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décembre 2019

LE DÉVELOPPEMENT DE L’ÉLECTRICITÉ EN AFRIQUE

Le continent africain concentre près de la moitié de la population mondiale sans accès à l’électricité (plus de 640 millions sur 1,3 milliard d’Africains). Le développement des infrastructures énergétiques se trouve au cœur des problématiques de développement du continent, en particulier en Afrique subsaharienne, avec de multiples défis à relever.


Avec une démographie dynamique, une main d’œuvre bon marché et l’accès à de nombreuses ressources natu­relles (dont énergétiques), le continent africain dispose de nombreux atouts pour développer son économie et son industrie, qui restent jusqu’à présent fortement bri­dées par un approvisionnement déficitaire en électricité fiable et bon marché. Comment répondre concrètement et urgemment à des besoins immenses en infrastructures énergétiques, alors que le secteur de l’énergie connaît de profondes mutations, accélérées par les contraintes liées aux dérèglements climatiques, en particulier celles por­tant sur l’accès aux financements des projets carbonés?

ACCÈS À L’ÉLECTRICITÉ ET PRODUCTION : UN ÉTAT DES LIEUX

En 2016, seule 42,8% de la population en Afrique a accès à l’électricité. Ce chiffre masque une disparité importante entre l’Afrique du Nord et l’Afrique du Sud d’un côté et les Pays d’Afrique subsaharienne de l’autre où le taux d’accès à l’électricité n’est en moyenne que de 32% (voir Figure 1).

Contrairement aux tendances constatées sur les autres continents, l’Afrique subsaharienne est la seule région où le taux d’accès à l’électricité est en diminution: en effet, la croissance démographique (270 millions d’habitants en plus en 2015 par rapport à l’an 2000) est supérieure au rythme auquel les populations accèdent à l’électricité (200 millions d’accès supplémentaires sur la même période).

La puissance électrique totale installée sur le continent était de 168 GW en 2017, avec seulement 46 GW installés en Afrique subsaharienne, ce qui correspondant à la capa­cité installée de l’Espagne. La faiblesse de ce chiffre est encore plus criante si l’on tient uniquement compte de la part opérationnelle de cette production.

Alors que la grande majorité de la production d’électricité provient toujours du charbon et du gaz (voir figure 2), on assiste, depuis le milieu des années 2000, à la modification du mix énergétique avec le développement de nouvelles sources d’énergie renouvelables (solaire et éolien princi­palement) au potentiel encore sous-exploité en Afrique.

Centrales hydroélectriques : l’Afrique dispose d’abon-dantes ressources hydrauliques et on estime que 92% du potentiel techniquement exploitable n’a pas encore été développé (IRENA et IEA-ETSAP, 2015b): voir figure 3.

L’hydroélectricité offre actuellement une solution très compétitive pour la production d’électricité à grande échelle, car cette technologie est mûre et elle permet de répondre à la demande d’électricité “en base” en offrant une alternative bien moins impactante en termes d’émis-sions de CO2 que les centrales charbon par exemple. Tou­tefois, malgré ce fort potentiel et des coûts de production relativement bas (de l’ordre de 7cUSD/kWh en moyenne), peu de projets hydroélectriques lancés ces quinze der­nières années sont arrivés au stade de l’exploitation. Ceci est particulièrement vrai pour les projets privés et de taille significative, car ils sont confrontés à une matrice de risques complexe (construction, hydrologie, impacts envi­ronnements et sociaux, etc.) entravant le développement et le financement des projets. Une exception notable est l’Éthiopie qui s’est distinguée en développant des projets hydroélectriques de grande ampleur, comme par exemple le barrage Grande Renaissance d’une puissance de 6,5 GW.

Centrales solaires : avec plus de 80% de la surface béné­ficiant de plus de 2 000 kWh par mètre carré et par an d’irradiation solaire, le potentiel du solaire en Afrique est estimé à 10 TW avec une prévision, d’ici 2030, d’une puis­sance installée totale utilisant la technologie photovol­taïque, comprise entre 15 GW et 62 GW (Source: APP, 2015).

En partant pratiquement de zéro, la production d’électricité d’origine solaire a crû très fortement depuis le début des années 2010, mais de manière inégale sur le conti­nent: la capacité cumulée atteignait déjà 6 GW en 2018 (principalement PV) à comparer à uniquement 100 NW installés en 2009. Au-delà du fort ensoleillement, cette croissance importante s’explique aussi par la forte chute des coûts des panneaux photovoltaïques et la modularité d’installation. Des efforts sont à présent menés pour absorber l’intermittence de la production solaire, notam­ment via l’introduction d’infrastructures de stockage élec­trique dans le réseau.

De nouveaux acteurs privés proposent des kits solaires à des population non connectées aux réseaux dans les zones rurales (Off-Grid). Ces sociétés comme Bboxx, Mobisol (en cours d’acquisition par Engie) ou M-Kopa, ne se définissent plus uniquement comme producteurs d’électricité mais plus généralement comme fournisseurs de services et de biens associés (téléviseur, frigo, ventila­teurs, etc.). À plus grande échelle, des projets de réseaux indépendants voient le jour dans les zones non connectées, de quelques kW autour d’un kiosque solaire jusqu’à plusieurs MW pour alimenter des zones urbaines.

Centrales éoliennes : la capacité installée en 2018 attei­gnait 6 GW et se concentre principalement sur trois pays: l’Afrique du Sud (2 GW), le Maroc (1,2 GW) et l’Égypte (1,1 GW), l’Éthiopie disposant également de ressources éoliennes importantes.

Centrales géothermiques : l’énergie géothermique est une ressource importante en Afrique de l’Est et en Afrique Australe, avec un potentiel de 15GW, dont l’essentiel se situe autour de la vallée du Rift.

DES INVESTISSEMENTS NÉCESSAIRES CONSIDÉRABLES

En tenant compte du déficit actuel et des prévisions de croissance démographie et économique, on estime à 490 milliards de dollars le montant des investissements nécessaires pour résorber ce déficit de production d’ici 2040. 300 milliards supplémentaires seraient nécessaires pour le réseau de transmission et de distribution1.

Les compagnies nationales d’électricité centralisées béné­ficient encore souvent d’un monopole ou un quasi-mono­pole sur la production, le transport et la distribution d’électricité. Cependant, ces entreprises sont pour la plupart dans une situation financière et opérationnelle déli­cate. En particulier, les prix de vente pratiqués étant artificiellement bas, essentiellement dûs aux contraintes politiques et réglementaires ne permettant pas au tarif appliqué de refléter la réalité du coût de l’électricité, ces entreprises ont vu leur situation financière se dégrader au cours du temps. Elles ne sont alors pas en mesure de fournir une électricité de qualité car elles n’ont pas les moyens d’entretenir correctement leurs infrastructures et d’investir dans de nouvelles capacités de production et de transport, entraînant de fréquentes pannes et coupures de courant. Une autre conséquence de cette précarité financière est l’incapacité de ces sociétés à étendre le réseau de distribution, notamment dans les zones rurales. Une tendance de fond de remise en cause de ces mono­poles émerge à partir du milieu des années 2000. De nombreux pays ont ainsi engagé des réformes structu­relles du secteur, notamment en ce qui concerne sa régu­lation. L’objectif est d’ouvrir le secteur aux investisseurs

ÉTAT DES FINANCEMENTS DES PROJETS D’ÉLECTRICITÉ

En moyenne, 26 milliards de dollars de financement ont été apportés annuellement entre 2013 et 2017 au secteur de l’électricité en Afrique (figure 4). Depuis 2013, la Chine est devenue une des principales sources de financement du secteur, avec plus de 9 milliards de dollars investis en 2017, souvent par à-coups pour financer de grands projets hydroélectriques ou de centrales à charbon. Les Institu­tions Financières de Développement (IFDs) ont égale­ment financé en moyenne 11,5 milliards par an de projets sur la même période.

Cependant, tout cela reste bien en deçà des besoins per­mettant une fourniture d’énergie au plus grand nombre et dans des conditions satisfaisantes.

Une tendance de fond est également une réorientation progressive des financements vers des projets climatocompatibles, favorisée par l’émergence d’un nombre croissant d’instruments financiers dédiés à “l’attenuation et l’adaptation” des pays aux dérèglements climatiques, dont le continent africain est une des principales victimes2 (avec une contribution à ces dérèglements pourtant extrêmement marginale...). On peut citer plusieurs struc­tures ad hoc comme le Fonds Vert du Climat (en cours de recapitalisation) ElectriFi ou REPP/Camco, soutenus par les IFDs, d’autres organisations multilatérales (ex: ONU) et parfois des fondations privées (ex: la Fondation Rockefeller).

La capacité des IFDs à proposer des outils de financement et de garantie adéquats pour financer les projets d’infrastructure énergétique (prêts à taux modérés sur des maturités longues, assurances sur des risques spécifiques notamment politiques, co-investissement notamment en période de développement, outils de rehaussement de crédits, etc.) fait que les IFDs restent des acteurs incon­tournables du financement des projets d’infrastructure et d’électricité en Afrique.

En particulier, des produits de garanties sont proposés par les IFDs pour couvrir les développeurs et éventuelle­ment les prêteurs sur les risques associés au projet. C’est notamment le cas lorsque la situation financière de la société publique d’électricité, qui constitue une des prin­cipales contreparties d’un projet d’électricité, est fragile. Cependant, ces outils, s’ils ont le mérite d’exister, sont encore longs et complexes à mettre en place.

En parallèle, un nombre croissant de fonds de capital-in­vestissement dédiés à l’investissement dans le secteur des infrastructures, dont l’électricité, en Afrique se sont développés ces dernières années, cherchant à profiter d’opportunités d’investissements pouvant offrir une ren­tabilité attrayante, certains étant soutenus par les IFDs (ex: Actis, AP Moller, Denham Capital, AIIM, STOA, Africa 50, etc.).

Ainsi, les sources de financement ne manquent pas pour permettre de développer de nouveaux projets, notam­ment ceux développés par le secteur privé.

UN MANQUE DE PROJETS DITS “BANCABLES”

Bien que de nombreux Etats doivent actuellement faire face à des contraintes budgétaires importantes et que les sociétés nationales d’électricité soient souvent exsangues, les investissements dans le secteur de l’électricité reposent encore principalement sur le secteur public, contraint par le manque de financement public disponible. En effet, le relais attendu du secteur privé pour porter de nouveaux projets reste encore trop faible. L’afflux de capitaux privés et de nouveaux acteurs se heurte à la longueur, à la com­plexité et finalement au faible taux de transformation entre le développement de nouveaux projets et leurs mises en service effectives. Plusieurs facteurs peuvent être avancés pour expliquer ces difficultés.

Des cadres juridiques encore incertains : en dépit des réformes, les cadres juridiques et de régulation de nom­breux pays africains souffrent de plusieurs insuffisances quant aux droits et obligations des différentes parties prenantes – producteurs indépendants, Etat, sociétés nationales d’électricité. Le mouvement de libéralisation des marchés de l’électricité observé dans de nombreux pays africains se traduit en effet souvent par une modifi­cation par à-coups du corpus juridique et de la politique énergétique, ne s’avérant pas nécessairement efficace. Un exemple typique est le Nigeria où, en dépit de très nom­breuses réformes (nouvelles lois, nouvelles régulations, unbundling (séparation des activités de production, trans­port et de distribution d’électricité), privatisation, recapitalisation, etc.), le pays n’a pas réussi à changer la situation calamiteuse du secteur de l’électricité.

Des coûts de développement et de transaction élevés : ce qui caractérise trop souvent le développement des projets d’électricité par le secteur privé est le temps extrê­mement long pour arriver au bouclage commercial et financier. Le développeur est en effet souvent mis à rude épreuve dans les méandres administratifs, logistiques et parfois politiques, permettant d’arriver au Graal d’un pro­jet prêt à construire. En cours de route, de nombreux pro­jets sont abandonnés et ceux qui y arrivent sont en général des développeurs aguerris et/ou accompagnés de solides conseils à leurs côtés.

Une allocation déséquilibrée des risques : la capacité des projets d’électricité privés à être financés (leur “bancabilité”), qui découle d’une allocation équilibrée des risques entre les parties au projet (promoteurs du projet, acheteur (ou “offtaker”) de l’électricité, l’État, finan-ceurs, etc.), pêche bien souvent par une structuration inadéquate.

Une inadéquation du financement: en ce qui concerne le financement de ces projets, les banques locales n’ayant pas les bilans adéquats qui permettent de financer et/ou refinancer ces projets sur le long terme, et les banques commerciales internationales étant souvent réticentes sur les risques inhérents à ces projets, ils restent encore majo-ritairement financés par les IFDs. La présence de crédits importants disponibles par le biais des IFDs ne rend pas le financement de ces projets faciles pour autant. Les pro­cessus de comités de crédit de ces institutions peuvent s’avérer lourds et longs. Les standards de ces institutions sont également exigeants (transparence, engagements de l’État, aspects environnementaux et sociaux, etc.) et, parfois, le manque de préparation et de réactivité des parties publiques impliquées, peuvent alourdir encore le processus de développement conduisant au bouclage financier du projet.

L’intention louable de fluidifier le marché au travers d’appels d’offres et d’enchères : avec notamment le développement massif du solaire ces dernières années – qui, du fait d’un profil de risques spécifique, permet une certaine standardisation et “réplicabilité” des structures commerciales, juridiques et financières –, des appels d’offres conduits par les pouvoirs publics sont régulière­ment lancés auprès du secteur privé pour la mise en concession (sous différentes formes) de nouveaux projets d’électricité. Avec la volonté de créer davantage d’opportunités “bancables” d’investissements, regroupés dans un seul appel d’offres. Cependant, certains appels d’offres ont pu pêcher par leur manque de préparation et de structu­ration adéquate impactant négativement leur crédibilité (longueur du processus, manque de communication auprès des candidats, opacité dans la sélection du candi­dat retenu, etc.).

Néanmoins, lorsqu’ils sont suffisamment bien structurés, ces appels d’offres et enchères constituent sans doute la manière la plus efficace de créer de la liquidité dans le marché, en baissant significativement les barrières à l’entrée et en offrant des opportunités d’investissements “bancables” au secteur privé, à l’échelle et au rythme requis pour le continent africain.

COMMENT FAVORISER L’ÉMERGENCE DE NOUVEAUX PROJETS ?

Des programmes structurés apparaissent pour tenter de surmonter ces obstacles. Des pays comme le Maroc ou l’Afrique du Sud ont réussi à organiser ces dernières années des appels d’offres et enchères sur des projets renouvelables, qui ont suscité un vif intérêt du marché et conduit à des investissements massifs dans ces projets par le secteur privé.

En Afrique subsaharienne, des programmes, comme Scaling Solar et GetFIT, sont apparus pour créer des conditions de marché plus optimales pour lancer des appels d’offres et enchères dans le marché des IPPs. Ces programmes concernent généralement des projets d’énergies renouvelables et ont été structurés et financés par des IFD (comme par exemple la Banque Mondiale, via son guichet privé, la Société Financière Internationale – SFI, ou la KfW, pour les programmes Scaling Solar et Get-FIT, respectivement), avec le souci d’établir un cadre standard réplicable sur plusieurs projets (et pays).

On voit également émerger de nouveaux programmes de mise en appel d’offres sur des segments plus complexes que les projets renouvelables de type IPPs solaires, notamment dans l’hydroélectricité ou pour des projets couplant production et distribution (ex: mini-réseaux). On peut ainsi citer le programme Essor, financé par la coopé­ration britannique (DFID) et structuré par les cabinets Philae Advisory et Linklaters pour le compte de la RDC, qui consiste à mettre en appel d’offres des projets pré-structurés de concessions de production et de distri­bution d’électricité de villes à travers le pays, l’objectif d’une interconnexion de tout le pays avec un système de production centralisé ayant laissé la place à celui d’un système plus décentralisé avec des réseaux indépen­dants.

Produits de financement et garanties adéquats : un effort particulier est mené par les IFDs pour développer des produits innovants répondant aux problèmes spéci­fiques des projets, afin d’assurer leur “bancabilité” et de mobiliser des sources de financement n’ayant pour le moment pas la capacité d’intervenir sur ces projets (ex: financement long terme par les institutions financières locales en devise locale).

L’émergence des projets “Off-Grid” requiert également des modes de financement alternatifs, davantage proches de ceux associés au leasing ou à la titrisation de créances, auprès d’un portefeuille clients, sur lesquels les banques commerciales sont de plus en plus actives.

Par ailleurs, comme mentionné plus haut, des instruments de garantie (ou de rehaussement de crédits) innovants voient le jour sous l’initiative des IFDs, permettant de répondre à des risques ou points de blocage entravant la bancabilité des projets. C’est le cas par exemple avec la Regional Liquidity Support Facility, un instrument déve­loppé par l’agence de développement allemande KfW et l’Agence pour le Commerce en Afrique (ATI), qui consiste à sécuriser les paiements d’électricité à un producteur privé indépendant pendant plusieurs mois, en cas de défaut de l’acheteur public d’électricité.

Illustration d’un projet réussi : le projet hydroélectrique Nachtigal au Cameroun, d’un coût total de 1,2 Md€ et développé par EDF avec le soutien de la SFI, a pu être financé dans un temps raisonnable, avec notamment la mise en place d’une structure financière et de garantie innovante.

Un financement en devise locale a notamment pu être mobilisé via un mécanisme de garantie étatique sécuri­sant son refinancement tous les 7 ans, elle-même contre-garantie par la Banque Mondiale (via son guichet public BIRD). La Banque Mondiale a également octroyé des garanties, via la MIGA, couvrant une partie de l’investissement des actionnaires du projet sur les risques poli­tiques.

CONCLUSION

Le secteur de l’électricité en Afrique connaît des muta­tions profondes, qui peuvent être une chance pour enfin répondre aux besoins immenses du continent en électri­cité. Le développement massif de projets d’électrification, notamment à partir de l’énergie solaire, doit pour cela être accéléré en répondant aux exigences de “bancabilité” des investisseurs et financeurs.

Ainsi, deux grands axes doivent être poursuivis pour répondre à cet objectif: (1) accentuer le soutien aux États africains afin d’établir ou renforcer un cadre attractif et offrir de la visibilité et de la liquidité sur les opportunités d’investissements, ainsi que (2) développer des produits de garanties et de financement répondant aux besoins spécifiques de ces marchés, et plus particulièrement aux spécificités des projets de petites tailles.

Enfin, les développeurs et investisseurs privés intéressés par les opportunités offertes sur le continent ont tout inté­rêt à se faire accompagner par des conseils professionnels de qualité, leur permettant ainsi de maximiser les chances de réussite de leurs projets et d’aboutir à leurs réalisations effective.

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