électriques : tendances et perspectives 132
1. Tendances récentes en matière de mobilisation des ressources 132
a. Ressources publiques intérieures 132
b. Financement public international du développement 134
c. Financement public-privé 137
d. Emprunts souverains 139
2. Les perspectives de financement extérieur 141 a. Les sources publiques internationales de financement
du développement : une peau de chagrin ? 141 b. Les nouvelles règles mondiales du secteur financier 142 c. La montée en puissance des fonds d’infrastructure
et des fonds liés aux projets énergétiques 143
d. Financement Sud-Sud 145
e. Financement intérieur 146
E. Conclusion 147
Notes 148
Certaines caractéristiques des investissements dans le secteur de l’électricité freinent le financement privé…
A. Introduction
Le financement sera un enjeu capital pour l’extension et la modernisation à grande échelle des réseaux électriques des pays les moins avancés (PMA), nécessaires à la réalisation de l’accès universel d’ici à 2030, et plus encore pour les investissements considérables qu’il faut faire si l’accès à l’énergie doit devenir un vecteur de transformation. Toutefois, de la même manière que les spécificités de l’approvisionnement en énergie ont des implications pour les structures de marché et les modalités de gouvernance qui conviendraient au secteur, la nature des investissements réalisés dans le secteur soulève des questions et pose des problèmes particuliers s’agissant de leur financement.
Le présent chapitre examine ces questions, ainsi que la tension qui en résulte entre l’abordabilité de l’offre électrique et la viabilité financière des investissements que celle-ci suppose. Il donne également des estimations indicatives des coûts de l’investissement nécessaire pour parvenir à l’accès universel à l’électricité et faire de l’accès à l’énergie un vecteur de transformation dans les PMA d’ici à 2030, et passe en revue les tendances récentes et les perspectives en ce qui concerne les sources potentielles de financement de ces investissements.
B. Fondamentaux de l’électricité : financement
1. Économie de l’électricité : interactions avec le financement privé
Les investissements d’infrastructure sont très fortement tributaires de l’accès au financement à long terme, qui est limité dans les PMA, et le financement public extérieur n’a pas été suffisant pour compenser les déficits intérieurs. Il faut examiner d’autres sources possibles de financement du développement telles que les investisseurs commerciaux et institutionnels (fonds de pension, assureurs et fonds souverains, notamment).
En règle générale, les investisseurs commerciaux et institutionnels n’ont pas les mêmes objectifs ni les mêmes raisons de prendre ou non des risques que les investisseurs publics traditionnels. Cette situation présente un certain nombre de difficultés, car la nature des actifs d’infrastructure ont des incidences sur la structure et le coût du financement.
L’infrastructure électrique est une catégorie d’actifs spéciale, qui a ses problèmes propres. Comme d’autres projets infrastructurels, elle ne se prête pas à
l’investissement privé direct, car elle a généralement besoin de financements considérables. De surcroît, tous les projets électriques ne sont pas appelés à être une source de revenus pour les investisseurs, en particulier dans les PMA dont une grande partie de la population a un pouvoir d’achat limité. Les projets de construction de nouvelles infrastructures initiés par le secteur privé, y compris les projets électriques, sont généralement financés au moyen de crédits syndiqués, dans le cadre d’opérations de financement de projet1. Ces projets comportent des risques et des inconnues non négligeables et exigent en même temps des investissements suivis en temps et en moyens financiers et politiques (Springer, 2013 ; USAID, 2014).
Les caractéristiques suivantes du secteur de l’électricité tendent à freiner le financement privé.
a. Coûts fixes et coûts irrécupérables
Comme d’autres processus de production, la production, le transport et la distribution d’électricité s’accompagnent de coûts fixes et de coûts variables.
En général, les coûts fixes correspondent au coût du terrain et à la construction des installations ; ils ne changent pas en fonction de la quantité d’électricité produite ou utilisée, mais varient selon la technologie de production utilisée.
Dans le secteur de l’électricité, des investissements massifs doivent être réalisés en début de projet, bien avant qu’il soit possible de recouvrer les coûts. En particulier, le réseau de transport et de distribution se caractérise par des coûts fixes élevés et des investissements irréversibles en actifs idiosyncratiques (uniques) et non liquides. Ces caractéristiques obligent les investisseurs à procéder à des analyses complexes et à la répartition des risques. De plus, toute décision d’investissement dans ces conditions implique forcément l’exercice par l’investisseur d’une option d’achat − le droit d’investir en vue de la production à n’importe quel moment dans l’avenir (Kim and Kung, 2013 ; Pindyck, 2008). Dès lors qu’un investissement est irréversible et l’environnement économique futur incertain, les acteurs du marché emploient des stratégies qui visent à atténuer les effets de l’impossibilité de désinvestir lorsque la conjoncture économique se détériore. Cela crée une incitation ex ante à retarder l’investissement en cas de forte incertitude quant à sa rentabilité future.
… notamment les coûts initiaux significatifs, les investissements irréversibles, le haut degré d’incertitude et les risques élevés,
ainsi que l’asservissement au carbone
Les technologies de production d’énergie à partir de sources renouvelables non hydrauliques, par exemple l’énergie éolienne et l’énergie solaire, se caractérisent également par des coûts fixes élevés, même si ces coûts sont bien inférieurs à ceux des grandes installations centralisées à combustibles fossiles ou d’autres sources d’énergie renouvelables telles que les centrales nucléaires et hydroélectriques. À l’instar du transport et de la distribution d’électricité par les réseaux électriques traditionnels, la structure de coûts est dominée par le coût du terrain et la mise en route de l’installation. Les coûts variables relativement faibles que représentent l’exploitation, la maintenance et l’énergie constituent le principal avantage des technologies fondées sur les sources renouvelables par rapport aux technologies traditionnelles fondées sur les combustibles fossiles (Borenstein, 2016 ; IDC, 2012).
Selon des études, il est estimé que le coût et les conditions de la dette peuvent faire augmenter de 24 % à 40 % le coût des projets d’énergie éolienne et d’énergie photovoltaïque de grande échelle dans les pays en développement (Nelson and Shrimali, 2014 ; Waissbein et al., 2013).
b. Longévité et risque
Les investisseurs privés recherchent des investissements à long terme qui soient sûrs et produisent des rendements intéressants. Les projets d’infrastructure peuvent ne pas générer de trésorerie dans leurs premières phases. Le plus souvent, ils comportent des risques élevés et sont très coûteux, en raison de la longueur des processus de conception et de construction. Il est rare que les pays aient des projets « prêts à démarrer », déjà sélectionnés, planifiés et conçus, et pour lesquels l’évaluation des risques a déjà été réalisée. Cela créé un obstacle considérable, notamment en matière de coûts, pour les pays en développement, en particulier lorsqu’il s’agit d’obtenir des financements privés (UNCTAD, 2014d ; Sy and Copley, 2017). En outre, les infrastructures économiques ont en général une durée de vie utile de vingt-cinq ans ou plus. Cette longue durée de vie est pleine d’incertitudes, et exige des financements très importants et la nécessité pour les investisseurs de disposer de ressources dédiées pour appréhender
et gérer les risques propres au projet considéré. Les PMA sont d’autant plus désavantagés qu’une large part de leurs besoins en infrastructures électriques nécessitera sans doute des investissements de création de capacités, qui sont plus risqués que les projets concernant des installations déjà existantes (OECD, 2015a).
Le risque-pays peut être très subjectif et ponctuel, difficile à quantifier et, par là même, difficile à estimer (OECD, 2015b). La fragilité et l’instabilité économiques et financières sont perçues comme accentuant les incertitudes et les risques liés aux PMA. Le plus souvent, la prise en compte du risque-pays prend la forme d’un ajustement à la hausse du taux d’actualisation, ce qui peut induire des coûts de financement élevés (Griffith-Jones and Kollatz, 2015 ; OECD, 2015b ; Bekaert et al., 2015 ; Presbitero et al., 2015).
Les risques qui sont le plus couramment évalués dans le secteur de l’électricité des PMA sont les suivants : la capacité de paiement limitée des consommateurs ; l’absence de cadres directifs concernant la participation du secteur privé ; le risque réglementaire associé aux monopoles d’utilité publique soumis à des mandats sociaux et à des incertitudes politiques. Le tableau 5.1 fournit une classification des risques liés aux actifs d’infrastructure.
Les garanties sont le moyen le plus utilisé (60 %) pour attirer l’investissement privé dans les infrastructures, mais ce sont les projets énergétiques des pays à revenu intermédiaire qui se taillent la part du lion (OECD, 2015b). Entre 2012 et 2014, la part des pays à revenu intermédiaire dans le financement mobilisé grâce aux garanties, aux prêts consortiaux et aux prises de participation a été de 72,3 %, contre 8 % pour les PMA et 2 % pour les autres pays à faible revenu. Les premiers bénéficiaires ont été les pays en développement d’Afrique (29,1 %), suivis des pays en développement d’Asie (27,2 %) et des Amériques (21,1 %) (OECD, 2016a). La palette d’instruments d’atténuation des risques utilisée actuellement par les institutions financières internationales pour attirer les investisseurs institutionnels est jugée complexe et hétérogène, et donc difficile à manier et coûteuse pour le secteur privé (WEF, 2016).
Les mesures visant à améliorer l’environnement institutionnel (notamment fournir des plans stables de développement des infrastructures à long terme, renforcer l’acceptation sociale des nouvelles approches du développement des infrastructures, réaliser des études de faisabilité et constituer une réserve de projets d’infrastructure bancables, et offrir plus de certitude s’agissant des permis et des tarifs) constituent les méthodes courantes que les États
Tableau 5.1
Classification des risques liés aux actifs d’infrastructure
Catégories de risques Phase de conception Phase de construction Phase d’exploitation Phase finale
Politiques et réglementaires
Étude environnementale Annulation des permis
Modification de la de permis plus longues)
Renégociation du
Modification de l’environnement réglementaire ou juridique
Macroéconomiques et commerciaux
Préfinancement Défaut de la contrepartie
Disponibilité du financement
Risque de refinancement Liquidité
Instabilité de la demande/risque de marché Inflation
Taux d’intérêt réels Fluctuation du taux de change
Techniques
Gouvernance et gestion du projet
Valeur résiduelle différente de la valeur
prévue
Déficit qualitatif de la structure physique/du
service Risques archéologiques
Technologie et obsolescence Force majeure Source : OECD (2015b), tableau 1.
peuvent appliquer pour réduire les risques politiques et les risques réglementaires (OECD, 2015b).
c. Opacité
Les projets d’infrastructure manquent généralement de transparence. Le secret commercial, la diversité des structures de projet et les différences qui existent entre les technologies de production d’énergie accentuent leur opacité financière. Il n’existe pas deux projets électriques identiques, même lorsque la technologie utilisée est la même, car les conditions locales influent sur les performances de la technologie. En outre, les renseignements dont les investisseurs ont besoin pour évaluer le marché et les structures de risque des projets ne sont souvent pas disponibles dans les PMA, ce qui a pour conséquence d’accroître le niveau de risque.
d. Asservissement au carbone
La notion d’asservissement au carbone, ou dépendance de trajectoire, a été largement utilisée pour expliquer le maintien des systèmes technologiques fondés sur les combustibles fossiles, malgré leurs effets néfastes sur l’environnement (Erickson et al., 2015 ; Lehmann et al., 2012 ; SEI 2015 ; Economic Consulting Associates 2015 ; Klitkou et al., 2015). Même si, en soi, la dépendance de trajectoire à n’est jugée ni bonne
ni mauvaise, elle augmente sans doute la probabilité que des décisions soient prises pour restreindre, voire exclure, les technologies de remplacement, en particulier dans un climat d’incertitude (Lehmann et al., 2012). Ainsi, dans la mesure où il peut freiner l’appétit des investisseurs privés ou leur faire craindre un durcissement réglementaire, l’asservissement au carbone peut être un facteur qui joue en faveur des crédits commerciaux. Cela peut être particulièrement pertinent dans le cas des énergies renouvelables et dans un environnement mondial où les gestionnaires de fonds et les acteurs du secteur se soucient de plus en plus de leur image environnementale.
Les rendements d’échelle croissants ainsi que les coûts fixes et les coûts irrécupérables élevés associés aux anciens réseaux électriques encore en service peuvent contribuer à l’asservissement au carbone, en particulier lorsque les ressources naturelles sont abondantes et peu coûteuses. Par exemple, les grandes installations centralisées fonctionnant aux combustibles fossiles peuvent être une source d’approvisionnement en électricité relativement abordable et stable et continuent d’être un moyen privilégié pour étendre et garantir la capacité de production de base. Parmi les autres facteurs qui contribuent à l’asservissement au carbone
Il existe des tensions entre l’abordabilité et la viabilité financière des réseaux
électriques dans les PMA
figurent la longue durée de vie des technologies de production et la longue durée des contrats d’achat de combustibles ou d’électricité, communes aux anciennes technologies de production et aux énergies renouvelables.
En principe, c’est dans les PMA dont les réseaux électriques sont naissants, dégradés ou vétustes, les PMA dont les réseaux électriques, tributaires des importations, sont une cause majeure d’instabilité macroéconomique, et les PMA pour lesquels le commerce international de l’électricité n’est pas un moyen sûr de compléter les capacités de production nationales que le risque d’asservissement au carbone devrait être le plus faible. Les systèmes décentralisés présentent peut-être un avantage naturel pour les PMA insulaires, par exemple, puisque, le plus souvent, ces pays ne peuvent pas réaliser d’économies d’échelle et ne disposent pas du territoire d’un seul tenant nécessaire à une production et un transport centralisés.
2. Viabilité financière et abordabilité
Un réseau électrique financièrement viable est un réseau qui couvre ses coûts de fonctionnement, qui fait des investissements d’infrastructure appropriés et qui fournit un service sûr et fiable, tout en respectant les normes sociales et environnementales. Il est admis depuis longtemps que la viabilité financière est une condition préalable pour faire face à la demande croissante d’électricité, en particulier dans le contexte de transformation structurelle, d’urbanisation rapide et de croissance démographique, qui caractérise les PMA. Toutefois, c’est un problème majeur pour la plupart des réseaux électriques des PMA, car les coûts considérables qu’entraîne l’amélioration de l’accès des populations rurales, conjugués à la persistance d’une pauvreté élevée et d’un faible pouvoir d’achat, suscitent des tensions importantes entre la viabilité financière et l’abordabilité.
a. Fixation de tarifs reflétant les coûts
Comme les organismes réglementaires du secteur et les services d’utilité publique des marchés non concurrentiels ont toujours eu l’obligation de garantir l’abordabilité des services et un tarif de l’électricité normalisé, les tarifs réglementés inférieurs aux coûts de production sont une caractéristique courante
des réseaux électriques des PMA. Cette situation compromet aussi bien la viabilité financière des services d’utilité publique que la qualité de l’électricité fournie, et sont un frein important aux investissements que ces services pourraient réaliser pour garantir l’accès universel à l’électricité. D’où les fortes tensions entre les multiples objectifs visés, à savoir l’amélioration de l’accès, l’abordabilité, la fiabilité de l’offre et la viabilité financière des investissements.
En raison du recours croissant à l’électricité fournie par le secteur privé, les organismes réglementaires doivent garantir des rendements commerciaux et protéger les bénéfices des fournisseurs. Cela signifie que les tarifs reflétant les coûts devraient être suffisamment élevés pour couvrir, au minimum, l’intégralité des coûts de production et de transport, ainsi que les coûts d’exploitation et de maintenance. Une pression accrue s’exerce sur les monopoles de service public pour qu’ils fassent la preuve de leur viabilité financière dès lors qu’ils agissent comme acheteurs auprès de prestataires de services d’électricité indépendants, car la fragilité financière se traduit par une hausse de la prime de risque. L’avènement des énergies renouvelables et de la production décentralisée a également pesé davantage en faveur de l’adoption de tarifs reflétant les coûts2.
À ce jour, un seul PMA (l’Ouganda) indique être parvenu à adopter des tarifs reflétant les coûts (encadrés 5.1 et 5.2).
Les tarifs de rachat garantissent aux producteurs d’énergies renouvelables admis à en bénéficier un prix d’achat supérieur à celui du marché pour l’énergie qu’ils produisent. Ces tarifs réduisent le risque de marché pour les investisseurs en leur offrant un rendement assuré. Ils sont très utilisés dans les pays développés et, de plus en plus, dans les pays en développement. Près de 60 % des PMA disposent de tarifs de rachat ou d’une autre forme de régime tarifaire flexible3 pour prendre en compte l’offre du secteur privé (voir chap. 4). Lorsque ces tarifs sont indexés sur une devise, le risque existe de pressions budgétaires et de non-viabilité. Les mécanismes de tarification flexible peuvent exposer les clients au risque d’instabilité des prix et d’incertitude, car les prix de l’électricité peuvent évoluer en fonction de la variabilité de la production d’énergies renouvelables.
Les primes de rachat et les systèmes de quota (normes imposant une proportion minimale d’énergies renouvelables dans le portefeuille énergétique) pour diverses technologies figurent parmi les autres instruments d’appui aux politiques couramment utilisés pour encourager la production énergétique (KPMG International, 2015). Les systèmes de quota
sont souvent combinés avec les crédits d’énergie renouvelable ou les certificats verts négociables. En vertu de ces systèmes, un pourcentage déterminé de l’électricité produite et distribuée doit provenir de sources d’énergie renouvelables. Les producteurs ou les services d’utilité publique qui ont besoin de certificats verts peuvent en racheter à des tiers pour être en règle. Un de principaux avantages des systèmes de quota réside dans le fait qu’ils peuvent réduire les coûts macroéconomiques liés au renforcement des capacités de production d’énergies renouvelables. Ces systèmes peuvent également être un puissant moteur pour inciter le secteur privé à investir dans les énergies renouvelables (UNEP FI, 2012).
Le recours aux mises aux enchères (par exemple enchères relatives à des projets de production d’énergies renouvelables) pour promouvoir les énergies renouvelables s’est développé rapidement, plus rapidement que les systèmes de tarif de rachat et de quota. Les prix bas qu’elles permettent d’obtenir sont à l’origine de leur succès partout dans le monde (IRENA, 2017). L’Afrique du Sud, par exemple, a abandonné son coûteux système de tarif de rachat au profit des enchères (Eberhard and Kåberger, 2016), dont les premières contenaient des prescriptions relatives au contenu national, qui ont contribué au développement d’un secteur de l’énergie renouvelable local (IRENA, 2017). Toutefois, si les règles de l’OMC Encadré 5.1. Éléments fondamentaux du modèle tarifaire
Les tarifs de l’électricité peuvent varier en fonction de la consommation totale, du type de consommation (par exemple, résidentielle ou industrielle), de l’heure de la journée et de la source de production. Le prix unitaire par kilowattheure (kWh) peut être calculé selon un système progressif de blocs de consommation croissants ou décroissants. Il peut également suivre un modèle linéaire tel que toutes les unités sont facturées au même prix. Les structures tarifaires évoluent avec le temps et reflètent généralement les divers objectifs nationaux, qui imposent aux organismes réglementaires de trouver un juste équilibre. Par exemple, le cadre réglementaire de l’Union européenne ne fixe que quelques règles générales concernant le calcul des tarifs des réseaux, les décisions relatives au modèle à appliquer revenant aux États membres.
En matière de tarification, il est recommandé de mettre en place un processus transparent, responsable et participatif.
Toutefois, cette méthode peut parfois retarder ou bloquer les ajustements tarifaires dans les pays en développement, où les services d’utilité publique sont tenus de déposer une demande pour relever les tarifs. La faiblesse des institutions et l’opposition acharnée des décideurs et des consommateurs soucieux de bénéficier de services à un prix abordable peuvent constituer des obstacles de taille.
Le modèle tarifaire englobe de nombreuses composantes, en sus des coûts d’exploitation et de maintenance inhérents à un réseau électrique. Il est influencé par la structure du
Le modèle tarifaire englobe de nombreuses composantes, en sus des coûts d’exploitation et de maintenance inhérents à un réseau électrique. Il est influencé par la structure du