Les impacts de la production indépendante d'électricité au Kenya

Un producteur indépendant d'électricité n'aura un réel impact sur le développement d'un pays que s'il fournit, là où la demande excède l'offre, plus d'électricité que les entités publiques ou s'il supplante une source d'énergie plus coûteuse. C'est le cas au Kenya, où l'impact des producteurs indépendants d'électricité sur le secteur énergétique et l'économie est clair – bien qu'il existe un débat sur l'optimisation des sources d'énergie à utiliser.

Le manque d'énergie est souvent considéré comme un frein à la croissance du Kenya. Les coupures de courant feraient perdre à l'économie 7 % du chiffre d'affaires du secteur privé, 2 % du produit intérieur brut (PIB) total et 1,5 % de la croissance du PIB (Ministère de l'Énergie, 2011). Certes, les problèmes énergétiques ne sont pas uniquement liés à la capacité de production. Mais des coupures généralisées causées par un approvisionnement insuffisant lié aux sécheresses se sont produites à deux reprises au cours des quatre dernières années. L'incapacité du Kenya à s'affranchir de sa dépendance à l'électricité coûteuse produite à partir de générateurs diesel de secours représente un autre signe évident du manque de capacités de production plus pérennes. Les acteurs privés remplacent l'énergie produite par ces systèmes d'alimentation de secours au Kenya (Figure 1), sans toutefois la faire disparaître totalement.

La majorité de la population n'est pas encore reliée au réseau électrique et la demande devrait augmenter au Kenya de plus de 6 % par an à court terme (ERC, 2013) et 10 % à moyen terme (Ministère de l'Énergie, 2011). La société publique de production d'électricité KenGen développe aussi rapidement que possible de nouvelles capacités de production, dans la limite de ses contraintes de capital et organisationnelles. Chaque mégawatt (MW) installé par les producteurs indépendants ne se substitue donc pas à l'investissement public mais s'y ajoute.

Évaluer les impacts des producteurs privés

L'analyse de l'impact d'un projet de production privée d'électricité est complexe. Au Kenya, un exercice basé sur la théorie du changement a été conduit par une équipe de Dalberg pour évaluer les modalités des impacts de Rabai Power et d'Olkaria III – respectivement producteurs indépendants d'électricité thermique et géothermique, dont la production est achetée par Kenya Power and Lighting Company (KPLC), la société de distribution publique kényane. La première étape consiste à établir la liste des  résultats escomptés pour les différentes parties prenantes : diversification de la production électrique, augmentation de la production privée, réduction des émissions de CO2, augmentation des revenus des investisseurs et des travailleurs et amélioration des impacts pour les communautés locales. Des indicateurs comme la réduction du prix de l'électricité, l'augmentation des recettes publiques et la réduction du délestage permettent de mesurer ces résultats. Ils font l'objet d'une approche à la fois qualitative et quantitative : calcul des changements de prix de l'électricité dus à la production à moindre coût, utilisation d'un classement de la fiabilité des centrales électriques, entretiens auprès des membres de la communauté locale sur les changements provoqués par la nouvelle centrale électrique dans leur vie. La prise en compte de ces facteurs d'impacts permet d'utiliser l'évaluation pour comparer différents projets de production indépendante d'électricité. Cela permet aussi d'effectuer une comparaison avec le cas où aucune centrale électrique ne serait construite – un scénario utile pour calculer un taux de rentabilité économique2.

L'impact économique

Dans le cas du Kenya, les estimations indiquent que, en l'absence d'investissements dans la production privée, le déficit énergétique serait non couvert ou couvert par un recours à des générateurs diesel de secours. Le coût implicite pour le Kenya de l'électricité non fournie serait d'environ 0,84 dollar/kWh3 et le coût des générateurs de secours d'environ 0,31 dollar/kWh selon les prix actuels du combustible. Alors que ces chiffres restent hypothétiques, ils peuvent tout de même être utilisés comme des points de référence pour estimer les économies faites par le pays, en se basant sur le coût actuel de l'électricité produite par les producteurs indépendants. Si les 367 gigawattheures (GWh)4 fournis par Olkaria III à 0,09 dollar/kWh en 2011 avaient été générés par du diesel, les consommateurs auraient payé 89 millions de dollars supplémentaires sur leurs factures d'électricité. Cela signifie que les prix en 2011 auraient augmenté de 0,015 dollar/kWh. Le gouvernement aurait perçu 11 millions de dollars de recettes supplémentaires, provenant des taxes sur le combustible et KPLC aurait payé 19 millions de dollars de moins au producteur d'électricité pour les coûts de production hors  combustible. En conclusion, Olkaria III a permis à l'économie de gagner 59 millions de dollars par rapport aux alimentations de secours.

Calculé en utilisant le coût d'investissement total du projet, le taux de rentabilité économique de Rabai Power (une centrale au fioul lourd) serait de 16 % si l'alternative était un générateur de secours et de 112 % si l'électricité n'était pas fournie. En ce qui concerne Olkaria III – une centrale géothermique aux coûts initiaux plus élevés mais jouissant d'économies annuelles plus importantes –, les résultats seraient respectivement de 27 % et 89 %. Le principal intérêt de cette méthodologie du taux de rentabilité économique réside dans le fait qu'elle permet d'observer à quel point les rendements varient en fonction des hypothèses – comme la répartition de la production par type d'énergie ou le prix du pétrole. Mais les résultats illustrent également l'intérêt, pour le développement des pays, d'investir dans un contexte d'énergie limitée et montrent que même des options thermiques à coût élevé sont intéressantes quand on les compare à un scenario où la demande n'est pas satisfaite.

Dans un contexte tel que celui du Kenya où l'offre est limitée, déplorer le coût de l'électricité produite par des acteurs privés n'a aucun sens : les capacités de production publiques ne suffisent pas à répondre à la demande. KPLC achète de l'électricité à la société publique KenGen et aux producteurs privés par le biais d'accords transparents supervisés par la Commission de régulation de l'énergie. Si KPLC était capable d'obtenir un approvisionnement suffisant à moindre coût de la part de KenGen, il n'y aurait plus de marché pour les indépendants – un scénario bien peu probable dans un futur proche.

En outre, l'évaluation des projets de production privée au Kenya semble indiquer l'existence d'impacts positifs aux niveaux local et sectoriel – au-delà du développement de l'approvisionnement. Les producteurs indépendants sont souvent perçus par les acteurs du secteur comme étant fiables. Ils ont souvent été les premiers à utiliser de nouvelles technologies au Kenya : récupération de chaleur pour alimenter les turbines à vapeur dans les centrales thermiques, production par tête de puits et utilisation de l'isopentane pour les centrales géothermiques. Les producteurs indépendants ont partagé leurs connaissances avec KenGen, qui les utilise pour ses nouvelles centrales électriques. Enfin, les producteurs indépendants sont habituellement financés par des institutions financières de développement (IFD), qui suivent des normes environnementales, sociales et gouvernementales strictes. Ils introduisent donc de fait dans l'environnement local de meilleures pratiques – Rabai Power a été qualifié par les militants communautaires de modèle à suivre.

Les limites

Bien sûr, certains investissements sont plus bénéfiques au développement que d'autres ; une nouvelle centrale au fioul lourd construite aujourd'hui aurait un impact positif moindre. La centrale thermique au fioul lourd de Rabai Power, construite en 2009, fournit de l'électricité à un coût plus élevé que la centrale géothermique d'Olkaria III, mais ce type de centrales répond immédiatement quand il s'agit d'empêcher les délestages sur la côte. Le premier avantage des centrales au fioul lourd est leur rapidité de développement ; à court terme, elles sont utiles. Mais à long terme, elles peuvent représenter les sources d'énergie les plus coûteuses achetées par KPLC.

L'investissement des producteurs indépendants ne garantit pas, en outre, un mix énergétique optimal. Les producteurs répondent aux incitations induites par les tarifs de rachat garantis, fixés par le gouvernement. Les dirigeants du secteur privé kenyan estiment que les tarifs de rachat actuels favorisent trop l'électricité thermique – et pas suffisamment la géothermie. La géothermie est une source énergétique de tout premier plan : renouvelable, peu émettrice de CO2, extrêmement fiable, utilisable en période de base, aux coûts de fonctionnement peu élevés. Les experts suggèrent que les tarifs de rachat pour la géothermie soient relevés au moins de 0,02 dollar/kWh pour accélérer son développement par les producteurs privés. Cela entraînerait un surcoût pour les consommateurs, mais l'augmentation pourrait facilement être compensée par les économies réalisées – si l'on considère le coût de l'électricité produite actuellement par les centrales thermiques (Figure 2). Les producteurs, qu'ils soient privés ou étatiques, ont tous besoin d'investissements publics complémentaires pour financer les infrastructures de transport – voire même pour subventionner les phases amont du développement des projets, comme l'exploration géothermique. Pour ce faire, le Kenya a mis en place deux entités publiques : KETRACO, qui doit construire des lignes de transport et la Geothermal Development Corporation (GDC) qui doit mener des explorations géothermiques. Mais des retards dans la mise en place de leurs activités ont freiné l'investissement des producteurs indépendants ou ont réduit leurs bénéfices. Ainsi, une nouvelle ligne de transport entre Mombasa et Nairobi, qui devait être terminée en 2011, ne sera opérationnelle qu'en 2014. Par conséquent, les centrales de la côte restent sous-utilisées et Nairobi doit encore avoir recours à des générateurs de secours. Le développement de certaines centrales géothermiques a été retardé pendant des années en attendant que la GDC valide le niveau de productible. Pour que les investissements privés atteignent leur plein potentiel, le Kenya devra accroître la capacité de ces deux institutions.

Optimiser les investissements

La production indépendante d'électricité kenyane est l'une des plus importantes d'Afrique, en partie grâce à l'engagement des IFD à soutenir des projets que d'autres investisseurs n'accepteraient pas. Les rendements élevés exigés par les investisseurs privés peuvent facilement être compensés par une efficacité de production plus importante, une fiabilité accrue, un transfert de technologies nouvelles, etc. Aujourd'hui, les investisseurs sont en nombre suffisant ; tous n'ont pas besoin de l'aide des IFD et certains accepteraient même, compte tenu de la fiabilité des paiements de KPLC, de renoncer aux lettres de confort données par l'État. Avec plus de 20 % d'électricité provenant actuellement des producteurs indépendants, l'expérience du Kenya montre qu'il est possible de tirer profit du secteur privé pour atteindre des objectifs nationaux en matière d'énergie. Elle apporte aussi quelques enseignements permettant d'optimiser les investissements futurs.

L'investissement dans la production indépendante doit clairement être basé sur les bénéfices économiques qu'elle offre et faire l'objet d'une stratégie de développement précise. Dans le cas du Kenya, le ministère de l'Énergie et KPLC se sont tous deux mis d'accord sur le besoin urgent d'une augmentation de la capacité de production, avec une évolution du mix énergétique dans un second temps. Par ailleurs, la séparation de la production publique et de la distribution bénéficie aux acteurs privés. KPLC, a pour objectif d'obtenir de l'électricité fiable à un bon prix quelle que soit la source de production et d'établir une relation commerciale équilibrée avec les producteurs indépendants. Enfin, l'investissement public dans les infrastructures (comprenant le développement du réseau) joue lui aussi un rôle très important pour le développement de l'investissement dans la production privée d'électricité.

1 Le facteur de charge d'une centrale électrique est le rapport entre l'énergie effectivement produite sur une période donnée et l'énergie qu'elle aurait produite si elle avait fonctionné à sa puissance nominale durant la même période.

2 Taux d'intérêt pour lequel le coût et les bénéfices d'un projet, actualisés sur la durée de vie, sont égaux. Dans ce cas, les bénéfices concernent les économies de coûts globaux et excluent les retours sur investissement pour l'investisseur.

3 Ce montant est cité dans le Kenya's Least Cost Power Development Plan 2011 et par la Banque mondiale. Il est tiré d'une étude antérieure estimant le coût implicite de l'électricité non fournie du fait des insuffisances des capacités de production.

4 Cela représente 6 % de l'électricité totale produite au Kenya cette année-là, mais les économies estimées sont supérieures à 6 % des coûts totaux de l'électricité, car le coût de l'alternative est trois fois plus élevé par kWh.

Références

ERC, 2013. Updated Retail Tariffs Application. Rapport KPLC. 7 février 2013, Kenya. // KPLC, 2006-2012. Rapports annuel de 2006 à 2012. // Ministère de l'énergie, 2011. Mise à jour du Kenya Least Cost Power Development Plan (2011-2031), Nairobi, Kenya, Mars.