Dé­bats Pour le dé­col­lage des éner­gies re­nou­ve­lables en Afrique de l’ouest

Di­rec­teur Afrique de l’ouest et Asie cen­trale chez Ac­cess Po­wer

Jeune Afrique - - Sommaire - Ka­rim Me­gher­bi

LE SEC­TEUR PRI­VÉ NE POUR­RA PAS CONTINUER À IN­VES­TIR DANS LE DO­MAINE SANS QUE SOIENT PRISES

DES ME­SURES FORTES.

Àla suite du ra­len­tis­se­ment du mar­ché sud-afri­cain, l’afrique de l’ouest pour­rait bien prendre le lea­der­ship pour les an­nées 2019 et 2020 en ma­tière d’ins­tal­la­tion de cen­trales de pro­duc­tion d’élec­tri­ci­té à par­tir des éner­gies re­nou­ve­lables. Nous pou­vons es­ti­mer à plus de 2GW la ca­pa­ci­té qui de­vrait être connec­tée dans les trente-six pro­chains mois, en grande par­tie au Ni­ge­ria, mais éga­le­ment au Gha­na, au Sé­né­gal, au Ma­li et au Bur­ki­na Fa­so no­tam­ment. Avec éga­le­ment un taux de crois­sance éco­no­mique fort et une pres­sion dé­mo­gra­phique im­por­tante (entre 2,5 % et 3 % par an pour la plu­part des pays, avec de nom­breuses villes dont les taux de crois­sance sont su­pé­rieurs à 6 %), on pour­rait donc se dire que le tour­nant est là, l’afrique de l’ouest se lance dans la ré­vo­lu­tion éner­gé­tique verte.

Mais ce­la n’est pas aus­si simple. D’une part, il faut rap­pe­ler que le dé­ve­lop­pe­ment de tous ces pro­jets a dé­bu­té il y a des an­nées, par­fois dix ans si l’on prend le cas du Sé­né­gal ou du Bur­ki­na Fa­so. Avec des temps de dé­ve­lop­pe­ment de sept ans en moyenne, il faut donc at­tendre une crois­sance en dents de scie, avec de longues pé­riodes pen­dant les­quelles au­cun pro­jet ne ver­ra le jour. Car, en ef­fet, de nom­breux in­ves­tis­seurs at­tendent de voir le sort ré­ser­vé à ces pre­miers pro­jets avant de consi­dé­rer de nou­veaux in­ves­tis­se­ments, ce qui ne per­met pas d’avoir un flux conti­nu de pro­jets. Ce type de crois­sance est d’ailleurs en co­hé­rence avec l’his­to­rique des in­ves­tis­se­ments dans le sec­teur de l’élec­tri­ci­té de­puis 2010.

D’autre part, il faut rap­pe­ler que le mar­ché ouest-afri­cain – comme d’ailleurs le mar­ché de l’afrique sub­sa­ha­rienne dans son en­semble – reste un mar­ché très mor­ce­lé. À l’échelle na­tio­nale, les ré­seaux pré­sentent une faible ca­pa­ci­té à ab­sor­ber la pro­duc­tion in­ter­mit­tente, et la taille de la de­mande ne per­met pas réel­le­ment de dé­ve­lop­pe­ment de larges cen­trales sans la prise en compte des in­ter­con­nexions. Une étude de 2015 réa­li­sée par Trac­te­bel in­dique par exemple que le ré­seau sé­né­ga­lais est dé­jà sa­tu­ré. Le ré­cent sché­ma di­rec­teur du pays pour la pé­riode 20172035 confirme d’ailleurs le rôle li­mi­té qui est don­né aux éner­gies re­nou­ve­lables: un seul pro­jet éo­lien (cen­trale de Tai­ba Ndiaye, pro­jet dé­ve­lop­pé par Sar­reole, dont Le­ke­la Po­wer a fait l’ac­qui­si­tion en 2016 au­près d’ame­ri­can Ca­pi­tal) est pro­gram­mé d’ici à 2027 – pour une ca­pa­ci­té de 150 MW, ins­tal­lé en trois tranches an­nuelles de 50 MW –; 263 MW de so­laire sont aus­si pla­ni­fiés, sa­chant que la qua­si-to­ta­li­té de cette ca­pa­ci­té qui se­ra ins­tal­lée avant 2022 est soit dé­jà en ex­ploi­ta­tion, soit at­tri­buée, soit en cours d’ap­pel d’offres dans le cadre du programme de L’IFC Sca­ling So­lar.

En­fin, la dis­per­sion des res­sources so­laires et éo­liennes n’est pas en ac­cord avec la lo­ca­li­sa­tion des centres de consom­ma­tion ni avec la pré­sence des ré­seaux. En ef­fet, les res­sources éo­liennes sont no­tam­ment lo­ca­li­sées en Mauritanie, pays dont la de­mande est au­jourd’hui am­ple­ment sa­tis­faite avec les ca­pa­ci­tés ins­tal­lées. Ce qui si­gni­fie que toutes les ca­pa­ci­tés ad­di­tion­nelles se­raient soit pour le bé­né­fice du sec­teur mi­nier, soit pour l’ex­port. De même, les res­sources so­laires sont proches du Sa­ha­ra, zone moins peu­plée qui pose en outre des pro­blèmes de sé­cu­ri­té. Cette contrainte géo­gra­phique sou­lève na­tu­rel­le­ment la ques­tion du trans­port de l’élec­tri­ci­té, qui in­tègre celle du fi­nan­ce­ment de ces in­ves­tis­se­ments et celle des temps longs de réa­li­sa­tion de ces in­fra­struc­tures.

Ges­tion com­plexe

Dans un tel contexte, il ne faut donc sur­tout pas se lais­ser aller à croire que le sec­teur pri­vé pour­ra continuer à in­ves­tir mas­si­ve­ment dans les éner­gies re­nou­ve­lables sans des me­sures fortes, dont la ges­tion va se ré­vé­ler par­ti­cu­liè­re­ment com­plexe. Nous pou­vons ici ci­ter plu­sieurs me­sures es­sen­tielles qui doivent être prises de ma­nière ur­gente. La pre­mière, c’est de com­men­cer à mo­dé­li­ser un sché­ma di­rec­teur au ni­veau ré­gio­nal et de pla­ni­fier le dé­ve­lop­pe­ment des ré­seaux en vue de cap­ter les meilleures res­sources so­laires et éo­liennes, tout en aug­men­tant la ca­pa­ci­té d’ab­sorp­tion de l’in­ter­mit­tence via les in­ter­con­nexions. Con­cer­nant la deuxième, il s’agit de ren­for­cer la ca­pa­ci­té des ré­seaux na­tio­naux à gé­rer l’in­ter­mit­tence via des centres de dis­pat­ching mo­der­ni­sés mais aus­si grâce au dé­ve­lop­pe­ment d’ou­tils de ré­seau adap­tés, com­mu­né­ment ap­pe­lés smart grids. En­fin, les États doivent ac­croître leur ca­pa­ci­té à

struc­tu­rer des pro­grammes IPP (type par­ti­cu­lier de par­te­na­riat pu­blic­pri­vé qui as­so­cie conces­sion de ser­vice pu­blic, créa­tion d’une so­cié­té ad hoc fi­nan­cée se­lon la tech­nique du fi­nan­ce­ment de pro­jet et struc­ture contrac­tuelle com­plexe liant de nom­breux ac­teurs : clients, four­nis­seurs, équi­pe­men­tiers, banques, ex­perts, pou­voirs pu­blics…) en re­voyant de fa­çon adé­quate leurs lé­gis­la­tions, en ac­cor­dant l’en­semble des mi­nis­tères, en créant des points d’en­trée unique pour les dé­ve­lop­peurs, en ai­gui­sant leurs ou­tils de né­go­cia­tions.

Il existe de nom­breuses ini­tia­tives al­lant dans ce sens, néan­moins nous pou­vons consta­ter un manque de co­or­di­na­tion et de vi­sion à long terme. En par­ti­cu­lier, il se­rait in­té­res­sant de voir ger­mer une co­or­di­na­tion des ac­tions des bailleurs de fonds ain­si qu’une re­vue de leur po­li­tique d’in­ves­tis­se­ment. Ain­si, le fi­nan­ce­ment des pro­jets de pro­duc­tion d’élec­tri­ci­té pour­rait être ac­com­pa­gné par des in­ves­tis­se­ments com­plé­men­taires dans les ré­seaux de trans­port et de dis­tri­bu­tion, aug­men­tant ain­si l’im­pact de chaque pro­jet de cen­trale. Et tout ce­la dans le cadre d’un plan d’in­ves­tis­se­ment ré­gio­nal cou­vrant au moins une pé­riode de cinq ans.

Prendre le contrôle de ce dé­ve­lop­pe­ment, c’est pou­voir créer un­mar­chéde taille plus im­por­tante, bais­ser le coût du kwh, mais éga­le­ment, et sur­tout, créer un vec­teur de crois­sance éco­no­mique, que les sec­teurs pri­vé et pu­blic pour­raient cap­ter. Le sec­teur pri­vé, à tra­vers no­tam­ment l’émer­gence d’ex­per­tises lo­cales pour conduire toutes ces études, peut ac­com­pa­gner les dé­ve­lop­peurs et les banques dans leurs pro­jets, mais aus­si par l’émer­gence d’in­ves­tis­seurs lo­caux spé­cia­li­sés dans le sec­teur éner­gé­tique ; le sec­teur pu­blic, avec par exemple la créa­tion de fonds sou­ve­rains in­ves­tis­sant dans les pro­jets de pro­duc­tion et le­vant de l’ar­gent pour le dé­ve­lop­pe­ment des ré­seaux éner­gé­tiques. Ga­geons donc que les gou­ver­ne­ments et bailleurs de fonds pour­ront tra­vailler en­semble à trans­for­mer cette pe­tite étin­celle en un feu vif.

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