pays de se comparer entre eux par le biais d’un score reflétant le cadre réglementaire et juridique en vigueur dans le secteur de l’énergie du pays. Cet ensemble d’indicateurs permet de comparer les cadres politiques et réglementaires nationaux, organisés selon les trois piliers de l’énergie durable : accès à l’énergie, efficacité énergétique et énergies renouvelables. 36 Vers une énergie solaire durable 4 PHASE 2 : DÉFINIR UNE STRATÉGIE REPENSER LA RÉFORME DU SECTEUR DE L’ÉLECTRICITÉ La dissociation des activités fournies par les sociétés nationales d’élec- tricité, la création de régulateurs indépendants, l’établissement de tarifs reflétant les coûts et l’introduction de la concurrence dans la produc- tion d’électricité font partie d’un ensemble courant de prescriptions politiques pour la réforme du secteur de l’électricité. Le rapport de la Banque mondiale intitulé « Rethinking Power Sector Reform » évalue les expériences concrètes vis-à-vis de ces réformes et la façon dont la réalité peut diverger du paradigme théorique. En conclusion, premièrement la participation du secteur privé à la produc- tion a été relativement réussie malgré les défis persistants en termes de planification, de passation de marchés et de partage des risques. Dans les pays où ces trois aspects ont été abordés de manière adéquate, les pouvoirs publics ont réussi à mobiliser des investissements privés pour le bénéfice de la société, et ce en les choisissant par un proces- sus transparent et concurrentiel. Deuxièmement, les changements technologiques actuellement en cours vont avoir de vastes répercus- sions sur la conception des réformes du secteur de l’énergie. La vague actuelle d’innovations, tels que le développement des énergies renouve- lables décentralisées, le stockage et la digitalisation, contribue à l’auton- omisation des consommateurs, qui peuvent devenir des « consom-ac- teurs » (producteur-consommateur) et ainsi sanctionner les sociétés nationales d’électricité tenues responsables de la défaillance du réseau en le quittant. Pour plus d’informations, voir : https://www.esmap.org/rethinking_power_sector_reform. Vers une énergie solaire durable 37 4 4.2.3 APPELS D’OFFRES CONCURRENTIELS PHASE 2 : DÉFINIR UNE STRATÉGIE Des appels d’offres transparents et concurrentiels réduisent une variété de risques et contribuent ainsi à abaisser les tarifs. Les processus concurrentiels doivent être fondés sur des bases juridiques solides. Certains pays peuvent parfois recourir à un décret ministériel pour présenter les mécanismes d’appel d’offres. Une analyse des risques stratégiques permettra de sélectionner le meil- leur schéma de déploiement du programme solaire prenant en compte les contraintes du pays et de finaliser le cadre général des appels d’offres. PROGRAMMES DE SÉLECTION : SÉLECTION CONCURRENTIELLE, TARIFS DE RACHAT GARANTIS OU NÉGOCIATIONS BILATÉRALES Les négociations bilatérales entre un promoteur À l’échelle internationale, les programmes de privé et le gouvernement ne sont pas recom- tarif de rachat garanti ont surtout soutenu un mandées car elles mènent habituellement à secteur de l’énergie solaire naissant. Toutefois, à des prix plus élevés et à de longues périodes de présent que le marché se chiffre en centaines de négociations. GWs, l’appel d’offres concurrentiel est considéré comme le meilleur moyen de faire baisser les prix. Pour encourager la mobilisation de capitaux Par contre, si la concurrence peut réduire les prix, privés à moindre coût, les pouvoirs publics dans le même temps, les appels d’offres peuvent ont généralement deux choix. devenir coûteux et prendre beaucoup de temps pour les pouvoirs publics. Ces inconvénients Ils peuvent fixer le prix du contrat d’achat peuvent être éliminés en élaborant un ensem - d’énergie à l’avance au moyen d’un tarif de ble de documents contractuels et de processus rachat garanti (feed-in-tariff/FIT), auquel cas d’appels d’offres qui pourront être réutilisés dans la quantité d’énergie produite dépend unique- les phases ultérieures de leur programme solaire. ment de l’intérêt de chaque investisseur. Inversement, ils pourraient fixer la quantité Grâce à SRMI, une plateforme électronique à l’avance et inviter les investisseurs à se d’appels d’offres sera mise à la disposition des concurrencer sur le prix (exprimé par kWh) gouvernements qui ne disposent pas encore de par le biais d’un programme d’appel d’offres plateforme dédiée à la sélection des IPP dans le concurrentiel. secteur des énergies renouvelables. Cette plate- forme augmentera la visibilité de chacun de ces appels d’offres tout en réduisant les coûts, car elle sera mise à la disposition des gouvernements en tant que bien public. Le rôle des plateformes d’appels d’offres électroniques est présenté dans la Phase 3 : Mise en œuvre. 38 Vers une énergie solaire durable 4.3 ANALYSE DES RISQUES STRATÉGIQUES 4 PHASE 2 : DÉFINIR UNE STRATÉGIE Une fois que le cadre juridique aura été évalué, il est nécessaire d’examiner quels sont les risques critiques perçus par les IPP, c’est-à-dire les risques qui affecteront leur volonté d’investir ou leur coût du capital ? Et quel est le point de vue des parties prenantes du public par rapport à ces risques (y compris les restrictions propres à chaque pays)? L’identification, la répartition et l’atténuation La mise en place d’un environnement propice des risques sont des contributions essentielles pour les investisseurs étrangers, qui garantit des à une stratégie solaire nationale. conditions d’investissement sûres et attrayantes, et qui répartit équitablement les risques réduit la L’évaluation des risques perçus par le secteur prime de risque pour les IPP, ce qui améliore les privé définit : conditions de prêt. En effet, ces risques perçus sont pris en compte dans les conditions de prêt et ch a q u e risq u e d u p oi nt d e v u e d e l’ I PP les attentes de rendement de capitaux propres. intégrant une approche ‘go/no go’ (si le risque L’intégration de ces risques dans le cadre du n’est pas couvert, l’IPP n’investira pas dans le programme solaire d’un pays et leur répartition projet) claire entre les parties – et la mise en place des son impact sur le coût du capital du point de instruments d’atténuation des risques associés – vue des fonds propres et de la dette, pour sont essentielles au succès du programme. pouvoir mobiliser du financement commercial dans des conditions compétitives Il est important d’évaluer le point de vue des parties prenantes publiques sur les risques, ainsi Pour attirer les IPP, il est essentiel d’offrir des que les restrictions qu’elles peuvent imposer conditions permettant aux prêteurs de prêter ou par lesquelles elles peuvent être liées, pour sous forme de « financement de projet », sans apprécier la volonté ou la capacité d’un pays recours ou avec un recours limité. donné d’assumer un risque spécifique. L’évaluation des risques perçus par le secteur Une analyse des risques stratégiques prend en privé combine des consultations auprès des compte investisseurs ainsi que des analyses de marché les risques de développement (avant la con- sur les coûts financiers avec et sans risques. Cette struction et l’exploitation) qui influent sur le évaluation permet aux pays de choisir les types de choix du type de déploiement et déploiement les plus appropriés et de structurer leur appel d’offres de manière à équilibrer les risques entre le secteur privé et le gouvernement, les risques opérationnels qui sont à con - en gardant à l’esprit l’arbitrage entre le prix du CAE sidérer dans le cadre de l’appel d’offres et les risques pris par les gouvernements. Vers une énergie solaire durable 39 4 4.4 CHOISIR UN TYPE DE DÉPLOIEMENT PHASE 2 : DÉFINIR UNE STRATÉGIE Une fois que les principaux risques sont identifiés dans l’analyse des risques stratégiques, la question suivante se pose : quel est le type de déploiement optimal pour couvrir les principaux risques de développement ? 4.4.1 IDENTIFICATION DES RISQUES DE DÉVELOPPEMENT Le gouvernement devra adapter sa stratégie Figure 14. Risques de développement de déploiement en fonction (i) de l’évaluation Peu critique Très critique Extrêmement critique des risques perçus par le secteur privé, (ii) de la volonté du pays de contribuer aux activités de 14% 16% 7% 7% 7% développement d’un projet solaire (comme la mobilisation du foncier pour le projet) et (iii) des 64% 59% 80% 36% 50% contraintes spécifiques du pays (contraintes juridiques, financières et politiques). D’après les résultats de l’étude de marché 57% présentés dans l’introduction et dans la Figure 43% 14 , les principaux risques propres à la phase de développement du projet sont les risques juridiques, les risques liés au réseau et au 23% 25% foncier et, dans une moindre mesure, le risque 14% d’intégrité et le manque de transparence dans la passation de marchés. Réseau Foncier Juridique Procédure Corruption d’appels d’offres Source : Banque mondiale étude de marché 2018. Tableau 2. Principaux risques auxquels les types de déploiement doivent répondre RISQUE LIÉ À LA PROPRIÉTÉ INFORMATIONS RELATIVES AU FONCIÈRE RÉSEAU ET RISQUE D’ÉCRÊTAGE Des droits fonciers sécurisés sont essentiels Une connaissance limitée de la disponibilité/des pour les investissements et le financement à conditions du réseau a pour conséquence que long terme. Le principal actif considéré comme l’IPP passe beaucoup de temps à essayer une sûreté pour le prêteur est la centrale d’obtenir des informations auprès du gou- solaire, dont la propriété repose légalement sur vernement/de la société nationale d’élec- le terrain, ce qui permet à la société de projet tricité pour mener une étude d’intégration (SPV) de détenir la centrale pendant la durée des du réseau pour le projet en question accords de projet (CAE et accords financiers). l’IPP réalise une étude incomplète d’in - Selon la nature juridique de la terre, l’accès au tégration du réseau qui ne reflète pas la terrain peut se faire par des systèmes formels, réalité de ce dernier informels ou coutumiers. Les IPP évalueront le système foncier du pays pour évaluer la sécurité Si le projet est basé sur une étude incomplète foncière que le système fournit à son projet. Si du réseau, il y a potentiellement un risque les terres ne peuvent être garanties de manière d’écrêtage car le projet n’aurait pas été évalué financièrement viable, les IPP n’investiront sur des contraintes techniques et commercia- généralement pas dans le pays ou s’attendront les solides. Il s’agit d’un risque qui se présen- à des rendements de capitaux propres très tera pendant l’exploitation, mais qui est lié à élevés. la phase de développement, car il dépend de l’endroit où le projet est raccordé au réseau. 40 Vers une énergie solaire durable 4.4.2 TYPES DE DÉPLOIEMENT Les systèmes d’appels d’offres concurrentiels dans le domaine du solaire sont en général 4 PHASE 2 : DÉFINIR UNE STRATÉGIE regroupés en deux catégories : les « appels d’offres concurrentiels conventionnels » et les « appels d’offres concurrentiels par parcs solaires », la principale différence entre les deux étant que le terrain est fourni aux IPP dans le cadre des programmes de parcs solaires. Deux types d’appels d’offres concurrentiels conventionnels sont courants dans le déploiement du solaire : les appels d’offres non tributaires de l’emplacement et les appels d’offres liés aux postes sources, présentés dans le Tableau 3. Chaque type de déploiement atténue différents risques perçus par les IPP. Tableau 3. Types de déploiement APPELS D’OFFRES CONCURRENTIELS NON TRIBUTAIRES DE L’EMPLACEMENT L’adjudicateur fait un appel d’offres pour une quantité prédéterminée de capacité/ énergie, sans contrainte d’emplacement, ce qui permet à l’IPP de choisir librement l’emplacement de son projet. Les développeurs peuvent Les développeurs peuvent s’installer sélectionner les sites en dans la même région/zone, ce qui fonction de leurs propres peut entraîner une congestion critères, ce qui leur permet du réseau ainsi qu’une pénurie de cibler des sites moins de terrains et de la spéculation onéreux et plus faciles foncière. Le raccordement de ces à développer ou qui ont sites choisis indépendamment peut de meilleures ressources entraîner une augmentation du coût solaires. du réseau qui aurait pu être évitée avec une meilleure planification. Les premiers appels d’offres concurrentiels pour l’énergie solaire (tels qu’en Afrique du Sud) n’étaient pas tributaires de l’emplacement. La plupart des pays s’éloignent aujourd’hui de ce type de systèmes d’appels d’offres concurrentiels car ils sont confrontés à d’impor- tantes contraintes de réseau. Les tarifs de rachat garantis (FIT) ne sont généralement pas non plus tributaires de l’emplacement et les pays qui ont de larges programmes de tarifs de rachat garantis sont de ce fait souvent affectés par les mêmes contraintes de réseau. APPELS D’OFFRES CONCURRENTIELS LIÉS AUX POSTES SOURCES Le gouvernement identifie les postes sources qui disposent d’une certaine capacité disponible en MW, et une partie donnée de cette capacité à chaque poste source est ouverte à la concurrence. Il permet d’optimiser Si le nombre de postes sources l’utilisation de la capacité sélectionnés est très réduit, il de transport existante dans pourrait y avoir une concurrence le déploiement de projets importante pour les terrains solaires, réduisant ainsi le coût autour desdits postes qui ferait potentiel de leur intégration. Il grimper le prix du CAE. permet d’anticiper en amont les investissements dans le réseau nécessaires à l’intégration de nouveaux projets ERV. Le Mexique a mis au point un programme de ce type qui a permis un déploiement plus contrôlé de l’énergie solaire dans le pays. Le programme allemand de primes et de pénalités est une variante de ce type de déploiement. Vers une énergie solaire durable 41 4 APPELS D’OFFRES CONCURRENTIELS POUR UN PARC SOLAIRE Le gouvernement identifie le(s) site(s), procède à la mobilisation des terrains et construit l’infrastructure du parc solaire qui, dépendant de la propension au risque du PHASE 2 : DÉFINIR UNE STRATÉGIE gouvernement, peut aller de la ligne d’évacuation aux éléments de base (tels que la clôture du site, les routes, l’éclairage public, etc.). Une fois que le projet est prêt pour l’appel d’offres, la procédure commence et l’IPP retenu est responsable du finance- ment, de la construction et de l’exploitation du projet solaire. Le parc solaire réduit L’agence d’exécution aura besoin considérablement les risques de temps et d’un budget initial de développement (en pour développer l’infrastructure particulier ceux associés à du parc solaire avant de l’obtention des terrains et des procéder à l’appel d’offre. Il y a autorisations) et raccourcit un risque que l’infrastructure les délais de développement attendue du gouvernement pour le secteur privé, ce qui se ne soit pas construite dans traduit par des économies de les délais convenus avec l’IPP coûts et donc par une baisse sélectionné, ce qui entraînerait des tarifs des CAE. un coût supplémentaire pour le gouvernement. Il est important d’intégrer ces retards potentiels dans l’évaluation de ce que le gouvernement construira et de ce qu’il laissera aux IPP (tel que la ligne d’interconnexion). L’Inde et le Maroc ont été parmi les premiers à développer des parcs solaires, ce qui a permis d’obtenir des prix compétitifs pour les CAE. Le Groupe de la Banque mondiale a développé le Scaling Solar Program qui réduit les risques de développement initiaux. Il a connu un grand succès en Zambie et au Sénégal. 4.4.3 CHOISIR LE(S) TYPE(S) DE DÉPLOIEMENT Le choix du bon type de déploiement pour Selon les résultats du sondage de marché le pays dépend des résultats d’une analyse de la Banque mondiale, les IPP en général des risques stratégiques, basée sur des préfèrent en général atténuer les risques consultations et des discussions avec de développement les investisseurs privés, afin d’évaluer les avec la mise en œuvre de risques inhérents au développement du parcs solaires et projet. par la disponibilité des informations sur le réseau 42 Vers une énergie solaire durable 4 4 PHASE Figure 15. Risques liés au foncier et au réseau : Clé pour la sélection du type de déploiement Type de déploiement PHASE Centrales solaires à petite échelle 1: PLANNING (jusqu’à quelques centaines de kW raccordées au réseau basse tension) Non tributaire de 2 : DÉFINIR UNE STRATÉGIE l’emplacement Capacité à installer Capacité à Grand injecter dans Moyenne échelle Basé sur des Moyenne à le poste grande échelle postes sources (raccordées à source des postes Faible sources) Nombre de projets Risque pour la mobilisation du foncier Élevé, les droits fonciers ne sont pas bien identifiés et la spéculation foncière est répandue Petit Grande échelle Parcs solaires Si le réseau est identifié dans l’analyse des risques d’atténuation. Il est essentiel dans ce cas que les stratégiques comme un problème clé pour les IPP, le terres mises à la disposition de l’IPP sélectionné gouvernement peut soient libres de toute personne et que le sol et les autres caractéristiques environnementales soient rendre l’information sur le réseau disponible alignés sur les exigences de l’installation solaire. De en ligne afin que les IPP aient une meilleure plus, le droit de passage pour la ligne d’évacuation connaissance de l’endroit où il y aura le doit être mis à la disposition de l’IPP. En cas de fortes moins de risque d’écrêtage dans le type de contraintes foncières, le PV flottant peut être une déploiement non tributaires de l’emplacement option viable et qui est de plus en plus populaire. développer une offre concurrentielle basée sur les postes sources Bien que les coûts de construction et d’équipement soient actuellement plus élevés que pour les installa- développer des parcs solaires tions au sol, ces coûts supplémentaires sont partielle- ment compensés par une augmentation de la produc- Du point de vue de l’intégration au réseau et afin d’opti- tion d’énergie grâce aux effets de refroidissement de miser l’infrastructure existante, il n’est pas recom- l’eau environnante et par une absence générale de mandé d’adopter le type de déploiement non tributaire poussière. de l’emplacement pour les projets de plus de quelques MW. Même pour les projets PV en toiture de quelques Le choix d’un ou de plusieurs types de déploiement kW en pointe, il est en général recommandé à la société doit être clairement indiqué dans le programme de nationale d’électricité d’avoir un certain contrôle sur la déploiement solaire d’un pays et décidé d’emblée car connexion pour s’assurer que le projet n’endommagera il implique un travail des pouvoirs publics en matière pas le réseau. d’analyse technique ou même d’investissements, tel que présenté dans la Phase 3 : Mise en œuvre. Si des contraintes foncières, telles que les contraintes L’évaluation du risque perçu en matière de développe- de la disponibilité des terres ou liées à la sécurité ment sera traduite en une matrice de répartition des foncière, sont identifiées dans l’analyse des risques risques de développement qui appuiera la sélection stratégiques, les parcs solaires pourraient être du type de déploiement optimal à mettre en œuvre favorisés par les gouvernements comme mesure dans le pays. Executive Summary 00 Vers une énergie solaire durable 43 4 4.1 BUSINESS MODELS HORS RÉSEAU PHASE 2 : DÉFINIR UNE STRATÉGIE Pour réduire le volume de l’investissement néces- cèdera une zone uniquement à un mini-réseau saire pour l’électrification et pour accroître les entièrement privé ou fournira une concession à résultats, les investissements privés peuvent un gestionnaire de mini-réseau privé. faire partie de la solution hors réseau pour les mini-réseaux et les systèmes solaires domes- Les mini-réseaux soulèvent trois questions tiques (SHS). Il n’existe pas de modèle commer- fondamentales : Que se passe-t-il lorsque le cial standard pour intégrer les investissements réseau arrive ? Comment les tarifs de détail privés dans les plans d’électrification. Le proces- sont-ils réglementés ? Et quelles sont la qualité sus dépend plutôt de la solidité de la société du service et les normes techniques ? nationale d’électricité, du financement public disponible pour l’électrification, du calendrier et Le déploiement de mini-réseaux doit être du taux d’électrification, ainsi que de la volonté et bien réfléchi par le gouvernement, et avant la de la capacité de payer des populations qui sont passation de marchés, pour s’assurer que le hors réseau. programme est viable et que les règlements en place permettent la mise en œuvre du modèle Les business models de mini-réseaux sont choisi. nombreux et peuvent impliquer de nombreux partenaires différents. Plus précisément, ils Les SHS sont une bonne solution d’électrifica - peuvent être entièrement financés par le secteur tion pour les clients à faible consommation et public, dans le cadre d’un partenariat public-privé dans les zones à faible densité de population. Le ou entièrement par le secteur privé. Ils peuvent déploiement des SHS peut être encouragé de être gérés par le service public, par les commu- différentes manières. nautés, par le secteur privé ou par le secteur privé conjointement avec le secteur public. Les clients Par exemple, les ménages peuvent i) acheter stratégiques, tels que les sociétés minières, leur propre système directement sans aucune peuvent également être mises à contribution exploitation ni maintenance, ii) par le biais d’un pour leur solvabilité et leur demande dans le modèle de rémunération à l’acte où le fournis- cadre d’un modèle d’entreprise qui intégrerait seur de SHS reste propriétaire de l’appareil, et l’intermédiaire financier public et un producteur iii) par un modèle de location avec option d’achat d’énergie indépendant. où le ménage devient propriétaire de l’appareil. Le service public peut faire partie du déploie- Chacun de ces modèles présente des déf is ment dans le cadre du modèle de rémunération différents et la principale contrainte est générale- à l’acte (comme au Pérou). Le secteur privé peut ment la réglementation en vigueur dans un pays être exploité et promu par le gouvernement donné. Le ser vice public a généralement le au moyen de divers mécanismes, tels que le monopole de la distribution et du transport et f inancement axé sur les résultats (en vertu duquel le gouvernement paie la partie privée en fonction des résultats et la concurrence entre les intervenants privés fait baisser les prix) et les appels d’offres pour des subventions minimales. Pour de plus amples informations, voir http://hdl.handle.net/10986/31926 44 Vers une énergie solaire durable 4.5 CADRE DE L’APPEL D’OFFRES 4 PHASE 2 : DÉFINIR UNE STRATÉGIE Sur la base des résultats de l’analyse des risques préliminaires et en parallèle de la prise de décision relative au plan de déploiement, on doit se poser la question : Quels sont les principaux paramètres du programme d’appel d’offres pour une répartition équitable des risques ? Le cadre d’appel d’offres est destiné à fournir le cadre projet particulier lorsque commence l’appel d’offre pour l’ensemble du programme solaire. Il inclut les associé. Il comprend plus de détails sur les mécanismes enjeux propres et le cadre des appels d’offres, ainsi que sur les dispo- sitions contractuelles qui serviront de base aux stipu- à l’appel d’offre et lations contractuelles spécifiques. Cependant, selon aux contrats. les pays, ces paramètres doivent parfois être inclus dès le départ dans la réglementation. Ces points sont Ces paramètres sont intégrés dans les réglementa - présentés plus en détail dans la Phase 3 : Mise en œuvre. tions nationales, généralement par décret ministériel. Le gouvernement doit élaborer, en partenariat avec le Les pays gagnent à fournir de la visibilité au marché sur secteur privé, un plan stratégique de répartition des les processus d’appel d’offres à venir. Dans la mesure risques liés aux appels d’offres et des risques contrac- du possible, les gouvernements devraient communi- tuels afin de déterminer les éléments clés du cadre. quer aux parties privées un calendrier transparent des appels d’offres à venir, y compris des informations sur Ce cadre d’appel d’offres devra être plus détaillé et les phases successives, le cas échéant. affiné pour chaque phase du programme ou pour un 4.5.1 IDENTIFICATION DES RISQUES OPÉRATIONNELS Chaque pays a des risques opérationnels différents risques perçus par les IPP au cours de l’exploitation perçus par les IPP dont il devrait tenir compte au sont les risques de paiement liés à la société nationale niveau de son cadre d’appels d’offre et des arrange- d’électricité en tant que signataire du CAE (liquidité ments contractuels proposés, tout en considérant et résiliation), les risques de change, les risques de les restrictions et intérêt des acteurs publics. Sur la rupture de contrat, d’inconvertibilité des devises et, base des résultats de l’étude de marché présentés dans une moindre mesure, d’expropriation, la violence dans l’introduction et en Figure 16 , les principaux politique, le refinancement. Figure 16. Risques opérationnels 50% 22% 20% 23% 7% 9% 8% 50% 43% 38% 66% 55% 45% 45% 43% 48% 54% 25% 32% 12% 5% Risque de Risque de Rupture de Inconvertibilité Expropriation Violence Risque de paiement lié à la change contrat des devises politique refinancement société nationale d’électricité (liquidité et Peu critique Très critique Extrêmement critique résiliation) Source : Banque mondiale étude de marché 2018. Vers une énergie solaire durable 45 4 PHASE 2 : DÉFINIR UNE STRATÉGIE Tableau 4. Principaux risques auxquels le cadre d’appel d’offres doit répondre RISQUE DE PAIEMENT LIÉ À LA SOCIÉTÉ NATIONALE D’ÉLECTRICITÉ Dans le cadre d’un financement de projet rupture de contrat de la part de la société avec recours limité ou sans recours, nationale d’électricité, également appelé la viabilité f inancière du projet solaire risque de liquidité et risque de résilia- est basée sur la capacité de la SPV à tion , a un impact important sur le coût du rembourser le prêt, et donc sur la capacité capital lorsque la société nationale d’élec- de la société nationale d’électricité à payer tricité est financièrement fragile (comme l’électricité dans les délais prescrits dans le c’est le cas dans la plupart des pays en CAE. Le risque de retard de paiement et de développement). RISQUE POLITIQUE Les principaux risques politiques perçus par les IPP sont le risque de rupture de contrat le risque de restriction de transfert (tel que le risque d’arbitration) et d’inconvertibilité monétaire le risque d’expropriation le risque de guerre et de troubles civils. RISQUE DE CHANGE Les risques de change peuvent avoir une Toutefois, pendant la phase d’exploitation incidence sur l’intérêt des IPP à investir de la centrale (généralement entre 20 et 25 dans le pays en raison de risque de dévalu- ans), le risque de change est important en ation monétaire/taux de change, du risque cas d’ inadéquation des flux monétaires de convertibilité et des restrictions de (flux en différentes devises). transfert. Lorsque les revenus de l’IPP sont dans Les risques liés au taux de change peuvent une monnaie locale et qu’il existe une être facilement gérés pendant la phase inadéquation entre les revenus et la devise de construction de la centrale, car elle de la dette et celle des capitaux propres, le est limitée dans le temps. S’il existe une risque de dévaluation et de convertibilité différence entre la devise de la dette/ pourrait entraîner des coûts élevés pour capitaux propres et la devise du contrat l’IPP. Les dépenses d’exploitation (OPEX) de construction , ce risque est suscepti- sont mineures pour les projets solaires ble d’être couvert et les coûts associés et, par conséquent, une inadéquation considérés comme un coût unique par l’IPP. monétaire entre les OPEX et les revenus aura un impact minimal. 46 Vers une énergie solaire durable 4.5.2 CADRE DE PASSATION DES MARCHÉS 4 PHASE 2 : DÉFINIR UNE STRATÉGIE Le cadre de passation des marchés définit les exigences du proces- sus d’appel d’offres pour un adjudicateur en fonction de l’appétence du pays pour le risque et de son engagement à intégrer les ERV dans le bouquet énergétique et à assurer la sécurité énergétique pour le pays. L’adjudicateur doit être clairement identifié dès le départ, en même temps que deux éléments clés : A. LE MÉCANISME DE PAIEMENT Le mécanisme de paiement est décidé dans la struc- ture de paiement du CAE. Compte tenu de la variabilité de la production solaire, les paiements sont générale- ment effectués sous la forme de paiements basés sur l’énergie par mégawattheure (MWh) et non en termes de MW (capacité). B. LA STRUCTURE DU TARIF La structure du tarif est une décision importante des prix attractif et sur une longue durée sont encore du gouvernement dans la répartition des risques. rarement disponibles. Toutefois, cela signifie que Elle considère les résultats de l’analyse des risques le gouvernement supportera le risque lié au taux stratégiques et de la disponibilité d’un financement de change. Le principal facteur d’atténuation serait adéquat dans la monnaie locale. Le tarif peut être en l’accès des IPP à un financement local adéquat, en devise étrangère, indexé à une devise étrangère, indexé faisant concorder les flux de prêts et les revenus. Dans à l’inflation ou augmenté chaque année à un taux donné. beaucoup de pays, cela impliquerait le développement Le choix de l’entité qui prend le risque de l’inflation et le d’un marché financier local qui proposerait des condi- risque de change peut avoir une incidence considérable tions appropriées dans le cadre d’un financement de sur le tarif du CAE et doit donc être décidé de manière projet assorti d’une échéance appropriée (15 ans par éclairée. Selon les résultats du sondage de marché example). Le choix de la structure tarifaire est import- présentés en Figure 17, la plupart des IPP préfèreraient ant au niveau du programme car l’approbation du une indexation du tarif sur une devise comme le USD Bureau des Changes ou du ministère des Finances peut ou l’euro, car les produits de couverture de change à être requise, en fonction du cadre juridique applicable, dans le cas où le tarif est indexé à une autre devise. Figure 17. Risques liés au change : instruments d’atténuation 82% 28% 31% 5% 5% tarif indexé Financement à Flux des Produits de Refinancement long terme revenus et de dette couverture en devise locale concordants Source : Banque mondiale étude de marché 2018. Vers une énergie solaire durable 47 4 4.5.3 CADRE CONTRACTUEL : RÉPARTITION DES RISQUES DANS LE CADRE DE L’APPEL D’OFFRES DU PROGRAMME PHASE 2 : DÉFINIR UNE STRATÉGIE La répartition des risques entre la société nationale d’électricité et l’IPP reflétée dans le CAE résulte de l’arbitrage entre le prix (que la société nationale d’électricité est disposée à payer) et les risques (que la société nationale d’électricité/le gouvernement est disposé à prendre pour améliorer la bancabilité du projet). Les principaux risques à considérer à l’étape du programme sont A. LA DURÉE DU CAE le risque de paiement lié à la société La durée du CAE , qui correspond en général à la durée de vie de nationale d’électricité (liquidité l’actif car il y a très peu d’OPEX, qui est habituellement entre 20 et et résiliation du contrat) et 25 ans. La durée du CAE est essentielle pour que les IPP puissent avoir accès à un financement à long terme sans recours. Comme le risque de changement juridique, les projets solaires ont un faible OPEX, la majorité de l’investisse- car les deux peuvent avoir des ment correspond au capital à mobiliser lors de l’investissement répercussions à long terme sur le initial (capital expenditure ou CAPEX), et par conséquent, la teneur pays et nécessiter la participation du prêt a une forte incidence sur le prix du CAE. de différentes parties publiques La répartition du risque contractuel au niveau stratégique permet de déter - B. LE SUPPORT DU GOUVERNEMENT miner les instruments d’atténuation ou le support que le gouvernement accepte Le support du gouvernement pour protéger les IPP de modifi- de fournir aux IPP ainsi que ce qui est cations législatives après signature du CAE est critique pour attendu de la partie privée. Les modal- atténuer les risques liés aux changements juridiques et fiscaux ités clés du cadre contractuel qui seront que les IPP ne peuvent contrôler. Les gouvernements peuvent décidées par le gouvernement au niveau joindre une lettre d’appui au CAE, dans laquelle ils s’engagent à ce du programme et pour couvrir les risques que tout changement législatif qui aurait une incidence négative clés perçus par les IPP sont les suivantes. sur l’exploitation et la rentabilité du projet ne s’applique pas à celui-ci. De même, les gouvernements peuvent convenir d’un arbitrage international pour fournir une assurance supplémen- taire aux prêteurs et aux IPP en cas de résiliation ou de manque- ment au contrat. C’est essentiel, en particulier dans les pays où le système judiciaire ne s’inscrit pas les normes internationales. C. LE RISQUE POLITIQUE Le risque politique peut être atténué en mettant, dans la documentation contractuelle, une clause de résiliation au profit de l’IPP en cas d’événements politiques de force majeure, qui prévoit également des indemnités spécifiques couvrant (notam- ment) les obligations de remboursement de la dette de l’IPP. Une couverture spécifique telle qu’une assurance de risque politique peut également être proposée à l’IPP si le pays est particulière- ment instable avec des risques de guerre ou de conflits. 48 Vers une énergie solaire durable D. RISQUE LIÉ AU PAIEMENT Comme déjà mentionné, le risque lié au paiement par La garantie de paiement couvre les obligations de 4 PHASE 2 : DÉFINIR UNE STRATÉGIE les sociétés nationales d’électricité est critique pour paiement du CAE de la société nationale d’électricité à les IPP lorsque la société publique n’est pas considérée la SPV, tandis que la garantie de prêt couvre le défaut comme solvable. Selon les résultats du sondage de de paiement de la SPV sur le remboursement du prêt marché présentés en Figure 18 , la plupart des IPP causé par le défaut de la société nationale d’électricité préfèreraient se protéger avec un mécanisme de de ses paiements à l’IPP. sécurité de paiement tel qu’un compte séquestre et/ou une garantie (garantie souveraine ou garantie d’insti- Le soutien du gouvernement aux obligations de la tution de financement du développement). De même, société nationale d’électricité dans le cadre du CAE les risques de résiliation et de rupture de contrat par une lettre de soutien bancable est très souvent dus à la défaillance de la société nationale d’électric- un élément clé d’un système contractuel reposant sur ité peuvent être réduits en stipulant des indemnités une répartition équilibrée et équitable des risques. de résiliation (indemnisation des dettes dues, rende- Ces soutiens doivent faire l’objet d’un accord entre ment et prime des capitaux propres) et/ou par des les différentes parties publiques et, en particulier, le garanties appropriées (garantie souveraine ou garan- ministère des Finances avant la passation des marchés. tie d’institution de financement du développement). Figure 18. Risques de liquidité et de résiliation : Instruments d’atténuation Risque de liquidité : Instruments d’atténuation Risque de résiliation : Instruments d’atténuation 64% 72% 65% 57% 33% 24% 21% Compte Garantie Garantie d’un Garantie Garantie Couverture des risques Couverture des séquestre souveraine tiers avec garantie d’un tiers souveraine politiques par garantie risques politiques souveraine sans garantie d’institution de par des fournisseurs souveraine développement (DFI) commerciaux Source : Banque mondiale étude de marché. 2018. AMÉLIORATION DE LA SOLVABILITÉ DES SOCIÉTÉS NATIONALES D’ÉLECTRICITÉ L’introduction de la participation du secteur privé À court terme, les pays dont les sociétés nationales à la production d’énergie sans entreprendre au d’électricités sont financièrement vulnérables n’ont préalable ou au moins simultanément des réformes pas d’autre choix que de fournir une forme de soutien sectorielles plus profondes peut s’avérer probléma- à l’atténuation de ce risque, qui est intrinsèquement tique. Dans de nombreux pays, les sociétés natio- du ressort du gouvernement. Toutefois, ils doivent nales d’électricité peuvent ne pas avoir un bilan ou également veiller à ce que le prix du CAE de toute des antécédents de crédit solides. La faible perfor- nouvelle production soit aussi bas que possible, afin mance financière des sociétés nationales d’élec- de ne pas peser davantage sur la situation financière tricité peut souvent être liée à des investissements de la société nationale d’électricité. élevés dans l’électrification, à des pertes de réseau et de paiement, des tarifs d’électricité non indexés À moyen terme, les gouvernements doivent aider qui ne reflète pas les coûts de production et ne les sociétés nationales d’électricité à améliorer leurs répondent pas aux besoins en revenus du service services et à percevoir les paiements de ses consom- public et au coût élevé de la production d’électricité. mateurs, à améliorer la qualité du réseau pour réduire Le report des changements de tarif et des réformes les pertes techniques, à mieux cibler leurs subven- en matière de subventions et de politiques visant à tions en matière d’énergie fossile et d’électricité sur réduire les coûts de production, les pertes et les les segments les plus pauvres de la population et à inefficacités globalement de la société nationale réduire continuellement leurs coûts de production. d’électricité ont une incidence sur sa solvabilité et Il est essentiel que les pays élaborent un programme entraînent généralement des demandes de garan- solide pour soutenir leurs sociétés nationales d’élec- ties par les IPP, exposant les contribuables à un tricité afin qu’elles deviennent solvables. engagement financier latent significatif. Vers une énergie solaire durable 49 4 4.6 OPTIMISER LES AVANTAGES SOCIO-ÉCONOMIQUES PHASE 2 : DÉFINIR UNE STRATÉGIE La question suivante est de savoir com - Le gouvernement peut également décider d’intégrer l’impact ment optimiser les avantages socio- sur l’emploi lors de la modélisation de production à moindre économiques du programme. Une planifi- coût. Par exemple, le modèle Open Source Energy MOdelling cation intégrée assortie d’objectifs à moyen SYStem (OseMOSYS) a été utilisé en Tunisie avec le rajout terme permettra aux pays de optimiser les d’un module au modèle permettant de modéliser la création avantages socio-économiques générés par d’emplois en considérant les taux d’emploi comme métrique les projets solaires mis en œuvre dans le socio-économique (Dhakouani A. 2017). cadre du programme. Figure 19. Maximiser les avantages socio-économiques de la participation du secteur privé PLANIFICATION STRATÉGIE MISE EN ŒUVRE Offrir une visibilité au marché local Stratégie de renforcement des Soutenir l’emploi des travailleurs et international, y compris capacités et de la compétitivité locaux, des communautés, des des acteurs locaux femmes et des jeunes Objectifs d’ERV et calendrier de mise en œuvre Analyse des lacunes en Politiques publiques matière de compétences telles que les traitements Évaluation des acteurs locaux et d’industries préférentiels et les incitations Cartographie des financières pour maximiser le Plans d’action visant à compétences existantes développement local positif renforcer la compétitivité et nouvelles des acteurs locaux Évaluation des impacts et à les former aux socio-économiques compétences nécessaires 50 Vers une énergie solaire durable 4 PHASE 2 : DÉFINIR UNE STRATÉGIE LES AVANTAGES SOCIO-ÉCONOMIQUES PEUVENT ÊTRE SOUTENUS DE LA FAÇON SUIVANTE. A. OFFRIR UNE VISIBILITÉ LOCALE ET INTERNATIONALE Pour soutenir le développement de L a c ré a t i o n d ’u n g ro u p e p ro f e s- l’industrie locale, le gouvernement peut sionnel (à l’instar d’un cluster) pour les entreprises pourrait également informer le marché des caractéris- aider les acteurs locaux à bénéficier tiques du programme solaire, y du programme solaire déployé pour compris ses objectifs par rapport au diffuser des connaissances adéquates développement local et industriel, et sur la chaîne de valeur solaire, présenter la chaîne de valeur solaire proposer des formations pertinentes au fournisseurs locaux pour leur per- en coordination avec les institutions mettre d’identifier les opportunités de formation professionnelle, aider qui leurs seraient pertinentes afin les entreprises locales à gagner en qu’ils puissent se positionner le cas visibilité et les mettre en relation avec échéant. les acteurs internationaux impliqués dans les appels d’offres, le cas échéant. B. FACILITER L’ÉVALUATION DES OPPORTUNITÉS LOCALES Le gouvernement pourrait mener des études pour évaluer le potentiel du marché local dans la chaîne de valeur de l’énergie solaire et partager ces études avec les soumissionnaires préqualifiés afin de leur faciliter l’examen du potentiel de parte - nariat/sous-traitance. Des réunions entre les soumissionnaires préqualifiés (et leurs principaux sous-traitants pour l’ingénierie et la construction ainsi que l’exploitation et la maintenance) et les acteurs locaux pourraient être organisées. Vers une énergie solaire durable 51 4 C. GÉNÉRER DES LES AVANTAGES POUR LES COMMUNAUTÉS LOCALES PHASE 2 : DÉFINIR UNE STRATÉGIE La réalisation d’une étude socio-économique Par exemple, en Afrique du Sud, les projets pour évaluer les besoins des communautés mandatés dans le cadre du Renewable Energy locales aiderait à concevoir des programmes Independent Power Producer Procurement sur mesure pour répondre à ces besoins dans Programme sont tenus de réserver un pourcent- la mesure du possible, en coordination avec age des recettes totales du projet au développe- tous les acteurs publics concernés. Bien que le ment socio-économique au profit des commu- gouvernement comprenne souvent les besoins nautés locales. C’est le cas du projet solaire des collectivités et la façon d’y répondre, il ne Redstone 100MW CSP, qui s’est engagé sur un dispose souvent pas de moyens pour financer fond communautaire de 2,5 pour cent. Créé en les mesures nécessaires pour y répondre. Le tant qu’organisation à but non lucratif, le fond processus d’appel d’offres pourrait inclure des profite aux communautés locales vivant autour dispositions permettant aux IPP de financer du site du projet, en particulier aux femmes (qui par un pourcentage des dépenses en capital sont impliquées en tant qu’administratrices). (e.g. 1 pour cent) que le gouvernement pourrait Les revenus du fond doivent être affectés à consacrer au développement local. des programmes particuliers de développe- ment communautaire, notamment en matière de de santé, d’éducation, de formation et de développement. CENTRALES SOLAIRES ET ÉMANCIPATION DES FEMMES : UN EXEMPLE AU MAROC Depuis 2013, dans l e c adre du projet Si x a ns a p rès s a m ise e n œ u v re, d es solaire Noor O uarzazate, l’ I PP sélec - avantages importants pour les femmes tionné par le gouvernement a mis en qui participent au programme sont déjà œuvre un plan complet de responsabilité visibles. Parmi les résultats, il y a une sociale des entreprises (RSE) en collabo- augmentation substantielle des revenus ration avec les entités gouvernementales. et des actifs et une meilleure connaissance L’objectif du plan de RSE est d’améliorer de la gestion du bétail et de la production les moyens de subsistance et les oppor- artisanale. tunités économiques des communautés locales, avec un accent particulier mis sur Les certif icats W+ ont été utilisés pour les femmes. Pour atteindre cet objectif, monétiser les bénéfices de ces actions en l’IPP a facilité la création de coopératives faveur des femmes. Dans le cadre de cette agricoles mixtes et de coopératives d’arti- certification, le projet fait l’objet d’un suivi sanat réservées aux femmes, et a fourni des pour les catégories “Revenus et actifs” et formations liées à l’élevage, l’agriculture et “Connaissances et éducation”. Les certifi - l’artisanat. cats W+ associés à ces actions peuvent être vendus, générant des revenus supplémen- taires que les femmes peuvent réinvestir dans leurs projets. Pour plus d’informations, voir https://www.wplus.org/project/ livelihoods-project-in-ouarzazate-morocco-2/ 52 Vers une énergie solaire durable D. GÉRER LES ATTENTES POUR OBTENIR DE MEILLEURS RÉSULTATS 4 PHASE 2 : DÉFINIR UNE STRATÉGIE Un plan de communication et de participation soigneusement conçu améliore l’interaction avec les intervenants locaux et permet au gouvernement de mieux gérer les attentes des principaux intervenants. SYNERGIES ENTRE L’EXPLOITATION MINIÈRE ET LES ÉNERGIES RENOUVELABLES POUR UNE TRANSITION ÉNERGÉTIQUE RÉUSSIE L’industrie solaire peut représenter une opportunité pour les travailleurs de l’industrie houillère en offrant de meilleurs salaires aux ouvriers à tous niveaux de compétences. Les personnes travail- lant dans l’industrie houillère pourraient par exemple augmenter leurs revenus en devenant monteurs mécaniques peu qualifiés dans l’industrie solaire (Harvard Business Review 2017). Un investissement relativement mineur dans les formations proposées dans le pays permettrait à la grande majorité des travailleurs du charbon d’accéder à des postes dans le secteur de l’énergie solaire, car un grand nombre d’entre eux possèdent un ensemble de compétences, comme le savoir-faire en mécanique et en électricité, qui sont transférables aux emplois dans l’industrie solaire. Ils pourraient bénéficier de nouveaux emplois créés dans le secteur des énergies renouvelables dans un contexte d’élimination progressive du charbon avec l’appui du gouvernement pour gérer les impacts sociaux sur les travailleurs et les communautés. Un cadre intégré pour une telle transition doit aborder les aspects temporels, spatiaux et éducatifs du processus de conversion d’emplois, ainsi que les pertes d’emplois dans le secteur de l’énergie et dans d’autres secteurs de l’économie. La ferme solaire de Guqiao, en Chine, est un exemple d’une telle transition puisqu’elle a été construite sur une mine de charbon abandonnée dans la province d’Anhui. Cette ferme solaire de 150 MW forme et emploie d’anciens mineurs (par exemple comme monteurs de panneaux solaires) et leur donne un meilleur salaire tout en leur offrant un environnement de travail plus sain. Vers une énergie solaire durable 53 4 E. RENFORCER LA POSITION DES ACTEURS LOCAUX ET DES EMPLOIS LOCAUX SUR LA CHAÎNE DE VALEUR PHASE 2 : DÉFINIR UNE STRATÉGIE Le gouvernement peut cartographier les acteurs locaux et leurs compétences, puis identifier comment ils pourraient combler les lacunes de la chaîne de valeur solaire. L’évaluation théorique pourrait être améliorée en comparant les acteurs locaux à des sous-traitants présélectionnés en demandant, par exemple, aux soumissionnaires préqualifiés d’expliquer pourquoi ils n’ont pas l’intention de présélectionner des sous-traitants locaux. Ces informa- tions aideront les parties prenantes publiques à concevoir un programme sur mesure pour améliorer la position des acteurs locaux dans la chaîne de valeur. Du point de vue du développement durable, les emplois d’exploitation et de maintenance requièrent une attention particulière car ils représentent plus de la moitié des emplois associés à une centrale solaire PV (IRENA 2017). LA DIVERSIFICATION DES COMPÉTENCES : DES OPPORTUNITÉS À SAISIR EN MATIÈRE D’EXPLOITATION ET DE MAINTENANCE Dans la chaîne de valeur de l’énergie solaire PV, 56 pour cent des ressources humaines nécessaires se trouvent dans l’O&M, tandis que la fabrication et la passation de marchés représentent 22 pour cent du total. La majorité des ouvriers sont des techniciens du bâtiment. Le développement de nouvelles compétences en matière d’O&M nécessite, en plus des connaissances théoriques, un « apprentis- sage par la pratique ». Pour créer un champion local, le gouvernement pourrait désigner une équipe de personnes qualifiées et inclure des dispositions dans les documents d’appel d’offres pour les détacher auprès du contractant O&M. Ils pourraient acquérir une expérience pratique, évolutive et repro- ductible, sans surcoût pour le gouvernement (puisqu’ils seront pris en charge par le producteur d’énergie indépendant et budgétisés d’emblée) et sans risque accru (ils seront détachés et donc sous la responsabilité de l’entrepreneur). Le fait de détenir une participation minoritaire dans le véhicule d’O&M pourrait permettre au gouver- nement d’améliorer sa connaissance des activités en la matière en ne mettant en jeu qu’une somme d’argent limitée. Pour plus d’informations, voir https://www.irena.org/publications/2017/Jun/ Renewable-Energy-Benefits-Leveraging-Local-Capacity-for-Solar-PV. 54 Vers une énergie solaire durable 4.7 PROGRAMME DE DÉPLOIEMENT SOLAIRE : 4 PHASE 2 : DÉFINIR UNE STRATÉGIE PRINCIPAUX RÉSULTATS Sur la base de la stratégie du gouvernement et d’une évaluation des risques stratégiques, il est possible d’élaborer un programme de déploiement de l’énergie solaire qui définit : les rôles et responsabilités clairs les objectifs du programme répartis des parties prenantes en phases d’un an ou de 18 mois la répartition des risques de le cadre général de l’appel d’offres, développement et des risques y compris les questions spécifiques opérationnels avec les instruments en rapport avec la passation de d’atténuation et les mesures clés marchés et les arrangements associés contractuels, identifiées dans l’évaluation des risques le(s) type(s) de déploiement sélectionné(s) Dans le cadre de ce programme, le gouvernement peut également définir et planifier des plans d’ac- tions spécifiques pour soutenir le développement socio-économique, ainsi que les changements clés à apporter au cadre juridique pour encourager et faciliter le déploiement durable de l’énergie solaire. Vers une énergie solaire durable 55 5 PHASE 3 : MISE EN ŒUVRE 5.1 OBJECTIFS 5 PHASE 3 : MISE EN OEUVRE Au début de la mise en œuvre de la première phase du programme, les objectifs d’un gouvernement en matière d’énergie solaire ont été fixés et une stratégie visant à atteindre ces objectifs a été discutée et adoptée par toutes les parties prenantes publiques. Si cette stratégie implique une À ce stade, le secteur public rendra opérationnelles les participation du secteur privé dans décisions prises au cours des deux phases précédentes. la production d’énergie solaire, plusieurs questions doivent être En préparant un processus d’appels d’of fres solide, abordées au début de la phase de combiné à des plans techniques et à un soutien financier mise en œuvre : appropriés, le secteur public rend possible le dévelop- pement de projets solaires abordables et durables qui Quelles analyses répondent aux besoins énergétiques du pays tout en techniques et quels soutenant son développement socio-économique. En investissements le secteur planifiant et en anticipant de manière coordonnée les public doit-il entreprendre actions clés des diverses entités publiques concernées, avant de choisir un IPP ? le gouvernement peut éviter les retards dans le processus de passation de marchés qui, autrement, affecteraient la Comment optimiser le crédibilité de l’autorité adjudicatrice ainsi que les coûts des processus de sélection soumissionnaires. d’un IPP ? Du point de vue des IPP, la mise en œuvre d’un système Quel sera le rôle du d’appels d’offres solide et formel reposant sur des contrats gouvernement lors de la financièrement viables et soutenus par une couverture phase opérationnelle d’un adéquate des risques, permettra de réduire plusieurs projet solaire appartenant risques clés, à savoir (i) le manque de transparence en à un IPP ? matière de passation de marchés et les longs délais de négociation, (ii) les risques financiers et contractuels, et (iii) les risques de paiement liés aux sociétés nationales d’électricité et les risques politiques. Au terme de cette phase, les objectifs du pays en matière de déploiement du solaire auront été atteints en tirant parti des investissements privés de manière durable, tandis que tous les risques du point de vue des secteurs public et privé auront été optimisés. Vers une énergie solaire durable 57 5 5 Figure 20. Étapes clés de la phase de mise en œuvre Liste des investissements de Réalisation de modernisation du réseau de la Phase 1 PHASE 1: PLANNING l’investissement PHASE 3 : MISE EN OEUVRE public dans le réseau Programme solaire durable de la Phase 2 Types de Cadre d’appel d’offres INTEGRATION déploiement stratégique DES ERV POSSIBLE Si type de déploiement basé sur postes sources Évaluation de la disponibilité de capacité au niveau des postes sources, y compris l’analyse d’écoulement de charge et la disponibilité du foncier Sondage de marché avant Si parc solaire appel d’offres Étude de faisabilité, comprenant les études environnementales et Matrice finale d’allocation sociales, réseau et géotechniques des risques Sélection et acquisition Mécanisme d’appel d’offres final et des terrains cadre de passation de marchés Investissements publics clés Stipulations contractuelles finales et dans un parc solaire instruments d’atténuation des risques Dispositif prêt pour Sélection des IPP les appels d’offres (appel d’offres effectué) Vérification de la conformité aux exigences techniques de la centrale solaire Intrant de la Phase 1 Acceptation de la centrale Intrants de la Phase 2 Résultats clés de la Phase 3 Résultats OBJECTIFS DURABLES Évaluations et cadres ATTEINTS Executive Summary 00 58 Vers une énergie solaire durable 5.2 PRÉPARER LES ASPECTS TECHNIQUES DU PROGRAMME 5 PHASE 3 : MISE EN OEUVRE SOLAIRE Avant d’entamer le processus de passation Si le gouvernement opte pour un modèle non tribu- de marchés, les autorités publiques doivent taire de l’emplacement, aucune démarche technique identifier ce qui doit être fait, d’un point de n’est nécessaire avant la passation des marchés, vue technique, pour mettre en œuvre le type alors que pour un modèle basé sur postes sources de déploiement choisi. ou un parc solaire, il est nécessaire de préparer le réseau et de mettre à disposition le terrain ainsi que d’autres infrastructures, le cas échéant. Figure 21. Rôles des secteurs public et privé par type de déploiement PARC SOLAIRE BASÉ SUR POSTES NON TRIBUTAIRE DE SOURCES L’EMPLACEMENT Décision de lancer Partie Publique Partie Publique Phase de transaction l’appel d’offre pour une capacité donnée Classement des Partie Privée postes sources avec la capacité associée Phase de transaction Études de faisabilité Sélection et Partie Privée acquisition des terrains Mise en place d’une SPV/permis Phase de transaction Conception et construction Partie Publique/Privée Mise en service Partie Privée Exploitation Transfert ou démantèlement 5.2.1 TYPE DE DÉPLOIEMENT BASÉ SUR POSTES SOURCES : DÉFINIR LES EMPLACEMENTS ET LA CAPACITÉ Un type de déploiement basé sur postes sources sans risque dans le réseau. L’adjudicateur doit nécessite une évaluation des postes sources les inclure cette liste dans sa demande de propositions plus appropriés pour un déploiement solaire du (DP), en indiquant la capacité maximale par poste point de vue de l’intégration dans le réseau. Cette source en MW et la capacité maximale pour l’appel évaluation sera basée sur les résultats d’une d’offres total. Il est recommandé que la capacité analyse d’écoulement de charge associée à une totale adjugée soit inférieure à la capacité maximale évaluation des terrains. Elle prend également en cumulative par poste. Cela permettra de s’assurer compte le calendrier défini pour la modernisation que l’offre répond à la demande tout en maximisant des lignes de transport d’électricité. la concurrence, et en réduisant le risque de collu- sion entre investisseurs privés. Si les terrains situés Sur la base de cette évaluation, il est possible de autour d’un poste sont très coûteux, ce poste sera préparer une liste de postes sources optimaux et naturellement éliminé car les offres seront plus des capacités associées pouvant être intégrées élevées. Vers une énergie solaire durable 59 5 5.2.2 PARC SOLAIRE : ÉTUDE DE FAISABILITÉ PHASE 3 : MISE EN OEUVRE Si le gouvernement décide d’aménager un parc développé en plusieurs phases (par exemple, pour solaire, il doit choisir un terrain approprié autour un parc solaire de 30 0 MW, seulement 150 MW du poste source identifié pour la centrale solaire et pourraient être adjugés dans un premier temps et le droit de passage pour la ligne de transmission, le reste 12 mois plus tard, dans un deuxième appel après avoir pris en compte les impacts sociaux et d’offres). Une analyse géospatiale des terrains environnementaux. Le parc solaire doit être situé autour du poste peut être réalisée pour permettre le plus près possible du poste et de taille suffisante l’identification de différentes parcelles de terrain afin au regard du parc envisagé. Le projet peut être de déterminer celle qui est optimale. Figure 22. Un exemple d’analyse géospatiale pour l’identification des terrains d’un parc solaire Dans le cadre de l’étude de faisabilité, et une fois le terrain identifié, D’autres études (sur la poussière, les risques plusieurs analyses différentes doivent être effectuées : d’inondation, l’activité sismique, les impacts du changement climatique et la disponibil- Une analyse topographique et géotechnique pour vérifier ité de l’eau) peuvent être nécessaires selon que le sol et le terrain conviennent à une centrale solaire. l’emplacement du site. Une étude d’impact environnemental et social (EIES), Réalisées conformément aux normes associée, si nécessaire, à un plan d’acquisition de terrains internationales et partagées avec les et de réinstallation conformément aux normes interna- soumissionnaires présélectionnés au tionales telles que les Principes de l’Équateur et le Cadre cours du processus d’appel d’offres, ces social et environnemental de la Banque mondiale, ainsi études leur fourniront des données utiles qu’à la réglementation environnementale et sociale propre et contribueront ainsi à réduire les coûts au pays. de l’appel d’offres et la prime de risque intégrée au tarif proposé. Une étude d’interconnexion du réseau spécifique au site. Une analyse de l’ensoleillement à l’aide de données satellites, éventuellement corrélées avec des mesures au sol pour une évaluation plus fine des ressources solaires locales. 60 Vers une énergie solaire durable 5.2.3 PERMIS 5 PHASE 3 : MISE EN OEUVRE Pour réduire le risque perçu associé à devraient être acquis par le gouvernement, si l’obtention de permis dans un pays donné, possible, avant la passation de marchés, sont le gouvernement peut, dans le cadre d’un la licence de connexion au réseau et les permis parc solaire, obtenir certains des permis environnementaux et sociaux. Parfois, le projet clés du projet avant même qu’un IPP ne soit doit aussi être officiellement inscrit sur une liste sélectionné. de partenariats public-privé. Selon la façon dont les permis sont obtenus, Une liste des permis nécessaires avant la phase le gouvernement peut choisir de mettre sur d’exploitation (comme le permis de construc- pied une nouvelle SPV qui peut être trans- tion) et les étapes, ainsi que les autorisations férée au gagnant de l’appel d’offres, ou de et les règlements connexes, peuvent être transférer les permis sans une telle entité. élaborés et fournis aux soumissionnaires dans Les permis sont propres à chaque pays et le cadre de l’appel d’offres. Une procédure facil- leur importance doit être évaluée en fonction itée et accélérée au sein des ministères/organ- de l’analyse des risques effectuée dans le ismes compétents pourrait être mise en place cadre du programme. Deux permis clés qui pour aider les IPP à obtenir les permis identifiés. SCHÉMA D’APPEL D’OFFRES : SOLAIRE + STOCKAGE PAR BATTERIE Dans les pays où la flexibilité du réseau En Californie et à Hawaï, aux États-Unis, a déjà été maximisée et où de nouveaux les projets combinant énergie solaire et projet s solaires ne peuvent pas être batterie deviennent la norme. Dans ces intégrés sans affecter le réseau, ou dans appels d’of fre, les sociétés nationales les pays où la « duck curve » est prédom - d’élec tricité préparent des spécif ica- inante, le stockage par batterie peut être tions techniques détaillées (montées et une solution. Si le stockage par batterie descentes maximales, pourcentage de appar tenant aux ser vices publics est production à distribuer pendant la pointe souvent plus avantageux, dans les pays du soir, qualité de l’électricité, etc.) et où l’espace f iscal est limité, le secteur fournissent tous ces éléments aux soumis- privé peut aussi f inancer les batteries. sionnaires pour qu’ils puissent préparer Néanmoins, comme très peu de pays leurs offres. Comme les prix des batteries ont des marchés de services auxiliaires, continuent de baisser, les projets solaires la plupart des batteries appartenant au avec batterie pourraient bientôt devenir la secteur privé sont combinées à un projet norme. solaire. Vers une énergie solaire durable 61 5 5.3 INVESTISSEMENTS PUBLICS PHASE 3 : MISE EN OEUVRE Au-delà de la centrale solaire à financer par des investisseurs privés, le gouvernement doit déterminer quels investissements supplémentaires sont nécessaires pour le développe- ment efficace du programme solaire. 5.3.1 INVESTISSEMENTS PUBLICS POSSIBLES DANS LES PARCS SOLAIRES Effectués en temps opportun et conformément en place une infrastructure stratégique, telle aux meilleures pratiques, les investissements que la ligne de transport d’électricité, réduisent publics dans les parcs solaires donnent de la les risques de l’IPP, mais augmentent les risques visibilité aux IPP (atténuation des risques de pour le gouvernement si ces engagements ne développement) et optimisent les coûts (car les sont pas respectés. Si le gouvernement décide, coûts peuvent être mis en commun et les syner- par exemple, de construire la ligne de transport, gies maximisées). En fonction de la décision du il doit s’assurer que la ligne sera prête avant gouvernement d’avoir un ou plusieurs IPP dans que la centrale solaire n’atteigne sa phase de un parc solaire donné, le partenaire public peut test. Dans le cas contraire, la société nationale optimiser ses investissements différemment. d’électricité devra payer l’IPP pour de l’électric- ité non livrée jusqu’à ce qu’il y ait été remédié. Les engagements du secteur public à mettre Tableau 5. Éléments d’un parc solaire à prendre en compte pour l’investissement public ÉLÉMENTS PARTIE RESPONSABLE Site du parc solaire, y compris La partie publique qui développe le projet solaire, l’identification du droit de généralement la société nationale d’électricité. passage pour la ligne Clôtures Il est généralement préférable que les clôtures soient posées par la partie publique pour veiller à ce que de nouvelles habitations ne soient pas construites après la sélection du site et pendant la phase de passation de marchés. Préparation technique du Si le site est complexe et qu’il y a plus d’un IPP dans le terrain même parc, il est généralement préférable que la partie publique prépare le terrain, surtout en ce qui concerne les terrassements. Ligne de raccordement au S’il y a plus d’un IPP dans le même parc, il est généralement poste source préférable que ce soit le partenaire public qui le fasse. Sinon, le droit de passage sécurisé peut être suffisant. Alimentation en eau et Généralement à la charge de la partie publique si canalisation l’alimentation en eau et les inondations présentent des risques et si plusieurs IPP se partagent le parc. Station météorologique Peut être prise en charge par la partie publique pour optimiser les coûts. Caserne de pompiers Peut être prise en charge par la partie publique pour optimiser les coûts. Route principale Peut être prise en charge par la partie publique pour optimiser les coûts. Éclairage public Peut être prise en charge par la partie publique pour optimiser les coûts. Routes d’accès internes Peut être prise en charge par la partie publique pour optimiser les coûts. Source : Adapté de Bridge to India (2017). 62 Vers une énergie solaire durable 5 PHASE 3 : MISE EN OEUVRE Dans le cas des parcs solaires, le gouvernement conserve généralement la propriété du terrain, le louant aux IPP dans le cadre d’un contrat de location bancable. Un tel accord devrait permettre à l‘IPP d’être propriétaire de la centrale solaire érigée sur le terrain pendant la durée du CAE. Les IPP peuvent verser au gouvernement une redevance annuelle pour le parc solaire pour l’utilisation du terrain et d’autres coûts encourus par le public, tels que la ligne de transport et la clôture. Un fonds communautaire peut égale- ment être intégré à cette redevance pour soutenir le développement local (en partic- ulier pour soutenir l’implication des femmes et des jeunes dans les entreprises locales travaillant sur le projet). 5.3.2 RENFORCEMENT DU RÉSEAU Parallèlement à la mise en œuvre du programme de déploiement du solaire, les pouvoirs publics devraient investir dans la modernisation de l’infrastructure de réseau prévue dans le cadre de leur plan de transport à moindre coût pour soutenir l’intégration des ERV et assurer une meilleure qualité du service d’électricité. Ces améliorations pourraient inclure le stockage par batterie si le niveau de pénétration des ERV atteint déjà les limites imposées par l’infrastructure existante. FINANCEMENT INNOVANT Le gouvernement (s’il finance l’infrastructure d’un parc solaire) ou les IPP qui financent l’installation peuvent choisir de rechercher des types de finance- ment tels que du financement vert (par exemple, des obligations vertes certifiées), du financement concessionnel/climatique, du « financement responsable » (auprès d’investisseurs socialement responsables) et des financements complémentaires, comme la vente des certificats associés au projet ou aux activités connexes. Les certificats peuvent attribuer une valeur aux émissions de gaz évitées (comme dans le cas des certificats carbone) ou attester d’autres caractéristiques de la production d’électric- ité d’origine renouvelable de la production à la consommation (à l’instar des certificats internationaux pour les énergies renouvelables). Vers une énergie solaire durable 63 5 5.4 APPELS D’OFFRES/ SÉLECTION DES IPP PHASE 3 : MISE EN OEUVRE Une fois que le gouvernement a terminé son analyse et décidé des investissements à faire dans un projet donné, la question suivante est de savoir comment sélectionner les investisseurs privés . Pour sélectionner les IPP qui f inanceront, Les principaux paramètres à considérer lors de construiront et exploiteront la centrale solaire l’élaboration du projet sont pendant 20 à 25 ans, il faut des processus un sondage de marché avant le lancement d’appels d’offres et de sélection bien organisés. de l’appel d’offres Les principaux domaines d’expertise requis au cours des mécanismes d’appel d’offres clairs du processus de sélection sont les suivants : (comprenant un processus d’appel d’offres cohérent, des critères de qualification et de les aspects juridiques et réglementaires sélection des soumissionnaire clairs) et une les aspects techniques, documentation complète et bancable environnementaux et sociaux, une passation de marchés (qui intégrerait, le les aspects financiers cas échéant, un tarif plafond, des limites de capacité par IPP et le système d’indexation la passation de marchés des tarifs) Généralement, le gouvernement aura besoin de les arrangement s contrac tuels et les l’aide de conseillers en transaction pour l’aider à mécanismes de soutien (comprenant la cet égard. Il existe des sociétés d’experts-con- matrice finale d’allocation des risques, les seils ou des institutions de f inancement du différents contrats reflétant la répartition développement, comme la Société financière finale des risques et les garanties à première internationale (SFI) dans le cadre de son demande et les lettres de crédit associés, le programme « Scaling Solar » qui peuvent soute- cas échéant). nir le gouvernement en la matière. Des contrats standardisés pour les projets solaires ont été lancés par IRENA et Terrawatt Initiative dans le cadre de l’Open Solar Contracts Initiative af in de rationaliser les processus de développement et de financement des projets solaires PV de petite et moyenne taille connectés au réseau. Les contrats sont actuellement disponibles en ligne pour revue.5 ⁵ Pour plus d’information : https://opensolarcontracts.org. 64 Vers une énergie solaire durable 5 PHASE 3 : MISE EN OEUVRE 5.4.1 PÉRIODE PRÉCÉDANT L’APPEL D’OFFRES : SONDAGE DE MARCHÉ En utilisant comme point de départ le cadre général d’appel d’offres du programme et les résultats des consultations effectuées lors de la conception des principales caractéris- tiques du programme, le gouvernement peut examiner l’opportunité de lancer un appel à manifestations d’intérêt ou d’effectuer un sondage détaillé du marché pour affiner le mécanisme d’appel d’offres, le cadre de passation des marchés et les stipulations contractuelles. Un sondage détaillé permet au gouvernement d’évaluer l’appétit du marché, de sonder ses mécanismes de répartition des risques et de recueillir des renseignements utiles qui peuvent être pris en compte dans l’établissement des critères de présélection. Figure 23. Les étapes clés d’un sondage de marché OBJECTIFS PRINCIPAUX ACTIONS ENTREPRISES Renseigner le marché Communication sur le programme aux principaux acteurs sur le programme du marché et sondage de leur intérêt Meilleure définition des Recueillir l’avis du marché sur la structuration préliminaire caractéristiques du et la répartition des risques stratégiques programme Meilleure compréhension des pratiques de marché Évaluation des attentes et des contraintes des acteurs Préparation de la Évaluation de la solidité financière et des capacités phase de présélection techniques des acteurs pour développer les critères de préqualification maximisant la compétition tout en attirant des acteurs solides Préparation de la Préparation des règles de passation de marchés et des phase de demande de dispositifs contractuels propositions Vers une énergie solaire durable 65 5 5.4.2 MÉCANISMES D’APPEL D’OFFRES PHASE 3 : MISE EN OEUVRE Les mécanismes d’appel d’offres fournissent la structure du processus d’appel d’offres, les critères de préqualification, la procédure de sélection de l’IPP gagnant et les documents d’appel d’offres. A. PROCESSUS D’APPEL D’OFFRES PRÉQUALIFICATION Une phase de préqualification est généralement recommandée pour limiter le nombre de soumissionnaires et faciliter la gestion du processus d’appel d’offres. En général, la présélection de 8 à 12 soumissionnaires assure à la fois un bon niveau de concurrence et une gestion plus facile. Les critères de préqualification doivent être rigoureusement choisis afin de préqualifier des soumissionnaires ayant une expérience et des capacités financières suffisantes. Un document de demande de qualifications est mis à la disposition de toutes les parties sans restriction. PROPOSITIONS TECHNIQUES ET FINANCIÈRES ET ENCHÈRES INVERSÉES Habituellement, le gouvernement demande aux IPP qualifiés, à l’étape de la DP, deux offres : l’une technique, l’autre financière. L’évaluation technique utilise en général une approche ‘pass or fail’ pour vérifier la conformité technique de la proposition. Dans ce cas, seules les offres financières des IPP ayant remis une offre technique jugée substantiellement conforme sont ensuite examinées. L’offre la plus basse peut être déterminée en utilisant le prix le plus bas proposé dans les offres financières, ou elle peut être fixée dans le cadre d’une enchère inversée. La détermination itérative des prix n’est généralement pas recommandée dans les pays où le processus d’appel d’offres est nouveau, afin d’éviter des attentes non réalistes en matière de concurrence et de garantir que l’enchère n’échoue pas en raison de soumissionnaires mal informés. Au cours du processus, les gouvernements peuvent partager les projets de documents contractuels pour commentaires et approbation avant que les IPP ne soumettent leurs propositions. Le partage anticipé permet d’éviter de longues négociations après la sélection de l’IPP. GARANTIES À PREMIÈRE DEMANDE Les garanties à première demande permettent aux autorités adjudicatrices d’élimi- ner les soumissionnaires peu sérieux ou les offres de mauvaise qualité du processus de sélection et de veiller à ce que le projet soit mené à son terme. Tous les soumis- sionnaires peuvent être invités à fournir une garantie à première demande d’un mon- tant suffisant au moment de soumettre leur offre. Cette garantie peut être libérée à la signature des documents de projet, à la présentation de la garantie de développement du projet ou au rejet de l’offre. PLATEFORME ÉLECTRONIQUE D’APPELS D’OFFRES L’utilisation d’une plateforme électronique d’appels d’offres est recommandée pour garantir la transparence et l’efficacité de l’appel d’offre. La communication, le partage de documents et les soumissions seraient effectués sur la plateforme (voir Figure 24), ce qui réduirait les risques de complications pendant la soumission et aug- menterait la sécurité lors du partage de documents. 66 Vers une énergie solaire durable 5 PHASE 3 : PHASE Figure 24.Éléments clés du processus d’appels d’offres via une plateforme électronique 5 MISE EN Plateforme électronique d’appels d’offres 1: Annonce de l’appel OEUVRE d’offres par le pays PLANNING Demande pour qualification Hors plateforme Soumission de documents de qualification par les IPP Sélection des IPP qualifiés Plateforme électronique d’appels d’offres Annonce des IPP qualifiés Demande de propositions Hors plateforme SOUMISSION DES Ouverture des propositions PROPOSITIONS PAR LES IPP techniques et financières Sélection de l’IPP gagnant Plateforme électronique d’appels d’offres Annonce de l’IPP gagnant Hors plateforme Signature du CAE Vers une énergie solaire durable 67 B. LES CRITÈRES DE QUALIFICATION 5 Les critères de qualification visent une combinai- Au cours de la phase de préqualification, les critères PHASE 3 : MISE EN OEUVRE son des capacités techniques et financières des de qualification technique et financière doivent être soumissionnaires et mesurent leur expérience clairement énoncés dans la demande de qualifica - technique ainsi que leur expérience en matière tion afin d’éviter des incertitudes qui pourraient de clôture financière, leur valeur nette, etc. Les donner lieu à d’éventuelles plaintes. De même, les critères peuvent varier en fonction du type de qualifications techniques et financières doivent modèle d’appel d’offres (en l’occurrence basé être clairement énoncées dans la DP afin d’assurer sur postes sources ou parc solaire) et, surtout, la transparence et de réduire le nombre de plaintes du niveau de concurrence sur le marché et de sa éventuelles pour non-sélection. La composition des maturité. La préqualification des bonnes parties consortia doit également être clairement précisée prenantes est essentielle, car l’ensemble du par l’IPP soumissionnaire, le rôle de chaque partie processus repose sur cette étape critique. Le étant explicitement défini. La participation d’un gouvernement devra traiter avec le consor- membre local peut être fortement encouragée tium retenu sur le long terme, en s’appuyant sur ou requise dans le cadre d’une stratégie plus large l’IPP choisi pour concevoir, financer, construire, visant à accroître la participation des acteurs locaux exploiter et entretenir la centrale solaire pendant au programme solaire. la durée du CAE. Figure 25. Critères de qualification applicables aux membres du consortium AUTRES MEMBRES, CHEF DE FILE & MEMBRE TECHNIQUE & Y COMPRIS Critères Critères Critères techniques Cas par cas financiers techniques Critères d’éligibilité et de non performance C. SÉLECTION DES GAGNANTS DE L’APPEL D’OFFRES Le gagnant peut être choisi sur la base des La sélection des soumissionnaires sur la base de éléments suivants : critères multiples peut conduire à des tarifs plus élevés, affectant les finances de l’autorité adjudica- uniquement sur le critère de prix, le trice en cas d’incitations favorisant des mesures projet étant attribué au soumissionnaire non concurrentielles (par exemple, si le contenu proposant le tarif le plus bas ; ou local n’est pas basé sur une chaîne de valeur au moyen d’une moyenne pondérée concurrentielle). du tarif issu des offres et d’autres critères en lien avec le développement économique ou les exigences de « contenu local », servant dans le cas d’autres objectifs de la politique du pays. 68 Vers une énergie solaire durable D. DOCUMENTS D’APPEL D’OFFRES 5 Les documents d’appel d’offres comprennent Cela permettra de s’assurer que l’allocation PHASE 3 : MISE EN OEUVRE généralement : des risques est clairement reflétée dans les documents, conformément aux décisions du les instructions aux soumissionnaires gouvernement, et cela permettra aux soumis- et les formulaires sionnaires d’économiser temps et argent. un ensemble complet de documents Cette approche limitera également le délai contractuels, qui comprennent de négociation des contrats après attribu - principalement l’accord de mise en tion dans la mesure où les soumissionnaires œuvre, le CAE, l’accord de raccordement auront dû accepter les contrats au moment de et le contrat d’infrastructure du la soumission de leurs offres. parc solaire (le cas échéant) toutes les spécifications techniques pour la construction et l’exploitation de la centrale que l’IPP doit appliquer. De plus, le gouvernement peut ajouter les Un tel ensemble de mesures facilitera le documents suivants à la DP : financement, sensibilisera les soumission- naires aux options d’atténuation des risques tous les documents techniques tels disponibles et réduira la prime de risque dès que la documentation technique le départ (ce qui se traduira dans un tarif plus nécessaire pour le parc solaire (étude bas). Lorsqu’un parc solaire est combiné avec de faisabilité, documents fonciers, des garanties/financements préétablis, les etc.) et pour l’appel d’offres basé sur soumissionnaires peuvent se concentrer postes sources (liste des postes) principalement sur les aspects techniques une liste des permis de leurs offres, proposant le meilleur rapport qualité/prix. Le gouvernement en tirera profit une annexe fiscale détaillant le cadre fiscal bénéficiant de transactions plus efficaces et de et douanier et le régime applicable aux IPP prix plus bas. une évaluation du marché local (voir phase 2 : Stratégie) et, le cas échéant un term-sheet comprenant les termes et conditions clés des garanties et des financements proposés par les institutions de financement du développement en coordination avec le gouvernement. Tout paramètre ayant une incidence sur le tarif qu’ils en tiennent compte dans leur modélisa- doit être clairement énoncé dans la DP afin tion financière et qu’ils évitent toute mauvaise d’éviter des négociations après la présenta - interprétation. Le modèle financier utilisé pour tion des soumissions. Une liste d’hypothèses la sélection financière peut également être (y compris le traitement f iscal) peut être partagé avec tous les soumissionnaires. communiquée aux soumissionnaires af in Vers une énergie solaire durable 69 5 5.4.3 CADRE DE PASSATION DE MARCHÉS Trois aspects clés du cadre de passation de marchés doivent être PHASE 3 : MISE EN OEUVRE convenus avant le lancement de l’appel d’offres : A. UN TARIF PLAFOND Certains pays ont un tarif plafond pour s’assurer que le prix du CAE du projet soit abordable pour le pays. Mais cela peut être interprété comme un signal de prix au marché, encourageant les soumissionnaires à proposer des tarifs dans la fourchette plafond mais qui ne sont pas être aussi concurrentiels qu’ils auraient pu l’être. Par ailleurs, si le tarif plafond est trop bas, l’appel d’offres peut être sous-souscrit. B. LIMITES DE CAPACITÉ PAR IPP Définir une capacité maximale par IPP permet de diversifier l’exposition à un seul acteur au sein d’un parc solaire. L’établissement de la capac- ité maximale par IPP requiert un compromis entre (i) la réalisation des économies d’échelle nécessaires à la construction d’une centrale plus grande, ce qui permettrait un CAE à moindre coût, et (ii) l’atténuation du risque pour le secteur public que le projet ne soit pas construit par l’IPP sélectionné. C. L’INDEXATION DES TARIFS L’indexation des tarifs selon le cadre d’appel d’offres au niveau du programme présenté à la Phase 2 : Stratégie. 5.4.4 DISPOSITIFS CONTRACTUELS ET MÉCANISMES D’APPUI A. MATRICE FINALE DE RÉPARTITION DES RISQUES Les stipulations contractuelles énoncées Les intrants clés des stipulations contractu- dans la DP doivent tenir compte de tous les elles sont la durée du CAE, les mécanismes principaux risques, et une allocation claire de sécurité de paiement, les dispositions des risques doit être reflétée dans les doc- relatives aux modifications législatives et uments contractuels. Avant de rédiger ces les clauses de résiliation. Les dispositifs documents, une matrice détaillée d’alloca- contractuels avec la société nationale d’élec- tion des risques décrivant les mécanismes tricité peuvent impliquer un accord de type « sous-jacents doit être finalisée, en tenant take or pay » avec un nombre d’heures déter- compte des principaux enseignements tirés miné par an pour l’entretien du réseau. Des des études achevées et de la répartition exigences strictes en matière d’assurance des risques stratégiques établie pendant devraient être incluses dans le dossier d’ap - la phase de conception du programme. Elle pel d’offres afin de permettre une couverture doit couvrir tous les risques clés identifiés, adéquate des cas de force majeure. en définissant des approches d’atténuation appropriées et en évaluant les risques rési- duels chaque fois que cela est possible. 70 Vers une énergie solaire durable B. DISPOSITIFS CONTRACTUELS 5 Définir les dispositifs contractuels d’emblée, et conformément aux PHASE 3 : MISE EN OEUVRE mécanismes de répartition des risques choisis, est essentiel pour le succès du processus d’appel d’offres. Une structure contractuelle type pour les projets solaires IPP est représentée dans la Figure 26. Figure 26. La structure contractuelle typique d’un projet solaire Gouvernement Autre(s) actionnaire(s) Consortium retenu Accord de mise en oeuvre CAE + autre(s) accord(s) SPV Pacte d’actionnaires Société nationale d’électricité Contrat(s) EPC (construction) Contrat O&M Documents financiers EPC O&M Prêteurs Une fois sélectionné, le consortium retenu (représentant un ou plusieurs IPP) dans le cadre d’une SPV signera le CAE avec la société nationale d’électricité, fixant les conditions de fourniture de l’électricité pendant la durée du CAE. Il signera également une convention de raccordement (si elle n’est pas couverte par les permis déjà accordés au projet et garantis par le gouvernement) couvrant les conditions requises pour raccorder la centrale au poste applicable et pour injecter l’électricité produite dans le réseau. D’autres accords peuvent également être nécessaires, tels que (i) un contrat de bail foncier permettant la construction de la centrale à des conditions bancables conformes aux exigences de financement du projet, et (ii) un accord de parc solaire concernant divers éléments des infrastructures/services du parc. Un accord de mise en œuvre traduisant le soutien accordé par le gouver- nement au projet sera signé par la SPV avec le gouvernement. L’impact de cet accord varie selon qu’il s’agit d’une simple lettre de confort ou d’une garantie du gouvernement de payer le montant dû à la SPV en cas de défaillance de la société nationale d’électricité. La nature et la portée du soutien nécessaire doivent être évaluées à la lumière de divers paramètres, notamment le cadre global de répartition des risques, la solvabilité de la société nationale d’électricité, les pratiques du marché dans le pays et ses précédents, etc. Vers une énergie solaire durable 71 5 C. GARANTIES À PREMIÈRE DEMANDE ET LETTRES DE CRÉDIT (LC) ASSOCIÉES PHASE 3 : MISE EN OEUVRE Les garanties à première demande et les LC appuyant les obligations de l’IPP envers la société nationale d’électricité et de cette dernière envers l’IPP tout au long du processus sont des instruments essentiels d’atténuation des risques qui incitent les parties à se conformer à leurs obligations. La Figure 27 illustre les garanties à première demande et les LC requises par la société nationale d’électricité pour garantir les obligations contractuelles de la SPV tout au long du processus (les montants sont indicatifs). Ces obligations s’ajoutent à la garantie de soumission, qui est remplacée par la garantie de développement lors de la signature du CAE. Figure 27. Garanties du CAE Signature du CAE Clôture financière Mise en service initiale Mise en service finale GARANTIE DE GARANTIEDE GARANTIE DE CAE DÉVELOPPEMENT CONSTRUCTION PERFORMANCE 10 % des fonds propres 5 % contrat EPC 5 % contrat EPC La garantie de la construction garantira l’obligation de la SPV de construire dans les délais impartis et pourra être utilisée pour couvrir les dommag - es-intérêts dus à la société nationale d’électricité en cas de retard (ou les coûts en cas de démantèlement de la centrale en cas de rejet le cas échéant). La garantie de performance garantira les obligations d’exécution de la SPV conformément aux stipulations contractuelles et peut être utilisée par la société nationale d’électricité pour couvrir les dommages-intérêts s appli- cables en cas de sous-performance. Une LC en faveur de l’IPP pour le paiement de l’électricité, couvrant l’obliga- tion de paiement de la société nationale d’électricité pendant une période continue de six mois, est généralement requise en cas de risque de liquidité de la société nationale d’électricité. Dans un contexte où la société natio - nale d’électricité a une faible solvabilité, l’IPP aura également besoin d’un mécanisme de soutien en cas de résiliation du CAE. Dans un tel cas, l’IPP devra rembourser sa dette et s’appuiera à cet effet sur le paiement du montant de résiliation par la société nationale d’électricité, garanti le cas échéant comme l’illustre la Figure 28. Figure 28. Illustration de la structure de la garantie Gouvernement Accord d’indemnisation Couverture viable d’atténuation des risques Appui contractuel du gouvernement Garantie de paiement Garantie de prêt Société nationale SPV Banque commerciale d’électricité Revenus Remboursement de la dette 72 Vers une énergie solaire durable 5.5 CONSTRUCTION ET PRODUCTION 5 PHASE 3 : MISE EN OEUVRE Une fois les IPP sélectionnés, le gouvernement doit notamment répondre aux questions suivantes : Les IPP respectent-ils le calendrier et les exigences techniques convenus ? Comment les actifs seront-ils transférés (si tel est le cas) à la fin du CAE ? Dans le cadre du CAE, l’IPP doit se conformer À la fin du CAE et si le CAE était en mode « à des exigences techniques en matière de construction, exploitation et transfert », le construction et d’exploitation que le gouver- projet doit être transféré au gouvernement. nement doit suivre pour s’assurer que la Les accords de concession et/ou les CAE conception est conforme aux exigences du prévoient généralement le transfert de la réseau et du pays. La société nationale d’élec- centrale solaire soit à l’autorité contracta - tricité vérifie généralement, avant le raccor- nte, soit à la société nationale d’électric- dement, que les exigences techniques sont ité. Certains mécanismes et dispositions respectées. spécifiques doivent être inclus dans le CAE pour garantir que l’installation à trans - Pendant l’exploitation, il est essentiel de férer, respecte des critères de performance fournir des prévisions de production fiables sur prédéf inis. Toutefois, un transfert de ce 24 heures, 12 heures et généralement 1 heure type est généralement assez complexe ainsi que sur quelques minutes pour soutenir en raison des taxes et du processus de les équipes de planification et de dispatch. démantèlement. Les outils de prévision utilisés peuvent être sur le site ou centralisés. Généralement, les pays disposent à la fois de prévisions propres à chaque site fourni par l’IPP et de prévisions centralisées pour tous les projets d’énergies renouvelables variables sur leurs réseaux. Vers une énergie solaire durable 73 6 CONCLUSION: SUSTAINABLE TARGETS ACHIEVED CONCLUSION CONCLUSION 6 CONCLUSION À l’issue de la mise en œuvre de l’approche ‘SRMI’ par un pays, ce dernier disposera d’un pipeline de projets solaires durables et plus abordables financés par le secteur privé et basés sur une répartition des risques équilibrée entre les parties prenantes publiques et privées. Le programme solaire ainsi développé participera à la lutte contre le changement climatique, permettra au pays de remplir une partie de ses contributions déterminées au niveau national, de soutenir son programme d’électrifi- cation et d’améliorer sa sécurité énergétique tout en maximisant ses impacts socio-économiques. Ce document présente les étapes clés que le gouvernement doit considérer pour attirer des inves- tissements privés tout en prenant en compte ses propres contraintes et restrictions. Le tableau 6 présente un exemple de matrice de répartition des risques ainsi que les instruments d’atténuation des risques associés. Tableau 6. Matrice de répartition des risques de déploiement de projets solaires et instruments d’atténuation associés RISQUE RESPONSABILITÉ ATTÉNUATION RISQUES LIÉS AU PROCESSUS Adéquation du projet Gouvernement Plans d’électrification et de génération à moindre coût avec les ambitions du définis lors de la phase de planification. Spécifications pays techniques du projet claires et transmises aux développeurs lors du processus d’appel d’offres. Passation des marchés Gouvernement Définition claire des rôles et responsabilités des parties prenantes lors de la stratégie de déploiement, reflétées dans un cadre juridique et réglementaire approprié. Plate-forme électronique sécurisée pour l’organisation des appels d’offres concurrentiels. Sélectionner des Gouvernement Sondage de marché pour obtenir des informations acteurs du secteur utiles notamment à la conception des critères de privé adéquats préqualification visant à sélectionner des acteurs capables de livrer la centrale solaire dans les délais impartis et conformément aux exigences. RISQUES LIÉS AU PROJET Investissement (fonds propres) et financement (emprunts) Accès au financement IPP Projet bancable avec une répartition équilibrée des dans des conditions risques, avec un profil de risques amélioré le cas compétitives échéant par des mécanismes de soutien (à l’instar d’une garantie de prêt ou d’une facilité de trésorerie). Défaut de paiement du IPP Lettre de crédit au profit de l’IPP/de la banque pour service de la dette atténuer le risque de liquidité en cas de retard de paiement à l’IPP par la société nationale d’électricité. Les indemnités de résiliation sont définies dans le CAE de telle sorte à couvrir a minima l’encours de la dette de l’IPP envers la banque de financement. Mécanismes d’appui appropriés pour garantir le paiement des indemnités de résiliation (couvert par l’accord de mise en œuvre avec le gouvernement et appuyé, le cas échéant, par une garantie). Rapatriement des IPP Un cadre juridique et réglementaire adéquat en place, montants distribués soutenu par le gouvernement dans l’accord de mise en œuvre et renforcé, le cas échéant, par une garantie appropriée. Vers une énergie solaire durable 75 6 RISQUE RESPONSABILITÉ ATTÉNUATION Construction CONCLUSION Aspects IPP Mobilisation des terrains dans le cadre d’un environnementaux et programme de parc solaire par le gouvernement. sociaux Autorisations IPP Cadre juridique approprié et processus rationalisé mis en place par le gouvernement, avec une atténuation supplémentaire dans le cadre du programme de parcs solaires. Retard dans la IPP Dommages-intérêts applicables en vertu du construction de la CAE pour inciter l’IPP à respecter le calendrier centrale solaire contractuel. Le plan de déploiement de parcs solaires réduit ce risque pour l’IPP en atténuant le risque lié à l’accès aux terrains, mais augmente le risque pour le gouvernement si l’infrastructure du parc solaire n’est pas prête à temps (en particulier la ligne d’évacuation du réseau). Rejet de la IPP Un mécanisme de test clair permettant à la société centrale solaire nationale d’électricité de rejeter une centrale défaillante avec un dispositif de garantie approprié en place pour inciter l’IPP à respecter ses obligations de démantèlement et, le cas échéant, à indemniser la partie publique concernée d’une partie des coûts encourus. Exploitation et maintenance Effacement de Gouvernement Dispositions de type « take or pay » réduisant les la production risques de pertes de revenus de l’IPP découlant d’un effacement de la production (non planifiée au titre de la maintenance). Préparation technique effectuée en amont par le gouvernement pendant la phase de planification et réalisation des investissements publics nécessaires à l’intégration des ERV (renforcés par un déploiement basé sur un poste source ou un parc solaire). Mauvaise IPP Dommages et intérêts applicables en vertu performance de la du CAE pour inciter l’IPP à respecter les centrale solaire engagements contractuels en termes de performance. Résiliation du CAE pour défaut de paiement de l’IPP en cas de performance inférieure aux seuils prédéfinis. Résiliation Gouvernement En cas de résiliation sans démantèlement (le gouvernement prenant en charge l’exploitation de la centrale) : Les stipulations incluses dans le CAE peuvent exiger une maintenance adéquate avec un mécanisme de test et un compte séquestre approprié pour inciter l’IPP à respecter ses obligations en matière de maintenance. 76 Vers une énergie solaire durable RISQUE RESPONSABILITÉ ATTÉNUATION Risques transversaux 6 CONCLUSION Risque de change IPP/Gouvernement Flux des revenus correspondant autant que possible aux flux de financement. CAE indexé sur le taux USD/EUR (correspondant à la devise de financement) Mécanisme de couverture pour atténuer le risque de change résiduel. Modification de la loi Gouvernement Indemnisation de l’IPP en cas de changement de la loi incluse dans le CAE, et prise en charge par le gouvernement dans le cadre de l’accord de mise en œuvre et avec l’appui, si nécessaire, d’une garantie. Force majeure IPP/Gouvernement Assurance pour atténuer les cas de force majeure naturelle. Les cas de forces majeures politiques sont couverts par la société nationale d’électricité dans le CAE avec le soutien du gouvernement dans le cadre de l’accord de mise en œuvre, avec l’appui si nécessaire d’une garantie. Résiliation IPP En cas de défaillance de la société nationale anticipée du CAE d’électricité entraînant la résiliation anticipée du CAE : La somme due à l’IPP est définie de telle sorte à couvrir a minima l’encours lié à la dette ainsi le capital investi par l’IPP. Mécanismes d’appui appropriés pour garantir le paiement de l’indemnité de résiliation (couvert par l’accord de mise en œuvre avec le gouvernement et appuyé, le cas échéant, par une garantie). Vers une énergie solaire durable 77 RÉFÉRENCES RÉFÉRENCES Dhakouani A. 2017. Long-term optimization model of the Tunisian power system. https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S0360544217316122 ESMAP. 2018. 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