Transcript Énergies Vertes et Financement des Projets en IPP en Afrique

SEPTEMBRE 2013
2

Compagnie de développement de projets d’énergie renouvelable et
producteur indépendant d’énergie sur le marché africain.

Secteurs d’intérêt : Projets de production d’énergie de 5 à 100 MW
• Centrales solaires connectées aux réseaux des utilités publiques ou
des opérateurs industriels non-connectés au réseau (exemple
compagnies minières) de 10 MW et plus;
• Valorisation énergétique de déchets ménagers;
• Valorisation de la biomasse (matières sèches de canne à sucre,
bambou, résidus de bois) ;
• Hydro-électricité (mini-hydro et hydro > 20 MW)
3

Le nombre de projets construits, en construction ou en développement
en Afrique est (IRENA) :
 Mini-hydro :
24 (20 MW et moins)
 Hydro grands projets : 8
 Éolien :
31
 Solaire :
14
 Géothermie :
4

L’Afrique dispose d’un énorme potentiel pour les énergies vertes avec
des variantes selon le potentiel local et régional. A date, près de la moitié
des 53 pays d’Afrique ont commencé des évaluations du potentiel
d’énergie verte dont 21 dans le solaire et l’éolien, 14 pour la biomasse et
7 en géothermie.

4
Selon une étude de l’AFD et de la BAD « Énergie en Afrique à
l’horizon 2050 », le potentiel est le suivant :
 Hydraulique : Moins de 2 % du potentiel exploité, soit une
production de 77 000 GWh;
 Solaire: 47 % du continent reçoit un ensoleillement supérieur à
2100 kWh/m2 soit en Afrique du Nord, zone sahélienne et Afrique
australe ;
 Éolien : 29 % des ressources mondiales se situent en Afrique
particulièrement sur les zones côtières ;
 Géothermie : potentiel de 9000 MW avec 115 MW.
 Biomasse : fort potentiel pour génération d’électricité ou bio
carburant à partir de la canne à sucre, bambou, résidus forestiers
et autres.
 Valorisation des déchets en énergie : forte augmentation des
déchets ménagers avec la croissance de la population en milieu
urbain et sensibilité croissante aux facteurs environnementaux et
de santé.
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Région de
l’Afrique
Éolienne
Solaire
Géothermique
Hydro
Biomasse
Nord
3,000 - 4,000
50,000 - 60,000
-
78
0.3 - 0.6
Sud
16
25,000 - 30,000
26
0.1 - 3.7
0-7
50,000
-
105
0.1 - 3.5
2,000 - 3,000
30,000
>125
578
0.7 - 2.7
-
-
-
1,057
1.8 - 3.1
5,000 - 7,000
155,000 -170,000
>125
1,844
3.0 - 13.6
Ouest
Est
Centrale
Total
Données compilées par IRENA 2011 en TWh/an
6
 Nécessité
d’avoir des données historiques fiables (vent, radiation,
pluviométrie), ce qui n’est pas le cas dans plusieurs pays;
 Manque
de ressources financières des États pour réaliser les
nombreuses études préalables ou attente de fonds d’aide publique
 Manque de stratégie de déploiement des énergies vertes;
 Coût d’investissement qui était élevé pour certains types
d’énergie
notamment le solaire dont le prix des panneaux a baissé de 65 %
depuis 2010; le solaire devient aujourd’hui très concurrentiel au
thermique.
7
 Utilisation des fonds disponibles pour l’extension des réseaux, la mise
à niveau des centrales et autres. Endettement des États ou des utilités
publiques pour mettre au bilan des financements additionnels;
 Coût
élevé d’électricité (surtout pour les pays dépendants du
thermique) et non-ajustement de la tarification qui créent des
situations financières précaires des utilités publiques et donc de
financement de nouvelles installations;
 Résistance de certaines utilités publiques d’investir dans de l’énergie
intermittente (solaire, éolien) alors que les besoins sont pour des
énergies de base produisant l’énergie 24 heures;
 Manque de ressources financières et humaines pour mettre en place
des programmes de « feed-in-tariff ».
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 Énergie
propre qui se substitue à l’énergie fossile dont le coût
augmente avec le prix du baril de pétrole qui dépasse les 100 $ du
baril et qui est projeté à des niveaux beaucoup plus élevés ( 212 $ en
2035 en valeur nominale selon l’AIE).
 Énergie endogène qui augmente la sécurité énergétique avec, en plus,
des coûts prévisibles, non sujets à la volatilité des coûts des
hydrocarbures.
 Optimisation de la tarification des utilités publiques par la production
en période de pointe (pour le solaire).
 Nouvelles expertises et opportunités d’emplois.
 Contribution à la réduction des gaz à effet de serre ( GES).
9
10

Croissance du PIB de 5 % à 9 % par an et de la classe moyenne consommatrice
d’énergie.

Croissance de la demande d’énergie de plus de 10 % par an en moyenne versus
une croissance de la capacité de production de 3 % par an.


56 jours de coupures d’électricité par année pour l’Afrique subsaharienne.

Perte d’énergie par déficiences techniques sur le réseau de transport de l’ordre
de 10 % à 30 %.

Inefficacité des centrales thermiques de l’ordre de 25 %.
Faible taux d’électrification soit 16 % des ménages par manque d’investissement
dans les réseaux de transport; Électrification en zone urbaine de 30 % à 70 %.
Les modes de réalisation des projets d’énergies vertes sont :
 Programmes de « feed-in-tariff » qui ont des difficultés
actuellement
avec les difficultés financières de plusieurs pays et des limites en
Afrique à cause de la capacité de garantir des montants importants sur
20 ou 25 ans.
 Programme d’appel d’offres d’investissement privé en IPP ou BOOT, ce
qui exige des investissements du pays dans les études préalables et
processus d’appel d’offres.
 Sollicitation d’investisseurs privés pour réalisation des projets en IPP.
Ceci implique la signature d’un protocole d’entente pour justifier
l’investissement du promoteur dans les coûts de développement.
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8.1 Approche traditionnelle
Financement
concessionnel par les bailleurs de fonds tels que la Banque
Mondiale, la BOAD l’UE, l’AFD et autres :
Avantages:
 conditions de prêt à taux avantageux et possibilités de dons ce qui
réduit le prix de revient des projets.
Contraintes:
 processus long et dépendant des budgets disponibles et des priorités
sectorielles et géographiques.
 projets non-récurrents;
 nécessité de trouver des financements pour toutes les études
préalables.
12
8.2 Financement par la Chine
Avantages:
 financements importants qui peuvent être mis à disposition par des
entreprises chinoises reliées au Gouvernement chinois;
 conditions de prêt à taux avantageux;
 capacité de mobilisation des ressources rapidement
et de
réalisations de projets.
Contraintes:
 aide liée aux technologies et expertises provenant de Chine;
 prêts accordés en échanges de ressources à prix bas.
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8.3 Approche de financement privé
Financement en fonds propres par les promoteurs et guichets privés
des banques de développement
Avantages :
 financement des études préalables qui sont coûteuses (entre1
et 5 millions$);
 dette prise en charge par l’IPP; non-endettement de l’État;
 réalisation des projets dans des délais prescrits qui permettent
d’ être une solution plus rapide au déficit énergétique;
 solution récurrente pour implanter rapidement d’autres
projets.
14
8.3 Approche de financement privé (suite)
Contraintes :
 conditions de financement plus coûteuses que les prêts
concessionnels;
 prix de cession plus élevé que pour les projets financés par des
dons et des taux d’intérêt bas.
Conditions pour le positionnement des projets privés :
 Être concurrentiel au prix de revient de l’énergie thermique
fossile.
 Pays avec un climat d’investissement propice et ouvert aux
investissements privés.
=++
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Low risk
High risk
Resource curse
Average
1
40
South Africa
Rwanda
4
Ghana
High
60
Botswana
80
Namibia
Kenya
120
Uganda
Swaziland
Lesotho
140
Ethiopia
Nigeria
Tanzania
Madagascar
Average
Sierra Leone
160
Senegal
Benin
180
2
Mozambique Liberia
Burkina Faso
Mali
Malawi
Burundi
Cameroon
Côte d'Ivoire
Zimbabwe
Togo
Gambia
Niger
Guinea-Bissau
Central African Republic
Guinea
Angola
DR Congo
Chad
Incentive to
private activity
Zambia
100
Gabon
Congo
Low
(Source: World Bank, 2012 figures)
Ease of Doing Business (world ranking)
20
3
200
1%
Bubble: size of GDP
16
10 %
Weight of natural resources in the GDP (Log)
(Source: World Bank Data, 2010)
100 %

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Responsabilités du Gouvernement :
 Identifier le projet comme une priorité de son plan d’infrastructures;
 Établir un cadre juridique et réglementaire, modification ou nouveau
projet de loi (loi des marchés publics, code d’électricité, etc.);
 Établir un cadre d’investissement et des dispositions fiscales adaptés
aux projets d’énergie verte;
 Assurer la cohésion et rapidité dans les décisions au sein des divers
paliers gouvernementaux;
 Faciliter l’octroi de terrain, permis, autorisations et autres.
 Apporter les garanties nécessaires au contrat d’achat.
18

Les projets en IPP sont développés sur le principe de « project financing »
sans recours ou avec recours limité puisque non basés sur le bilan de
l’investisseur/promoteur.

Nécessité de fixer d’avance toutes les conditions de réalisation du projet,
et ce, sur toute la durée du projet ce qui implique d’avoir un modèle
d’affaires solide avec bonne prévision des revenus et des coûts sur de
très longue durée.

Nécessité d’avoir des équipements durables sur 25 ans et une
maintenance adéquate pour s’assurer de la pérennité du projet.

Nécessité d’avoir des promoteurs solides financièrement avec une visée
de durée dans le pays.
Protocole Promoteur/État
–
–
–
–
–
FINANCEMENT DU
PROJET
Fonds propres promoteur
Prêt guichets privés
Banque de
Développement
Financement spécifique
au changement
climatique
Crédits carbone
Garantie MIGA
- Étude de préfaisabilité
- Term sheet contrats avec l’État
- Étude de faisabilité
- Impact social et environnemental
Création Société de projet
Contrat EPC-OM
Achat d’électricité par utilité publique
Réseau utilité publique
Clients
19
-
ÉTAT
Cadre juridique
Contrat concession
Permis, licences
Garanties du PPA
Terrain
Identification
du projet et
études
préalables
Étude de
faisabilité et
conditions
20
• Études de préfaisabilité
• Prise de décision d’avancement
• Signature d’un protocole d’accord ( MOU) ou procédure d’appel d’offre d’IPP
• Étude faisabilité
• « term sheet » des contrats (PPA, Contrat d’implantation, etc.)
Si Appel
d’offre
• Élaboration dossier d’appel d’offres et critère de sélection
• Évaluation des offres et sélection du soumissionnaire
• Négociations de contrat
Financement
• Étude d’ingénierie détaillée
• Signature du PPA et autres
• Vérification diligente et bouclage du financement
Exécution
du Projet
• Conception finale
• Construction et mise en service
• Opération
21

Une volonté des États de réduire le déficit énergétique par des
investissements privés.

Une bonne compréhension des décideurs des projets en IPP et du
« project financing » dont l’approche diffère totalement des projets en
financement concessionnel.

Un accord, dès les premières phases du développement du projet, du
principe de référence du prix de cession et du prix cible.

Un cadre juridique et institutionnel et des incitatifs appropriés pour les
énergies vertes.

Les garanties de paiement appropriées (lettre de confort ou garantie
souveraine).




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La croissance démographique est réelle.
Le déficit énergétique est croissant.
Les institutions sont demanderesses de %.
L’énergie est le moteur du développement et de la croissance
économique.
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