L energie electrique au benin by Ola Oz

L’ENERGIE ELECTRIQUE AU BENIN

Le Conseil des Investisseurs Privés au Bénin est une Association regroupant des entrepreneurs ayant investi de manière significative au Bénin. Emanation de tous les secteurs et de tous les métiers, le CIPB a pour objectifs: - De promouvoir un espace favorable à l'investissement et à l'emploi - D’accompagner l'Etat dans ses réformes - D’optimiser les ressources locales.

Mai 2007 . © Propriété du CIPB, Immeuble Kougblénou, 85, ave Mgr-Steinmetz, 03 BP 4304 Cotonou, Bénin, www.cipb.bj

L’énergie électrique au Bénin, mai 2007, © CIPB

Table des matières

PREMIERE PARTIE ETAT DES LIEUX 1 Historique de la fourniture de l’énergie électrique au Bénin 1.1 Cadre juridique et Sources d’approvisionnement 1.2 Evaluation du potentiel hydroélectrique du Bénin 1.3 La Société Béninoise d’Energie Electrique, SBEE

3 3 4 4 6 6

DEUXIEME PARTIE CRISES ENERGETIQUES ET SOLUTIONS ENVISAGEES 2 Rappel sur la crise énergétique de 1998 2.1 Causes et Gestion du Délestage actuel 2.2 La question de l’autonomie énergétique

9 9 10 10 12

TROISIEME PARTIE ANALYSE ET APPROCHES DE SOLUTIONS 3 Analyse 3.1 Les approches de solutions

13 13 14 15

ANNEXES

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PREMIERE PARTIE ETAT DES LIEUX

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Historique de la fourniture de l’énergie électrique au Bénin

L’usage de l’énergie électrique au Bénin remonte à l’année 1948, bien avant l’indépendance. A cette période, où le Dahomey était encore une colonie française, les installations électriques étaient gérées, à travers la voirie, sous forme de régie. Suite à une convention signée le 30 Septembre 1955, la gestion a été confiée, pour une durée de dix ans, à la Compagnie Coloniale de Distribution d’Energie Electrique (CCDEE), une société anonyme française. Cette convention prévoyait la distribution de l’énergie électrique au Bas-Dahomey (Cotonou, Ouidah et Porto Novo) et à Parakou ainsi que l’adduction et la distribution de l’eau à Cotonou et à Porto Novo. Après l’indépendance en 1960, la Compagnie Coloniale de distribution d’Energie Electrique devint la Compagnie Centrale de Distribution d’Energie Electrique, avec son siège social à Cayenne, département de la Guyane en France. Le 31 Décembre 1970, l’Etat dahoméen a procédé à l’achat de la Compagnie Centrale de Distribution d’Energie Electrique (CCDEE), dont la gestion a été confiée à une société nationale d’économie mixte. La création de la Société Dahoméenne d’Electricité et d’Eau (SDEE) ne sera effective qu’avec l’ordonnance N° 73-13 du 07 Février 1973, année où l’Etat dahoméen a pris en charge les secteurs vitaux de l’économie. Avec le changement de dénomination du pays le 30 Novembre 1975, la Société Dahoméenne d’Electricité et d’Eau (SDEE) devient Société Béninoise d’Electricité et d’Eau (SBEE), un établissement public à caractère industriel et commercial. Mais bien avant la cession de la CCDEE à l’Etat dahoméen, le Dahomey et le Togo ont créé en 1968 une structure commune de production et de transport de l’énergie électrique : la Communauté Electrique du Bénin (CEB). Depuis sa mise en exploitation en 1973, la CEB assume la tâche de fournisseur unique de deux sociétés de distribution d’énergie électrique : la Société Béninoise d’Energie Electrique (SBEE) au Bénin et la Compagnie d’Energie Electrique du Togo (CEET) au Togo. La réforme institutionnelle des secteurs de l’énergie et de l’eau a amené le gouvernement du Bénin à procéder à la séparation des activités eau et électricité. Ainsi, fut créée la Société Béninoise d’Energie Electrique, par décret N° 2004-098 du 1er Mars 2004, avec un capital social de 10 milliards de F CFA.

1.1

Cadre juridique et Sources d’approvisionnement

Le cadre réglementaire et les défis

Le cadre réglementaire d’exercice des activités de production et de distribution au Bénin découle de deux instruments juridiques : le Code bénino-togolais de l’électricité et le Code béninois de l’électricité. Le Code bénino-togolais de l’électricité dont la version révisée a été adoptée en 2005 par l’Assemblée nationale béninoise, accorde l’exclusivité de l’approvisionnement de l’énergie électrique à la Communauté électrique du Bénin (CEB). La mission de la CEB, telle que définie à travers le Code bénino-togolais de l’électricité, est de réaliser et d’exploiter de l’énergie électrique, selon les règles appliquées par les sociétés industrielles et commerciales, en qualité de transporteur exclusif, sur l’ensemble des territoires des deux Etats. Ce monopole lui confère le privilège d’être l’acheteur unique pour les besoins des deux Etats.

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La CEB peut également conclure, en cas de nécessité, avec les pays voisins des accords relatifs à l’importation de l’énergie électrique. Elle est habiletée à conclure des accords de transit et d’exploitation de l’énergie électrique excédentaire avec les pays voisins des deux Etats. Le Code a également ouvert les activités de production de l’énergie électrique propres aux opérateurs privés. Toutefois, pour l’énergie destinée à la vente, la CEB reste l’acheteur unique de leur production. Dans les régions non couvertes par la CEB, c’est la SBEE qui fait office d’acheteur unique. Le code béninois de l’électricité organise le secteur sur le territoire béninois. Il définit les attributions de la SBEE, fixe les conditions d’exercice des activités de production et de transport de l’énergie électrique et prévoit les mécanismes de contrôle des installations électriques en République du Bénin. Le code béninois régit également le domaine de l’électrification rurale, notamment la création du fonds de l’électrification rurale ainsi que l’Agence Béninoise d’Electrification Rurale et de Maîtrise de l’Energie (ABERME). Depuis les années 1970, le défi des gouvernements successifs est de promouvoir l’énergie électrique comme facteur essentiel du développement économique et social à travers la fourniture de l’énergie à moindre coût, la sécurité des personnes et des biens et l’accélération de l’électrification rurale. Ce défi se manifeste, également, à travers les dernières réformes entreprises par l’Etat. Ces réformes concernent, entre autres, l’ouverture du secteur de la production de l’énergie électrique au secteur privé et la création de l’ABERME. D’autres réformes en cours étudient la possibilité d’introduire un partenaire stratégique dans la gestion de la SBEE ainsi que les modalités de concession au secteur privé des activités de distribution de l’énergie électrique en milieu rural. B

Sources d’approvisionnement

L’énergie électrique consommée sur l’ensemble du territoire béninois provient, essentiellement, de la production hydroélectrique fournie par la CEB, à partir des barrages d’Akossombo au Ghana, de Taabo et Kossou en Côte d'Ivoire et de Nangbéto au Togo. Depuis sa mise en exploitation, la CEB a mis à la disposition du Bénin et du Togo plus de 90 % de la demande d’électricité dont 80 % de cette demande sont négociées auprès de la Volta River Authority (VRA) au Ghana et de la Compagnie Ivoirienne d’Electricité (CIE). Jusqu’en 2006, la CEB importait 140Mw de la VRA et de la CIE, sur une demande totale de 200 Mw, à raison de 37 F CFA/ Kwh. Le prix de cession de la CEB à la SBEE est de 50 F CFA/ Kwh. En dehors, de la VRA et de la CIE, la CEB a fait réaliser, sous l’impulsion des Etats du Bénin et du Togo, l’aménagement hydroélectrique de Nangbéto au Togo. D’un coût global de 50 milliards F CFA (100 millions de dollars), ce projet a été réalisé grâce à l’intervention de la Banque Mondiale et de banques arabes, allemandes et françaises. Mis en service depuis 1987, le barrage de Nangbéto, avec une capacité de 65 Mw, produit environ 14% de la demande en énergie de la CEB. En 1998, la CEB a fait installer, également, deux turbines à gaz à Cotonou et à Lomé, d’une puissance de 25 Mw.

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1.2

Evaluation du potentiel hydroélectrique du Bénin

La non maîtrise de l’énergie électrique a constitué un grand handicap pour les gouvernements successifs qui, depuis les indépendances, n’ont pas pu développer à l’intérieur du pays de grands projets d’investissements dans ce secteur. En dépit de l’importance du réseau hydrographique, qui fait du Bénin un pays fortement irrigué, aucun barrage hydroélectrique de grande capacité n’existe dans le pays. Le seul barrage hydraulique dont il dispose est installé à Yeripao, au Nord Ouest du pays. Construit en janvier 1997, il s’agit d’une microcentrale, d’une capacité de 500 Kw qui fonctionne de façon saisonnière et produit à peine 0,20 % de l’énergie électrique consommée au Bénin. Pourtant, plusieurs études ont été effectuées vers la fin des années 1980 pour évaluer les ressources hydroélectriques du Bénin. Le potentiel hydroélectrique du pays est évalué à 700 Mw mais on estime que la mise en valeur de ces ressources n’est économique que dans le contexte d’un marché plus vaste. Les sites potentiels sont situés sur des rivières présentant d’importantes fluctuations saisonnières et annuelles de débit, des pentes douces et de larges vallées. Le potentiel énergétique qui peut être mise en valeur sur les rivières du Mono et de l’Ouémé varie, selon les estimations, entre 1100 et 1300 Gwh. Cependant, une grande partie du potentiel consiste en énergie secondaire parce que les possibilités de régularisation de l’écoulement des cours d’eau sont limitées. En effet, la mise en valeur de ces ressources hydroélectriques est exposée à une grosse difficulté : la totalité de l’écoulement naturel des fleuves béninois se produit pratiquement pendant quatre mois de l’année. Or, le régime hydrographique d’un barrage exige de forts volumes d’emmagasinement pour régulariser le débit. Nangbéto, qui constitue l’un des meilleurs sites d’emmagasinement, accumulent 55% de l’entrée moyenne annuelle pour assurer un débit minimum régularisé de 35% seulement du débit moyen. Après le Mono, l’Ouémé reste le meilleur fleuve sur le plan de l’exploitation hydroélectrique que possède le Bénin. Des études commanditées par la CEB évaluent le potentiel des huit aménagements intéressants à 1743 Gwh. Dans une stratégie à long terme, il est recommandé d’opter pour la mise en valeur des potentialités de ce fleuve. Dans le Nord du Bénin, la mise en valeur du potentiel peu important de quelques sites reviendrait, semble-t-il, cher, à cause de la faible densité de la demande qui rendrait difficile l’absorption rapide de la production. Seul fait exception, le projet de Dyodyonga, situé sur le fleuve Mekrou pourrait produire de l’électricité facilement utilisable par le réseau de la vallée du Niger à un coût intéressant. En dehors du barrage de Nangbéto qu’il partage avec le Togo, le chantier d’Adjarala reste la toute première expérience d’un grand barrage en terre béninoise. Mais, dans un avenir proche, la CEB projette la construction d’un barrage de grande capacité (122 Mw) à Kétou sur le fleuve Ouémé. En définitive, prenant en compte les sites d’Adjarala (154Mw) sur le Mono, de Kétou (122 Mw) et d’Olougbé (60Mw) sur l’Ouémé, d’Okpara (29Mw) ainsi que les sites de Kota, de Tanougou, d’Agbado et de Dyodyonga, la puissance cumulée du potentiel en énergie électrique du Bénin est estimée 700 Mw.

1.3

La Société Béninoise d’Energie Electrique, SBEE

La mission de la SBEE est d’assurer la distribution de l’énergie électrique sur toute l’étendue du territoire béninois. Le principal fournisseur de la SBEE est la Communauté électrique du Bénin (CEB), qui lui livre 90% de sa demande en énergie électrique. La SBEE opère, également, quelques centrales thermiques au diesel, qui lui permettent d’alimenter les zones non couvertes par la fourniture de la CEB. L’énergie électrique au Bénin, mai 2007, © CIPB

Toutefois, l’énergie disponible au niveau de la SBEE n’arrive pas toujours à combler la demande nationale qui s’accroît chaque année. L'augmentation de la demande en électricité au Bénin est estimée en moyenne à 8 % par année. La couverture énergétique du Bénin est de 22 % à fin 2004 (voir Tableaux N°1 et N°2 en annexe). En raison de ce déséquilibre important entre l’offre et la demande, la SBEE n’arrive pas à offrir un service de qualité à sa clientèle. Le réseau de transport et d’installation ne comble pas toujours les attentes à cause de la vétusté de certains équipements, qui occasionnent des pertes sur réseaux, les baisses de tension ou des coupures intempestives La vétusté du réseau de transport est un facteur réducteur pour la qualité des services de la SBEE. Les lignes d’interconnexion qui relient le Bénin au Togo ont été construites au début des années 1970. Ce câble AR 350 utilisé à cette fin a atteint sa limite supérieure de transit de puissance depuis 2005. Ce qui signifie que, même en cas d’augmentation de la disponibilité de l’énergie à la VRA et à la CIE, le Bénin ne pourra pas importer davantage d’énergie électrique à travers ces lignes. De plus, les clients se plaignent souvent des erreurs de facturation. Les dommages qu’enregistrent les ménages font que la société est totalement discréditée au sein de la population béninoise. La mission de service public de la SBEE ne lui permet pas d’assumer pleinement son statut de société commerciale. Ainsi, la SBEE fournit, par exemple, l'électricité à des tarifs inférieurs au coût de la production. Au Bénin, le kilowatt est livré aux ménages à 88 F Cfa en moyenne contre un coût de production de 105 F/Kwh pour l’énergie hydroélectrique et 140F/Kwh pour les centrales thermiques. Pour les industries lourdes, il est cédé à 56 F CFA, avec une prime fixe de 5315 F CFA par Kva (kilovolt ampère) aux heures de pointe. D’autres catégories d’entreprises, telles que les complexes hôteliers ou les grandes banques, paient le kilowatt à 72 F Cfa, avec une prime fixe de 3340 F par Kva aux heures de pointe. Le dernier ajustement du prix de l’électricité remonte à 2002. Le gouvernement béninois, pour des raisons sociales, a maintenu le prix stable, en dépit de la flambée du prix des produits pétroliers, enregistrée ces dernières années. Depuis avril 2006, la SBEE enregistre des pertes importantes à cause de l’usage plus accru des centrales thermiques. La production qui provient d’un litre gasoil, dont le côut est de 440 F Cfa, est livrée au consommateur entre 264 à 352 F CFA. Il en ressort une perte d’exploitation de 88 à 176 F, soit 1,5 milliards de Cfa par mois. Prix de l’électricité dans la région CEDEAO (UScent/kwh) Source CEDEAO

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La SBEE souffre également de mauvaise gestion et surtout de la forte emprise du politique dans sa gestion quotidienne. Ainsi, sur demande de certains hommes politiques, la société engage, à des fins électoralistes, des travaux d’électrification de localités ciblées, bien qu’ elles ne constituent pas un marché potentiel pour la Société. De plus, il est de notoriété publique que les commandes ne sont pas toujours effectuées suivant les règles de transparence. Le plus souvent, beaucoup de personnes s’indignent que les marchés soient attribués sous la couverture des hommes politiques. Il a été souvent reproché à la SBEE un manque de transparence qui favorise les surfacturations et qui ne permet pas toujours à la société de disposer de matériels de bonne qualité. D’ailleurs, la SBEE fait partie des 10 sociétés d’Etat et établissements publics dont le gouvernement actuel a commis un audit pour examiner la gestion. Les résultats de cet audit ne sont encore publiés. A la date du 27 novembre 2006, la situation nette de la trésorerie de la SBEE afficherait un solde négatif de 2,3 milliards de F CFA. Dans la même période, les dettes de la société vis-à-vis de la CEB ont été évaluées à 14 milliards F CFA. La situation de la SBEE à début 2007 peut se résumer comme suit : • crise de production en raison de la baisse d’eau au niveau des barrages; • recours à des sources de substitution onéreuses (location des groupes électrogènes pour la production thermique), importantes pertes d’exploitation; • difficultés de trésorerie, à la fois conséquence de la crise énergétique et pratiques de gestion peu orthodoxes; • image très négative de la SBEE au sein des consommateurs du fait du délestage, de la mauvaise qualité des prestations. Pour remettre en selle la société, la nouvelle direction a organisé les 9 et 10 février 2007, un forum des cadres qui a adopté un plan dont l’ambition est de faire de la SBEE, « une entreprise moderne et performante à l’horizon 2009 ».

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DEUXIEME PARTIE CRISES ENERGETIQUES ET SOLUTIONS ENVISAGES

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Rappel sur la crise énergétique de 1998

Le délestage n’est pas un phénomène nouveau au Bénin. Le pays avait déjà connu la même crise en 1984 et en 1994. La dernière remonte en 1998. Une sécheresse exceptionnelle avait occasionné la baisse du niveau des eaux du barrage d’Akossombo au Ghana, plongeant le Bénin, le Togo et le Ghana dans une crise énergétique aigue. A l’époque, le gouvernement du Bénin avait réhabilité deux anciennes centrales thermiques et conclu, avec la société française Aggreko, un contrat de location-achat d’un groupe électrogène d’un coût de 2,5 milliards de F CFA. Mais le contrat passé avec la société Aggreko avait soulevé une vive polémique au sein du gouvernement du fait de la vétusté des générateurs. Cette polémique serait même à l’origine de l’éclatement de la première coalition formée autour du Président Mathieu Kérékou, après les élections présidentielles de 1996 au Bénin.

2.1

Causes et Gestion du Délestage actuel

Depuis avril 2006, les villes du Bénin subissent, à nouveau, les coupures régulières du courant électrique. La SBEE avait, au départ, lié ces difficultés à une panne technique au niveau du barrage d’Akossombo au Ghana. Cette panne aurait donc conduit la VRA à réduire sa livraison habituelle, de 10 à 15 %, en attendant de procéder au remplacement de l’élément défectueux et de revenir à la situation normale. Mais la crise s’est accentuée en novembre 2006, à cause des problèmes de baisse du niveau des eaux des barrages hydroélectriques, due à une mauvaise pluviométrie dans la sous-région. Ainsi, la VRA et la CIE, principaux fournisseurs de la CEB ont considérablement réduit leurs livraisons en énergie électrique, passées de 140 mégawatts (MW) par jour en mars 2006 à 25 MW à début mars 2007. Sur les 100 à 110 MW de courant électrique fournis habituellement au Bénin par la CEB, le pays ne bénéficiait, jusqu’en mai 2007, que de 47 MW de 7 heures à 18 heures, et de 37 MW de 19 heures à minuit. Or, pour fournir de l’énergie électrique à la seule ville de Cotonou et ses environs, la Sbee doit disposer de 120 Mw pendant la période chaude et de 110 mégawatts en période froide. Face à cette situation de crise, la SBEE a dû recourir à un plan de délestage. Des tranches horaires de quatre à six heures de coupure de courant électrique ont été instaurées et réparties dans les différents quartiers et villes du pays. Les coupures atteignent parfois 10 à 14 heures. La crise énergétique actuelle affecte sérieusement les activités socio-économiques. Les programmes de travail des entreprises sont rythmés par les coupures d'électricité. Les ménages et les entreprises, qui disposent de moyens financiers, ont dû recourir à l’usage des groupes électrogènes. Cette énergie de substitution grève fortement la trésorerie des utilisateurs, notamment à cause du coût élevé du carburant. De plus, la transition entre le réseau de la SBEE et les groupes électrogènes, en cas de coupure ou de remise du courant électrique, crée souvent des courts-circuits, qui endommagent les équipements des entreprises et des ménages. Pour suppléer au manque d’énergie dans le pays, l’Etat béninois avait surtout misé sur l’interconnexion entre le CEB et la TCN (Transmission Company of Nigeria) pour trouver une solution définitive à la crise. En effet, dans la recherche d’une solution durable au problème de l’énergie électrique, les gouvernements du Nigeria, du Bénin et du Togo, en application du WAPP (West Africain Power Pool), ont conclu le 30 août 1996, un accord international d’interconnexion CEB/NEPA. En juillet 2001, la Compagnie Electrique du Bénin (CEB) et la Nigeria Electricity Power Autority (NEPA), devenue aujourd’hui la Transmission Company of Nigeria (TCN), désignées comme organes d’exécution de l’interconnexion, ont signé, à Cotonou, un contrat de fourniture d’énergie électrique dans le cadre de la L’énergie électrique au Bénin, mai 2007, © CIPB

première phase de ce projet prioritaire du WAPP qui vise la diversification, la fiabilisation et la sécurisation du réseau de la CEB. Il s’agit d’un contrat "d'achat-vente" d'électricité d'un montant global de 40 milliards de F CFA (80 millions de dollars). Lancée officiellement le 20 décembre 2004, l’interconnexion CEB/TCN est entrée dans sa phase opérationnelle le 13 février 2007. D’un coût total de 12.570.970.373 F CFA et financé par la Banque Ouest Africaine de Développement (BOAD), la Banque Africaine de Développement (BAD), la Banque d’Investissement et de Développement de la CEDEAO (BIDC) et le Fonds Africain de Garantie et de Coopération Economique (FAGACE), l’interconnexion CEB/TCN devrait assurer la continuité entre les réseaux électriques du Nigeria, du Bénin, du Togo, de la Côte d’Ivoire, du Niger, du Burkina- Faso, permettant ainsi la stabilité et la sécurité du réseau interconnecté de la CEB ainsi que son extension vers les parties septentrionales du Bénin et du Togo. Avec la mise en service du réseau d’interconnexion CEB/TCN, les populations avaient pensé que le délestage serait un lointain souvenir. Mais un mois après, la situation perdurait toujours. Lors d’une rencontre du président de la République du Bénin avec les partenaires sociaux, le 2 mars 2007, il a été annoncé que l’interconnexion n’est pas encore opérationnelle parce que les installations électriques de Sakété ne seraient pas prêtes à recevoir la quantité de 90 Mw devant provenir de la TCN. L’offre de la TCN devait revenir à 5 cents/ Kwh (25 F CFA). La centrale de Sakété a démarré, quelques jours plus tard, sans que le Bénin ait pu venir à bout du délestage. Le Conseil des ministres du 12 mars 2007 a attribué la persistance des coupures à une nouvelle réduction de l’offre en provenance du Ghana et de la Côte d’Ivoire. La VRA aurait diminué sa livraison de 5O à 25 Mw, en raison de la hausse des besoins propres de l’économie ghanéenne. La Côte d’Ivoire s’est, quant à elle, déclarée incapable de poursuivre son approvisionnement. Finalement, l’offre en provenance de ces deux pays est passée de 80 à 25 Mw. (voir tableau 4 en annexe) Cette situation a conduit le gouvernement du Bénin à décider d’acquérir et d’installer, dans un délai de trois mois, des turbines à gaz d’une capacité globale de 100 Mw, pour mettre un terme à la crise énergétique. Une autre étape dans la résolution de la crise énergétique qui frappe le Bénin est la transformation des turbines à gaz de la CEB pour tourner au gaz naturel du projet GAZODUC de l’Afrique de l’Ouest. Ce projet vise à construire un gazoduc de 700 kilomètres, qui acheminera le gaz naturel du Nigeria jusqu'au Ghana, via le Bénin et le Togo. L’arrivée du gaz est prévue pour octobre 2007. La CEB souhaite également accélérer le projet de réalisation du barrage hydroélectrique d'Adjrarala, au Bénin, situé sur le fleuve Mono, commun au Bénin et au Togo. Ce barrage, dont le coût est estimé à 162 millions de dollars (81 milliards francs CFA), devrait permettre de réduire la dépendance énergétique des deux pays vis-àvis de l'extérieur. Ce barrage fournirait au réseau de la CEB une énergie annuelle de 326 Gwh en moyenne. De plus, le Bénin entend participer au système d’Echange d’Energie électrique ouest-africain (EEEOA), un projet communautaire qui ouvrira un accès plus large à l’énergie électrique dans la sous-région.

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2.2

La question de l’autonomie énergétique

La dépendance énergétique de l'extérieur constitue une contrainte majeure pour le développement du Bénin. Près de quarante années après la création de la CEB, le Bénin et le Togo ne disposent pas toujours d’une autonomie sur le plan de l’énergie électrique. Les deux pays dépendent toujours de l’extérieur qui leur fournit près de 80 % de courant électrique. Du fait qu’il tire l’essentiel de son approvisionnement du barrage d’Akossombo, le système électrique béninois est marqué par une sensibilité accrue aux aléas climatiques, notamment l’hydraulicité. Selon une étude d’experts, le manque d’autonomie énergétique du Bénin s’explique, en partie, par le fait que le sous-secteur de l’énergie électrique nécessite de grands investissements avec des temps de retour sur investissement assez longs. Lorsque les institutions financières internationales doivent investir dans ce secteur, elles ont naturellement tendance à ne retenir que les solutions présentant les meilleures efficacités économiques immédiates, afin de limiter les risques de toutes sortes sur les investissements. Cela explique, dans une certaine mesure, les difficultés de financement du projet de construction du barrage d’Adjarala dont le coût estimé à 162 millions de dollars (81 milliards de F Cfa), devrait permettre de réduire la dépendance énergétique des deux pays vis-à-vis de l'extérieur. Dans le cas du Bénin, l’achat de l’électricité de la VRA s’est révélé beaucoup plus économique et présenterait moins de risques financiers que de chercher à construire des centrales. Depuis la crise énergétique de 1998, l’opinion publique béninoise a fait presque l’unanimité sur la nécessité de garantir l’indépendance énergétique du Bénin. Aujourd’hui, il est de toute évidence que la solution la plus économique n’est pas toujours l’optimale. La conquête de l’autonomie énergétique du Bénin est donc devenue une nécessité vitale. L’ampleur de la crise énergétique actuelle a surtout amené les autorités à reprendre conscience de la nécessité de réduire cette dépendance énergétique. En dehors du projet du barrage d’Adjarala qui est remis à l’ordre du jour, la CEB envisage le renforcement de ses capacités propres de production avec le développement des sources thermiques au gaz naturel. La société pourrait ainsi conclure des contrats d’achat d’énergie avec des producteurs indépendants. Le cadre juridique devant permettre cette installation des producteurs indépendants est déjà aménagé avec la dernière révision du code bénino-togolais de l’électricité. Au Bénin, la société WEL (West Coast Energy Limited) a déjà signé une convention de concession avec l’Etat béninois pour la construction d’une centrale thermique à Kraké, à la frontière Bénin-Nigéria. Aux termes de ce contrat, WEL devra fournir à la CEB une quantité annuelle d’énergie de 570 Gwh, sous une puissance garantie de 65 Mw. La centrale de Kraké fonctionnera à partir du gaz à produire dans les champs gaziers nigérians et à extraire des réserves de gaz du Bénin. Pour renforcer ses capacités de production propre et réduire partiellement le déficit énergétique du Bénin, la SBEE développe actuellement quatre projets d’aménagement hydroélectrique. Le premier concerne la construction d’une microcentrale à Nayenou (Commune de Djidja) sur la rivière Zou, affluent du fleuve Ouémé. L’aménagement de Nayenou a déjà fait l’objet d’études préliminaires, dans le cadre d’une étude de préfaisabilité du barrage à buts multiples sur le fleuve Zou en Juin 1976 et d’une étude de préfaisabilité de 7 barrages conduite par le cabinet SCET International en mai 1977. Les trois autres barrages, du même type, sont prévus, l’un à Nanon, sur le fleuve Okpara, le reste sur les chutes de Kota et de Tanougou. Ces projets sont encore à l’étape de recherche de financement pour les études de faisabilité. Le coût global des études est estimé à 1,47 milliards de F CFA.

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TROISIEME PARTIE ANALYSE ET APPROCHES DE SOLUTIONS

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Analyse

La crise énergétique a été le résultat de plusieurs décennies de laxisme et d’attentisme des gouvernements successifs au niveau de la conduite de la politique énergétique du Bénin. En effet, dès son installation, le programme d’investissement de la CEB arrêté en 1976 à partir d’une étude intitulée « Etude de l’approvisionnement optimum en énergie électrique du Togo et du Bénin, sur 15 ans, 1976-1991) » avait prévu de nombreux projets comme l’interconnexion avec le Nigéria, l’implantation de sources propres à la CEB, avec la construction de centrales hydroélectriques (Nangbéto pour 1986, Adjarala pour 1991, et Kétou plus tard), de centrales thermiques de secours et d’appoint, l’extension progressive du réseau de transport haute tension jusqu’aux régions septentrionales des deux pays. En mars 1998, l’Etat béninois avait réfléchi à des solutions durables pour réduire sa dépendance en énergie électrique. A cet effet, l’ensemble des partenaires au développement avait été sensibilisé à l’urgence d’accélérer les démarches pour : l’interconnexion CEB-NEPA, l’aménagement hydroélectrique d’Adjarala, l’extension de la centrale thermique d’Akpakpa, l’installation d’une centrale à gaz dans le cadre du projet de construction du gazoduc ouest-africain, la construction de micro-barrages hydroélectriques à Parakou, Savalou, Kétou et sur le Mékrou. De son côté, la CEB a réactualisé en 2000 son programme d’investissement. Dans une nouvelle mouture intitulée « Actualisation du Plan Directeur de production et de transport d’énergie électrique de la CEB », elle a défini, sur une période de 15 ans (2000-2015), un plan de production et de transport qui a pris en compte tous les scénarii, y compris les aléas climatiques de baisse notable du niveau des eaux dans les barrages. La mise en œuvre efficiente de ces programmes aurait pu épargner au Bénin la crise énergétique actuelle. En dehors du barrage de Nangbéto, aucun des grands projets d’investissements prévus depuis 1976 et relancés en 1998 par l’Etat béninois et en 2000 par la CEB n’a été réalisé. Excepté l’interconnexion TCN-CEB dont l’achèvement a été précipité à la faveur de la crise actuelle. Parmi, les solutions préconisées pour la crise énergétique actuelle, l’Etat a annoncé l’achat et la mise en service des turbines à gaz d’une capacité de 100 Mw. De l’expérience des différentes crises, il ressort que la recherche de solutions endogènes durables constituerait la meilleure option. Mais, il se trouve que l’Etat a beaucoup plus fondé ses espoirs sur l’interconnexion et la fin des aléas climatiques. La logique d’interconnexion ne rassure pas les investisseurs qui pensent que l’Etat pourrait engager des investissements courageux pour développer le potentiel endogène. Tout comme la coopération énergétique avec le Ghana a montré ses limites, du fait des difficultés de maintenance du barrage d’Akossombo, il est à craindre que l’interconnexion avec le Nigéria ne soit également soumise aux contingences socio-économiques du Nigéria dont le déficit en matière d’énergie électrique est connu de tous. Les mêmes inquiétudes concernent l’approvisionnement du gaz à partir du Nigéria qui n’offre pas des garanties suffisantes du fait des troubles dans le Delta du Niger. Dans le cadre du système d’échanges sous-régional, le Bénin se retrouve dans une position de demandeur permanente, sans rien offrir en retour. Or, l’interconnexion énergétique suppose une complémentarité entre des Etats disposant des capacités de production propres. Si la coopération énergique entre les pays européens a connu du succès, c’est parce que chaque pays de l’Union dispose de sources variables (barrage hydroélectrique, turbine à vapeur, centrales nucléaires, parc de production d’énergie éolienne) avant la mise en commun de leurs moyens respectifs. Aujourd’hui, en matière d’énergie électrique, le Bénin n’a encore rien à apporter à la Communauté.

L’énergie électrique au Bénin, mai 2007, © CIPB

3.1

Les approches de solutions

Pour juguler la crise énergétique actuelle, plusieurs approches de solutions peuvent être envisagées : A) court terme • Une meilleure planification du délestage en corrélation avec les objectifs industriels et commerciaux du secteur privé. Cette programmation est d’autant plus importante que la non maîtrise des heures de coupures crée des désagréments, notamment aux industries alimentaires. Il y a, de ce fait, des risques sanitaires car, au niveau des industriels du froid, par exemple, les variations de températures engendrent une déclassification des produits. La problématique sanitaire peut donc conduire à une recrudescence des maladies telles que le choléra, la fièvre typhoïde et peut conduire au pire des cas à un embargo sanitaire du Bénin. • La détaxation des prix des produits pétroliers (essence, gasoil et pétrole lampant). Cette subvention viendra soulager les ménages et les entreprises qui supportent des charges énormes, avec l’usage des groupes électrogènes; • La construction des lignes d’interconnexion modernes entre le Ghana, le Togo et le Bénin afin d’augmenter les capacités de transit de puissance et de réduire les pertes sur réseaux B) moyen terme • Réalisation d’une étude de fonds sur l’hydroélectricité avec l’option de concéder aux privés aussi bien la production que la distribution. • La construction des barrages sur les fleuves Mono et Ouémé. A ce titre, la construction du barrage de Kétou doit être placée en priorité car contrairement au barrage d’Adjarala dont la construction requiert l’avis du Togo, il s’agit d’un projet que le Bénin pourrait conduire seul en toute sérénité. • La mobilisation des ressources pour ces travaux est possible avec la création de fonds spéciaux alimentés par des taxes ou bien à travers un emprunt obligataire. • Compte tenu des difficultés que traverse l’économie béninoise, l’option de construction de ces barrages hydroélectriques en BOT (Build Operate Transfer) mérite d’être examinée. • La mobilisation de ressources financières pour disposer de centrales de relais performantes. Il s’agit d’une disposition préventive pour parer à toute défaillance dans l’interconnexion TCN/CEB, dont dépend aujourd’hui le Bénin. • La création d’un cadre favorable à l’investissement du secteur privé dans la production et la distribution de l’énergie électrique. La possibilité accordée aux producteurs indépendants, dans le code bénino-togolais de l’électricité, ne suffit pas. Il sera donc très difficile de trouver des producteurs privés qui accepteraient de produire de l’énergie sans en assurer la distribution. Il faudrait donc prendre des mesures pour stimuler l’investissement dans ce secteur à haut risque. • La libéralisation progressive du secteur de la distribution. Cela permet aux populations et aux entreprises de disposer de plusieurs sources d’approvisionnement. • La libéralisation garantit, également, la disponibilité du produit, car en cas de pénurie, le distributeur privé est tenu de rechercher par tous les moyens de l’énergie pour satisfaire sa clientèle. Tirant leçon des problèmes du secteur télécommunications, l’Etat devra prendre les dispositions nécessaires afin que cette libéralisation s’effectue dans un cadre réglementaire clair et bien défini. • La mise en place des dispositions techniques et juridiques pour tirer le maximum de profit du gazoduc ouest-africain. • L’accélération du projet de construction du barrage d’Adjarala. La CEB peut faire appel à l’investissement privé.

L’énergie électrique au Bénin, mai 2007, © CIPB

• L’encouragement du secteur privé à investir dans les énergies alternatives comme la mise en place des parcs éoliens. La promotion des énergies éoliennes se présente comme l’alternative la plus plausible car, selon certains spécialistes, la vitesse du vent sur les côtes béninoises est suffisamment importante pour produire de l’énergie électrique pour toute la ville de Cotonou. • La réforme de la CEB de manière à ouvrir le capital de cette société binational aux investisseurs privés. Les crises énergétiques successives ont démontré l’incapacité de cette société à mobiliser les capitaux nécessaires pour faire face à ses besoins d’investissements.

C) long terme • Il faudrait revoir le mécanisme de fonctionnement de la CEB afin que les efforts fournis par chaque pays en matière de production d’énergie électrique propre soient reconnus et mis en relief lors du partage de puissance entre le Bénin et le Togo. • Adopter une politique énergétique intégrée dans le cadre du Nepad. La recherche des partenariats d’interconnexion crédibles. La discussion mérite d’être engagée au niveau africain pour réfléchir sur les possibilités d’une interconnexion entre l’Afrique de l’Ouest et l’Afrique centrale, qui dispose de grands barrages hydroélectriques, malheureusement sous-exploités. A ce titre, le barrage d’Inga en République Démocratique du Congo constitue un atout important pour les pays africains. Ce barrage actuellement sous exploité pourrit fournir de l’énergie électrique à tout le continent africain. Dans le même esprit, la réflexion devrait être engagée sur l’utilisation de l’énergie nucléaire en Afrique.

L’énergie électrique au Bénin, mai 2007, © CIPB

ANNEXES Tableau N° 1 : Taux d’accès à l’électricité par Départements du Bénin Régions

Nombre d’abonnés

Taille des Ménages

Littoral

129 521

4,31

705 613

79,11%

Atlantique

39 737

4,72

850 515

22,05 %

Ouémé

40 523

4,86

775 285

25,40 %

Plateau

5 694

5,58

431 914

7,36 %

Mono

10 541

4,71

381 968

13, 00 %

Couffo

7 194

6,18

556 540

7,99 %

18 493

4,71

636 499

13,68 %

Collines

5 600

5,71

568 567

5,62 %

Borgou

15 715

7,76

768 282

15,87 %

Alibori

3 613

8,26

552 834

5,40 %

Atacora

3907

6,97

582 883

4,67 %

Donga

2810

7,79

371 385

5,89 %

283 348

5,59

7 182 285

22,05 %

Zou

Total

Population

Taux d’accès à l’électricité

Source : Institut National de Statistiques et d’Analyses Economiques (INSAE), 2004

Tableau N° 2 : Taux de ménages électrifiés au Bénin 1990 Nbre de ménages ayant l’électricité Nbre total de ménages

1996

2001

2003

2004

66’526

121‘915

213’376

265’408

283’348

776’271

934’906

1'076’815

1'247’585

1284’845

Pourcentage de ménages ayant l’électricité Source : Rapport d’activités de la SBEE- exercice 2004

L’énergie électrique au Bénin, mai 2007, © CIPB

Tableau 3: Couverture actuelle des besoins du Bénin Période 1* 8h-19h

Période 1’ 8h- 19h

Période 2 19h-8h

Période 2’ 19-8h

Importation CEB (Mw)

Production SBEE (Mw

105

120

105

120

Source

Demande Déficit

Taux de croissance annuelle de la demande : 8 % Demande de puissance dans la soirée : 120 Mw Demande de puissance dans la journée : 105 Mw * Période 1= heures creuses Période 1’= heures de pointes Période 2= heures creuses Période 2’= heures de pointes

Tableau 4 : Satisfaction du Bénin Production

Avant la crise (Mw)

Actuellement (Mw)*

SBEE

Nangbéto

Turbine à gaz Cotonou

VRA (Ghana)

CIE (Côte d’Ivoire)

TCN (Nigéria)

Livraison CEB au Bénin

110

Total du Bénin

121

* vendu

Tableau 5 : Potentiel de production Source

Quantité (Mw)

Hydraulique (Yéripao)

0,5

Sources Thermiques

Importation

Gap

NB. La CEB fournit directement l’énergie électrique à cinq clients présents au Togo et au Bénin. Habituellement, les deux clients Béninois, la SBEE et le Complexe cimentier SCB/LAFARGE, situé à Onigbolo, reçoivent respectivement 45,9% et 3,7% de la production totale de la CEB. Depuis le délestage, le principe de répartition des puissances disponibles entre les différents clients de la CEB se présente comme suit : • Toutes les sources disponibles sont mises en pool pour obtenir la puissance totale disponible sur le réseau ; • Un quota est attribué à chacun des clients industriels (IFG, WACEM,FORTIA au Togo et SCB LAFARGE au Bénin) afin de leur garantir un minimum d’activité • La puissance restante est répartie aux deux distributeurs nationaux proportionnellement à leur consommation de pointe habituellement. Les clés de répartition actuellement utilisées sont de 47% pour la CEET et 53% pour la SBEE puisque les consommations de pointe sont respectivement de 75 Mw pour la CEET et 85 Mw pour la SBEE

Tableau 6 : Coût de fourniture de l’Energie Source

Prix du kilowattheure en FCFA

Nigéria / Gaz

Nigéria / Hydro

Nagbéto / Hydro

Ghana/Hydro

Fuel

123

Tableaux 7 et 8 : Prix de l’électricité actuellement pratiqué au Bénin Basse tension

Tari fs

BT1

Catégories de clients

Usage domestique (lumière et climatisation)

Tranche sociale Tranche 1 Qtés Prix/Kwh Qtés Prix/kwh facturées facturée s

Tranche 2 Qtés Prix/kwh facturée s

0- 20 kwh

0-20 kwh

BT2

BT3

Usage professionnel (boutiques de salons de coiffure de couture, cafés, restaurants, Hôtels, menuiseries, ateliers de soudure, usines de glace, Boulangeries, moulins, etc.) et Services Eclairage public Municipalités

56 F CFA

21-250 kwh

Toute la consom mation

85 F CFA

Cette tranche est exonérée de Tva

Le reste de la consom mation

Observation

95 F CFA

Les 20 premiers Kwh sont exonérés de la Tva

Tranche unique 88 F CFA

Tranche unique 98 F CFA

Moyenne tension :

Tarifs

MT1

Clients livrés en moyenne tension 15 ou 20 Kv et Hôtels dont puissance souscrite supérieure ou égale à 200 Kva

Catégories de clients

Quantités facturées

Hôtels, services, commerces

Toute la consommation

Hôtels, services commerces

Toute la consommation

MT3

Industries pures

Toute la consommation

MT4

Industries pures

Toute la consommation

MT2

Prix/kwh

72 FCFA

Situation heures de pointe Coupure totale à la pointe Sans coupure à la pointe

72 FCFA Avec coupure à la pointe

Prime fixe par Kva

Néant

Observations

Tarif exonéré de la prime fixe

3340 F CFA / Kva souscrite à la pointe

56 FCFA

Coupure totale à la pointe

Néant

56 FCFA

Sans coupure à la pointe

5315 CFA/kva souscrite à la pointe

Tarif exonéré de la prime fixe

Source : Société béninoise d’énergie électrique (SBEE), avril 2007