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Cet article est issu du dossier «Électricité : le Nigeria face à l'échec de la privatisation du secteur»

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Energie

Électricité : comment le Nigeria a saboté sa réforme

Des volontaires de la Fondation Bode Edun dans le district d'Oshodi, à Lagos, en juin 2015. © PIUS UTOMI EKPEI/AFP

Cinq ans après la privatisation du secteur, le géant ouest-africain subit des coupures à répétition. Faute d’avoir pris des sanctions contre les distributeurs et d’avoir fixé un tarif économiquement viable, l’état est le premier responsable de cet échec.

Lors de l’Africa Energy Forum (AEF), organisé fin juin à Maurice, le Burkinabè Siengui Ki, secrétaire général du Système d’échanges d’énergie électrique ouest-africain (EEEOA), était très demandé. Les acteurs du secteur dans la zone veulent savoir quand l’EEEOA leur permettra d’acheter ou vendre de l’énergie depuis n’importe quel point connecté au réseau. Parmi les plus impatients, le Nigérian David Ladipo, cofondateur d’Azura Power. « Sa » centrale à gaz de 450 MW, Azura-Edo, est le premier producteur indépendant, entièrement financé par des fonds privés, sorti de terre depuis la privatisation du secteur électrique – production et distribution –, en 2013.

Le projet, démarré il y a huit ans, a réclamé 700 millions de dollars d’investissement et devrait générer ses premiers mégawatts d’ici à la fin de l’année. Le hic, c’est que David Ladipo n’est toujours pas certain de parvenir à les vendre. Avec 12,5 GW de capacité installée à travers 26 centrales, fonctionnant essentiellement au gaz, « le système électrique nigérian a multiplié par cinq sa capacité de production depuis le début de la réforme, mais, dans le même temps, la puissance de son réseau de transmission et de distribution n’a pratiquement pas augmenté. Cela agit comme un goulet d’étranglement, et les centrales sont forcées de tourner au ralenti », observe, un brin dépité, Dayo Idowu, avocat spécialiste du secteur électrique chez DLA Piper, à Lagos.


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Alors, quand M. Ki assure avec diligence à tous ses interlocuteurs que le grand marché de l’électricité ouest-africain sera « fin prêt en 2020 », David Ladipo, inquiet, insiste : « Vraiment ? » C’est l’un des nombreux paradoxes d’un système toujours considéré parmi les plus défaillants du monde. En 2017, selon les chiffres du Forum économique mondial, le Nigeria se classait 136e pays sur 137 en matière d’approvisionnement en électricité, devant le seul Yémen. C’est aussi le deuxième pays au monde en matière de population n’ayant pas accès à l’électricité (près de 85 millions). Depuis le début de l’année, d’après les derniers chiffres publiés par la Transmission Company of Nigeria (TCN), le réseau s’est « effondré » à neuf reprises. Le 12 avril, la production générée sur le réseau est ainsi tombée à 351,3 MW, et le 8 juin à 41,4 MW… Le tout pour un pays de 185 millions d’habitants qui « nécessiterait 20 GW d’électricité dans le réseau au minimum pour ne pas voir son économie contrainte », d’après Dayo Idowu.

Un milliard de dollars de déficit par an

« La transition d’un modèle public à un modèle largement privé n’a pas apporté les résultats escomptés », n’a pu que constater la Banque mondiale dans son dernier document sur le sujet, publié en juin. L’institution internationale évalue même à près de 1 milliard de dollars par an le déficit financier du secteur dans son ensemble, faisant craindre pour la survie du système.

Au cœur de cet échec, tout du moins aux yeux du gouvernement nigérian, les onze sociétés de distribution, dont il possède toujours 40 %. Le 9 juillet, Babatunde Fashola, le ministre de l’énergie, des Travaux et du Logement, tout en rappelant qu’il demeurait « convaincu que la privatisation était la meilleure voie possible », leur a asséné un cinglant : « Vous devez tenir vos engagements de résultats ou partir. » Maillon essentiel de la chaîne de valeur, elles en sont également l’un des points faibles. Ce sont elles qui ont la responsabilité de collecter auprès de l’utilisateur final l’argent qui, en cascade, au travers de la Nigeria Bulk Electricity Trading Company (NBET) – organe public qui achète l’électricité produite et la revend aux distributeurs –, alimente en liquidités les producteurs.


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« Il y a beaucoup de problèmes, mais c’est selon moi le plus important », nous a confirmé Rumundaka Wonodi, premier PDG de la NBET (2011-2016), devenu consultant via sa propre société, ZKJ Energy. « En menant sa réforme, le gouvernement s’est focalisé sur le fait d’assurer l’approvisionnement en gaz des centrales et a négligé l’aval. Il est parti du principe que ceux qui ont racheté les compagnies de distribution allaient investir pour étendre leur réseau, diminuer les pertes techniques et commerciales, améliorer le système de collecte et de recouvrement… Mais il est apparu qu’un certain nombre n’avaient pas les standards requis pour jouer leur rôle et n’ont pas fait ce qu’on attendait d’eux. Cinq ans plus tard, les pertes sur le réseau ont atteint 54 %, la collecte est toujours aussi mal réalisée, et le réseau de distribution est passé d’une capacité de 4 500 MW à guère plus de 5 000 MW. » Selon un autre fin connaisseur du secteur rencontré lors de l’AEF et qui n’a pas souhaité être cité, « lors de la privatisation, le gouvernement a vendu trop vite et aux mauvaises personnes. Et quand il l’aurait fallu, il n’a pas pris les sanctions qui s’imposaient ».

Remonter le prix du kw/h pour renflouer les investisseurs privés

Mais un autre arbitrage est en train de précipiter la faillite du système : le prix, que l’état a fixé à 29 nairas le kW/h (autour de 0,08 dollar) pour le consommateur final. Tous les acteurs privés du secteur que nous avons interrogés considèrent aujourd’hui ce tarif comme trop bas, notamment compte tenu de la dévaluation de la devise en 2016 et d’une inflation proche de 15 % sur les trois dernières années, alors que 65 % de l’électricité provient de gaz acheté par les producteurs en dollars.


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Interrogé fin mars lors du Africa CEO Forum, à Abidjan, Tonye Cole, le patron de Sahara Group, à la fois distributeur (Ikeja Electric) et producteur (les centrales d’Egbin Power, Afam, Eleme, Trans Amadi et Omoku), n’était pas le moins remonté : « Lors de la privatisation, notre feuille de route, validée par les autorités, était d’augmenter la production et de distribuer l’électricité dans des zones qui en manquaient, le tout payé à un prix nous permettant d’être financièrement à l’équilibre. […] Mais le gouvernement a du mal à arbitrer entre ce qui est juste économiquement, et ce qui est acceptable socialement… Entre 2011 et 2018, le prix de l’électricité n’a augmenté que de 30 %, alors qu’il s’était engagé sur une hausse de 75 %. De ce fait, nous perdons de l’argent. »

Dès lors qu’ils investiront ce qui est nécessaire, nous pourrons parler d’une hausse des prix

Mais ce n’est pas à moins d’un an de l’élection présidentielle, prévue en février 2019, que le gouvernement va changer son fusil d’épaule. « Ce que nous disons, explique Usman Gur Mohammed, PDG de Transmission Company of Nigeria, c’est que les propriétaires des compagnies de distribution doivent investir. Dès lors qu’ils investiront ce qui est nécessaire, nous pourrons parler d’une hausse des prix. À quoi servirait d’élever les tarifs alors que vous n’êtes même pas capable de collecter et de recouvrer l’argent ? »

Pour faire respirer le système et injecter des liquidités vers les producteurs, le gouvernement a amendé à la fin de l’année dernière la loi de réforme de 2005 (Electric Power Sector Reform Act), qui programmait la privatisation du secteur. Il a permis à certains consommateurs finaux, dont les industriels, de négocier directement avec les producteurs sans passer par la NBET et sans prix fixé à l’avance. Une directive dénoncée par les distributeurs, qui peuvent désormais être contournés.

Un système au bord de l’asphyxie

L’état a également lancé une régulation spécifique sur les ­mini-réseaux, autorisant la construction de centrales captives (hors du réseau), et a permis la signature de contrats d’achat d’énergie (CAE) pour les énergies renouvelables, particulièrement pour le solaire. D’après Idowu Dayo, « 16 CAE ont été signés l’an dernier dans le solaire pour plus de 1 000 MW. Une électricité qu’il sera permis de vendre un peu plus cher que dans le système général, entre 10 et 12 cents de dollars ». Des projets qui ne seront toutefois pas achevés avant au moins deux ans.

Mi-février, la Banque mondiale a malgré tout accordé une facilité de crédit de 486 millions de dollars pour la réhabilitation et la rénovation du réseau de transport électrique. Et l’an dernier, pour réduire l’exposition des banques prêteuses, la Banque centrale du Nigeria (CBN) a annoncé le déblocage d’une garantie de 701 milliards de nairas sur une période allant de janvier 2017 à décembre 2018.


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Mais toutes ces mesures demeurent insuffisantes face au besoin de liquidités d’un système au bord de l’asphyxie. « Les revenus des distributeurs et des producteurs représentent aujourd’hui à peine 45 % des projections, relève Jubril Kareem, directeur de recherche dans l’énergie pour le groupe Ecobank. Les chances d’une amélioration à court terme sont rares. Elles passent par une hausse des tarifs, impraticable à quelques mois des élections générales, et par des investissements massifs dans les circuits de transmission, improbables vu la réticence des banques commerciales à financer à nouveau ce secteur. » Au Nigeria, on attend déjà 2019…

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