Financement de services énergétiques Analyses et propositions · 2014-08-11 · • contribution...

Ministère des Mines des Carrières et de l’Energie

Financement de services énergétiques Analyses et propositions

Final

Elaboration du Livre Blanc National

Juin 2008

Financement de l’accès aux services énergétiques – Analyses et propositions

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Abréviations Sigle Désignation AEP Approvisionnement en Eau Potable AFD Agence Française de Développement AIJ Activities Implemented Jointly RPTES Review of Policies in the Traditional Energy Sector ALZ Association Lagem Zoodo BT Basse Tension CAC Cellule d’Appui et de Conseils CCA Centres de Communication et d’activités CEDEAO Communauté Economique Des Etats de l’Afrique de l’Ouest CFG Comité Féminin de Gestion CGES Comité de Gestion d’Equipements Solaires CIFAME Commission Intersectorielle de Facilitation de Facilitation de

l’Approche Multisectorielle dans le domaine de l’Energie CILSS Comité Inter - états de Lutte contre la Sécheresse au Sahel CGES Comité de Gestion des Equipements Solaires COGES Comité de Gestion des Equipements Solaires Coopel Société coopérative d’électricité CPE Comité de Point d’Eau CPL Centre Populaire de Loisirs CSLP Stratégique de Lutte contre la Pauvreté CSPS Centre de Santé et de Promotion Sociale CV Cheval Vapeur CVD Comité Villageois de Développement CVGT Comité Villageois de Gestion des Terroirs DGE Direction Générale de l’Energie ERD Electrification Rurale Décentralisée FCPB Fédération des Caisses Populaires du Burkina FDE Fonds de Développement de l’Electrification FED Fonds Européen de Développement FONDEM Fondation Energies pour le Monde IRSAT Institut de Recherches Scientifiques et d’Applications

Technologiques kWc kiloWatts crête LBR Livre Blanc Régional


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LPDSE Lettre de Politique de Développement du Secteur de l’Energie MMCE Ministère des Mines, des Carrières et de l’Energie MEPRED Mainstreaming Energy for Poverty Reduction and Economic

Development ACA Appui Conseil Accompagnement MOOD Maître d’Ouvrage et d’œuvre Délégué NTS Nomenclature Tarifaire et Statistique OMS Organisation Mondiale de la Santé ONG Organisation Non Gouvernementale PNGT II Programme National de Gestion des Terroirs phase 2 PNPTF/LCP Programme National Plateformes multifonctionnelles pour la

Lutte Contre la Pauvreté PNUD Programme des Nations Unies pour le Développement PPI/BF Projet de Production International / Burkina Faso PRS I Programme Régional Solaire phase 2 PTF Plateforme multifonctionnelle PTR Plateforme multifonctionnelle avec réseau PV Photovoltaïque SAV Service Après Vente SEB Services Energétiques de Base SES Sahel Energie Solaire SINCO Société d’Infrastructures Collectives SONABEL Société Nationale d’Electricité SSD Société de Service Décentralisée TDR termes de références TEC Tarif Extérieur Commun TPA Taxe Patronale et d’Apprentissage TSDAAE Taxe de Soutien au Développement des Activités Audiovisuelles

de l’Etat TV Télévision TVA Taxe sur la Valeur Ajoutée UEMOA l’Union Economique et Monétaire Ouest Africain UICN Union internationale pour la conservation de la nature URCPCE l’Union Régionale des Caisses Populaires du Centre-Est Wc Watt crête


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Table des matières 1. Idée de base ............................................................................................................... 1

1.1. Notions de services électriques ou services énergétiques.............................. 1

1.2. Un besoin de financement complémentaire.................................................... 1

1.3. Besoins de mobiliser de nouveaux acteurs ...................................................... 3

2. Etat des lieux ............................................................................................................. 5

2.1. Situation économique......................................................................................... 5

2.2. Ressources énergétiques .................................................................................... 7

2.2.1 Energie Solaire ............................................................................................ 7

2.2.2 Energie éolienne.......................................................................................... 8

2.2.3 Biomasse ...................................................................................................... 9

2.2.4 Hydrocarbures........................................................................................... 10

2.3. L'électricité et la politique du gouvernement ................................................ 10

3. Cadre institutionnel.................................................... Erreur ! Signet non défini. 4. Expérience de financement de Projet au Burkina Faso ..................................... 16

4.1. ERD et équipements communautaires……………………… ………16

4.1.1 Electrification rurale avec réseau ............................................................ 16

4.1.2 Programme National des Plateformes Multifonctionnelles pour la Lutte contre la Pauvreté (PNPTF/LP) ................................................................ 21

4.1.3 Différents projets solaires collectifs ....................................................... 26

4.2. Equipement individuel..................................................................................... 31

4.2.1 Crédit fournisseur : Electrification Rurale Décentralisée (ERD) du Ganzourgou............................................................................................................. 32

4.2.2 Crédits PV du Kouritenga ....................................................................... 34

4.2.3 Services énergétiques du Kouritenga...................................................... 37

4.2.4 Conclusion sur l’accès aux services énergétiques de base par les équipements à usage individuel ............................................................................. 40

4.3. Synthèse des projets étudiés par mode de gestion........................................ 41

5. Type de projets et niveaux d’investissements...................................................... 43

5.1. Dans le domaine de la fourniture de services énergétiques électriques ..... 43

5.2. Besoins d’accès à des facilités financières...................................................... 45

5.3. Rôle de l’investisseur privé .............................................................................. 47

6. Risques et responsabilités des opérateurs clefs ................................................... 50

6.1. Introduction ...................................................................................................... 50

6.2. Principaux acteurs............................................................................................. 50

6.2.1 FDE............................................................................................................ 50


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6.2.2 COOPEL................................................................................................... 50

6.2.3 Consultant et MOOD/ACA/ Ingénieur ............................................... 51

6.2.4 Entreprises d’ERD ................................................................................... 52

6.2.5 Entreprises non-ERD, ne nécessitant pas de concessions .................. 52

6.2.6 Usagers ....................................................................................................... 54

6.3. Risques, responsabilités et remarques ............................................................ 54

6.3.1 Système COOPEL.................................................................................... 54

6.3.2 Autres systèmes......................................................................................... 56

6.4. Risques, responsabilités et recommandations............................................... 57

7. Contribution du secteur bancaire national........................................................... 58

7.1. La place des banques dans les financements des projets............................. 58

7.2. Conditions nécessaires à la participation des institutions financières ........ 59

7.2.1 Financement par fonds propres.............................................................. 60

7.2.2 Taux d’intérêts........................................................................................... 60

7.2.3 Durée.......................................................................................................... 61

7.2.4 Garantie/Garantie supplémentaire......................................................... 61

7.2.5 Profil du Client .......................................................................................... 61

8. Amélioration de la participation du secteur bancaire national .......................... 62

8.1. Introduction ...................................................................................................... 62

8.2. Amélioration de l’accessibilité du financement bancaire ............................. 62

8.2.1 Dotation de crédit.................................................................................... 63

8.2.2 Rentabilité .................................................................................................. 64

8.2.3 Manque de Communication .................................................................... 64

8.3. Les Principes de BOOT .................................................................................. 64

8.3.1 Enjeux économiques du BOOT ............................................................. 67

8.3.2 Le Coût d’Exploitation............................................................................. 70

8.3.3 La Rémunération des COOPELs ........................................................... 70

8.4. Financement dans le domaine de l’ERD....................................................... 70

8.4.1 Financement actuel de l’ERD ................................................................. 71

8.4.2 Déficit de financement de la phase de construction ............................ 74

8.4.3 Déficit de financement de l’exploitation................................................ 81

8.4.4 Phase des Consommateurs / Usagers .................................................... 82

8.5. Financement dans le domaine de la pré électrification ................................ 83

8.5.1 Phase de Préparation du Projet............................................................... 84

8.5.2 Phase de Construction/Installation........................................................ 84

8.5.3 Phase d’exploitation.................................................................................. 85

8.5.4 Financement de l’usager/consommateur............................................... 85


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9. Recommandations .................................................................................................. 90

9.1. En résumé.......................................................................................................... 90

9.2. Recommandations ............................................................................................ 90

9.2.1 Recommandations pour les projets ERD.............................................. 90

9.2.2 Recommandation en réponse aux inquiétudes sur la rentabilité et le niveau de capacité dans l’ERD.............................................................................. 93

9.2.3 Recommandations pour le domaine de la pré électrification .............. 94

9.2.4 Autres recommandations pour le non ERD ......................................... 96

10. Annexe 1 : Le cadre fiscal.................................................................................... 98

10.1. La fiscalité de porte ...................................................................................... 98

10.2. La fiscalité intérieure .................................................................................. 100

11. Annexe 2 : AREED ........................................................................................... 103

12. Annexe 3: Agence pour l’accès aux Services Energétiques (ASE) ............... 106

13. Annexe 4-7 : Situation financière du coût d’un BOOT ERD ...................... 108

14. Annexe 8 : Profil des institutions financières interviewées ........................... 113

14.1.1 Banque Régionale de Solidarité (BRS).............................................. 113

14.1.2 Ecobank-Burkina Faso....................................................................... 113

14.1.3 Réseau des Caisses Populaires du Burkina (RCPB)........................ 113

14.1.4 La Banque Internationale du Burkina (BIB) :.................................. 114

14.1.5 Bank Of Africa: ................................................................................... 115

14.1.6 Association des banques et des institutions financières : ............... 115

Ce rapport a été rédigé par Jean-Paul LAUDE, Conseiller Technique au Ministère des Mines des Carrières et de l’Energie du Burkina Faso en collaboration de : • Mme Therasa OSEI-TUTU, Analyste financière et Banquière, Ghana • Prof Abeeku BREW-HAMMOND, Dean, Faculty of Mechanical and

Agricultural Engineering Kwame Nkrumah University of Science and Technology (KNUST)

• Kumasi, Ghana • M. Césaire SOME, Analyste financier, Burkina Faso


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1. Idée de base

1.1. Notions de services électriques ou services énergétiques La notion de services énergétiques est nouvelle. Ce qui est connu c’est la fourniture de kWh ou la vente d’équipement. Dans les deux cas cités le KWh ou l’équipement n’est que le moyen d’obtenir le service (éclairage, force motrice, froid, ventilation) qui réponde à un besoin spécifique. Tableau 12 : Différents types de services électriques ou énergétiques Approvisionnement électrique

• Ventes de kWh • Forfait 1 A • Recharge de batterie • Achat de piles sèches

Vente directe de services énergétiques

• Forfait éclairage d’une ampoule, • Les forfaits eau (seau ou par barrique) • un forfait solaire pour une installation

donnée Vente d’équipements • moteur de moulin et alternateur

• kits photovoltaïques • entretien des équipements • Réfrigérateur, ventilateur

Vente indirecte de services énergétiques

Accès à une école électrifiée • contribution des associations des parents

d’élèves à la couverture des coûts Accès à une formation sanitaire électrifiée : • contribution des patients à la facture

énergétique.

1.2. Un besoin de financement complémentaire

Pour atteindre les objectifs du LBR en termes d’accès aux services énergétiques, il sera nécessaire de mobiliser un montant de fonds de beaucoup supérieur à l’offre actuelle qui vient des bailleurs de fonds, du budget de l’Etat (qui sont en grande partie des fonds de bailleurs par des appuis budgétaires non ciblés et des revenus propres), et des contributions des usagers principalement au niveau des investissements de leurs installations terminales et des équipements nécessaires à satisfaire leurs besoins.


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On estime que les besoins à moyen terme pour un accès au service énergétique minimum respectant les objectifs 2015 du LBR s’élèveraient comme indiqués dans le tableau. Tableau 1 Synthèse du programme d'investissements du livre blanc national En milliards de FCFA Pilier no 1 : 100% d’accès aux services de cuisson moderne Aménagements forestiers 13,0Equipement – Gaz 6,5Foyers améliorés 15,8Total Pilier no 1 35,4Pilier no 2 : 60% des populations rurales ont accès à la force motrice Plateforme « électrique » 8,2Total (Partiel, une partie du programme est inclus dans le 3ième pilier)

8,2

Pilier no 3 : 36% des populations rurales ont un accès direct à un service électrique Réseau 33 kV structurant 42,5Raccordement de 486 localités sous le réseau 33kV 45,0Investissement ERD de 1.173 localités (Electrification- SWER -Diesel)

50,9

Investissement ERD de 2.123 localités (pré-électrification – PTR –PTFM - PV)

32,6

Total Pilier no 3 173, 3

Grand total 216,9 Les fonds disponibles sur les 6 prochaines années sont de 65 à 90 MMFCFA se répartissant comme suit : • Banque Mondiale sur l’ERD et les énergies domestiques • BAfD sur l’ERD • Coopération espagnole sur le solaire • Coopération indienne sur le solaire • Fonds propre de l’Etat pour l’ERD et le projet plateforme • Fonds Bill Gates pour le projet plateforme Le gap à couvrir est de 120 à 150 milliards de FCFA Les fonds publics et de coopération couvrent un volume d’investissement qui ne représente que 30% à 42% des moyens nécessaires à l’atteinte des objectifs.


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Pour ce qui est de l'accès aux services électriques, le détail des projets à mettre en œuvre est donné au tableau no 2. Tableau 2 : Coût de l'accès aux services électriques en 2015 Prioritaire en termes

de LBR Non prioritaire en

termes de LBR

No de localités

Investissement

No de localités

Investissement

Investissement ligne 33 kV 42,5 0Investissement BT de localités raccordées 486 45 0 0Investissement grappe SWER 1.042 40,6 0 0Investissement diesel et grappe diesel 113 10,2 18 2,6Investissement PTR 867 20 1711 39,7Investissement PTMF/PV 484 2,4 868 4,4Investissement PV 1.256 12,6 2208 22Total 3.764 173,3 3.937 68,7 Les contributions des usagers 40% des coûts d’investissement dans le cadre du régime des COOPELs ne libéreront que des moyens différés pour de nouveaux investissements qui devraient aller en croissant de 100 MFCA pour atteindre une valeur de 350 à 400 MFCFA en 2015. Les 10 à 12% de contributions des usagers pour les plateformes sont alloués au démarrage du financement permettant immédiatement un effet multiplicateur sur la subvention. De même les 10% à 40% de contributions des bénéficiaires de projet solaire (FONDEM version service énergétique ou crédit-vente) permettent de faire plus de réalisation pour la même subvention.

1.3. Besoins de mobiliser de nouveaux acteurs

Indépendamment du fait que des économies pourront être obtenues par des synergies intersectorielles et que les bénéficiaires contribueront aux investissements, il est d’une absolue nécessité de trouver des financements supplémentaires pour pouvoir atteindre les objectifs d’accès aux services énergétiques. Trois sources de financements sont envisageables : • Une augmentation des fonds au développement, ce qui doit être promu par

une conférence des bailleurs de fonds. Il est toutefois intéressant de constater que la plupart des bailleurs traditionnels du Burkina Faso sont déjà mobilisés.

• Une augmentation des contributions des bénéficiaires qui n’est pas


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envisageable compte tenu du prix déjà élevé du service pour le niveau actuel de contribution de ces derniers.

• Une prise de capital de promoteurs internationaux, régionaux ou nationaux dans l’investissement afin de démultiplier les effets des subventions fournies par l’Etat ou la collectivité des bailleurs de fonds.

Une prise de capital de promoteurs suppose également l’émergence d’un cadre institutionnel et réglementaire permettant de favoriser l’intérêt de tels promoteurs et la création de partenariat public privé.


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2. Etat des lieux

2.1. Situation économique Le Burkina Faso est l'un des pays les plus pauvres au monde (175/177 dans le rapport 2006 de l'Indice de développement humain (IDH, PNUD). Le pays est sans littoral et a une densité de population élevée avec peu de ressources naturelles et un sol fragile. Approximativement 90% de la population est engagé dans l'agriculture (principalement de subsistance) qui est fortement vulnérable aux variations des précipitations. L'économie du Burkina Faso connaît un rythme de croissance relativement soutenu qui ressort en moyenne, sur la période 2001-2005, à 6,1%, bien au dessus des performances réalisées par l'UEMOA (+3,0%) et par l'ensemble du continent africain (+4,3%). Cette croissance dépend, pour une large part, des dépenses financées par les appuis financiers extérieurs. En 2006, la politique économique mise en œuvre par les Autorités a été axée sur la consolidation de la croissance économique. A cet égard, l'accent a été mis sur l'exécution des programmes prioritaires retenus au titre de la stratégie de lutte contre la pauvreté, en particulier la réalisation d'infrastructures de base, le développement de la filière cotonnière et l'amélioration du climat des affaires. Cependant, l'impact du choc pétrolier sur le secteur de l'énergie et la persistance des difficultés financières de la filière cotonnière ont été des sources de fragilité de la situation macroéconomique, en général, et des finances publiques en particulier Les principaux indicateurs macro-économiques du Burkina Faso, de 2003 à 2007, sont présentés dans le tableau 1 tandis que le schéma 1 montre les recettes et dépenses publiques. La croissance de PIB en 2006 était de 6.1% contre 7.1% en 2005. Le secteur primaire a contribué jusqu'à 1.3% à la croissance du PIB réel. Pour les années 2008 et 2009, la croissance du produit intérieur brut se situerait autour de 6,5%, en moyenne. Cette dynamique serait induite par le développement des activités de prestation de services, une évolution moyenne de la production agricole et la montée en régime des entreprises en cours de restructuration. La production de coton graine a enregistré, pour la quatrième année consécutive, une forte hausse ressortant à 814.900 tonnes en 2006 contre 751.100 tonnes un an plus tôt.


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Tableau 3: Principaux indicateurs Macroéconomiques; source BCEAO

Figure 1: Recettes et dépenses Publiques 2002-2006; Source BCEAO Le tableau 2 montre la contribution au PIB par secteur. La contribution du secteur secondaire à la croissance est estimée à 1,6 point, à la faveur d'un regain de dynamisme de l’activité d'égrenage et de celle des bâtiments et travaux publics. Le secteur tertiaire contribuerait, pour sa part, pour 3,2 points, en liaison avec les effets d'entraînement induits par la bonne tenue de l'activité dans les secteurs primaire et secondaire et des retombées positives de l'organisation d'une série de rencontres internationales.


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Tableau 4: Contribution du PIB par secteur

Est. Est. Prev. 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007Primaire 32.6 30.4 33.1 32.0 28.9 31.5 31.9 31.2 29.3 28.0 28.3 27.8 Secondaire 16.6 17.7 16.2 17.1 18.7 17.5 17.0 19.1 21.4 22.0 23.5 25.5 Tertiaire 50.8 51.9 50.7 50.9 52.4 51.0 51.1 49.6 49.3 50.0 48.2 46.8

2.2. Ressources énergétiques

Le Burkina Faso est très limité en ressources énergétiques.

2.2.1 Energie Solaire Le Burkina reçoit un rayonnement solaire abondant durant toute l'année ; le rayonnement solaire annuel moyen est de 19.8 MJ/m2 par jour et l’ensoleillement direct couvre plus de 3.000 heures par an. Les panneaux solaires sont utilisés pour la réfrigération, le pompage de l'eau, la communication, l'éclairage, et la télévision. En 1988, toute la capacité totale installée était de 1,100 MWc, dont, 19% a été utilisé pour le pompage d'eau, 20% pour la communication, et 61 % pour l'éclairage. En 2002, toute la capacité installée était de 1,368 MWc dont, 3% était pour la vidéo et la télévision, 15% pour le pompage d'eau, 16% pour la communication, et 66% pour l'éclairage et la réfrigération. Quant au thermique solaire, il n'y a aucune donnée pour quantifier le nombre de chauffe eau et séchoirs solaires qui sont pourtant employés dans le pays. Les expériences majeures de l'utilisation du photovoltaïque en milieu rural de 1998 a 2004 sont résumées dans le tableau 3.


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Tableau 5 : Situation des projets photovoltaïques récents Puissance

en kWc Millions

FCFATypes

d'équipementsQuantité Période de

mise en œuvre

Projet dit « espagnol » (Coop. Espagnole)

365 5.950 Système communautaire

145 villages

1998 -- 2000

Programme Régional Solaire (UE)

160 3.440 Système communautaire +

pompage

123 villages

80 pompes

1990-98

Composante solaire AIJ- RPTES

9 100 Système communautaire, chargements de

batterie

9 villages 2001-03

ERD Ganzourgou Composante PV (AFD)

3 24 Kit solaire 80 2000-01

Crédit PV (Fondem) 7 120 Kit solaire 200 2001-2004 (en cours)

Total 545 9.634 1 million de

personnes La puissance totale installée reste cependant inférieure à 1 MWc, et le coût total d'investissement des projets majeurs réalisés à ce jour est de l'ordre de 20 millions de US$. Sur le plan professionnel, 16 sociétés professionnelles organisées en association opèrent sur le marché burkinabè. Le produit photovoltaïque étant de plus en plus banalisé, bon nombre de commerçants du secteur informel se positionnent également sur ce marché

2.2.2 Energie éolienne La vitesse du vent au Burkina Faso est faible pour la production électrique. La moyenne nationale varie entre 2 et 3 m/s avec des pointes de 4 à 5m/s dans la partie nord du pays. Cette source d'énergie n'est pas adaptée à la production d'électricité reliée au réseau électrique.


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2.2.3 Biomasse Les énergies ligneuses représentent la majeure partie de la balance énergétique Burkina Faso (82%). Le bois demeure le seul combustible des ménages ruraux en dehors d’un peu de pétrole lampant et les piles sèches pour l’éclairage et de la plupart des ménages urbains au Burkina Faso. La figure 3 donne un aperçu de la consommation en biomasse des ménages en 2006 tandis que la figure 4 illustre la consommation totale en biomasse en 2006.

Figure 2 : Bilan énergétique primaire 2006

Figure 3: Consommation des Ménages en Biomasse finale 2006 en tonnes. Source base de données énergie : DGE

Figure 4: Totale Consommation Biomasse finale 2005 en tonnes Source base de données énergie: DGE

Consommation Biomasse finale 2006 en tonnesMénages

Autre biomasse

rural; 75.627; 2%

Charbon de bois rural ; 23.719; 1%

Bois rural ; 3.344.663;

71%

Autre biomasse

urbain; 9.616; 0%

Charb. de bois urbain ;

155.255; 3%

Bois urbain ; 1.005.492;

22%

Consommation Biomasse finale 2006 2.027 kTEP Autre

biomasse rural; 27; 1%

Charbon de bois rural ; 15;

1%

Bois rural ; 1.398; 69%

Autre biomasse

urbain; 3; 0%

Charb. de bois urbain ; 121;

4%

Bois urbain ; 462.; 23%

Bilan énergie primaire2006 - 2.507 kTEP

Hydro-électricité;

7; 0%

Electricité importée;

12; 0%Hydrocarbure ; 462;

18%

Bois-énegie;

2.027; 82%


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2.2.4 Hydrocarbures Aucun gisement de pétrole brut n'a été découvert jusqu'ici. La totalité du carburant

consommé au Burkina Faso est donc importé. Les hydrocarbures représentent 18 % de la balance énergétique primaire du Burkina Faso. La consommation totale en 2006 est de 462.000 TEP correspondant à 566.000 m3. Elle se répartit de façon égale (environ 30%) entre le super, le gasoil et les produits plus lourds (DDO-fuel lourd). Le gaz, le pétrole lampant ont une part respective de marché d'environ 5 %.

Figure 5 : Consommation d’hydrocarbures en m3 – 2006 ; Source : Statistique Sonabhy

En termes d'utilisation, les hydrocarbures servent : • pour 45 % au transport routier ; • pour 4 % au transport aérien ; • pour 15% aux activités

économiques ; • pour 27 % la production

d'électricité ; • pour 5 % à l'éclairage des

ménages ruraux et du secteur formel ;

• pour 4 % à la cuisson des

aliments.

2.3. L'électricité et la politique du gouvernement

Au Burkina Faso, trois sources contribuent au réseau national: • production thermique qui est estimée à 68% et se compose de 30 groupes

diesel; importation, principalement de la Cote d'Ivoire, estimée à 20% ; • et l'hydroélectricité avoisinant 12 % et qui se compose de 4 barrages.

Figure 6 : Consommation par type d'utilisation

Consommation des HC en 2006 en TEP par type d'utilisation

Avion; 17.611; 4%

Prod electr; 125.564; 27%

Véhicule léger; 124 919; 27%

Cuisson (dom+ act. éco);

18 191; 4%Eclairage;

23.114; 5%

PL + train ; 152 574; 33%

Consommation des hydrocarbures en m3 - 2006

DDO.; 82.586; 15%

FUEL-OIL.; 65.605; 12%

JET.A1.; 22.150; 4%

GAZ.; 30.661; 5%

GASOIL.; 169.214; 30%

PETROLE.; 27.809; 5%

SUPER.; 168.181; 29%


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Toute la capacité installée datant de 2006 était 223 MW. La SONABEL est organisée autour deux centres principaux celui de Ouagadougou et de Bobo, un centre régional de Ouahigouya et des centres de production isolée. Le réseau interconnecté du Centre Régional de Consommation de Ouagadougou (CRCO) est alimenté en thermique et en hydraulique (Bagrè et Kompienga) et le réseau interconnecté du Centre Régional de Consommation de Bobo (CRCB) est interconnecté au réseau ivoirien à partir de Ferkéssédougou avec une capacité de transfert de 120 MW et un prix d'achat d’environ 7 cents par kWh (36 FCFA/kWh). La ligne de transmission (225 kV) atteindra Ouagadougou d’ici 2009 intégrant ainsi une grande partie du réseau national burkinabè au système régional d’électricité. D’autres interconnexions sont prévues à partir de Bolgatanga au Ghana (132 kV), à partir du Nigéria (330 kV) en passant par le Bénin jusqu'à Ouagadougou, à partir de Sawla au Ghana (132 kilovolts) reliant Bobo puis le Mali. La responsabilité d'étendre le réseau sur tout le pays, dans le cadre de la vision 2020 du Burkina, repose sur la SONABEL. Une bonne partie des investissements est acquise et le réseau sera étendu aux principales villes du Burkina durant les 4 prochaines années. Un plan national d’électrification (PNE) de 15 ans (2004-20018) a été adopté pour augmenter le taux d'électrification de 12 à 40 %. La vision 2025 sur l'accès aux services modernes d'énergie anticipe une couverture de 100% d'ici 2020 à travers le réseau national, les plateformes réseau (PTR) et les installations solaires, avec l'accès à l'électricité à 100% dans les milieux urbains et à 48.5% dans le milieu rural. Le prix de revient moyen de l'électricité était de 22 dollar centimes par kWh (soit 93,42 CFA) en 2006 ; les tarifs aux usagers qui sont parmi les plus élevés en Afrique au sud du Sahara étaient estimés à environ 26 dollar centimes par kWh (soit 110,41 CFA). Taux de change de Mars 2008 Tableau 6: Electricité importée et produite 2003-2006, source: SONABEL Année 2003 2004 2005 2006

Energie importée (kWh) 69.149.845 96.183.557 125.337.589 139.323.910

Production thermique (kWh) 348.662.462 371.789.678 415.751.943 467.728.921

Production hydro (kWh) 95.891.670 101.458.980 100.472.905 80.668.451

Total 513.703.977 569.432.215 641.562.437 687.721.282 Les efforts du gouvernement en ce qui concerne le secteur de l’énergie porteront principalement sur : • l’élaboration d’une stratégie nationale de développement du secteur de


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l’énergie assortie d’un plan national d’électrification. • la réalisation et la mise en service de l’interconnexion Bobo-Ouaga avec le

réseau ivoirien. • la mise en œuvre d’une politique d’électrification rurale par le Fonds de

Développement de l’Electrification régie par un contrat plan avec l’Etat sur la période 2008-2011.

• Le raccordement d’ici 2012 de l’ensemble des villes importantes aujourd’hui alimentées par la SONABEL au réseau national, offrant ainsi des opportunités accrues pour l’ERD

• la promulgation de la loi et de ses décrets permettant une libéralisation accrue du secteur de l’électricité, institutionnalisant deux segments des marchés celui de la Sonabel et celui de l’ERD. La loi en vigueur est la loi 027 AN de 2007 portant sur l’organisation du sous-secteur de l’électricité.

D’une façon générale, le programme d'accès à l'énergie, en vue d’atteindre les objectifs du millénaire pour le développement, et la vision 2020 présentent des plans très ambitieux pour améliorer l'accès à l'électricité, comme illustré dans le tableau 4. Les options techniques envisagées sont montrées dans le tableau 5. Tableau 7: Taux d’accès à l’électricité 2007 2015 2020 Taux d’accès, zone urbaine

65% 88% 100%

Taux d’accès, zone rurale 1% 36% 49% Source: Burkina Vision 2025 Tableau 8: Options techniques d’Accès à l’Electricité Vision 2005 LBN 2015 OPTIONS No de

LocalitésPourcentage No de

Localités Pourcentage

Réseau 2.359 1.642 Thermique (Diesel)* 81

72%113

56 %

Plateforme avec réseau (PTR) 2.458 20% 867 14 %PV solaire 2.941 8% 1.256 5 %Source: Burkina Vision 2025 et LNB 2015


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Tableau 9 : Objectifs du LNB 2015 pour l'accès aux services électriques National Rural Taux de couverture 75 % 69 % Taux d'accès 45 % 36 % Le cadre réglementaire de l’approvisionnement en énergie électrique est défini par la loi N° 027/AN du 27 novembre 2007 portant réglementation générale du sous-secteur de l’électricité au Burkina Faso, qui remplace et détaille la loi N° 016/AN 12 mai du 2005. Pour les énergies ligneuses le cadre réglementaire est campé dans le Code Forestier de 1998. Toutefois, la communalisation intégrale du Burkina Faso réalisée en mars 2007 donne aux communautés territoriales des compétences élargies pour la gestion des ressources naturelles. Figure 7 : Secteur de l’électricité

Ministère des Finances

Ministère de l’Energie

Ministère du Commerce

Organe de Régulation

Opérateurs privés (avec Licence, Autorisation ou Déclaration)

Collectivités territoriales

Sté de patrimoine

Sté affermataire Acheteur central

Opérateurs : personnes physiques et morales (avec Concession de service public, Autorisation ou Déclaration) • COOPEL • Collectivités locales • Privés

FDE

1er segment 2ème segment

Information

Contrôle

Avis

Flux financiers

Flux physiques


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Dans le domaine de l’accès au service électrique, la loi 027/AN entérine le principe de la segmentation du marché de l’électricité en deux sous-segments : • Celui de l’électricité de réseau qui sera gérée par une société affermataire liée

à l’Etat par un contrat d’affermage qui sera également l’ « acheteur unique » sur le réseau de transport. Les infrastructures seront transférées à une société de patrimoine qui les mettra à la disposition de la société affermataire. La production pourra être confiée à des opérateurs privés. Un organe de régulation s’installera progressivement pour gérer les différents contrats liant les partenaires et pour veiller aux tarifs et à la défense des consommateurs. La création du premier segment répond à la volonté politique de privatiser progressivement la compagnie d’électricité la Sonabel en ouvrant majoritairement son capital à un investisseur stratégique.

• Celui de l’électrification rurale qui est géré par le Fond de Développement de l’Electrification (FDE). La délimitation du premier segment sera arrêtée lors de la signature du contrat d’affermage entre la société affermataire et l’Etat. Le second segment sera le segment résiduel du premier segment. Actuellement la délimitation des deux segments se fait par accord tacite entre la SONABEL et le FDE. Ce segment est soumis au régime des concessions pour tout système ayant une puissance de plus de 25 kVA et à régime d’autorisation pour tous les autres systèmes de plus de 10 kVA, ce qui permet la réalisation de projets de type plateforme avec réseau ou solution photovoltaïque sous le régime de la déclaration. La loi identifie trois types d’opérateurs institutionnels de ce segment qui sont : - Les Coopératives d’électricité ou COOPEL - Les Collectivités Territoriales - Les investisseurs privés. Les concessions ou autorisations sont délivrées par le MMCE qui définit la politique nationale d’électrification. L’allocation des moyens financiers est réalisée par le FDE, qui les reçoit de l’Etat par le biais d’un contrat plan et des dotations des bailleurs de fonds.

Il faut également citer dans le cadre institutionnel le Projet National des Plateformes Multifonctionnelles (PN-PTFM) dont le but est de réaliser dans le cadre du projet initial plus de 400 PTFM dont 40% avec réseau d’eau ou d’électricité. Dans le domaine du photovoltaïque, l’approche projet a à ce jour été privilégié. Toutefois, une réflexion est en cours pour ancrer l’institutionnel des nouveaux projets de pré-électrification dans le cadre de nouvelles fenêtres d’interventions du FDE.


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De même un protocole de coopération entre le FDE et le PN-PTFM est en discussion pour promouvoir les synergies de compétences et de financements autour de la construction et la gestion de plateforme avec réseau.


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3. Expérience de financement de Projet au Burkina Faso

Les projets de promotion de l’accès des populations des zones rurales aux services énergétiques de base exécutés au Burkina Faso ont été analysés dans l’optique de faire apparaître principalement leur mode de financement, les éléments de risques financiers et les facteurs de réussite ou d’échec. L’analyse de ces projets est structurée comme suit : • Projets communautaires

- le modèle d’électrification avec réseau des Coopel ; - le PNPTF/LCP (projet plate-forme multifonctionnel).

• Projets individuels - le PRS I (Projet Régionale Solaire) ; - le projet espagnol (projet d'équipements communautaires PV 235

localités) ; - l’AIJ/RPTES volet PV ; - le projet ERD Ganzourgou volet PV ; - le projet FONDEM « crédits PV » ; - le projet FONDEM « services énergétiques » ; - le PNGT II volet PV ; - le volet équipements PV de Plan Burkina.

Une description détaillée des projets est donnée dans le rapport de M. Césaire Somé.

3.1. ERD et équipements communautaires

3.1.1 Electrification rurale avec réseau L’une des fenêtres d’intervention du FDE est celle de l’électrification rurale par réseaux de distribution électriques. Elle consiste en deux volets : • La mise en œuvre de la politique nationale définie au niveau du Ministère et

concrétisée dans un contrat plan avec l’Etat et des plans d’investissements annuels et,

• des demandes spontanées de collectivités locales. Le FDE reçoit des financements de l’Etat et des bailleurs de fonds pour financer l’électrification des localités inscrites au programme. La loi envisage la possibilité de trois maîtres d’ouvrages : • la population organisée en coopératives d’électricité (COOPEL) ; • les collectivités territoriales ;


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• le promoteur privé. La seule fenêtre active est celle des coopératives, mais le secteur privé en voie d’émerger sur le secteur avec une coopérative agricole prenant la responsabilité d’une COOPEL et une privée en voie de régularisation. Le financement d’un système ERD est assuré par une subvention et un prêt, les taux actuels étant respectivement de 60% et 40%. La COOPEL dotée d’une concession du MMCE a la responsabilité de construire et de gérer un système électrique de service public. Toutes études préalables à la conception du système électrique sont prises en charge par le FDE. La COOPEL est assistée par un MOOD pendant la phase de construction et un ACA pendant la première année d’exploitation. La COOPEL passe un contrat avec un entrepreneur pour la construction du système et sa gestion sur une période de 5 ans pendant laquelle le « fermier » est prestataire de service de la COOPEL et reçoit une rémunération. Cette rémunération consiste en une partie fixe et une partie variable basée sur le nombre d’abonnés actifs. La COOPEL s’engage à rembourser le prêt de 40% par prélèvement sur les recettes d’exploitation; la durée du remboursement est de 10 années dont 3 de différé avec un taux d’intérêt de 0%. En cas de connexion au réseau national, la COOPEL construit le système MT et le poste de comptage ceci pour éviter des problèmes d’interface et rétrocède le système à la SONABEL.


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Figure 8 : Organisation d'un projet d'ERD avec une Coopel

Comparaison des éléments de coûts d’investissements pour deux solutions d’approvisionnement d’une même localité Tableau 13 : Données ERD

L’exemple construit prend en compte une localité de près de 7000 habitants. Le nombre d’abonnés ne sera que de 140 en première année pour atteindre les 240 à l’horizon 5 ans. La solution diesel demande un investissement dans une centrale diesel de 60 kVA d’un coût de 44 MFCFA avec le bâtiment, alors que l’option ligne requerra outre la ligne MT, un poste de comptage et un IACT pour une valeur de 90 MFCFA.

Projets : COOPEL Bailleur de fonds (ou Etat)

FDE

COOPEL

Reversement des recettes

DGE

Paiement des factures

Remboursement de 40%

Entrepreneur (Construction) Fermier (Gestion)

Consommateurs

Fourniture électricité

Financement 100% Subvention 60%

Rémunérations

MOOD/ACA

Contrat.

Rémunérations

Contrôle et Conseils

Financement 100%

Concession

Flux financier

Population 6900 habitants Abonnés en 1 ière année 140Ligne BT 8 kmAppel de puissance an 5 60 kVA

En MFCFASolution ligne

Solution Diesel

Guichet 10 10Centrale 20Réseau BT 48 40Transformateur 12 12Raccordement 29 29Moteur tableau 24Poste de comptage IACT 10Ligne 10 km 80Total 189 135


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Figure 9 : Coûts d’investissement ERD ligne/diesel Le reste du système est pratiquement identique avec un guichet à 10 MFCFA, un système de distribution BT (52/60 MFCFA) et le coût des branchements. En terme de besoins de financement et de répartition de risques entre des partenaires au financement du système électrique, il faut relever que : - ni le réseau MT, ni l’IACT

n’entrent en ligne de compte puisque rétrocédés à la SONABEL et

ultérieurement à la société de patrimoine donc inaliénable par un tiers ; - le financement des raccordements est traditionnellement payé par l’utilisateur,

mais demande un préfinancement pour l’achat du matériel et des compteurs. Ceci est actuellement préfinancé par le bailleur comme fonds de branchement qui doit permettre le préfinancement des branchements futurs sur le payement des branchements réalisés. Ce fonds pourrait également faire l’objet d’un prêt ou un des éléments de négociation d’un véritable contrat d’affermage (BOOT).

Pour les éléments de financement qui peuvent être pris en charge par un privé on voit que pour des localités de taille équivalentes les besoins de financement sont plus importants pour des solutions diesel (106 millions de FCFA dans l’exemple) que pour les solutions ligne (75 millions de FCFA). De plus, la gestion de systèmes diesel est économiquement plus difficile (en terme de risques) que celle d’un système raccordé à la SONABEL. Réseau BT, Bâtiments, moteurs et armoires Le réseau BT est également défini comme élément du patrimoine national. Mais il est concédé pour gestion par la concession à une COOPEL ou à un privé qui se doit de l’entretenir et de l’étendre au gré des besoins. • La COOPEL peut faire appel à un privé qui gère ce réseau pour le compte

de la COOPEL en qualité de prestataire de service, sans pour autant prendre de responsabilité dans le devenir de ce réseau. C’est le cas actuel où ledit fermier ne prend aucun autre risque financier sinon celui de ne pas être payé

Investissements

29 29

1030

65

52

24

85

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Solution ligne Solution Diesel

MFCFA

Ligne MT

Moteur/Amoire

Ligne BT

Bâtiment

Raccordement


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si la gestion est déficitaire. La COOPEL prend l’ensemble des risques sans avoir une véritable capacité ou dynamique de gestion de ces risques.

• Dans le cas où un promoteur prend la concession en BOOT, il aura un droit d’ « usufruit » sur le réseau sur lequel il aura à procéder à la maintenance et aux extensions et pour lequel au titre des clauses du BOOT il recevra une juste compensation si/quand il est dessaisi de la concession. Le réseau en soi ou la valeur résiduelle des investissements effectués ne peut pas constituer une garantie aux yeux des banquiers. Par contre la gestion technique et financière efficace et efficiente du contrat, la maîtrise des coûts, seront autant d’éléments positifs d’évaluation pour une prise de décision sur une demande de financement.

Les bâtiments peuvent être considérés comme des valeurs sûres, car ils peuvent avoir des usages autres que ce pour lesquels ils sont conçus ; le guichet peut servir de magasins, de banques, de bureau, la centrale de bâtiment pour activités économiques. • Dans le cas d’une COOPEL, il pourrait faire partie de la garantie qu’exigerait

éventuellement un banquier qui octroie du crédit. • Dans le cas d’un promoteur privé construisant une solution diesel, les

bâtiments représentent près de 40% du montant de l’investissement total pour lequel il reçoit une subvention de 60% et ces bâtiments pourraient constituer une garantie sur un crédit que le promoteur demanderait à sa banque pour compléter les 40% de fonds propres qu’il fournirait en amont du projet.

• Dans le cas d’un promoteur privé construisant une solution réseau, le guichet ne représente que 13% du montant de l’investissement total pour lequel il reçoit une subvention de 60%, il lui reste à trouver des garanties de près de 27% du coût total de l’investissement pour boucler son financement.

Pour les moteurs et les armories électriques, la question de risque est liée à la bonne gestion technique et financière de l’entreprise. Un moteur diesel bien entretenu garde une valeur vénale après sa période d’amortissement de 5 ans. Pour les armoires elles doivent être considérées comme « sunk costs », car d’une obsolescence technique rapide et d’une grande fragilité à la réutilisation. En conclusion pour le modèle COOPEL Le modèle coopératif tel qu'il a été développé aujourd'hui présente une certaine incohérence au regard des rôles des opérateurs et de la répartition des risques financiers. Ainsi, si la coopérative doit assumer le remboursement de 40 % de prêt que constitue la part du risque du FDE, cette dernière est assez mal équipée pour pouvoir gérer ce risque. Compte tenu de la fiscalité peu favorable pour les exercices antérieurs à 2008, les coopératives ne sont pas en état aujourd'hui de présenter des résultats d'exploitation crédibles pour les banques de la place.


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Par contre le fermier n'a pratiquement aucun risque financier dans sa situation de prestataire de services pour la COOPEL. En cela il a peu de marge de manœuvres pour prendre des initiatives et sa situation est peu crédible pour l'obtention de prêts au niveau des banques. La seconde conclusion que l'on peut tirer de l'analyse est que le niveau d'investissement sur fonds propres sur crédit bancaire est compris entre 30 et 45 MCFA (ceci dans la perspective d'établir un BOOT).

3.1.2 Programme National des Plateformes Multifonctionnelles pour la Lutte contre la Pauvreté (PNPTF/LP)

D'une durée de cinq ans, le Programme National des Plateformes Multifonctionnelles pour la Lutte contre la Pauvreté (PNPTF/LP) démarré en 2004 a pour objet l’installation de plateformes multifonctionnelles avec possibilité de les équiper de réseaux de distribution d’eau ou d’électricité. L’équipement de la plateforme est constitué d’un moteur diesel et des modules choisis parmi les 4 équipements suivants : décortiqueuse, moulin à meules en pierre (à meules métalliques), concasseuse (broyeur pour les amandes), alternateur. Il couvre quatre (4) zones géographiques du pays : • Boucle du Mouhoun (Région de la Boucle du Mouhoun) • Centre-Ouest (Région du Centre-ouest) • Est (Région du Centre-est et Région de l’Est) • Nord (Région du Nord) Dans chaque zone, le programme est représenté par une ONG de renom travaillant dans le développement, comme Tin Tua à Fada et la FNGN à Ouahigouya. Le Programme prévoit l’installation de 400 entreprises plateformes multifonctionnelles dont au moins 40% (165) seront équipés de réseaux de distribution d’eau ou d’électricité. Le concept de base peut être complété par d’autres modules (chargeur de batteries, poste à souder…) selon les moyens financiers de l’entreprise plateforme. Les ressources financières du Programme proviennent des Fonds PPTE de l’Etat burkinabé et des bailleurs de fonds (PNUD, Coopération italienne, etc.). Les ONGs relais préparent en fonction des demandes de terrain des budgets annuels qu’elles soumettent au PNPTF pour financement et dotation en matériel. Les investissements initiaux sont financés par : • une subvention de l’Etat burkinabè ou du bailleur de fonds via le

PNPTF/LCP limitée au coût du module de base ; • et un apport du bénéficiaire constitué de :


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- l’abri ; - un apport en numéraires de 5% à 10% (plafonné à 300 000 F) comme

fonds de roulement; - et du coût des équipements additionnels souhaités par le bénéficiaire.

La plateforme multifonctionnelle est attribuée à une ou plusieurs Associations féminines ou encore à un promoteur privé installé dans le village bénéficiaire. La direction du Programme procède par appels d’offres pour l’achat des équipements et livre les équipements aux ONGs relais. Ces dernières assurent le contrôle de la qualité des équipements. Les artisans locaux formés par la Cellule Appui Conseil (CAC) procèdent au montage et assurent la maintenance et l’entretien des équipements. Depuis le lancement du Programme en 2002 à la fin 2007, plus de 124 plateformes ont été installées. La puissance des moteurs équipant les plateformes installées est de l’ordre de 10 CV. L’épargne constituée de l’excédent de recettes sur les dépenses de fonctionnement est utilisée pour : • des prêts aux membres du groupement féminin ; • le financement du coût de la maintenance ; • le financement des renouvellements et des ajouts de capacités Sur le plan de la gestion, l’amortissement du matériel et la réhabilitation du matériel ne sont pas pris en compte ; seuls les coûts d’entretien et de gestion sont officiellement facturés. En fait, les bons groupements sont toujours en état de couvrir des dépenses importantes non programmées en cas de réparations graves.


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Figure 10: Organisation du PNPTF/LCP

Analyse du mode de financement Tableau 14 : Données PTFM et PTR

Le coût d’une plateforme multifonctionnelle PTFM est de l’ordre de 4 millions de FCFA alors que le coût de la plateforme avec réseau PTR s'élève à 14 millions de FCFA. Le PNPTF/LCP privilégie l’exploitation de la plateforme installée par les groupements féminins en vue de permettre aux femmes d’en tirer les ressources financières pour financer leurs activités génératrices de revenus. Peu de plateformes avec réseau permettant de connaître la capacité de gestion de ces

groupements dans le cas de réseau électrique ont été construites.

Projet : PNPTF / LCP

ONG régionales

Etat (ou Bailleur de fonds)

Financement équipements 100%

PNPTF/LP CAC

Paiement des factures (ou services)

Fournisseur Groupement féminin (Gestion)

Usagers

Fourniture de services

Paiement équipements de base

Financement

Installateur

Livraison

Rémunérations Appui et conseils

Village (Construction de l’abri)

Paiement des équipements optionnels

Paiement SAV

Livraison

Livraison

Population 2 à 3000 habitants Abonnés lumière 100Ligne BT faible section 2 à 3 kmAppel de puissance an 5 11,25 kVA

PTFM PTRposte à souder 0,35 0,35chargeurs de batterie 0,40 0,40alternateurs 12,5 kVA 0,37 0,37décortiqueuses 0,48 0,48moulin 0,49 0,49moteur diesel 12 CV 1,00 1,00local abri 0,60 0,60réseau de distribution 10,30Total 3,69 13,99


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Figure 11 : Coûts d’invest. PTFM/PTR Pour les PTFM, le coût des investissements totaux est financé à près de 75 % par une subvention exception faite du coût de l’abri de 600.000 FCFA qui est à la charge du village. En outre, le fonds de roulement (300 000 F) est financé par le groupement féminin. Dans le cas où la plateforme a été installée à la demande d’un opérateur privé, la contribution demandée à celui-ci est de 40% du coût des investissements, ce qui correspond aux coûts cumulés de l’abri et du moteur diesel. La subvention dans ce cas est donc de 60% du coût des investissements. Le fonds de roulement de 300.000 FCFA est financé par le promoteur. Dans le cas d’une PTR plateforme multifonctionnelle muni d’un mini réseau électrique, les besoins financiers de l’investissement sont de 14 millions de FCFA, la gestion des installations est beaucoup plus complexe. Les services électriques prennent le dessus sur l’activité globale de la plateforme ; ces services nécessitent un minimum de professionnalisme et une plus grande rigueur de gestion pour une pérennisation de l’exploitation : il s’agit d’une entreprise. Une structure de type Groupement n’est pas adaptée à la gestion d’une entreprise ; aussi, l’option opérateur privé doit être privilégiée. Plusieurs solutions sont envisageables : • Une solution gardant l’implication de groupements féminins dans les activités

de base pour bénéficier de la subvention du PNPTF/LCP ; • Une solution COOPEL avec un mode de financement par le FDE et une

gestion par un prestataire de service rémunéré par la COOPEL, le groupement féminin étant un service client de la plateforme

• Une solution privée avec un promoteur privé qui développe un certain nombre de services clients, mais qui reçoit une subvention pour le service électrique minimum public assuré par un mini réseau et une charge de batterie pour les ménages hors réseau.

Investissements

0,60 0,60

1,32 1,32

1,37 1,37

0,40 0,40

10,30

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

PTFM PTR

MCFA

Réseau BT

Chargeur debatteries

Moteur/alternateur

Mouture/decort./soudure

Bâtiment


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Le mini réseau de par sa facture et son dimensionnement aura le caractère de branchement et ne sera pas considéré comme faisant parti du patrimoine national. Dans le cas d’un modèle coopératif COOPEL pour une PTR, la subvention FDE pourrait porter sur le réseau, le moteur, l’alternateur et le chargeur de batterie, soit une subvention de 86% au titre de la notion d’accès à un service public électrique. Les agrégats liés à la mouture et à la soudure pourraient être pris en charge par le projet PNPTF-LCP correspondant à une subvention supplémentaire de 9%, à la condition que le tarif du service mouture accordé au groupement féminin leur permette de dégager quelques bénéfices pour leurs AGRs. L’installation de la PTR avec le rail, le moteur, l’alternateur et les agrégats bénéficieraient du savoir faire de la CAC locale et des professionnels formés. Le bâtiment et le fond de roulement pourraient pour tout ou parti être financés par la COOPEL. Il est à noter que le fond de roulement est plus important car une PTR consommera en moyenne 6.000 l de diesel par an soit 500 l par mois. Le fond de roulement doit être au moins de 2 mois de consommation soit 700.000 FCFA. Par parallélisme avec l’ERD, le FDE pourrait préfinancer le résiduel à charge pour la COOPEL de rembourser sur une période de 5 ans, compte tenu du niveau élevé de la subvention. Dans le cas du PTR privé, suivant les conditions de l’autorisation ou de la concession et pour une question de parallélisme avec ce qui se fait en ERD traditionnelle, une subvention de 60% à l’investissement électrique pourrait être accordée au promoteur permettant de couvrir 74% des coûts du réseau. Il devra donc mobiliser 5,2 millions de FCFA pour acquérir le moteur, l’alternateur, le chargeur de batterie, construire le bâtiment et financer 26% du réseau. Les activités connexes de mouture, soudure resteraient discrétionnaires et serait gérées sur une base purement privée avec un meunier et un soudeur. Ce montant reste compatible avec la possibilité offerte par les Caisses populaires ou la BRS. De plus les équipements constituent en soi une partie de la garantie. Dans le cas de figure de développement d’une fenêtre PTR privé au FDE, la possibilité de création d’une garantie du FDE est à envisager puisque dans ce cas le FDE ne subventionne que 60% de l’investissement électrique. Conclusion sur les PTR Dans le cas de PTR institutionnelles, ce sera avant tout les capacités de bonne gestion qui seront importantes dans la prise de décision d’octroi d’un prêt pour une grosse réparation, un renouvellement ou une acquisition. Ici les montants restent toutefois limités et la plus grosse dépense pourrait atteindre le niveau de 2 millions de FCFA (achat d’une presse à huile) Dans le cas de PTR privé, la question de confiance se pose dès le départ car un investisseur qui fait le saut d’une solution PTR individuelle informelle à une


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solution de PTR de service public devra mobiliser 5,2 MFCFA soit pratiquement le double de ce qu’il aurait eu à mobiliser si il s'était limité à une solution individuelle. Une garantie pourrait être donnée à la banque par le FDE ou une institution financière spécialisée dans les garanties, qui s’articulerait avec la subvention accordée au réseau

3.1.3 Différents projets solaires collectifs Les projets suivants ont été rassemblés vu leur similitude sous la dénomination de projets solaires pour des besoins collectifs. Il s’agit : • du PRS Programme Régional Solaire • du projet « espagnol » • du projet AIJ/RPTES • des volets solaires dans les activités de « Plan Burkina »et du PNGT Le Programme Régional Solaire (PRS) Le Programme Régional Solaire est un projet d’envergure régionale mis en œuvre 1990 à 1998 par le CILSS dans les pays membres. Au Burkina Faso les réalisations de la première phase du PRS (PRS I) ont bénéficié à sept (7) provinces du pays. Les réalisations du Programme au Burkina Faso sont : • aucun sur 65 pompages de surface prévus (manque d’intérêt des populations

cibles) ; • 81/130 Approvisionnement en Eau Potable (AEP) ; • 287/71 systèmes électriques photovoltaïques à usage communautaire. Au total près de 160 kWc ont été installés pour un montant de 5,2 millions d’Euros, soit à un coût de 33 €/Wc. Un effort a été mis sur l’assurance qualité des équipements soumis à des contrôles techniques avant expédition et après installation par des structures européennes qualifiées. Un Comité de gestion est constitué par village bénéficiaire et un contrat en garantie totale d’entretien de cinq (5) années a été conclu avec l’entreprise locale associée à l’installation. Montage financier : • l’Union Européenne est le bailleur de fonds du Programme ; elle finance la

totalité des investissements ; • contribution financière du village avait été arrêtée à 10% du coût des

systèmes ; mais dans la réalité elle est moins de 1,5% du prix des systèmes.


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Cette contribution sert de base de financement des coûts d’entretien. Difficultés rencontrées : • la mise en œuvre a posé des problèmes organisationnels, institutionnels et de

contrôle des flux financiers ; • les nombreux vols de panneaux ; • la contribution financière demandée aux populations représente pour elles

des sommes importantes, mais reste encore à un niveau insuffisant pour permettre la maintenance des systèmes (amortissement et fonctionnement) ;

• les difficultés des professionnels du secteur solaire de développer un business suffisant leur permettant de remplir leur obligation contractuelle de maintenance des équipements réalisés ;

Projet « Espagnol » Le projet d’électrification de 125 Chefs-lieux de Département dénommé « Projet espagnol » a été exécuté de 1998 à 2000 ciblait les écoles, les dispensaires, les maternités, les centres communautaires de loisirs, les Préfectures et Résidences et l’éclairage public des localités concernées. 365 kWc ont été installés à un coût moyen de 33 US$ de Wc Les équipements étaient fournis et installés par ATERSA (Société Applicaciones Técnias de la Energia, SA) et IRSAT a effectué le contrôle de la qualité des équipements et un certain suivi. Chaque bénéficiaire (le Département) a mis en place un Comité de suivi et un Comité de gestion, avec souvent le Préfet du Département comme président des deux comités. Le projet a coûté 5,95 milliards de FCFA. Il a été entièrement financé par le Royaume d’Espagne. Une mise de fonds initiale du département, les cotisations des structures bénéficiaires, et les recettes devaient permettre d’en assurer l’entretien et la maintenance des équipements Les principales difficultés rencontrées ont été: • de nombreux vols de panneaux ; • l’absence d’un cadre institutionnel fort qui fait que les comités de gestion

n’ont pas été opérationnels dans bon nombre de localités ; • les cotisations n’ont pas été perçues ou ont été utilisées à d’autres fins et • par conséquent les contrats de maintenance n’ont pas été conclus ; • le suivi technique après réalisation a été interrompu faute de moyens, • ce qui a conduit à une érosion rapide des services fournis par le projet pour

une dépense qui est relativement conséquente (6 milliards de FCFA)


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Activities Implemented Jointly du Review of Policies in the Traditional Energy Sector (AIJ/RPTES) Dans le cadre du projet d’aménagement forestier (RPTES) exécuté de 1998 à 2004, 6 villages ont été équipés en photovoltaïque. Les structures touchées étaient les écoles, dispensaires, maternité, centre communautaire de loisirs, Préfecture, Résidence, Centre forestier (120 Wc) accompagné d’un peu d’éclairage public. Le Ministère des Mines, des Carrières et de l’Energie a assuré la maîtrise d’ouvrage. Financé par un don norvégien global à hauteur de 2 400 000 $ US (soit 12 milliards de FCFA) le projet a permis d’installer 9,45 kWc. Des Comités de gestion ont été créés. Les principales difficultés rencontrées ont été: • les vols de panneaux (environ 25% des panneaux solaires installés ont été

volés) ; • le recouvrement des cotisations mensuelles a été très faible (peu de

responsabilisation des acteurs locaux), conduisant au résultat que le Service Après Vente (SAV) n’a pas été assuré ;

• la mauvaise gestion des ressources en raison du cadre administratif choisi pour la gestion des équipements avec le préfet comme président du conseil de gestion.

Le Programme National de Gestion des Terroirs (PNGT) volet PV Le Programme National de Gestion des Terroirs (PNGT) dans sa deuxième phase (exécutée de 2002 à 2005) dispose d’un volet ‘équipements photovoltaïques’ pour les écoles, centres d’alphabétisation, dispensaires, maternité et pour le pompage solaire de l’eau. 262 équipements sont installés principalement pour les secteurs de la santé et de l’éducation. Le PNTG finance la totalité du coût des équipements. Toutefois, les bénéficiaires dans le cadre du projet dans son ensemble apportent une contrepartie. Un Comité de gestion (COGES) incluant les fonctionnaires est installé dans chaque village pour la gestion de l’ensemble des équipements installés par le programme PNGT2. Il fixe les modalités de gestion de chaque équipement (pompe, matériel agricole, et PV). La principale difficulté tient au fait que la technologie énergétique du photovoltaïque risque de se noyer au sein des discussions du COGES dans les problèmes de gestion de l’ensemble des équipements mis à la disposition du village, sans pouvoir créer une masse critique permettant un entretien efficace du parc PV. Le danger de cette approche est de placer des équipements dans un cadre institutionnel « étranger » qui n’a pas de qualifications intrinsèques pour suivre et


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maintenir ce type d’équipement, sans créer un lien transversal avec le secteur de l’énergie. Plan Burkina (volet PV) Plan Burkina filiale de l’ONG Plan International intervient dans 129 villages repartis dans les régions Est, Nord et Ouest du Burkina Faso. Depuis 1999 à 2007, Plan Burkina a financé des infrastructures (écoles, centres communautaires, dispensaires, maternité, bureaux) électrifiées au moyen de kits photovoltaïques de 75 Wc ou de 120 Wc De 1999 à 2003, l’ONG Plan International Burkina a financé l’installation et la réhabilitation d’installations photovoltaïques pour des infrastructures scolaires, sanitaires et administratives dans 130 localités de 17 provinces du Burkina. Les principales difficultés rencontrées sont : • le manque d’appropriation réelle des bénéficiaires se traduisant par les vols de

panneau et batteries et le manque d’une réelle volonté des bénéficiaires de prise en charge des équipements installés.

• le problème de la maintenance de proximité permettant des interventions rapides et à moindres coûts qui éviteraient le bricolage des installations qui provoque des pannes plus graves.


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30

Organisation des projets solaires de type communautaire Figure 12 : Organisation et flux de projet de type communautaire

Les principes suivis sont assez similaires pour cette catégorie de projet : • l’investissement initial a été financé à 100% par le bailleur qui règle le

fournisseur. Les systèmes arrivent « cadeaux » au niveau des bénéficiaires sans que ces derniers soient conscients de leur valeur ;

• des comités de gestion sont créés en « vase clos » sans personnalité juridique et sans relation avec le cadre institutionnel de l’énergie ou des professionnels de l’énergie. Les systèmes, si ils ne sont pas volés, sont généralement performants et ne nécessitent aucun entretien au cours des premières années d’exploitation. Il est donc difficile aux usagers de comprendre la logique de cotiser pour l’entretien, et si les cotisations sont payées elles sont souvent détournées à d’autres fins puisque collectées dans un contexte institutionnel faible sans pratiquement de contrôle ;

• l’absence de cadre institutionnel fort et devant répondre de ces actes a souvent conduit au non respect des clauses de maintenance et à l’absence de contrat du même nom, par manque de moyen ou méconnaissance de la nécessité d’un tel contrat ;

Projets : PRS I, AIJ/RPTES, Projet espagnol, PNGT II, Plan Burkina

Bailleur de fonds

Financement équipements 100%

Coordination Nationale

Paiement de contributions

Fournisseur Installateur

Comité de Gestion

Usagers

Fourniture de services

Livraison + formation à l’usage et garantie

Formation et suivi limités

Village (ou Dpt) Contribution financière initiale

Formation et suivi limités

Paiement SAV


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31

• Le coût des cotisations peut également paraître élevé pour les bénéficiaires qui ne connaissent pas le coût de l’investissement fait ni le coût de maintenance de ces équipements. En moyenne le coût d’entretien d’un système sur sa durée de vie est équivalent à son coût d’investissement. Dans le cas du projet espagnol, les systèmes de 120 Wc d’un coût de 1,9 MFCFA demandaient théoriquement une redevance de 11.000 FCFA/mois, ce qui reste élevé pour le niveau de service et une tentation dans un contexte où la caisse de menues dépenses est rarement en adéquation avec les besoins.

Leçons à tirer Un certain nombre de leçons sont à tirer de ces expériences dont les résultats restent relativement mitigés ou encore incertains, mis à part le projet PRS : • ne pas parachuter des projets sans un institutionnel fort qui n’existe pas

aujourd’hui, car sans un institutionnel fort et responsable « accountable » il est très difficile d’organiser les flux financiers nécessaires à la maintenance des ouvrages. La notion de masse critique est également un facteur déterminant ;

• développer un institutionnel de PV soit au niveau du FDE soit dans une nouvelle agence des services non-ERD et obliger tous les projets à s’inscrire dans cet institutionnel ;

• reconnaître que le PV reste cher même si les investissements de base sont totalement subventionnés et comprendre ou faire comprendre aux bénéficiaires principalement institutionnels l’absolue nécessité de provisionner la maintenance pour assurer l’existence du service sur la durée ;

• développer des modalités ou des facilités d’épargne pour la maintenance des systèmes collectifs impliquant les professionnels du solaire et le système bancaire (sortir les fonds de maintenance des comités de gestion ad hoc) ;

• reconnaître que le coût de maintenance de ces systèmes collectifs dépasse souvent de beaucoup la capacité à payer des populations utilisatrices de ces services et se poser la question de la faisabilité sociale de ce type de projet.

3.2. Equipement individuel Trois projets constituent la base de l’analyse • Le volet photovoltaïque du projet d’électrification rurale du Ganzourgou

(2000-01) Deux projets financés par la FONDEM : • Crédits PV du Kouritenga en exécution depuis 2002 • Services énergétiques du Kouritenga


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32

3.2.1 Crédit fournisseur : Electrification Rurale Décentralisée (ERD) du Ganzourgou

La composante PV du projet ERD Ganzourgou consistait à diffuser sur la base d’un crédit vente 780 kits d’une valeur de 300 millions de FCFA, dans les zones de couverture des Caisses Populaires de Zorgho et de Mogtédo, accueillant le crédit aux bénéficiaires. Le crédit était en fait accordé par le fournisseur et l’installation de matériel. Le montage financier repose sur : 1. l’octroi d’une avance de trésorerie de 63 millions FCFA de l’Agence Française

de Développement (AFD) ; 2. la détaxe sur les importations puisque le projet est soutenu par l’AFD ; 3. une subvention sur le PV qui est venue ultérieurement quand le projet a eu des

difficultés ; 4. la participation des Caisses Populaires, qui gèrent les crédits que les promoteurs

privés accordent aux clients. Le Groupement d’entreprises PPI/BF et SES réalisent la fourniture et l’installation des kits avec une garantie de remplacement des pièces défectueuses pendant une année après l’installation. Tableau 15 : Montage financier (Crédits kits PV du Ganzourgou) Désignation Kit standard Kit TV Subvention du Bailleur de fonds 45% 43%Apport initial du bénéficiaire 14% 14%Crédit des promoteurs gérés par la Caisse Populaire 41% 43%Taux d’intérêt annuel 10% 10%Durée (en mois) 36 36Payement initial en FCFA 53 965 66 758Echéance mensuelle de remboursement du crédit 5 224 6 462Constitution d’une Epargne garantie 15% du

montant du crédit

15% du montant du crédit

Seulement 200 kits ont été installés sur les 780 importés. Le crédit vente des kits standard ou TV n’a pas connu le succès escompté et le projet a été abandonné par le Groupement PPI/BF et SES pour non rentabilité. Les difficultés rencontrées : • attentes peu réalistes de certains utilisateurs par rapport aux possibilités du


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PV, qui indique un déficit d’information sur cette technologie (ce qui est toujours valable) ;

• manque d’expériences et coût de la maintenance, qui a conduit à la non satisfaction de la demande et l’arrêt des payements (notion de masse critique non atteinte) ;

• montage financier inadéquat qui a renchéri le produit pour le consommateur. La Caisse a prélevé des intérêts sur un crédit que les promoteurs assuraient. La Caisse n’assumait aucun risque et n’aurait dû prélever que des commissions pour services sur les dossiers de crédits qu’elle gérait pour les promoteurs.

Figure 13 : Organisation du projet de diffusion de kits PV du Ganzourgou

Analyse du risque financier Figure 17: Risque financier

Le bailleur de fonds a subventionné à plus de 40% le prix du kit ; toutefois le prix du crédit vente s’est avéré trop élevé pour les utilisateurs. En termes de risque : • La Caisse n’a pris aucun risque dans cette

opération se contentant d’accueillir le crédit ;

• Le bailleur assume une couverture du risque par la subvention de 40% ;

• Le bénéficiaire couvre 14% par sa contribution, ce qui est élevé par rapport à

Bailleur de fonds

Opérateur

Bénéficiaire

Caisse Populaire

Projet : ERD Ganzourgou (Kits PV)

Subvention et préfinancement

Fournitures de base, installation, garantie et formation à l’usage

Apport initial et 36 échéances mensuelles

Reversement apports initiaux et échéances de crédit

Structure des prix

-300 000

-200 000

-100 000

0

100 000

200 000

300 000

400 000

500 000

Coût

Subve

ntion

Contr. In

itiale

bénéf

Coût cr

édit

Prix au c

lient

FCFA


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34

sa capacité de payement • La majeure partie du risque 46% était portée par le promoteur qui en fin de

parcours décida d’arrêter l’expérience après une négociation avec le bailleur.

3.2.2 Crédits PV du Kouritenga Le projet ‘Crédits PV du Kouritenga’ en phase d’exécution dans les zones de couverture des Caisses Populaires de Koupéla et de Pouytenga depuis 2002. A l’initiative de "Fondation Energies pour le Monde" (FONDEM) une ONG française qui en assure le financement en tant que bailleur de fonds, le projet vise la diffusion de kits photovoltaïques à usage individuel de 14 Wc à 65 Wc. Les acteurs du crédit sont : • La FONDEM qui a réalisé un partenariat financier avec les Caisses

Populaires de la zone d’intervention du projet et un fournisseur installateur. La FONDEM octroie une subvention sur le prix des kits.

• Les Caisses Populaires qui mettent à la disposition des demandeurs de kits un produit financier (crédit PV).

• Le fournisseur et installateur (OMA SENISOT) qui pré - financent le stock de kits à installer.

Montage financier : Le Bailleur de fonds constitue un Fonds de garantie de 5 millions de FCFA (seule la moitié a été déposée et vue qu’aucune utilisation n’en a été faite) ; En fonction du type de kit le prix du kit est réparti suivant des taux différents. • subvention du Bailleur de fonds : de 30,19% à 40,14% ; • apport initial du bénéficiaire : de 5,99% à 6,61%; • crédit de la Caisse Populaire : de 53,63% à 63,20% ; • taux d’intérêt appliqué est 8,75% l’an ; • remboursement en 36 mensualités égales allant de 4 000 F à 13 500 F ; • ‘épargne garantie’ équivalant à 15% du montant du crédit constituée par le

demandeur, toutefois avec une contribution de 50% du bailleur pour les frais de dossier et le financement de l’épargne.

Tableau 16: Caractéristiques du crédit PV du Kouritenga Produit En FCFA

Prix Fournisseur Subv. prix Prix Client

Total Epargne garantie

Subvention Epargne garantie

Bénéficiaire apport Epargne garantie Mensualité

Kit 1 (14 Wc) 240 543 96 543 144 000 28 752 13 752 15 000 4 000Kit 2 (20 Wc) 287 802 107 802 180 000 35 315 17 315 18 000 5 000Kit 3 (28 Wc) 333 999 117 999 216 000 41 878 19 878 22 000 6 000Kit 4 (40 Wc) 467 280 179 280 288 000 55 005 27 005 28 000 8 000Kit 5 (65 Wc) 696 200 210 200 486 000 91 102 45 102 46 000 13 500


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35

NB : les mensualités ci-dessus correspondent à la situation où une avance de même montant que l’Apport garantie est payé par le bénéficiaire. De plus le kit installé constitue la garantie de la Caisse Populaire. En cas de défaillance le fournisseur s’engage à reprendre le matériel pour le réinstaller. Le fournisseur est payé par la Caisse Populaire pour 90% à l’installation et le solde soit 10% une année après. Il garantit: • le coût hors déplacement de la main d’œuvre pendant un an ; • le remplacement des pièces défectueuses comme suit : panneau solaire (10

ans), batterie (3 mois), ampoules (6 mois). Un technicien local assure un service après vente de proximité. Au total 174 kits ont été installés depuis le début à la fin 2007. Avec des acomptes de 18 000 et 28 000 FCFA et des mensualités de 5 000 et 8 000 FCFA respectivement pour le kit de 20 Wc et le kit de 40 Wc, le projet de vente à crédit connaît un succès relatif. Les principales difficultés rencontrées sont: • difficultés de suivi de la part de la Caisse Populaire ; • non respect des consignes techniques par les usagers ; • absence initiale d’un opérateur local pour la vente de certains composants du

système (lampes, batteries, etc.) ; • quelques retards de remboursement ; • renchérissement du prix de la batterie ; • coût d’accès toujours relativement élevé pour la population cible ; On peut citer comme facteur de réussite : • La subvention du prix du kit et le financement d’un fonds de garantie des

crédits par le Bailleur de fonds. • L’esprit de dialogue et la souplesse dans les procédures du Bailleur de fonds

qui a permis une révision à la baisse des prix des kits (grâce au changement de fournisseur), une réduction significative de l’acompte à verser et du montant des mensualités.

• La bonne réactivité du nouveau fournisseur installateur qui dispose d’un technicien local.


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36

Figure 14 : organisation du Projet Crédits PV du Kouritenga

Analyse du risque Figure 15 : Risques financiers

Le fournisseur installateur pré -finance le matériel dans son intégralité et doit donc disposer de fonds propres ou de crédit pour les premières opérations. Une fois le système installé, il perçoit 90% du montant de l’installation, 40% venant de la subvention et 50% du crédit accordé par la Caisse. Les 10% restants lui seront payés à la fin de la période de garantie et constitue sa prise de risque. En terme de risque la majeure partie

du risque est assumée par le bailleur, et la Caisse et à des degrés moindres par le bénéficiaire et le fournisseur: • FONDEM assure une couverture de risque financier de près 44% par la

subvention et sa contribution à l’épargne ; • la Caisse populaire assume un risque de 40 % qui est couvert par le système

et le prix du panneau (115.000 FCFA) à l’installation et la garantie ; • le bénéficiaire pour 6% par l’épargne crédit ; • Le fournisseur assume avec 10% qui lui seront réglés après 3 ans et celui lié à

la qualité du produit suivant les clauses de garantie.

Bailleur de fonds

Opérateur

Bénéficiaire

Caisse Populaire

Projet : FONDEM Kits PV

Subvention


Apport initial et 36 échéances mensuelles

Règlement des factures subventionnées

Coordonnateur (Suivi et information)

Fonds de garantie

Analyse du risque financier Kit 20Wc

287258,3

115,3

-28,7 -35 -108

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

350

Prix fo

urni

sseu

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10%

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al

90%

du

P. Fou

rniss

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Subven

tion

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e fin

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FCFA


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37

Cette prise de risque par la Caisse, la répartition de ce dernier parmi les acteurs de ce montage financier, le respect des niveaux de risque acceptable (6% pour le bénéficiaire dont la capacité de payer est limité, 10% pour le fournisseur installateur qui a besoin de liquidité à court terme) et la mise à disposition d’une garantie bancaire sont certainement des éléments qui ont favorisé le relatif succès de ce crédit. La faiblesse d’un système crédit sera l’attitude des propriétaires de systèmes face à l’entretien, le renouvellement de la batterie et des régulateurs de charge après la période de crédit achevé.

3.2.3 Services énergétiques du Kouritenga L’autre projet FONDEM vise à mettre à la disposition des populations d’un village des services énergétiques sans que celles-ci n’aient à acheter les kits photovoltaïques. Deux tailles sont proposées : kits de 20 Wc et de 40 Wc. Le projet a démarré en : • 2005 dans le village de Tensobtenga (225 kits à installer) • et 2006 dans le village de Bougretenga (280 kits à installer) dans lesquels les

usagers sont organisés en associations qui sont propriétaires des équipements et qui vend les services énergétiques aux usagers.

Le fournisseur et installateur des équipements est ‘K et K International’. Le Contrôle de qualité des équipements est assuré par la Société d’Infrastructures Collectives (SINCO). Le fournisseur garantit : • le coût hors déplacement de la main d’œuvre pendant un an ; • le remplacement des pièces défectueuses ainsi qu’il suit : panneau solaire (20

ans), autres éléments sauf la batterie et les ampoules (une année). Deux techniciens locaux assurent un service après vente de proximité après l’expiration de l’année de garantie avec l’appui de SINCO. Montage financier : Le bailleur de fonds subventionne le prix du kit à hauteur de 90% (seule la batterie est à la charge de l’Association). Le bénéficiaire doit verser à l’Association de 31 à 50.000 FCFA pour accéder aux services, comme indiqué dans le tableau suivant. Tableau 17 : Conditions d'accès des populations aux services énergétiques Désignation Kit de 20 Wc Kit de 40 Wc Droit d’adhésion du bénéficiaire 2 000 5 000 Contribution à l’achat de la batterie 27 000 40 000


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38

Caution (2 mois de redevance) 2 600 5 000 Redevance/mois 1 300 2 500 Après la période de garantie du fournisseur : • l’usager prend en charge le remplacement des ampoules et de la batterie ; • l’association prend en charge le remplacement des autres éléments et la main

d’œuvre (rémunérations des deux techniciens locaux). Ainsi, les coûts pour le bénéficiaire sont comme suit. Tableau 18 : Coûts d'accès et coûts d'utilisation des équipements Désignation Kit de 20 Wc Kit de 40 Wc Coût d’accès 31 600 50 000Coût d’utilisation /mois 1 300 2 500 La rémunération des techniciens locaux, le renouvellement des éléments autres que la batterie et les ampoules et les rémunérations des membres du bureau de l’Association sont pris en charge par l’Association sur la base des redevances mensuelles collectées. Les réalisations à la fin de 2007 sont : • 60 kits installés pour Tensobtenga ; • 69 kits installés pour Bougretenga. Les facteurs de réussite sont: • la présence et la bonne exécution du rôle du MOOD/ACA (SINCO) ; • la bonne réactivité du fournisseur installateur ; • les interventions gratuites du fournisseur installateur en dehors de la période

de garantie.


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39

Figure 16 : Organisation du projet "Services énergétiques du Kouritenga"

Dans le cadre de ce mécanisme d’accès aux services énergétiques il est difficile de parler de risque financier puisque pratiquement 90% du financement est assuré par la subvention FONDEM. L’association doit apporter pour chaque système le montant de la batterie qui constitue le ticket d’accès au service de l’usager. Le rôle de l’association est d’assurer sur la base des payements des redevances la pérennité sur la durée des services établis voir son extension à d’autres usagers. Toutefois, les usagers devront s’acquitter du remplacement de la batterie et des lampes. La faiblesse du système réside certainement dans les deux éléments suivants : • l’association d’usagers n’est pas fondée sur un socle institutionnel fort avec

des comptes à rendre sur la gestion des moyens mis à leur disposition (absence d’une fonction de contrôle d’un régulateur d’un système qui ait un caractère indéniable de service public) ;

• l’association n’a pratiquement pas d’implication financière, car elle ne participe pas au risque financier. La majeure partie du matériel est livrée « cadeaux » sans qu’elle n’en connaisse la valeur, la FONDEM payant directement au fournisseur. Bien au contraire, l’association prélève sur les recettes pour payer les indemnités aux membres actifs.

• Le système génère des fonds « gratuits » assez considérables (5 millions de

Bailleur de fonds

Opérateur

Association des Usagers de l’énergie PV

MOOD / ACA

Projet : FONDEM Services énergétiques


Fourniture de batteries, ampoules et maintenance

Subvention

Supervision et conseils

Supervision et conseils

Adhésion, coût de la batterie et redevances mensuelles

Rémunération du MOOD/ACA

Usager


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40

FCFA par village et par an lorsque le niveau de 200 systèmes sera atteint) qui peuvent faire l’objet de diverses « tentations » et « pressions » dans des milieux agricoles où la liquidité monétaire est une denrée rare.

3.2.4 Conclusion sur l’accès aux services énergétiques de base par les équipements à usage individuel

L’exemple du Crédit Fournisseur du projet Ganzourgou indique clairement que le risque lié au crédit et à l’immobilisation de moyens financiers pris par le fournisseur était mal évalué. Ceci associé à l’absence de prise de risque par un institut bancaire a amené le promoteur à stopper le projet en accord avec le bailleur. Les deux autres modèles étudiés proposent deux options fondamentales de livraison de services énergétiques : • l’un consiste en achat de matériel, le bénéficiaire devient le propriétaire et le

gestionnaire de son service électrique ; • l’autre consiste en la fourniture de services énergétiques, le bénéficiaire

payant une redevance couvrant les frais d’entretien. Cette seconde variante n’est pas pleinement développée dans le projet FONDEM II de services énergétiques, car le bénéficiaire doit toujours procéder au remplacement de batterie et de lampe. Comparaison de coûts cumulés des deux systèmes. FONDEM I (Crédit PV) Tableau 19 : Dépenses cumulées sur trois années (Projet Crédits PV)

Remplacement sur 12 ans

Produit

Droit d'accès

Echéance mensuelle

Echéanceannuelle

Echéance 3 années batterie lampesrégulateur

Total sur 15 ans

Kit 2 (20 Wc) 18.000 5.000 60.000 180.000 160.000 70.000 80.000 508.000Kit 4 (40 Wc) 28.000 8.000 96.000 288.000 200.000 105.000 100.000 721.000

FONDEM II (Services énergétiques) Tableau 20 : Dépenses cumulées sur trois années (Projet Services énergétiques)

Remplacement sur 12 ans Produit

Droit d'accès

Redevance mensuelle

Redevanceannuelle

Redevance 15 années batterie lampes régulateur

Total sur 15 ans

Kit 2 (20 Wc) 31.600 1 300 15 600 234.000160.000 70.000 495.600Kit 4 (40 Wc) 50.000 2 500 30 000 450.000200.000105.000 805.000

Sur la base des tableaux ci-dessus, on doit conclure que sur le plan monétaire les deux modèles sont équivalents pour l’économie de l’utilisateur. Toutefois, le modèle FONDEM II demande une subvention de 90% permettant de mettre en place une organisation de proximité assurant l’entretien des équipements.


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41

Dans le contexte institutionnel actuel, il y a des risques liés au fonctionnement de telles structures locales et à la gestion du capital matériel et des revenus qu’ils génèrent. De plus le billet d’accès reste élevé, car le seul porteur de risque dans le montage actuel est le bénéficiaire. Un modèle COOPEL dans lequel l’association prend une part des risques financiers avec l’intervention d’une banque serait de nature à responsabiliser l’association sur la valeur des équipements qu’elle gère. Le modèle FONDEM I ne consomme que la moitié des subventions, ce qui est rendu possible par une répartition du risque financier sur plusieurs acteurs. Pour cette raison il est à préférer car il permet de proposer deux fois plus de services pour le même montant de subvention. Toutefois, ce modèle devrait être complété par un produit bancaire « épargne entretien PV » proposé par la Caisse au propriétaire de kits qui leur permettrait d’accumuler tout ou partie de fonds de maintenance pour leur système, la caisse s’engageant à leur fournir un prêt pour le complément (montant maximum de 40.000 à 50.000 FCFA pour le remplacement de la batterie.

3.3. Synthèse des projets étudiés par mode de gestion L’analyse fait ressortir cinq modes de gestion des services énergétiques de base : 1. la gestion par le bénéficiaire individuel ; 2. la gestion par des Comités de bénéficiaires ; 3. la gestion par des Associations d’usagers ; 4. la gestion par des Sociétés Coopératives ou des groupements; 5. la gestion par des promoteurs privés. Tableau 21 : Mode de gestion SEBs Mode de gestion des SEB Projets 1. Bénéficiaire - ERD Ganzourgou, volet PV : subvention de 40% à

45% - Crédits PV FONDEM/Kouritenga : subvention

de 35% à 45% 2. Comité de gestion :

subvention de 100% du coût des équipements

- PNGT II - Plan Burkina Faso - AIJ/RPTES - Projet espagnol - PRS I

3. Association des usagers - Services énergétiques du Kouritenga : subvention de 90% du coût des équipements

4. Groupement ou Société coopérative

- Systèmes électriques de Coopel : subvention de 60% du coût des équipements


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- Plateformes multifonctionnelles (Groupement féminin) : subvention de 90% du coût des équipements de base

5. Promoteur privé - Sociétés de Services Décentralisées (SSD) ex. CCA de Gomboro, Bognounou et Bokin (SES) : subvention à 100% des équipements par le bailleur de fonds

- Plateformes multifonctionnelles (Commerçant) : subvention de 60% du coût des équipements de base

Le mode de gestion par le bénéficiaire individuel nécessite un service après vente de proximité, voire une vulgarisation de l’utilisation des équipements. En terme de garantie et de maintenance ce mode doit interpeller les professionnels du solaire pour leur proposer des solutions de maintenance abordable et les instituts de crédit pour poursuivre un accompagnement pendant la période de fonctionnement des systèmes. Les Comités de bénéficiaires n’ont pas de personnalité juridique et ne peuvent pas ester en justice ; c’est une faiblesse qui ouvre la porte à la délinquance des responsables. Ils sont créés en vase clos et non pas d’obligation de répondre de leur gestion des équipements qui relève du service public. Les Associations d’usagers ne devraient pas gérer des entreprises (activités génératrices de revenus). La gestion par les groupements, les sociétés coopératives et les promoteurs sont à encourager à la condition de développer un cadre institutionnel fort et structuré permettant le suivi de ces structures.


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43

4. Type de projets et niveaux d’investissements

4.1. Dans le domaine de la fourniture de services énergétiques électriques La stratégie d’approvisionnement des zones rurales se base sur le dilemme suivant : • l’énergie de réseau reste dans le cadre des hypothèses retenues sur la base de

la nouvelle politique d’intégration régionale comme étant la solution la plus économique pour le Burkina ;

• l’absence de réseau structurant permettant d’atteindre rapidement ces zones milite pour le développement de solutions isolées pour les zones non atteintes par le réseau et des solutions d’attentes pour les localités qui au fil des années auront la possibilité d’être raccordées.

La panoplie des solutions d’approvisionnement est la suivante : 1. le raccordement de la localité au réseau 33/20/15 kV, l’approvisionnement des

abonnés se faisant en 2 ou 4 fils BT offrant un service mono- ou triphasé pour des ampérages allant jusqu’à 30 A. Ce type de raccordement permet également aux clients MT de se raccorder. En gestion ERD, l’interface se fait au niveau d’un poste de comptage à l’entrée de la localité desservie. Le système consiste en un réseau BT, des transformateurs 33/04 kV ou suivant la tension d’alimentation. Ce type de raccordement se fait soit par grappe soit pour une localité isolée à partir du réseau structurant.

2. le raccordement de localités par la constitution de grappes SWER (monophasée) alimentées à partir d’un transformateur d’isolement relié à une ligne triphasée 33 ou 15 kV. L’approvisionnement des abonnés se faisant en 2 fils BT offrant un service monophasé pour des ampérages allant jusqu’à 30 A. La MT et la force motrice ne sont pas disponibles. Le système consiste en un réseau BT, des transformateurs 19,1/0,22 kV. Ce réseau a les mêmes caractéristiques qu’un réseau triphasé. De même la ligne de transport SWER pourra progressivement être renforcée pour atteindre le statut ultime de ligne triphasée.

3. l’alimentation de centres isolés ou regroupés en grappes par la construction d’une centrale thermique diesel et un réseau de distribution BT. Dans le cas de grappe le transport d’énergie entre les grappes se fait en MT 33kV. La solution SWER ne peut pas être appliquée. Le système consiste en une centrale, éventuellement un réseau MT, un ou des réseaux BT, des transformateurs 33/04 kV.

4. les solutions de pré-électrification consistent : a. soit dans l’installation de plateformes avec réseau pouvant prendre

dans un rayon de 500 m autour de la plateforme de 50 à 110 abonnés à un service éclairage, un service électrique normal pour une dizaine d’abonnés et une gamme de services variés diurnes comme la mouture, la soudure, l’exhaure de l’eau et la charge de batteries.


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b. soit dans les solutions photovoltaïques pour les équipements prioritairement communautaires comme les centres de santé, les écoles, la place de marché, la mairie et la préfecture, les logements du corps médical et enseignant.

Tableau 10 : Types de projet d’électrification Coût unitaire Ligne triphasée 8 MCFA/km

+ IACT et poste de comptage

Pour 30 km de ligne 250/300 MFCFA

Grappes 4 MCFA/km BT 3ph + IACT et poste de comptage

10 km de BT, 1 km MT et 3 transformateurs par localité 60/70 MFCFA/localité

Localité 60/70 MCFA Ligne monophasée 4 MCFA/km MT 1ph

+ IACT et poste de comptage

Pour 30 km de ligne 135 MFCFA

Grappes 4 MCFA/km BT 3ph + IACT et poste de comptage

10 km de BT, 1 km MT et 3 transformateurs par localités 55/65 MFCFA/localité Flexibilité de prendre des petites localités avec des transformateurs de 10 ou 25 kVA.

Localité 55/65 MFCFA


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Alimentation en isolé par groupes diesel

Une centrale 60/100 kVA Transformateur élévateur 100 kVA 4 MCFA Réseau MT 8 MFCFA/km

45/70 MFCFA 80/90 MFCFA pour 10 km de ligne

Grappes – Réseau de distribution

8 MCFA/km BT 3ph + IACT et poste de comptage + transformateur

10 km de BT, 1 km MT et 3 transformateurs par localités 60/70 MFCFA/localité

Localités isolées avec centrale diesel

Avec MT Sans MT

105/140 MFCFA 95/130 MFCFA

PTR Suivant le niveau de service Le moteur et l’alternateur 1 MCFA

15/25 MFCA

PV 5 Structures 10/15 MFCFA Suivant le niveau de service

4.2. Besoins d’accès à des facilités financières

La production ou l’utilisation de services énergétiques génèrent chez le producteur ou l’utilisateur un besoin de financement qui devrait pouvoir être couvert par des facilités financières Les demandeurs de facilités financières sont catégorisés comme suit Au niveau de l’utilisateur du service électrique Privés domestiques : • branchement et réseau intérieur de la maison (80.000 à 200.000 FCFA) • achat d’équipements (frigos, ventilateurs, télévision) (50.000 à 200.000

FCFA) • achat d’un kit solaire avec télévision (200.000 à 400.000 FCAF) • achat d’un moteur de moulin et d’un alternateur (1 million de FCA) souvent

avec une installation intérieure et quelques équipements (500.000 FCFA) et un micro réseau pour les voisins.

Activités économiques soudeurs commerçants:


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• Achat moteur de moulin et alternateur • Achat équipement : poste de soudure (600.000 FCFA), télévision- vidéo et

frigos • Conversion d’appareil diesel électrique (moteur de moulin et réfrigérateur) Activités économiques vidéoclub • Petit groupes Vidéo et télé : 70.000/100.000 + 150.000 Groupement féminin de plateforme et les promoteurs privés de PTR. • Fonds propres pour compléter la subvention (1 à 2,5 millions de FCFA) • Grosses réparations, remplacement du moteur (100.000 à 1 MFCFA) • Achat de nouveaux agrégats (décortiqueuse 6 à 800.000 FCFA, presse à huile

1 MFCFA) Au niveau des porteurs de concession : COOPEL • Pour les extensions de réseaux après 2 à 3 ans et achat de compteurs (10 à

30 millions de FCFA) • Grosses réparations ou remplacement programmé d’équipement

(transformateur 4/6 millions de FCFA, moteur 40/60 kVA 15/ 20 millions de FCA)

• Gestion de la trésorerie particulièrement en phase de construction de marché Promoteur privé d’ERD • Complément de l’investissement propre de 40% du système (30 à 60 millions

de FCFA s′il apporte la moitié du capital • Pour les extensions de réseaux après 2 à 3 ans et achat de compteurs (10 à

30 millions de FCFA) • Grosses réparations ou remplacement programmé d’équipement

(transformateur 4/6 millions de FCFA, moteur 40/60 kVA 15/ 20 millions de FCA)

Gestionnaire de plateformes privées avec réseau • Principalement pour le remplacement du moteur (1 million de FCFA) ou

éventuellement l’installation d’une nouvelle plateforme dans la même localité (6 à 20 millions suivant le montant de subventions accordées)

Au niveau des entrepreneurs et des fournisseurs de matériels en gros. • Crédit au cours de la construction (crédit documentaire) permettant l’achat

de matériel pour couvrir le gap entre les sorties de caisse correspondant à l’achat de matériel et les revenus provenant des payements effectués en fonction de l’avancement du chantier. Crédit de court terme (50 à 100


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MFCFA limité à 9 mois max, pouvant être garanti par le nantissement du contrat

• Crédit à l’achat de stock de matériel PV pour installation soit de kits individuels, soit dans le cadre d’un projet ou dans le cas d’une concession ERD-PV

Au niveau des gestionnaires de systèmes de fournitures de kWh ou de services énergétiques : • Découvert de liquidité en gestion courante • Grosses réparations et extension de l’activité (réseau, kits solaires,

plateforme) dans le cas de véritable contrat d’affermage. Au niveau des services énergétiques de cuisson moderne Utilisateurs : • crédit d'achat de matériel performant (consigne de la bouteille de LPG,

réchauds, marmites adaptées) 20.000 à 40.000 FCFA • micro crédit pour l'achat de un à deux foyers améliorés performants 2.000 à

5.000 FCFA Marketeurs • Crédits pour développer leurs capacités de stockage, d'embouteillage et de

distribution du LPG (gros investissement) Détaillants : • Crédit pour la création de stock d'équipements combustibles domestiques

(bouteilles de gaz, réchauds, foyers améliorés, stock de charbon de bois) Fabricant de foyers améliorés : • Crédit pour l'achat de matières premières • crédit pour la gestion de la trésorerie (réseau de sous-traitance, organisation

de la distribution et de la vente)

4.3. Rôle de l’investisseur privé

En termes d’implication du secteur privé, dans l’absolu cette intervention peut se faire pour différent niveau d’investissements : • De l’ordre du milliard de FCFA et plus pour des interventions sur des

territoires regroupant plusieurs grappes. Ce type de concession territoriale n’est pas actuellement envisagée en raison du fait que les lignes MT sont du domaine public et donc considérées comme bien inaliénables et que la


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gestion de la MT (3 ou 1 ph) est du ressort de la Sonabel. • De l’ordre de quelques centaines de millions de FCFA pour des systèmes se

limitant à l’investissement sur les systèmes de distribution raccordés au réseau. Là encore la nature juridique de la ligne BT devra faire l’objet de modification si l’on souhaite développer de vrai contrat d’affermage avec des investissements privés BT dans le domaine concédé.

• Pour les localités alimentées par centrales diesel, l’investissement peut varier en fonction de la taille de 95 à 140 millions de FCFA pour des localités isolées et atteindre un ordre de grandeur du demi milliard de FCFA pour une grappe, en soulignant que les effets d’échelle au niveau de la production sont rapidement érodés par les coûts et les pertes en lignes. Ici l’investissement privé dans le moyen de production peut se faire sans problème majeur car prévu par la loi. Par contre le problème reste le même pour la partie ligne.

• Pour le PTR le niveau d’investissement variera d’une façon modulaire en fonction du nombre de plateformes mises en œuvre, permettant de favoriser des solutions communales. La question des réseaux peut être envisagée différemment car ces réseaux sont pratiquement dimensionnés comme des branchements revenant dans le domaine de la sphère privée. De plus ces solutions sont des solutions de pré-électrification. Ici le privé peut être mis à contribution sans avoir besoin d’intervenir sur le domaine institutionnel. Le niveau d’investissement au niveau d’une commune pourrait varier de 50 à 100 MFCFA.

• Pour le solaire PV, le privé n’a aucune contrainte juridique ou institutionnelle pour une contribution à l’investissement. Un régime de concession devra toutefois être défini pour des opérations de fourniture de services énergétiques pour lesquelles les équipements restent la propriété d’une association, d’une Coopel ou d’un promoteur privé. Typiquement au niveau de communes le niveau d’investissement pourrait varier de 25 à 100 MFCFA.

Tableau 11 : Niveau d’investissement pour l'accès aux services électriques Type d’investissement Niveau

d’investissement Problèmes juridiques

Régime

Grappe de localités (MT/BT) Concession territoriale

> 1 milliards de FCFA

Lignes MT et BT sont du domaine public.

Concession territoriale à définir si l’on souhaite l’investissement dans des réseaux MT et BT et leur gestion par un privé.

Paquets de localités - Coté BT Paquet de concessions locales

250 500 MFCFA Lignes BT sont du domaine public.

Possibilité d’aménager le type de concessions existantes avec des clauses de maintenance et de reprise du réseau BT. Demande une structure de contrôle des normes et des standards (société de


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patrimoine) Grappe isolée avec centrale diesel

250 MCFA Lignes MT et BT sont du domaine public.

La propriété et la gestion de la centrale sont couvertes par la licence de production. Pour le réseau BT et MT, même remarque que la case précédente.

Localité isolée avec centrale diesel

120 150 MFCFA Lignes BT sont du domaine public.

La propriété et la gestion de la centrale sont couvertes par la licence de production. Pour le réseau BT, même remarque que la case précédente.

Paquet de PTR (niveau communal)

50 100 MFCFA ras Autorisation ou concession prévues par la loi

Paquet de PV (niveau communal)

25 100 MFCFA ras Régime institutionnel à définir ou régime d’accès au crédit

Pour ce qui est de la gestion de COOPELs existantes, des modèles d’affermage peuvent être développés et demandent des réinvestissements ou de nouveaux investissements dans le développement de réseau de l’ordre de 40 à 80 MFCFA par COOPEL . Pour ce qui est des énergies domestiques, l’investissement privé est particulièrement souhaité pour le développement d’une démarche entrepreneuriale visant la fabrication et la diffusion de foyers améliorés de qualité à grande échelle. Un investissement de 30 à 50 MFCFA serait requis pour lancer une production de masse de ces foyers


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5. Risques et responsabilités des opérateurs clefs

5.1. Introduction Cette section présente le rôle des principaux acteurs dans les projets d'électrification rurale décentralisée (ERD) au Burkina Faso. La majorité des responsables rencontrés pendant le déroulement de cette étude étaient pré- occupés avec des problèmes des risques du financement des projets ERD. Ce chapitre cherche à évaluer ces risques et les responsabilités respectifs.

5.2. Principaux acteurs

5.2.1 FDE Le Ministère des Mines, des Carrières et de l'Energie est en charge de l'énergie. Son rôle est de concevoir, exécuter et contrôler la politique énergétique du gouvernement. Dans le cadre des réformes du sous-secteur de l’énergie, le ministère a créé le Fonds de Développement de l'Electrification (FDE) le 19 février 2003. Le FDE met en application la politique d'électrification rurale décentralisée (ERD). Son rôle est de: 1. promouvoir un accès équitable des populations rurales à l’électricité; 2. contribuer à l'exécution du plan national d'électrification ; 3. développer, évaluer, et lancer les avis d’appel d’offres de tout projet

d'électrification rurale identifié par le pouvoir central, les pouvoirs locaux et les investisseurs privés

4. faciliter les programmes d'électrification rurale en servant de fonds de garantie et en intervenant sous forme de subventions dans les investissements ou sous forme d’appui aux études.

Le FDE agit également en tant que régulateur technique et tarifaire du sous-secteur d'énergie rurale. Le financement de l’ERD par le FDE est réalisé à hauteur de 60% de subvention et 40% de prêt sans intérêt remboursable sur 10 ans avec 3 ans de différé. Le défi principal du FDE est de s’assurer de sources de financement plus stables et diversifiées pour mener à bien sa mission.

5.2.2 COOPEL La coopérative d’électricité (COOPEL) est une association coopérative, formée au niveau du village ou de la municipalité selon la loi portant réglementation des sociétés coopératives et groupements au Burkina Faso. La COOPEL est le garant et le propriétaire des capitaux ruraux d'électrification. Elle est responsable de l'administration, de l’exploitation, et de la gestion des biens et équipements. A ce titre, elle :


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• est responsable du suivi comptable et financier, du plan d’affaires de la COOPEL et de son programme de développement ;

• recrute selon un mode compétitif le fournisseur/ constructeur/fermier ; • fixe les tarifs de l'électricité et collecte les recettes provenant de la vente de

l'électricité ; Il y a actuellement 41 coopératives. La première a été établie en 2003. Le schéma 17 présente l’organigramme du COOPEL. Figure 17 : Organigramme de COOPEL Les problèmes pour le fonctionnement de COOPEL incluent: • retard et exécution lente des travaux, entraînant une certaine démobilisation

des abonnés lors de la mise en exploitation des systèmes ; • faible taux de raccordement des abonnés en début d’exploitation et faiblesse

des consommations liée à des tarifs élevés ; • absence de maîtrise des factures impayées ; • difficultés à rembourser leur prêt ; • rémunération mensuelle aux entrepreneurs peu favorable à la motivation des

fermiers pour la collecte des recettes car ils seront payés quelque soit l’effort qu’ils mettent dans la collecte des recettes. Leur revenu est basé sur un montant fixe prédéterminé sur la base des coûts d’exploitation et de nombre d’abonnés et non sur les recettes.

5.2.3 Consultant et MOOD/ACA/ Ingénieur Les études préliminaires - des études de faisabilité aux appels à soumission - sont effectuées par des consultants nationaux recrutés par appel à la concurrence par le FDE. Pour la phase de construction et la première année d'exploitation, un Maître d’œuvre et d’Ouvrage Délégué/Appui, Conseil et Accompagnement (MOOD/ACA) est recruté par le FDE par appel d’offre. Typiquement, les MOOD sont des sociétés d’ingénieurs, ou toute autre entité/organisation qualifiée. Le MOOD/ACA agit en tant que « l’ingénieur » en terme FIDIC supervisant pour


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la COOPEL et le FDE toute la phase de construction jusqu'à la mise en service, autorisant le décaissement des acomptes. Il conseille la COOPEL pendant la première année d'opération, tenant les cahiers de compte et élaborant les tarifs en étroite collaboration avec la COOPEL et le FDE. Le MOOD/ACA organise des conférences et des présentations sur l‘utilisation rationnelle de l'Énergie (URE), et établit les indicateurs de progrès du projet. Le MOOD/ACA ne peut pas être le bureau d’étude qui a procédé à la sélection de l’entrepreneur/fermier. Dans deux des projets solaires et dans le projet plateforme multifonctionnelle, des fonctions identiques au MOOD-ACA ont été créées et y jouent un rôle prépondérant dans le bon déroulement des projets.

5.2.4 Entreprises d’ERD Les entreprises d’ERD sont choisies par appel d'offres pour entreprendre un projet. Ces entreprises sont responsables de l'installation, du fonctionnement, de l’entretien, du contrôle de l'utilisation et de la consommation de l'électricité. Elles assurent aussi la collecte des paiements. Il y a actuellement six entrepreneurs principaux ERD opérant sous les COOPEL : SAEL, SIMEEEL, PPI, EODA, SOGETEL et SOPAM. SAEL n’a aujourd’hui qu’un rôle de gestionnaire et SOPAM est une entreprise à activités multiples dont l’électricité n’est qu’une de ses nombreuses activités. Le fermier est une entreprise de génie électrique nationale (construction de réseaux et de centrales électriques) qui s’astreint après la construction d’un système ERD de l’exploiter et le gérer pendant une période de 5 ans. Il assure la bonne gestion technique et l’entretien des installations, la gestion des abonnés, l’émission et le recouvrement des factures, la production d’un rapport mensuel de gestion à soumettre à la COOPEL pour appréciation de la qualité du service public. Il revient au fermier d’assurer la discipline des recouvrements, les suspensions de fournitures d’électricité en cas de non-paiement, les rétablissements, et le raccordement des nouveaux raccordements sur les injonctions de la Coopel (comité de réseau) et en fonction du matériel disponible. Aujourd'hui, les entreprises dites « ERD » n’assument presque aucun risque financier dans la construction et la gestion des systèmes ERD. Toutefois l'activité de gestion de systèmes ERD sous un véritable contrat d’affermage et par regroupement géographique de COOPELs représente un intérêt certain pour les entreprises du sous secteur de l’électricité.

5.2.5 Entreprises non-ERD, ne nécessitant pas de concessions Sous cette catégorie on pourrait regrouper les plateformes multifonctionnelles (PTMF) principalement celles avec réseau (PTR) et d'autres entreprises ne fonctionnant pas sur le modèle COOPEL. Les plateformes multifonctionnelles avec réseau ont un avenir dans l'approvisionnement en services énergétiques des localités de moindre taille (2.500 habitants). Leurs plus grands atouts sont leur


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enracinement socioculturel dans les communautés, la connaissance de la clientèle, la flexibilité avec laquelle ils contrôlent leurs opérations et leur concept de décentralisation basé sur les ONG locales travaillant pour le développement local avec des artisans locaux. L’un des plus grands défis pour plus de professionnalisme se situent dans le renforcement de connaissance technique, entrepreneuriale et managériale. Elles éprouvent aussi des difficultés à obtenir des financements. Dans le domaine du Photovoltaïque solaire, 12 sociétés professionnelles regroupées en association (APROFA-Solaire) opèrent sur le marché burkinabè. Le marché du PV est captif des projets qui jusqu’à présent se sont développés au gré des opportunités de financement. A la suite de l’élaboration du Livre Blanc National, les solutions PTR et PV vont s’articuler dans la stratégie d’approvisionnement des zones rurales. Généralement, les entreprises ERD et non-ERD sont confrontées aux problèmes suivants: • coût élevé de démarrage et d'exploitation ; • financement propre insuffisant ; • manque de compétence en relation publique et en assistance clientèle ; • manque de connaissance technico-administratives, entrepreneuriale et

managériale ; • demande solvable limitée et absence de masse critique pour une maintenance

viable des systèmes ERD. Pour les projets PTMF ou PTR, les fournisseurs ne jouent qu'un rôle mineur de livraison du matériel requis au projet plate-forme. Dans les projets PV, les fournisseurs ont également le rôle de livrer et d'installer le matériel. Ils ont en principe un rôle de maintenancier qui n’aboutit que très rarement pour les deux raisons suivantes : • le manque de masse critique qui fait des déplacements le talon d'Achille de la

maintenance ; • le manque de sérieux des organisations de gestion des systèmes collectifs qui

ne conclut pas de contrat de gestion. En termes de risques financiers, certains fournisseurs/installateurs ont pris seuls des risques financiers trop importants, de nature telle à stopper l'activité concernée par la prise de risque. Dans l'exemple du crédit vente de FONDEM I, la répartition de risques et sa limitation à 10 % pour le fournisseur et à 6% pour le bénéficiaire ou de prise de risque de 45 % de l'institut bancaire semble être une des clefs du succès de ce projet, le bailleur accordant une subvention de 40 %.


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5.2.6 Usagers La grande majorité des personnes sans accès à l’électricité habitent dans les zones rurales et périurbaines. Malheureusement ces personnes ont un pouvoir d'achat des plus faibles et aussi leur demande en électricité est principalement pour la radio/télévision et l’éclairage. Les consommateurs constituent le maillon le plus important dans le processus de financement de l'énergie. Les problèmes que ces personnes vivent incluent: • pauvreté généralisée, rendant peu solvable aux services énergétiques une

grande partie de la population rurale ; • manque d'une base économique et d’affaires consistante ; • manque de finances pour acquérir les appareils électriques et payer un

raccordement qui est le ticket d'accès à un service PV ; • tarifs relativement très élevés au vu de la solvabilité ; • revenus saisonniers. L'analyse des projets démontre clairement que la gratuité n'est pas une solution et que la contribution ou la prise de risques financiers par le bénéficiaire est toujours un élément fort d'appropriation du projet et souvent une des raisons de son succès.

5.3. Risques, responsabilités et remarques

5.3.1 Système COOPEL Table 22 : Risques responsabilité et recommandations Catégorie de risque Risque Responsabil

ité Commentaires Recommandations

Consultant Etudes préliminaires conception et DAO

Actuellement aucun

Grande puisque conditionne le niveau d’investissement et la viabilité de la gestion

Les consultants n’assument actuellement aucun risque professionnel (erreur de dimensionnement relevé). La profession est peu organisée et travaille sans assurance professionnelle Le risque pour des prestations médiocre est couvert ultérieurement au FDE et au COOPEL

Renforcer la formation. Assister à l’émergence d’un codex de la profession. A terme demander des assurances professionnelles. Pour le FDE renforcer l’assurance qualité Une partie des honoraires du consultant devrait être lié à la bonne mise en œuvre du projet (difficile)

Suivi des travaux

Actuellement aucun

Grande Aucune pénalité ne leur est applicable. Devrait être responsable de leur décision sur le déroulement des chantiers. Ils n’ont pas d’assurance professionnelle.

Renforcer la formation. Assister à l’émergence d’un codex de la profession. A terme demander des assurances professionnelles. Pour le FDE renforcer l’assurance qualité.


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FDE Etudes préliminaires Oui Oui Assurer l’assurance qualité du

fonds de dossiers Renforcer les capacités du FDE

Décision de financement

Important

Oui

Le FDE doit s’assurer de la faisabilité financière du projet, condition préalable aux remboursements du prêt

Qualification du personnel Critères de décision objectifs

Risque lié au Crédit Oui Oui Le FDE prend le risque en accordant un crédit de 40% au COOPEL. Aucune COOPEL n’a commencé de rembourser

FDE devrait évaluer les capacités réelles de recouvrement de la dette des COOPELs et prendre les mesures appropriées pour le recouvrement du prêt (le montant du recouvrement se trouve souvent dans les créances clients des factures impayées)

COOPELS Risque lié au Crédit Oui Non La charge du remboursement

des 40% repose uniquement sur les COOPELS. Ce risque n’est pas partagé

Aux COOPELs de transférer ce risque aux entrepreneurs, qui ont la responsabilité de la rentabilité de la gestion. Le transfert de risque est possible par un contrat BOOT.

Risques liés aux tarifs Oui Oui Les COOPELs prennent à la fois le risque et la responsabilité d’un rôle pour lequel elles ne sont pas outillées.

Ce risque est à transférer au fermier et au FDE. Ce transfert de risque est possible dans le cadre d’un BOOT.

Concession/Marché Oui Oui Les COOPELs prennent le risque qui dit être couvert ou provisionner par l’augmentation d’abonnés.

A transférer au fermier. Ce transfert de risque est possible dans le cadre d’un BOOT.

Entrepreneur/ fermier Risque commercial Oui Oui Les fermiers doivent affronter

les risques commerciaux Les projections pour les recettes futures doivent être documentées par un business plan crédible. Cela aidera l’entrepreneur à mieux évaluer leurs risques et leur retour sur l’investissement.

Risque d’exploitation Non Oui Les fermiers sont responsables de l’exploitation mais n’en supporte aucun risque. Actuellement prestataires de service)

Les fermiers devraient assumés ce risque. Cela est possible par le BOOT.

Concession/Marché

Non Non Les fermiers n’ont ni risque ni responsabilité Ils n’ont aucune mesure incitative visant l’augmentation des abonnés

Un pourcentage de la rémunération doit être indexé sur la croissance du nombre d’abonnés et sur le taux de recouvrement des factures

Banque Risques liés au crédit Oui Oui Les banques assument les

risques financiers sur les prêts accordés. Les banques prennent une responsabilité, mais en retour un profit.

Le risque lié au crédit peut être partagé avec les bailleurs de fonds par la mise à disposition de fonds de garantie qui réduisent la prime de risque que les entrepreneurs doivent payer.


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5.3.2 Autres systèmes Pour les projets d’équipements photovoltaïques dits communautaires, on ne peut pas parler de prise de risque puisque la subvention couvre le coût total des équipements. Les banques ne sont pas associées à ce type de projet. On constate souvent de faible appropriation du projet et des équipements par les bénéficiaires ou leurs représentants organisés en comité ad-hoc. Ces derniers n’ont d'ailleurs aucune obligation contractuelle à remplir et sont peu ou pas contrôlés. Pour le système plate-forme, la fonction MOOD-ACA est fortement développée au niveau des CAC, qui assurent l'encadrement la formation et le suivi du projet et de ses gestionnaires. Les groupements féminins doivent contribuer à un niveau de 20 à 25 % du coût de la plate-forme. Le type de gestion financière documentée et encadrée est de nature à pouvoir créer la confiance nécessaire d'un banquier par rapport aux demandes de prêts supplémentaires, de nouveaux investissements plus les grosses réparations. Dans le cas des PTR deux modèles sont envisageables : • celui d’une gestion privée avec une couverture du risque financier à la

hauteur de 40%. Dans ce cas le promoteur pourra faire appel aux banques de la place pour compléter ses mises de fonds propres.

• Celui d’une gestion coopérative, qui gardera dans son activité principale la charge de batterie. Dans ce cas, une réflexion tarifaire est nécessaire pour fournir des opportunités réelles aux groupements féminins de pratiquer leur activité de mouture dans le cadre d’un service client qui sur le plan tarifaire est bien calé.

Pour les types de projets « crédit-équipement » permettant l’acquisition d’équipements PV, la répartition des risques financiers entre le banquier, le fournisseur et le bénéficiaire associé à une subvention d’un bailleur constitue la clef de voûte de la participation engagée des parties. De plus, un encadrement technique facilite une meilleure compréhension des acteurs dans leurs rôles respectifs. Pour les projets de services énergétiques de type FONDEM II, le système bancaire n’est pas associé. Le système repose sur la création d’une association d’usagers qui n’est pas ancrée dans le secteur de l’énergie et qui n’a pas formellement des comptes à rendre à autrui. Cette association a pour fonction de gérer le parc de kits installé, d’en assurer une partie de la maintenance en ayant deux techniciens et de vendre les pièces de rechanges non couvertes par la garantie (batterie et lampes) aux usagers. Ces derniers couvrent 13% du risque financier en s’acquittant du billet d’entrée relativement élevé. Un MOOD-ACA assure durant la durée de son contrat le suivi du projet et le respect des règles du jeu. Bien que les redevances mensuelles soient relativement basses, une certaine désaffection des payements des usagers institutionnels demande déjà des mesures correctives.


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Comme recommandation, il serait souhaitable de placer ces associations d’usager sous le chapeau des COOPELs avec l’obligation d’une prise de risque dans le financement du projet, le contrôle des tarifs appliqués et de la gestion des équipements, ce qui est d’ailleurs prévu par la loi et ses décrets.

5.4. Risques, responsabilités et recommandations

La section finale de ce chapitre analyse les risques et les responsabilités de chacun des acteurs principaux dans les catégories suivantes : Consultants, FDE, COOPELs, Entrepreneurs et Banques. On constate quatre situations: • ceux qui prennent des risques mais n’ont pas des responsabilités d’exécution ; • ceux qui prennent à la fois des bons risques et sont en position d’assumer les

responsabilités s’y référant ; • ceux qui ne prennent pas de risques, mais ont quand même les

responsabilités d’exécution ; • ceux qui prennent des risques et des responsabilités mal placées ou qui ne

sont pas outillés ou capables de les assumer. .


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6. Contribution du secteur bancaire national

6.1. La place des banques dans les financements des projets Le secteur bancaire national a participé très faiblement au financement des activités visant à promouvoir l’accès des populations rurales aux services énergétiques de base. Dans la construction des systèmes électriques des Coopel, les banques commerciales locales n’ont intervenu que dans les opérations commerciales (crédits documentaires et cautionnement des marchés) des entrepreneurs chargés des travaux de construction des systèmes électriques. De même, les consommateurs client d’une caisse populaire peuvent obtenir des prêts pour le câblage de leur maison ou pour l’achat d’équipement électrique. Mais cette pratique n’est pas généralisée alors que les discussions préalables avec le RCPB prévoyaient que le DAT des parts sociales pouvait servir de garanties pour des prêts aux abonnés pour un meilleur usage de l’électricité. Dans l’accès des populations rurales aux services énergétiques de base par les équipements photovoltaïques, seules les Caisses Populaires ont eu à accorder des crédits aux populations afin de faciliter l’acquisition par celles-ci de kits ; toutefois, ces opérations restent très limitées. Les banques qui opèrent au Burkina Faso sont des banques commerciales (pas de banque d’investissement en termes de capital risque). Il existe quelques établissements financiers spécialisés dans le crédit d’équipement. En général, le coût du crédit de ces établissements est trop élevé et ne convient pas au financement des équipements énergétiques pour les populations pauvres. Il existe également des institutions de micro finance qui assurent une bonne couverture des zones rurales. Mais ces organismes ont des produits répondant aux besoins des populations paysannes dans le cadre de leurs activités agricoles. Les banques commerciales et les institutions de micro finance sont handicapées par l’inexistence de ressources longues nécessaires au financement des investissements à moyen et long terme. Ainsi, dans la plupart des cas, ces institutions n’accordent que des crédits de court terme à leurs clients d’une durée limitée à trois années au maximum. En matière de garantie, les banques sont réticentes à prendre comme garantie l’équipement financé par le crédit. Toutefois, dans le domaine du PV, des accords de reprise du matériel par l’installateur peut amener la banque à prendre le panneau comme garantie. La constitution d’un « Fonds de garantie des emprunts » améliore les conditions de crédits pour les bénéficiaires, en réduisant les primes de risques effacés par le fonds.


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L’accès des banques à des ressources de longs termes permettrait d’accorder des crédits à moyen et long terme et d’alléger les conditions des crédits accordés conformément aux termes de l’accord de placement de ces ressources. Les Caisses Populaires et les banques qui disposent d’un réseau de guichets dans les zones rurales sont disposées à financer le développement des services énergétiques de base dans lesdites zones.

6.2. Conditions nécessaires à la participation des institutions financières

Pour qu’une institution financière accepte de financer un projet, elle doit en avoir CONFIANCE. Aucun prêteur n’envisagera de prêter à une compagnie sans connaissance de l’état financier de l'emprunteur (solidité, crédibilité et solvabilité). Les cinq C classiques du crédit qui sont: • Character: Réputation du demandeur dans les milieux d’affaires et bancaires • Capacity: Capacité financière et managériale du demandeur, business plan,

rentabilité, capacité à payer des utilisateurs, dynamique des acteurs • Collateral: niveau de garanties proposées par le demandeur au regard du

risque, le cadre institutionnel et ses garanties • Capital: les fonds propres du demandeur • Condition: Durée du crédit, conditions de remboursement etc En général, plus l’information est exacte, disponible et en temps opportun, plus la décision de prêt sera aisée. Les banques manquent des ressources requises pour faire un contrôle complet et détaillé des projets d’énergie d’une part parce que l'information en grande partie n’est pas disponible et d’autre part parce qu'elles n’ont pas la connaissance technique. Ce manque d'information limite l’effort des institutions financières à accorder des prêts au secteur de l'énergie. Ceci est démontré par le faible taux de prêt accordé par les banques aux entrepreneurs privés et aux coopératives impliquées dans l'électrification rurale au Burkina Faso. D'autres raisons de cette absence de participation des banques sont : • Nouveauté du secteur dans le domaine du prêt commercial • Stigmatisation: les programmes subventionnés sont perçus pour être non-

viables • Généralement les projets d’énergie ont des coûts initiaux très élevés. • Les faibles revenus des abonnés ruraux • Travailler avec les institutions publiques peut être souvent bureaucratique et

lent. • Risques politiques


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Pour mobiliser les institutions financières au Burkina Faso à participer aux programmes ruraux d’énergie, cinq banques et un établissement de micro crédit ont été approchés. Toutes les réunions ont été tenues avec la haute hiérarchie, les directeurs administratifs et les directeurs de crédits. Une rencontre a également été tenue des discussions avec l’Association Professionnelle des Banques & Etablissements Financiers du Burkina Faso (APBEF - BF). Les compte-rendus de ces entretiens sont en annexe 8. Au cours des réunions ont été présentées les programmes d’électrification rurale par réseau et les programmes d’accès aux SEBS aux institutions financières décrivant les investissements de capital d'équipement requis pour réaliser les objectifs définis dans la vision 2020. Les difficultés rencontrées par quelques entrepreneurs pour réunir les finances nécessaires en phase de construction dans le cadre de leur travail ont été abordées. Les banques ont reconnu le fait que le manque d'information et de connaissances techniques affecte la prise de décision de crédit dans des projets d'électrification rurale. Ils ont plus loin concédé que l'appui d'évaluation technique élèverait leur niveau de compréhension en matière de projets d'énergie. Les risques élevés font que les banques évitent l’introduction de produits innovateurs et conceptuellement structurés (financement de l’électrification rurale) en faveur des schémas plus traditionnels à court terme. Quelques conditions et critères que les banques emploient pour minimiser leurs risques sont les suivantes:

6.2.1 Financement par fonds propres Pour bénéficier des prêts, les entrepreneurs devront généralement fournir entre 25% et 35% du capital exigé pour un projet donné. À mesure que le risque (vrai ou perçu) lié à un projet augmente, les banques exigeront que les capitaux propres jouent un rôle plus accru dans le financement. En d'autres termes, plus le risque est élevé, plus le montant de capitaux propres requis par la banque est élevé. Ceci décourage non seulement l'entrepreneur, mais élève également le coût total du projet. Cela signifie que pour les projets d’électrification rurale par réseau (un montant > 150 MFCFA), la plupart des entrepreneurs ne pourront pas fournir des capitaux propres exigés par les banques.

6.2.2 Taux d’intérêts Concernant les taux d'intérêt, les banques répartissent leur taux d'intérêt en quatre groupes principaux: Coût de l’argent, prime de risque; frais de structure et marge bénéficiaire. Actuellement le coût moyen de l’argent des banques est de 8% et les taux de prêt sont de 12%. L’impression d’investissement à haut risque qu’ont les banques sur l'électrification rurale peut influencer la prime de risque à la hausse.


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6.2.3 Durée Les banques étaient unanimes en disant qu'elles n'ont pas de ressources longues pour des prêts de 10 ans comme le FDE le fait. Dans des cas très rares, ils pourraient prêter jusqu'à 5 ans. Mais la durée normale actuelle est de 3 ans.

6.2.4 Garantie/Garantie supplémentaire Les banques exigent généralement une garantie réelle d’une valeur pouvant aller jusqu'à 120% du montant du prêt. Ceci crée des problèmes pour les entrepreneurs néophytes comme anciens.

6.2.5 Profil du Client Les banques sont regardantes sur les aptitudes techniques, administratives et de gestion du client. Il est certain que la proximité « financière » d’instituts consolidées comme le FDE ou la SONABEL dans une demande de crédit est de nature à amoindrir les incertitudes des banquiers.


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7. Amélioration de la participation du secteur bancaire national

7.1. Introduction Comme indiqué précédemment en chapitre deux, le programme d'accès à l'énergie, en vue d’atteindre les objectifs du millénaire pour le développement, et la vision 2020 présentent des plans très ambitieux pour améliorer l'accès à l'électricité dans les zones rurales et urbaines. Le programme présente de grandes opportunités pour les entrepreneurs privés et les banques de s'engager dans l’approvisionnement de l'électricité et de services d'énergie connexes dans les zones rurales. Les diverses options techniques envisagées – extension du réseau, mini-réseau avec les groupes électrogènes, plateformes multifonctionnelles, et panneaux solaires - nécessitent chacune son propre mécanisme de financement. Le potentiel d’investissement dans le sous secteur de l'énergie électrique pour les banques et le secteur privé est estimé à 214 milliards de FCFA d’ici à 2015 dont 65 à 90 milliards de FCFA déjà acquis pour les 5 années à venir. Ces investissements représentent des opportunités qui devraient intéresser et stimuler les banques et les entrepreneurs à initier des stratégies commerciales pour en tirer profit. Ce chapitre examine les questions relatives aux modèles de financement actuels et les opportunités pour impliquer plus d’acteurs locaux, en particulier les banques locales, au programme d'électrification rurale au Burkina Faso. Le principe fondamental dans cette discussion est que la participation active de la communauté bancaire sera nécessaire pour s'assurer que les fonds destinés à l'électrification rurale sont utilisés de façon rentable et efficace.

7.2. Amélioration de l’accessibilité du financement bancaire

Comme indiqué dans les sections précédentes, les éléments clés que les banques considèrent avant d’octroyer des prêts sont, la contribution propre, les taux d’intérêts, la durée, les garanties, le profil du client et le crédit documentaire. Le taux d’intérêt typique de prêt bancaire (12.5%) prend en compte :

Coût de l’emprunt : 8% Risque de non-remboursement Frais généraux 4.5% Marge bénéficiaire Les garanties, le profil du client, le crédit documentaire peuvent réduire le coût du risque de non-remboursement sur les prêts bancaires. Les recommandations


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suivantes sont cependant formulées en vue de réduire les taux d’intérêts bancaires pour les projets d’électrification rurale

7.2.1 Dotation de crédit Le renforcement du crédit par les bailleurs de fond/FDE est décisif pour amener les banques à participer d’une façon croissante aux programmes d’ASE. Les formes principales de dotation seraient la ligne de crédit concessionnel, ou/et le fond de garantie. Fondamentalement, les banques peuvent être favorables aux emprunteurs, quelque soit la forme de dotation qu’elles reçoivent. 1. Les prêts assistés par les bailleurs de fonds: Les bailleurs de fonds fournissent

des lignes de crédit pour les programmes. Ceci pourrait apporter de la souplesse aux programmes et sur les termes de financement. Le prêt peut être accordé avec les mêmes conditions que celui accordé au FDE à condition que les banques concèdent l’avantage du taux concessionnel aux entrepreneurs comme réductions d'intérêt. On élimine le coût d'emprunt d’un prêt bancaire, et on fournit des conditions plus avantageuses aux entrepreneurs.

2. Garanties des prêts : Les banques donnent le prêt si les risques évalués réels ou perçus sont couverts par une garantie. Le coût du risque de non paiement et la difficulté de réunir des conditions de garantie supplémentaires sont réduits, minimisant le coût d'emprunt. En couvrant le risque entier du crédit par un fonds de garantie, les intérêts bancaires sont entièrement alignés avec ceux des bailleurs de fonds, en termes de minimisation des non-remboursements, plaçant ses propres fonds sur des opérations profitables, tout en développant ainsi une nouvelle clientèle même après le retrait des bailleurs de fonds. Cette option permet également à la banque de participer à 100% au financement du projet et non seulement à l'acquisition des équipements nécessaires au projet ERD. Indépendamment des gains financiers, les banques se placent pour gagner plus de faveur avec le gouvernement et la bienveillance des bailleurs. L'intervention des banques attirera la confiance et le soutien des bailleurs. Ceci aura aussi pour effet d’amener les banques à assumer plus de risques en finançant les entrepreneurs privés du secteur de l'énergie, avec l'espoir qu'ayant financé avec la garantie du Fond de Développement de l’Electrification, la banque sera plus informée pour prendre tout le risque financier à l'avenir.

3. Mélange de 1) et de 2): Le prêt assisté par les bailleurs de fonds appuyé par une garantie de prêts. Ici, la banque est simplement un canal par lequel, les fonds sont transférés d'une extrémité à une autre en percevant des commissions. Ceci constitue la solution la plus économique, mais elle n’est pas souhaitable parce qu’elle réduit l’engagement bancaire à une fonction de prestataire et les activités de gérer un nouveau portefeuille.

Conditions concernant les emprunteurs: Il doit donc y avoir des conditions stricts et pour les banques et pour les emprunteurs pour s'assurer que les fonds ne sont pas mal utilisés. Une certaine forme de garantie supplémentaire doit être fournie


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par les clients. La garantie initiale et garanties supplémentaires ont un objectif double. Elles constituent des moyens de pression psychologique sur le client, de ce fait, l'incitant à un remboursement ponctuel; et si l'emprunteur ne rembourse pas, la saisie de la garantie et ensuite sa vente peut compenser la perte subie par la banque. Par conséquent, la garantie supplémentaire doit avoir une valeur suffisante afin de couvrir le montant total du prêt en cas de non remboursement. Comme la diversification contribue à assurer la valeur de la garantie, toute garantie de prêt accordé doit avoir au moins les deux composants suivants: des éléments de garantie tels que biens durables de la propriété personnelle ou de l’entreprise appuyés par une garantie d’une personne tiers.

7.2.2 Rentabilité Toutes les banques interviewées ont réitéré la nécessité d’évaluer la rentabilité des projets en matière d'énergie, pour leur permettre ainsi d’octroyer des prêts. Cette étude d’évaluation réduira la prime de risque tout en augmentant le nombre de prêts en faveur de l'électrification rurale. Des discussions avec les opérateurs, il en ressort que la rentabilité des projets des services d'énergie n'est actuellement pas évident. Ceci peut être lié aux tarifs, au nombre d'abonnés et/ou usagers et aux coûts de fonctionnement. Une étude détaillée accompagnée d’un business plan décrivant les retours sur les investissements dans chaque projet d’accès aux services énergétiques doit être établie afin de pouvoir attirer la mobilisation de capitaux privés. D’autres propositions sont: • Renforcer la qualité de la conception et des détails du projet • Réduire le temps entre la conception et l’exécution du projet • Réduire le temps d’exécution

7.2.3 Manque de Communication Le manque d'appréciation mutuelle des problèmes spécifiques rencontrés par les acteurs principaux est un frein à la participation efficace de tous. Il est évident qu’au cours des diverses rencontres que le FDE n'avait pas compris les problèmes des banques, tout comme les banques et les entrepreneurs ne comprenaient pas leurs problèmes respectifs. Il est recommandé qu’un plaidoyer soit développé impliquant des professionnels de la communication pour apporter une meilleure compréhension mutuelle au bénéfice de tous.

7.3. Les Principes de BOOT

La proposition d’établir un BOOT (Build, Operate, Own and Transfer) est de rendre le fermier financièrement responsable de l’exploitation du système en le liant au FDE (ou la COOPEL) tout en lui permettant d’approcher les institutions


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bancaires pour du financement à l’investissement et l’octroi de crédits de court terme. Ceci n’est possible que si les entrepreneurs ont un quasi droit de propriété temporaire du système que lui confèrerait un BOOT. La justification fondamentale du contrat BOOT (build, operate own and transfer) est de pouvoir construire et exploiter pendant une période un système énergétique de façon plus efficace que le secteur public pourrait le faire. Un contrat de BOOT garantit: • L’adéquation parfaite de la solution technique aux besoins à satisfaire, • L'utilisation optimale de subventions et d'allocations • des coûts de service très compétitifs par une gestion efficace. Il est toutefois à noter que dans la fin des années 90, des opérations BOOT se sont avérées moins performantes que la réalisation de ces opérations en régie SONABEL. Le contrat de BOOT doit donner des garanties et des mécanismes de contrôle avec une notification raisonnable au FDE lui permettant de contrôler à tout moment l'efficacité de gestion du système BOOT. Il doit également garantir que la subvention est judicieusement utilisée. Le contrat de BOOT doit proposer de primer la productivité de l’entrepreneur/fermier en lui accordant une marge supplémentaire par rapport à un certain nombre de critères (consommation spécifique, taux de recouvrement des factures, etc) ou en le pénalisant financièrement si ces critères ne sont pas atteints. La fixation de ces critères peut faire l’objet d’un bench-marking international ou régional. Le montage BOOT doit pouvoir être dépendant d'abord de la technologie appliquée. La première question à se poser est celle du financement d'un système ERD par un BOOT : • quel est l'apport en capital de l'entrepreneur ?

1.1. fonds propres et niveau de rémunération des fonds propres de l'entrepreneur (retour sur l'investissement propre)

1.2. prêts bancaires et coûts de l’emprunt (modalités d'allégement des coûts bancaires à envisager par un fond de garantie)

• quels types et quel niveau de subvention à accorder dans le cas d’un BOOT ? 1.3. subvention par raccordement effectué et principe ABR, c'est-à-dire

que la subvention est allouée quand le critère de satisfaction est atteint 1.4. subvention proportionnelle au coût total de l'investissement.

En phase d'exploitation, le BOOT doit préciser un certain nombre d'éléments permettant une gestion optimale du système et un coût plus bas possible : • coût de l'énergie (consommation spécifique dans le cas de systèmes diesels,

coefficient φ de tous les systèmes) • coûts de maintenance fixes et variables (cahier des charges de la


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maintenance) • coûts de structure (personnel, frais généraux) avec un benchmark national ou

régional • redevance viable à la COOPEL La réflexion sur les modèles BOOT est bâti sur l’exemple suivant, visant à approvisionner le même nombre d’abonnés (550 à terme) soit par une ERD raccordée au réseau ou par la construction d'un système isolé avec une centrale thermique Tableau 25 : Hypothèses utilisées pour la réflexion BOOT

Hypothèses coût MFCFA

Abonnés 550,0 0,05 /abonné Nb abon/km ligne 40,0 Nb km ligne BT 13,8 5,0 /km BT Nb transfo 33/0,4 100 kVA 3,0 4,0 /transfo. Nb transfo élévateur 200 kVA 1,0 8,0 /transfo. Nb km ligne HTA 4,0 8,0 /km HTA Puis. Appelée kW 145,2 0,4 /kW Tableau 26 : Investissement BOOT pour une solution centrale/ligne

Solution centrale

Solution ligne

Ligne MT jusqu’au poste de comptage -

p.m. 100% subvention

Poste de comptage IACT 10,0

Bâtiment de la centrale 10 MCFA p.m. 100% subvention

Centrale 38,1 Guichet 8,0 8,0 HTA 40,0 32,0 Réseau BT 80,8 80,8 Total entrepreneur 166,8 130,8 Raccordement 27,5 27,5 Total projet 194,3 158,3

Pour des tailles de localités équivalentes, le coût du projet avec centrale isolée qui sera pris en charge par l’investisseur BOOT est 23% plus élevé que celui d’un projet identique raccordé au réseau. Dans ce cas, le coût de la ligne de transport est entièrement pris en charge par l'État.


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7.3.1 Enjeux économique du BOOT Dans la situation actuelle, la COOPEL reçoit une subvention de 60% et un prêt de 40% qu’elle s’engage à rembourser après un différé de 3 ans sur une période de 7 ans. Ce prêt est remboursé sans intérêt. L’introduction d’un financement privé par un BOOT introduit des coûts financiers supplémentaires qui sont dans ce rapport ramenés à leur impact en coût moyen actualisé sur le prix du kWh. Tableau ?? : Montant à financer suivant la subvention actuelle

en MFCFA Solution centrale

Solution ligne

Subvention 60% 60% Subvention 100,1 78,5 A financer par l'entrepreneur ou à rembourser par la COOPEL 66,7 52,3 - fonds propre (35%) 23,4 18,3 - prêt bancaire 43,4 34,0

Les 40% du montant du projet seront financés sur fonds propres des entrepreneurs et par des emprunts bancaires dans le cas d’un BOOT ou seront remboursés par les COOPELS à partir de la 4ième année de fonctionnement. Avec un taux de subvention de 60%, le promoteur devra mobiliser 14,4 MFCFA supplémentaires pour un projet diesel que pour un projet équivalent ligne. L’hypothèse suivante est considérée pour estimer l’avantage comparatif d’un modèle par rapport à l’autre (BOOT versus COOPEL). Dans le cas d’un BOOT, on a supposé que le taux de raccordement est beaucoup rapide et prononcé que dans le cas du modèle COOPEL, comme illustré à la figure suivante. Figure ??: Taux de raccordement BOOT/COOPEL

L’intervention d’un privé aura pour effet primaire de permettre un raccordement au système plus massif et plus rapide au système de façon que 70% des abonnés soient raccordés en première année, contre 40% dans les modèles COOPEL. En 10ième année tous les abonnés potentiels BOOT sont raccordés, tandis que 80% seulement le sont dans un système COOPEL.

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

An1 An2 An 3 An 4 An 5 An 6 An 7 An 8 An 9 An10

Taux deraccordement raccordementCOOPEL


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En termes de coûts financiers : • Dans la solution BOOT on a considéré :

1.5. un rendement de 20% sur l’apport en fonds propre du promoteur 1.6. le recouvrement total de l’apport en fonds propre du promoteur 1.7. le remboursement du prêt bancaire sur 7 ans avec un différé de 3 ans.

• Dans la solution COOPEL on a considéré : 1.8. le remboursement des 40% sur 7 ans après la période de grâce de 3

ans En termes d’avantages liés à un meilleur profil de raccordement des abonnés on a considéré : • le coût de la redevance du fermier par kWh vendu, la redevance du fermier

étant fixé à 4 millions de FCFA par an. • l’impact du nombre d’abonnés sur les dotations aux amortissements ramené

en FCFA/kWh Les hypothèses et les calculs sont donnés dans les annexes 4, 5, 6 et 7. Comme indiqué dans le tableau ci-après, la solution BOOT génère des surcoûts financiers de 8 à 10 FCFA/kWh, par contre elle permet par une mobilisation plus rapide du marché de répartir les coûts de rémunérations du fermier et de dotations aux amortissements sur beaucoup d’abonnés et de consommation, permettant une réduction du prix du kWh de 13 à 18 FCFA. Tableau ??: Evaluation des impacts financiers d’une solution BOOT comparée à une solution « financement COOPEL traditionnel »

Coût financier FCFA/kWh

Amort. et gestion FCFA/kWh

Côut financier du montant hors subvention BOOT COOPEL Diff BOOT COOPEL Diff

Avantage BOOT/COOPEL

FCFA/kWh 60% de subvention ligne 33,1 25,3 7,7 35,1 47,9 -12,8 -5,1

60% de subvention diesel 42,2 32,3 9,9 49,4 67,5 -18,1 -8,2 En conclusion la solution BOOT semble présenter un avantage pour le consommateur par une réduction du prix du kWh de 5 à 8 FCFA. Cette solution devrait permettre de : • financer tout de suite et avec une plus grande sécurité 40% plus de projets

par la mobilisation de fonds privés ; • avoir une gestion efficace et professionnelle des ERDs par des

professionnels avec un taux de raccordement beaucoup plus rapide que celui des COOPELs

• créer un lien de confiance entre la Banque et l’entrepreneur lui permettant de mobiliser régulièrement les fonds nécessaires aux extensions de réseau.


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Toutefois, les banques auront besoin d'une ligne de crédit qui leur permettra de prêter sous les conditions considérées dans les hypothèses. Les banques auront aussi besoin d'une garantie des bailleurs de fonds pour avaliser ces emprunts. Ce que l’on constate est que pour un niveau de subvention de 60%, le besoin d'investissement de l'entrepreneur pour un système diesel est de 23% plus élevé que pour un projet ligne d’un marché équivalent. Comme tenu des difficultés techniques et financières inhérentes à la gestion des systèmes diesel, le risque que les entrepreneurs se désintéressent des projets diesel est réel. Pour cette raison, une différenciation possible de la subvention plus importante pour les systèmes « diesel » que pour les systèmes « ligne» est proposée à la discussion. (ceci dans l'hypothèse où la ligne de transport est toujours entièrement prise en charge par l’Etat) Deux modèles de subventions sont envisageables: • une subvention fixe par abonné raccordé au système • une subvention proportionnelle appliquée au montant total du projet. L’exemple donné par le tableau suivant prend comme point de départ la situation actuelle d’une subvention de 60% accordée à une solution « ligne » Tableau 27 : Deux modèles de subvention du BOOT I) Subvention max par abonné raccordé Subvention 0,208 0,143 MCFA/abonné Subvention 114,5 78,5A financer par l'entrepreneur 52,3 52,3- fonds propre (35%) 18,3 18,3

- prêt bancaire 34,0 34,0

Dans ce cas le montant de la subvention accordée par abonné raccordé varie de 143.000 FCFA pour un abonné « diesel » à 208.000 FCFA pour un abonné « ligne » - (ABER)

II) Subvention en % de l'investissement

Subvention 69% 60% Subvention 114,5 78,5A financer par l'entrepreneur 52,3 52,3- fonds propre (35%) 18,3 18,3

- prêt bancaire 34,0 34,0

Ici, le taux de subvention passe à 69 % pour les solutions diesel permettant d’aligner le niveau de financement privé à 52,3 MFCFA pour les deux technologies.


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La durée du BOOT reste à discuter de 12 ans à 15 ans, dont 1 à 2 ans pour la période de construction. Le rendement des fonds propres est de l’ordre de 20%, le prêt bancaire complémentaire est calé sur une période de 10 ans avec un intérêt de 12%, remboursable en 7 ans avec un moratoire de 3 ans sur le principal.

7.3.2 Le Coût d’Exploitation La structure du coût d’exploitation sera établie sur la base d’un benchmarking des différents coûts assurant une gestion efficace et efficiente du système au profit des bénéficiaires, car l’entrepreneur ne doit pas faire que des profits marginaux sur l’exploitation en fonction de sa performance. Son gain financier est assuré par le rendement de son investissement

7.3.3 La Rémunération des COOPELs Ce cas de figure correspond à celui d’une COOPEL qui a assumé l’établissement de son système dans le cadre du financement actuel pour lequel son fermier est un prestataire de service et qui souhaite passer un véritable contrat d’affermage par lequel le fermier prend une véritable responsabilité de gestion et d’investissement dans les investissements. Le contrat pourra être passé sur une durée de 10 ans avec un niveau d’investissements défini pour densifier et étendre la couverture du service. La COOPEL est toujours redevable des remboursements correspondant à tout ou partie des 40% sur lesquels elle s’était engagée. Le contrat d’affermage devra assurer la poursuite du remboursement des 40% avec éventuellement un rééchelonnement de la dette avec le FDE et une contribution du fermier au fonctionnement démocratique de la COOPEL (1à 2 MFCFA/an).

7.4. Financement dans le domaine de l’ERD Les types d'énergie (solaire, hydraulique, générateurs diesel) au Burkina Faso exigent chacun un mode différent de financement selon son stade de développement. Les entreprises ERD et les entreprises Non-ERD exigent également chacune un mode de financement différent. Toutefois, c’est le type de l’institutionnel de mise en œuvre qui conditionne le mode de financement: • L’organisation par les COOPEL • L’intervention des privés • La satisfaction individuelle des services énergétiques par le crédit-équipement

ou la société de services énergétiques. Toutefois pour assurer le succès, les instruments financiers appropriés doivent être disponibles le long du cycle pour les entrepreneurs. Le schéma 17 ci-dessous indique le cycle de financement pour l’entrepreneur.


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Finance Continuum for Energy

Research & DevelopmentCost

Construction/InstallationCost

OperationsCost

ConsumerFinance

Catégorie des coûts Recherche & Développement Préparation du Programme Etude de faisabilité Projet détaillé Dossier d’appel d’offre Plan d’affaire Construction/Installation Equipement Génie Civil Main d’œuvre Coût d’exploitation Salaires Entretien des installations Renouvellement des Equipements Carburant & Huile/ Achat électricité Finance Consommateur Financement du coût raccor-dement, installations électriques et achat d’équipements électriques

Figure 17: Cycle de financement pour l’énergie

7.4.1 Financement actuel de l’ERD La Figure 18 ci-dessous indique le cycle de financement actuel pour les entrepreneurs ERD.


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COOPEL

MOOD/ACA Entrepreneur

FDE

soutenir et le conseil Le contrat de construction de réseau d'électricité et de

contrat d'exploitation

Le contrôle de travail

100% 40%

Figure 18: Cycle de Financement Actuel de l’ERD au Burkina Faso ; Phase de Préparation du Projet Des fonds pour la phase de préparation du projet sont habituellement obtenus auprès des bailleurs de fonds et auprès du FDE. Ils couvrent les frais liés à l’étude de faisabilité, à la conception du projet, à la formation des coopératives d’électricité (COOPEL), au dossier d’appel d’offre et au montage financier du projet. Les frais de conception de l’étude de l’étude de faisabilité au dossier d’appel d’offre sont couverts par le FDE. Phase de Construction/Installation Le financement pour cette phase est apporté par les bailleurs de fonds et par l’Etat. Cependant, on constate un déficit de financement pendant la phase de construction et d'installation, qui constitue un goulot d'étranglement important dans l'exécution des travaux et provoque des retards importants. Ce qui est caractéristique de l’échéancier des décaissements est que le décaissement d’avances et d’acomptes suivant le contrat se fait au rythme de l’avancement des travaux et sur la base d’un rapport du consultant MOOD/ACA. Les flux et déficits financiers pour l’option thermique et l’option interconnexion en francs CFA sont présentés dans le tableau 23. Les besoins en financement durant la phase de construction se compose comme suit : • Coût de mobilisation du matériel et de la main d’œuvre et installation du

chantier • Coût d’acquisition du matériel à installer • Coût du génie civil (bâtiment, fondation de poteaux) • Coût de l’étude d’exécution • Coût de la main-d’œuvre • Coût de gestion du chantier (carburant, électricité, eau, gardiennage,

amortissement du matériel de chantier) • Coût de démobilisation


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• Coût financier • Marge de l’entrepreneur (bénéfices, provisions à la consolidation de

l’entreprise) Le décaissement selon l’avancé des travaux est également illustré dans le tableau 23 L'importation des équipements exige que l'entrepreneur ait les fonds pour établir le crédit documentaire. Cependant, le coût des matériels et équipements importés est beaucoup plus élevé que les 20% d’avance de démarrage. Le coût du matériel importé est estimé à environ 60%. Par conséquent les entrepreneurs sans fonds de démarrage ont la difficulté à rassembler les fonds nécessaires en vue de constituer le crédit documentaire, ceci causant ainsi des retards et des blocages dans le programme. Table 23: Flux de Financement (en milliers de FCFA)

FCFA'000

Coûts Centrale Diesel Décaissements Gaps

Raccordé au réseau MT Décaissements Gaps

Caution de soumission

(1,200) (1,200)

Travaux de génie civil

(18,000)

12,000

(6,000) (12,000) 12,000 -

Installation (72,000)

24,000

(54,000) (84,000) 24,000 (60,000)

Main d’oeuvre

(18,000)

24,000

(48,000) (9,600) 24,000 (45,600)

24,000

(24,000) (14,400) 24,000 (24,000)

Autres (12,000)

24,000

(12,000) 24,000 (12,000)

12,000

- 12,000 -

Totale (120,000)

120,000 (120,000) 120,000

* Source: Saliou Tall FDE

Tableau 24: Décaissement d’avances des frais de construction

Niveau d’avancement des travaux Nombre de mois après signature du contrat

Pourcentage Décaissé (%)

Mobilisation 1 mois 10 Etablissement du crédit documentaire 2 à 3 mois 20 Apres 40% d’achèvement 6 mois 20 Apres 60% d’achèvement 8 mois 20 Apres achèvement des travaux 9 mois 20


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Retenu Payé si au bout d’une année, aucun vice de construction n’est décelé.

21 mois 10

Source: Saliou Tall – FDE

7.4.2 Déficit de financement de la phase de construction Le principal déficit de financement est lié à la phase d'acquisition et d'installation où les frais d'établissement du crédit documentaire, de construction et de main d’œuvre sont enregistrés. Ce déficit de financement peut être comblé par un prêt relais à court terme des banques à la condition qu’elles aient l’assurance que:

a. il y a une source de garantie assurant le remboursement

b. il y a une marge pour couvrir

i. la marge de la banque

1. coûts du prêt -fixes et non négociables

2. coûts de transaction - fixes et non négociables

3. risque de défaillance de l'entrepreneur -négociable

4. marge de la banque négociable

ii. la marge de l'entrepreneur

c. l’entrepreneur peut exécuter le travail avec succès

On estime que l'importation des équipements s'élève de 60% à 70% du coût total du projet. Avec la bonne collaboration du FDE, des banques et des agences bilatérales et multilatérales. Ce déficit de financement devrait pouvoir être réduit au minimum. Nous avons décrit ci-dessous les avantages et les inconvénients de cinq options possibles de financement tampon ou relais de la phase de construction.


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Figure 19: Cinq Options Possible pour le financement

Option 0: Situation actuelle

Les problèmes lié au maintien de la situation actuelle qui place l’entrepreneur comme l’acteur principal du financement court terme de construction par le nantissement du contrat et le jeux des garanties bancaires sont : • L’inefficience ou frilosité du système bancaire • La faible surface financière des entrepreneurs locaux • Le fait que 100 % de financement assuré par le FDE ne résolvent pas les

questions de financement à court terme. Avantages: • Entrepreneurs entièrement responsables de la procédure d’acquisition. Inconvénients: • Les entrepreneurs sans ressources financières sont désavantagés. • Coûts élevés de l’emprunt pour les entrepreneurs. • Risques entièrement portés par les entrepreneurs. • Les transactions directes avec les fournisseurs pourraient conduire

- A la prise de marge par des entrepreneurs sur les équipements


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- A des retards dans l'installation - En l'absence de crédit documentaire, les fournisseurs peuvent

manquer à leurs obligations.

Option 1: Centrale d’achat sous la supervision du FDE ou d’une Agence d’exécution Pour cette option, une centrale d'achat importe sous forme d’achat groupé tous les équipements nécessaires au projet et les place dans un entrepôt. Les équipements sont alors livrés aux entrepreneurs au gré de ses besoins. Ces achats se font sous la supervision du FDE ou de l’Agence d’exécution pour le FDE Avantages: • Baisse les coûts dus aux ristournes pour des achats en grande quantité. • Elimination du coût d'intérêt sur le crédit documentaire. • Elimination de la possibilité de prise de marge par les entrepreneurs sur le

matériel livré • Aide aux entrepreneurs qui ont des difficultés à établir des crédits

documentaires • Accélération de la phase de construction. Inconvénients • Le risque financier est porté seul par le FDE. • Des coûts supplémentaires pour le stockage, la gestion des stocks, le

remplacement du matériel défectueux, le vol et les frais généraux • Les interventions du milieu bancaire sont exclues d’une grande partie des

investissements • Il n'est pas de possibilité d'exploiter les opportunités du marché à court

terme • Pas de flexibilité pour les entrepreneurs de faire des offres plus intéressantes

en utilisant du matériel des solutions alternatives, puisque seul le coût du montage reste en lice.

• Problèmes possibles avec la garantie d'équipement (expiration de garanties) • L’impartialité du choix du projet d'ERD est beaucoup plus exposée aux

pressions politiques s'il y a des stocks d'équipements.

Option 2: Le FDE couvre les frais du crédit documentaire Dans cette option, le FDE assure par l’obtention de crédits documentaires d'importations du matériel pour le compte de la COOPEL. Cela assure que les équipements arrivent à temps et sont de bonne qualité. Le FDE organise avec la banque, la douane et le bénéficiaire le CREDOC sur la base des spécifications de l’entrepreneur de façon que le matériel nécessaire à la réalisation d’un projet soit livré directement sur le site du bénéficiaire et au nom du bénéficiaire. . Avantages:


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• Assiste les entrepreneurs qui ont des difficultés à établir des crédits documentaires

• Accélère la phase de construction. • Les crédits documentaires s'assurent que les équipements importés

respectent les normes et standards et que les fournisseurs ont rempli leurs obligations. Mais le FDE doit s’assurer contractuellement que le gardiennage, l’entrepôt et la garantie des équipements est celle de l’entrepreneur jusqu'à la réception définitive du système au risque alors d’endosser toute la responsabilité de la qualité des équipements.

Inconvénients : • Le risque est porté en grande partie par le FDE • L'intervention financière de la banque est limitée seulement à l’acquisition.

Option 3: Intervention des Banques à travers le renforcement des crédits

I. Ligne de crédit

Les fonds d’investissement sont utilisés comme ligne de crédit même pour les travaux. Un effet conjoint de fonds publics et privés est fait pour apporter des conditions de financement avantageuses aux emprunteurs. En fait, cette approche a pour but d’amener progressivement les banques à considérer l’ERD comme un secteur bancable et de favoriser à terme le développement de produit bancaire. Pour créer, un climat de confiance du milieu bancaire par rapport au financement ERD, un environnement fiscal incitatif accompagné d'un programme de renforcement des capacités managériales de la profession pourra être initié. L’intervention du bailleur ou du FDE pourrait être soit sous forme d’octroi de lignes de crédits ou soit de fonds de garantie. Une procédure de gestion de ces lignes budgétaires est établie définissant les niveaux de garanties assumés par le bailleurs/FDE ouvrant ces lignes de crédits et les entrepreneurs. Avantages : • Des entrepreneurs seront assurés pour obtenir un crédit • Le taux d'intérêt des prêts octroyés aux entrepreneurs est réduit • Le financement n'est pas limité à l’acquisition des équipements seulement

mais pourrait aussi s’étendre aux autres coûts comme ceux liés à la main d’œuvre

• Le risque financier ici est porté principalement par le FDE/Bailleurs de fonds

Inconvénients : • Le risque n'est pas également reparti, les banques ne prennent pas de risques • Des banques ne seront pas entièrement engagées car elles ne gèrent que des

lignes de crédits qui leur sont confiés, sans engager leurs propres ressources.


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II. Financement sur ressources bancaires contre une garantie du FDE

Les banques accordent des prêts sur leur fonds propre contre une pleine garantie du FDE/Bailleur de fonds. Avantages : • Le coût du risque de non remboursement est supprimé dans le calcul de taux

d’intérêts. • L’engagement des banques est consolidé. • Les garanties supplémentaires de l'entrepreneur ne sont plus nécessaires. • Le rôle des banques est complètement assuré dans la phase de construction

(acquisition des équipements) • Les banques gagneront la faveur du gouvernement et la bienveillance des

bailleurs de fonds. • L'intervention des banques consolidera la crédibilité des projets ERD auprès

des bailleurs de fonds et sera de nature à inciter ces derniers à apporter des appuis renouvelés dans ce sous-secteur.

• Le risque financier est mieux reparti entre le FDE/bailleurs de fonds, les entrepreneurs et les banques.

Inconvénients • L'engagement des banques reste toujours limité.

III. Mélange de I) et de II): Le prêt assisté par les bailleurs de fonds appuyé par une garantie de prêts

Avantages: • On élimine le coût de l'emprunt de banque et du risque lié au crédit. • Seul les frais liés aux commissions seront perçus par les Banques Inconvénients • L'engagement et les efforts des banques pour gérer le portefeuille seront

réduits. • Le véritable coût commercial de l'emprunt est caché

Option 4: Utilisation de papiers commerciaux pour le financement de la phase de construction

Au Burkina Faso, le règlement de dettes commerciales peut se faire sur la base de : • Billet à ordres, pour lesquels la responsabilité de la Banque est engagée • Lettres de change, pour lesquelles la responsabilité de la banque n’est pas

engagée.


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Ces papiers commerciaux sont théoriquement applicables aux dettes commerciales. Toutefois, il n’y a pas une grande tradition de les utiliser et pas sur des projets de type ERD qui rentrent difficilement sous la rubrique dette commerciale. Il n’y a également peu ou pas d’opérateurs bancaires ou non bancaires rodés à ces mécanismes.

Cinq options envisageables pour le financement de la phase de construction • Maintenir le statu quo. La procédure/taux de décaissement actuel du FDE

n'est pas une bonne option, si l'objectif est d'améliorer la situation actuelle. Ce système engendre des retards et des coûts élevés des intérêts et des équipements.

• Une centrale d'achat pour l'ensemble des équipements requis pour les projets ERD est au service du FDE pour l’acquisition du matériel nécessaire au matériel du programme ERD. Sur le plan des avantages, le fait de traiter directement avec les fabricants pourrait conduire à des prix réduits (prix d’achat groupé) avec la possibilité des ristournes. Le coût d'intérêt sur le crédit documentaire est aussi éliminé. Seule la commission de transfert est perçue. Il y aura éventuellement des économies sur les coûts de transport en raison des grandes quantités. Cette option élimine les perspectives de prise de marge par les entrepreneurs sur les équipements et il sera de nature à réduire les retards. L’inconvénient de cette option est qu’elle retranche des interventions de financement bancaire le volume lié à l'achat d'équipement. En outre, il y aura des coûts supplémentaires directs et cachés pour le stockage, la gestion des stocks, le vol et les frais généraux. Le risque de défaillance de matériel à la mise en service est le risque d'obsolescence des matériels trop longtemps entreposés et est à la charge du FDE. De plus, cette option ne donne aucune flexibilité à l'entrepreneur de proposer des solutions alternatives à moindre coût. Les entrepreneurs ne faisant que du montage n'auront pas la possibilité d'étendre rapidement leur surface financière et resteront coincer dans leur situation actuelle par rapport aux banques.

• Le FDE facilite l’importation, quand besoin il y a, des équipements pour le compte des COOPELs en facilitant et garantissant l’établissement de Crédits Documentaires pour les COOPELs, sur la base des caractéristiques données par l’entrepreneur. Selon la façon dont ceci est planifié, l’ERD peut toujours tirer bénéfice des ristournes liées aux achats groupés. Les coûts liés au stockage, à la gestion des stocks, au vol et les frais généraux sont éliminés. Mais il faut que contractuellement la responsabilité des entrepreneurs soit engagée pour le gardiennage pendant la période d’installation du matériel. Cette option limite les interventions de financement bancaires le volume lié à l’acquisition de matériel et d’équipement.

• Interventions des banques


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Les bailleurs peuvent soit fournir des lignes de crédit, soit servir de garanties pour les crédits, ou combiner les deux. Cette option est recommandée car étant la plus souple. Ceci aura pour effet d’inviter les banques à s’intéresser au secteur de l’ERD et la couverture des risques financiers liés à sa mise en œuvre en finançant les entrepreneurs privés du secteur de l'énergie, avec l'espoir qu'ayant financé avec la garantie du Fond de Développement de l’Electrification, la banque sera plus informée pour prendre tout ou partie du risque financier à l'avenir. Conditions concernant les emprunteurs: Cette intervention de banques se fera sur la base d’une procédure établie entre les institutions bancaires, le FDE, les bailleurs et le syndicat des entrepreneurs avec des conditions stricts pour les banques et pour les emprunteurs d’utilisation de la facilité pour s'assurer que les fonds ne sont pas mal utilisés. Une certaine forme de garantie supplémentaire doit être fournie par les clients. L’idée ici est d’éviter que cette facilité soit considérer comme de l’argent gratuit. Autrement, les banques et les emprunteurs pourraient abuser de cette opportunité et on aurait rien gagné.

• L’utilisation d’intermédiaires financiers non-bancaires par l’émission de billets à ordres ou de lettre de change ne sont pas considérés comme une solution envisageable pour le financement de l’ERD

Ajouter la possibilité de financement par CFE des Caisses populaires (surtout pour les PTR et PV) Saliou Tall 4.2.3 Phase d’exploitation Recettes et dépenses de fonctionnement Les recettes d'exploitation proviennent des tarifs et redevances des usagers et des subventions sur le carburant, selon le type d'énergie employée. Les tarifs et les redevances des usagers sont fixés par les COOPEL. Les recettes sont fonction des tarifs, du nombre d'abonnés et du taux de recouvrement des redevances. Les coûts d’exploitation incluent : 1. Coûts d'exploitation directs et indirects (honoraires au « Fermier », huiles

lubrifiantes, carburant et/ou aux coûts d'achat d’électricité, gestion technique et financier).

2. Remboursement des 40% au FDE.

3. Les extensions de réseau pour le raccordement de nouveaux abonnés. Ces raccordements permettent de réduire le coût unitaire d’exploitation.


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7.4.3 Déficit de financement de l’exploitation Les principaux coûts opérationnels sont l’achat du diesel ou le règlement des factures SONABEL, les coûts d'entretien, les rémunérations prévues aux contrats, les frais généraux et les marges. Deux situations peuvent donner lieu à des déficits de financement :

a. Quand les tarifs ne couvrent pas les coûts opérationnels. Les tarifs fixés par les COOPEL sont calculés pour pouvoir couvrir les coûts d'exploitation fixes et variables, le remboursement de la dette et certaines provisions aux réinvestissements. Ce type de tarif crée structurellement des déficits de gestion dans la phase de construction du marché. Comme le nombre d'abonnés initiaux reste relativement bas, la partie fixe de la rémunération du fermier correspondant à ses coûts de structure (deux employés, consommables de bureau, transport) ne peut pas être couverte par le tarif et crée ainsi un déficit de trésorerie au cours des premières années. Le report automatique sur le tarif d'un paiement mensuel de 400.000 FCFA à un fermier correspond, pour un nombre moyen d'abonnés de 150, à 2700 FCFA/mois ou 80 FCFA/kWh, ce qui n’est pas réaliste dans une période de développement du marché.

b. Manque provisoire de trésorerie, quand les recettes ne sont pas synchronisées avec les dépenses. Avec une bonne gestion de la trésorerie, cette situation devrait être minimale. Cependant il y a eu des cas de non-paiement aux entrepreneurs qui soulèvent des questions sur les capacités de gestion de la trésorerie des COOPEL aussi bien sur la viabilité du programme dans son ensemble.

1. Remboursement des 40%

Il y a les questions sérieuses sur le remboursement des 40% au FDE. Aucune des COOPEL n'a commencé à rembourser cet emprunt. Ceci soulève clairement des interrogations quant à la capacité et à la volonté réelle des COOPEL à rembourser cette dette. Cette situation exige davantage de recherche. Deux problèmes majeurs liés au remboursement du prêt sont: • la fiscalité appliquée jusqu'en 2007 (TVA Sonabel, fiscalité des carburants) a

rendu impossible le remboursement du prêt par les COOPEL • Pour les COOPEL reliés au réseau national, ce remboursement devrait être

possible si elles parviennent à effectivement collecter les redevances auprès des usagers. Le fait que les COOPEL ne soient pas capables de rembourser l'emprunt est lié au non-paiement des factures par les usagers. Le remboursement des prêts s'accumule dans les créances clients qui au fil des années sont difficilement recouvrables. Généralement on peut craindre qu'il y ait un manque de volonté pour rembourser les 40%, car les COOPEL comparent leur situation à celle de la SONABEL d’une part et leur capacité


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de remboursement est sérieusement entamée par le volume des factures impayées.

2. Augmentation du nombre d’abonnés

On s'attend à ce que les COOPEL engendrent suffisamment de recettes en vue d’étendre leurs services à plus d'abonnés. Il y a des cas de succès mitigés. Tandis que certaines COOPEL ont pu accroître le nombre d’abonnés, d'autres ne l'ont pas. Généralement les COOPEL ont utilisé la part du budget dévolue aux imprévus pour faire les extensions. Dans la majeure partie des cas, l’extension n'a jamais apporté un nombre significatif de nouveaux abonnés. Sous le financement DANIDA, les COOPELs ont reçu des fonds pour préfinancer les branchements qui incombent aux abonnés. Après trois années, la plupart du fonds de branchement est remboursé et peut préfinancer de nouveaux raccordements. La fiscalité défavorable de l'ERD jusqu'en fin 2007, le déficit de trésorerie et les compétences des COOPEL en comptabilité ont souvent occulté cette possibilité.

Financement des déficits de trésorerie Pour que les banques interviennent au financement de la trésorerie, ils exigeront de voir la tendance financière pour leur permettre d’évaluer les montants et les échéanciers de financement requis. Les 3 ans de différé accordé aux COOPEL pour le remboursement des 40% est une occasion pour les COOPEL de prouver leur capacité de gestion banques et afin d’acquérir leur confiance en matière de financement. C'est la période où ils n'ont pas le fardeau pour rembourser le prêt et ils peuvent profiter pour établir leur marché. Les entrepreneurs/fermiers devraient passer toutes leurs transactions par les banques et développer un bon rapport avec elles. Les banques connaîtront alors leur projection financière et pourront alors évaluer leurs besoins momentanés de financement de trésorerie. Les grandes banques qui n’ont pas de filiale en milieu rural, devront s'appuyer sur les petites banques et les établissements de micro crédits pour générer plus de crédits disponibles dans les zones rurales. Cela peut se faire en accordant des prêts aux établissements de micro crédit, réduisant ainsi leur coût de transaction, étalant les risques et les profits et apportant une meilleure efficacité dans l’approvisionnement du service.

7.4.4 Phase des Consommateurs / Usagers Pour être consommateur d'électricité, il faut pouvoir disposer d'un certain nombre d'équipements adaptés à ses besoins domestiques et commerciaux. L'acquisition des appareils électriques constitue une première barrière à l'augmentation du nombre d'abonnés. Le crédit-équipement, les prêts, la simple location, les redevances pour services énergétiques sont les mécanismes les plus communs pour financer les appareils électriques auprès des utilisateurs. Les prêts aux usagers ou le financement par crédit-bail reviennent aux institutions financières de la place. Toutefois, les solutions de location ou de redevances pour services énergétiques peuvent être


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gérées par les entrepreneurs/fermiers avec l'assentiment ou l'approbation des COOPELs. Le crédit-vente permet aux entrepreneurs de financer les transactions avec des usagers et est habituellement à court terme (3 à 12 mois). Le modèle du crédit à l’usager (ou microcrédit) est peut-être le moyen le plus développé pour faciliter l’achat d’équipements électroménagers. Ce qui est déjà fait par les Caisses Populaires. Des prêts sont accordés pour l'acquisition d’équipements et sont normalement garantis par les associations ou les membres solvables du village. Dans le cas du RCPB, le demandeur doit respecter un certain nombre de clauses d'ancienneté pour obtenir un crédit La solution « remboursement progressif sur la facture leur énergétiques » est une approche qui réduit le paiement à l’avance de l'équipement et ainsi le rend accessible. Dans le cas des raccordements, cette solution favorise le raccordement plus rapide de la clientèle sur le réseau. Le coût d'équipement est intégré dans la facture de l’abonné. Comme le remboursement est lié au paiement de la facture, une défaillance de l’abonné à payer ses factures conduit également au non remboursement du prêt. Cette solution exclut tout prêt bancaire. Le modèle du crédit-équipement dont des paiements forfaitaires périodiques flexibles, sur la base des capacités financières de l’usager sont très souhaitables. En principe, chacune des 12 banques au Burkina Faso, chacune des 5 compagnies de crédit-bail et tous les établissements de microcrédit sont éligibles pour participer au financement des usagers mais actuellement, seulement les institutions de micro crédit/caisse populaire sont mieux placées pour offrir efficacement ce service en raison de leur large couverture.

7.5. Financement dans le domaine de la pré électrification

Sous la rubrique Services Energétiques de Base NON-ERD on peut rassembler les plateformes multifonctionnelles (PTMF), le photovoltaïque solaire, la production de foyers améliorés, le service de gaz butane. Les coûts initiaux peuvent être majoritairement supportés par les bailleurs de fonds dans le cas de montages ne mobilisant pas le crédit bancaire ou par l’institut de crédit dans le cas contraire. On peut distinguer entre : • Service énergétique « Fee-for-service » avec les équipements appartenant et

étant entretenus par une personne tierce. • Services de crédit-équipement, avec possibilité de devenir propriétaire de

l'équipement à la fin du crédit. Ici il y a donc deux approches envisageables : • une approche centralisée requérant la préparation d'un « projet » d'un


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promoteur et l'établissement d'une organisation gestionnaire du service énergétique

• une approche plus commerciale, ou la relation privilégiée entre l'utilisateur et le fournisseur d'équipements (PV-gaz-foyers améliorés) est favorisée par l'installation d'un crédit et d'une prise de risque par une institution financière

La Figure 20 illustre les coûts :

Finance Continuum for Energy

Research & DevelopmentCost

Construction/InstallationCost

OperationsCost

ConsumerFinance

Figure 20 : Cycle financier : NON-ERD

7.5.1 Phase de Préparation du Projet Les entreprises NON-ERD s'intéressent habituellement à la fourniture d'électricité à petite échelle, l'acquisition d'équipements de cuisson etc. Les études de faisabilité et de planification sont nécessaires pour définir le marché de ces services, la solvabilité des utilisateurs et le mode de gestion ou d'accès le mieux approprié. Des fonds pour promouvoir des entreprises et financer le capital de départ peuvent être fournis par les bailleurs de fonds/donneurs pour permettre aux entrepreneurs de transformer leurs idées innovantes en business.

7.5.2 Phase de Construction/Installation Mis à part les entrepreneurs qui développent leurs projets sur fonds propres, les coûts des équipements sont généralement supportés par les bailleurs et les bénéficiaires. L’analyse des modèles de financement actuel démontre qu'il y a un déficit de financement que les banques locales peuvent combler. Les banques locales en collaboration avec des établissements de microcrédit doivent considérer sérieusement ce créneau pour les PTR et le PV en utilisant les propositions d'amélioration de crédit semblables comme proposé ci-devant pour le programme d'ERD. Dans le cas des projets PTMF, le prix des peut-être acteurs à la condition de couvrir 40 % des coûts. Les bénéficiaires (groupements féminins et PTMF, acquéreur de systèmes PV avec les modalités de types FONDEM I ou II) contribuent également au financement dans une fourchette de 6 à 20 % suivant le type de projet.


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7.5.3 Phase d’exploitation Pour les services énergétiques, le tarif doit pouvoir couvrir l'ensemble des coûts d'exploitation, toutefois en prenant en compte les subventions disponibles par la réglementation actuelle. (Subvention sur le gasoil pour les PTR). Dans le cas de services énergétiques PV, il est important que le coût de maintenance inclut les lampes ou les batteries qui peuvent être considérées comme des conditions critiques d’une utilisation continue du service et donc de la pérennité du payement de la redevance. Des mesures particulières de contrôle doivent être prises lorsque l’on inclut les batteries dans un tel système (fraudes, autres utilisations de la batterie) Pour les systèmes crédit-ventes sur trois ans de kits solaires, il serait pertinent que les organismes de crédit inclut une épargne-maintenance dans le crédit initial ou des formules épargne-maintenance permettant l'octroi d'un prêt pour de grosses réparations. Dans le cas des PTR des PTMF, il est important que l'opérateur privé ou communautaire (groupements féminins ou COOPEL) puisse justifier sa demande d'emprunt pour grosses réparations, l’achat de nouveaux agrégats ou pour l’extension du réseau par des résultats comptables et financiers performants et convaincants avec éventuellement une épargne logée dans l’institut où ils solliciteront le crédit.

7.5.4 Financement de l’usager/consommateur Les arguments avancés ci-dessus pour le financement de l'usager dans les services ERD s’appliquent également au financement de l'usager dans les services non-ERD. L'acquisition des appareils électriques constitue une première barrière pour l'augmentation du nombre d’abonnés. Ici également, les Caisses Populaires sont déjà impliquées quoique sur une échelle plutôt limitée. Le modèle du service énergétique et le modèle du crédit-équipement pour les usagers/consommateurs sont ébauchés ci-dessous :


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Service énergétique & et modèle du contrat-bail

Fournisseur/Entrepreneur

Institution Financière /Créancier

Débiteur

Apporte le financement

Paiement du crédit ou frais d’usager

Livraison d’ équipement/d’énergie

Figure 21 : Schéma d’un modèle du crédit-équipement dans le secteur énergétique Caractéristiques 1. Le risque lié à la valeur résiduelle et à l’obsolescence en cas de reprise de

l'équipement est porté par l'institut financière. Elle en tiendra compte dans le calcul des redevances liées aux contrats de crédit-bail.

2. Coût d’entretien et de remplacement

Le modèle du service énergétique inclut l’entretien dans les redevances payées par l'usager. Il est par conséquent essentiel que les frais de maintenance adéquats et équitables soient déterminés et incorporés dans la facture de l’usager. Il est également nécessaire d’inclure les frais de maintenance et de remplacement pour assurer la viabilité à terme du programme. Un appui technique en termes de formation peut être donné aux entrepreneurs pour la formation du personnel de maintenance. L'achat d'équipements standardisés ou labellisés est fortement recommandé, pour en faciliter l’entretien, la disponibilité des pièces de rechange et l’obtention des remises. Pour le photovoltaïque solaire, les frais d’assurance vol doivent être incorporés dans les coûts. Le modèle de service énergétique est très bien adapté aux services d’énergie pour lesquels les coûts initiaux en capital sont élevés. Le paiement périodique en fonction de l’usage du service fait qu’il devient abordable. Les principes de services prépayés ou de règlement forfaitaire sont également adaptés. Le risque de non-remboursement incombe aux institutions financières et le service peut être interrompu pour faute de paiement.


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1. Pour le crédit-bail, la responsabilité de maintenance et de remplacement incombe au bénéficiaire. L’expérience montre que les bénéficiaires de ce service dépensent moins en maintenance. Lorsque la participation financière des usagers est adéquate, la motivation pour l’entretien est plus élevée que lorsque leur contribution est minimale. Pour le crédit-bail, il est donc recommandé soit un contrat de maintenance séparé avec les fournisseurs de services, soit une épargne-maintenance qui sera activée en cas de besoin. L’octroi du crédit-bail doit être conditionné par un contrat de maintenance. C’est souhaitable que le coût de maintenance pendant la durée de vie de l’équipement soit connu de l’utilisateur et inclus dans les modalités d’accès du crédit.

2. Le crédit-bail ou le crédit vente est idéal quand la question de propriété et la commodité de l’utilisation sont très importantes pour l’usager. C’est aussi souhaitable que l’utilisation individuelle et personnalisée soit requise, comme dans le cas des équipements électroménagers.

3. Le risque lié à la valeur résiduelle et à l’obsolescence en cas de reprise de l'équipement après la défaillance de l'usager est supporté par l'institut financier. Les équipements ont des valeurs résiduelles très variables. Les financiers doivent se mettre d'accord sur un certain nombre de principes permettant d'intégrer ces éléments dans le remboursement du crédit. Si un panneau solaire peut à la condition qu'il y ait un accord de reprise par le fournisseur et des tarifs d'abattement pour sa réutilisation avoir une valeur pouvant réduire le risque financier. Par contre, les installations domestiques et les câbles et la batterie n'ont pas de valeur vénale.

4. Ressources financières : trouver les ressources financières appropriées aux modèles de crédit-bail et de service énergétique requiert un savant mélange de ressources venant des bailleurs de fonds, de l'État, des banques, les microcrédits et des contributions initiales des usagers. Les bailleurs de fonds et l’Etat ont contribué par l'octroi de fonds concessionnels de subvention à baisser les coûts d’accès à l’énergie aux zones rurales. En conséquence, les institutions locales de finance doivent s’impliquer d’avantage. Les caisses populaires et la BRS ont pris le devant dans la promotion de l’accès à l’énergie. Le reste des banques doivent également se positionner sur ce marché. Les mécanismes de calcul des prix performants et de recouvrement efficace ne pourront que motiver ces dernières.

5. Fixer les règles de calcul des marges assurera que les institutions financières peuvent évaluer leurs risques et profits de façon précise. Le Crédit-bail et services énergétiques ont tendance à être plus chers que les prêts, à cause du coût élevé de l’emprunt par les banques, de la maintenance et d’autres coûts connexes. Il est donc essentiel pour les institutions financières de recourir à des sources de financement moins chères. Pour réduire le coût de la maintenance, il serait utile d’étendre la période de remboursement sur une


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période plus longue que les habituels 3 ans. Ce qui nécessite que les institutions financières octroient des financements de plus longue durée que leur traditionnelle durée de 3 ans. Les financements de longue durée n’auront pas seulement pour effet de réduire les frais de crédit-bail et les redevances d’usagers mais auront aussi pour effet de rendre leur structuration plus flexible pour convenir à la solvabilité et à la capacité financière des usagers. Parce que le paiement de l’équipement est lié à la consommation dans le cas du modèle de service énergétique, il est essentiel que les tarifs soient fixés à des niveaux stimulant l'utilisation du service. À côté des financements de longues durées, les subventions sur le coût de capital doivent permettre de réduire la redevance et d’améliorer ainsi la consommation.

Structuration des paiements : L’élégance des modèles Crédit-bail et services énergétiques (fee-for-service) réside dans la flexibilité de la structuration. Ils peuvent être structurés pour des remboursements saisonniers, payement progressif ou paiement en différé comme l’illustrent les figures 22-23-24.

Structuring of the lease

Seasonal

lessor's capital recovery

0

100

200

300

400

500

600

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

time (months)

outs

tan

ding

cap

ital

Figure 22 : Structuration du crédit (saisonnier)

Cette structure peut être utilisée pour des secteurs ayant des revenus saisonniers comme l'agriculture, il permet de réduire les risques de défaillance des usagers et de non-remboursement dans la mesure où les paiements sont programmés dans les périodes de revenus saisonniers.


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0

100

200

300

400

500

600

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

time (months)

outs

tand

ing

capi

tal


Stepped

Figure 23 : Structuration du crédit (Stepped)

Ce modèle donne aux entrepreneurs et aux usagers le temps de développer progressivement le marché et réduire le coût structurel unitaire du service (partie fixe).


0

100

200

300

400

500

600

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

time (months)

outs

tand

ing

capi

tal


Deferred

Figure 24 : Structuration du crédit (Différé)

Les paiements en différé accordent une période de grâce pour le remboursement. Cette structuration est recommandée pour donner du temps aux entrepreneurs de développer leur marché


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8. Recommandations

8.1. En résumé Le programme d’accès a l’énergie du Gouvernement Burkinabé en vue d’atteindre les objectifs du Millénaire pour le Développement et la vision 2025 ont des plans très ambitieux qui fourniront certainement des opportunités importantes pour les entrepreneurs privés et les banques à s’engager dans le secteur de la fourniture d’électricité et de services énergétiques connexes pour le milieu rural. Des problèmes de communication existent entre entrepreneurs/personnel du secteur public et les banques; Il y a également un manque de confiance sur la rentabilité des projets d’électrification rurale dans le pays. Les risques et les responsabilités associés avec les pratiques financières courantes ne sont pas bien définis, ni clairement placés. Certains risques ne correspondent pas à une opportunité de profit, d’autres risques sont pris par des opérateurs n’en assumant pas la responsabilité. Les disparités entre les tarifs ERD et ceux de la SONABEL constituent aussi une source d’inquiétude.

8.2. Recommandations

Les recommandations ci-dessous pourraient servir à combler les lacunes dans la chaîne de valeur pour l’accès à l’énergie, permettant d’attirer plus d’acteurs privés dans le marché d’accès à l’énergie.

8.2.1 Recommandations pour les projets ERD En améliorant les maillons existants dans la chaîne de valeur financière, il est envisageable de permettre aux mécanismes de financement de l’énergie d’atteindre un optimum. Figure 7: Interventions Financières Concession de Réseau ERD

Le premier message est que l’intervention des banques (Figure 7) est hautement recommandée en vue d’assurer le financement des entrepreneurs formels. Les banques du niveau supérieur sont les banques nationales et celles du niveau inférieur sont les institutions financières du type Réseau


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des Caisses Populaires et institutions de micro crédit Dans le diagramme les flèches bleues matérialisent les flux existants, du bailleur de fonds ou de l’Etat au FDE, qui acheminent les moyens nécessaires vers les COOPELs. Ces dernières passent un contrat avec un entrepreneur sur la base d’un appel à la concurrence, qui construit et gère le système pour la COOPEL pendant 5 ans. Le FDE demande aux COOPELs un remboursement de 40% de l’investissement de base sur une période de 10 ans sur le produit de la gestion, c'est-à-dire le tarif. Les lignes vertes montrent les flux financiers existants qui peuvent être améliorés. La relation entre les consultants des études préliminaires, le MOOD/ACA qui suit le chantier et assiste au démarrage de l’exploitation et le FDE demande à être renforcée. Le FDE engage des consultants pour préparer une base de décision viable pour l’électrification d’une localité. Sur la base des études, le FDE prend une décision sur un mode d’approvisionnement, des solutions techniques et un montant d’investissement. Le Consultant par contre n’assume aucun risque financier si le matériel développé est défaillant. Il en est de même pour le MOOD qui doit prendre un certain nombre de décision lors de la réalisation du projet (variation order/avenant au contrat). Une proposition est de lier la rémunération du consultant ou du MOOD au succès de la mise en œuvre du projet. Aujourd’hui l’entrepreneur court des risques financiers limités pendant la période de construction liés au non respect des délais et pratiquement aucun risque au cours des 5 années d’exploitation, si ce n’est de ne pas être payé par la COOPEL. La flèche verte entre le FDE et l’entrepreneur indique une volonté de renforcement d’une relation en principe faible puisque le contrat lie l’entrepreneur à la COOPEL. Le renforcement de ce lien vise la période de gestion du système par le fermier. Actuellement le fermier ne court aucun risque et ne prend aucune initiative. La proposition est de rendre le fermier financièrement responsable de l’exploitation du système en le liant au FDE (ou la COOPEL) par un BOOT (Build, Operate, Own and Transfer). Cette disposition permettrait á l’entrepreneur d’approcher les institutions bancaires pour du financement à l’investissement et des crédits. Ceci n’est possible que si les entrepreneurs ont un quasi droit de propriété temporaire du système que lui confèrerait un BOOT. Actuellement le RCPB accorde des micros crédits aux abonnés pour les raccordements, le câblage de la maison et les équipements électriques. Il peut également intervenir au niveau comme guichet de collecte des factures électriques. La BRS accorde quelques appuis financiers aux fermiers et aux COOPELs. La relation bancaire peut être renforcée par l’accord financier liant la BRS au FDE, qui permettrait aux COOPELs d’accéder plus facilement à des produits et des services bancaires. La relation verte entre les COOPELs et ses membres est également à renforcer, la COOPEL garantissant les prêts de ces membres auprès des institutions bancaires de proximité. Ceci a été discuté avec le RCPB qui reçoit les parts sociales des COOPELs en DAT et pourrait les utiliser comme garantie.


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Les lignes rouges relient les nouveaux acteurs que sont les banques dans l’objectif de rendre plus efficaces les flux financiers. Les flux en provenance des banques sont signalés par des flèches rouges. Les banques n’ont pas participé activement à ce jour au financement de l’ERD. Leur participation est un impératif incontournable pour atteindre les objectifs de l’accès aux services énergétiques de la vision 2020. Trois écueils majeurs freinent la participation active des banques : • Le manque de disponibilité financière • Des inquiétudes sur la rentabilité des projets • Des inquiétudes sur les capacités des acteurs Le manque de disponibilités se traduit par des coûts de l’argent élevé et des prêts à court terme. Les banques traditionnelles n’ont pas de ressources appropriées. Pour cette raison, il est recommandé que les banques puissent faire appel en interne mais sur le marché extérieur à des ressources financières à intérêt plus bas et de plus longue durée, afin qu’il puisse satisfaire les besoins de l’ERD. Les fonds de coopération actuellement mobilisés ne couvrent qu’une partie des besoins. D’autres institutions financières ou de crédits bilatéraux ou multilatéraux comme IFC, PROPARCO et PNUD pourront être approchées pour des prêts et l’octroi de garanties pour compléter le volume d’investissement requis. Un BOOT de 12 ans est recommandé, deux ans pour la phase de construction et dix ans pour la phase d’exploitation (voir document supplémentaire attaché). Il y a quelques caractéristiques sur le plan de financement de deux phases du projet. 1. Phase de construction : Partie construction d’un contrat BOOT qui permet

deux ans de financement des banques nationales supportées ou garanties par le financement des bailleurs de fonds

2. Phase d’exploitation : c. Durée de dix ans faisant partie du contrat (BOOT) d’affermage réel

pour le fermier permettant un retour de 20% sur l’investissement du fermier

d. Mobiliser des capitaux à risques et autres sources de finances à long terme comme les fonds de pension et les assurances

Financement des consommateurs : Il est recommandé que les banques nationales accordent aux institutions de microcrédits des prêts qu’elles pourront rétrocéder aux abonnés. Ceci est possible en mobilisant des fonds spécifiques des institutions financières bilatérales et multilatérales. Il est recommandé que les conditions de sécurité de tels prêts soient souples mais efficaces, assurant un niveau de garantie suffisant pour en assurer la pérennité.


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8.2.2 Recommandation en réponse aux inquiétudes sur la rentabilité et le niveau de capacité dans l’ERD

FDE • Le FDE à travers le MOOD doit intensifier le soutien technique pour la

faisabilité et pour assurer des résultats prévisibles. Les données rassemblées devraient être bien documentées pour rendre crédibles l'information sur les potentiels d'accès et les besoins de financement des projets. Les capacités des entrepreneurs existants devraient être renforcées et SONABEL devrait être encouragée à partager son expérience et son expertise avec les entrepreneurs à travers, par exemple, des stages et des ateliers pratiques de formation.

• La motivation des entrepreneurs devrait être renforcée en augmentant éventuellement les subventions sur l’investissement et en harmonisant les tarifs de l’ERD, par exemple, en accordant une subvention adéquate sur les carburants et un tarif SONABEL ERD équitable pour le second segment. Ceci incitera à la concurrence en attirant plus d'entrepreneurs dans le marché d'électrification rurale et réduira la situation de monopole détenu par quelques entrepreneurs.

• Changez le contrat actuel consistant à construire pour le compte d’une COOPEL un système électrique et de le gérer comme prestataire de service en BOOT. Ceci devrait inciter les entrepreneurs à être financièrement plus engagés à recouvrir les coûts et renforcer ainsi la viabilité financière des projets.

COOPEL Dans l’état actuel • Les COOPEL doivent tenir les entrepreneurs responsables pour la viabilité

financière et opérationnelle. • Les capacités des COOPEL doivent être renforcées par des formations, des

stages et par des activités de partage d’expériences. Dans un contexte BOOT • Les COOPEls recevront une redevance annuelle du fermier en fonction du

nombre d’abonnés Entrepreneurs Dans l’état actuel : • La rémunération doit être basée sur le nombre d’abonnés recrutés. Une

partie de cette rémunération doit être retenue et payée lorsqu’après installation, le nombre d’abonnés est confirmé.

• Le mode de rémunération actuel des entrepreneurs doit être revu. Le modèle actuel de payement est basé sur un montant fixe prédéterminé sur la base des


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coûts d’opération et de nombre d’abonnés. Ce modèle incite peu à améliorer les performances de la collecte des redevances auprès des usagers ou le raccordement de nouveaux usagers. Il est donc recommandé que le modèle actuel de payement soit complètement revu pour inclure des indicateurs de performance prenant en compte le taux de recouvrement, la réduction des créances clients etc.

Dans l’approche BOOT : • Les entrepreneurs privés doivent avoir un droit de quasi propriété qui sera

limitée dans le temps (10 ans d’exploitation), leur permettant de prendre des responsabilités pour développer les concessions. Aussi ce droit les place dans une meilleure position leur permettant d’obtenir le capital et d’autres financements des banques.

• La formation sur le plan technique, administratif, financier et de la gestion est essentielle pour les entrepreneurs.

• Des mesures incitatives telles que des différés d’impôts ou exonérations fiscales pour des approvisionnements de projet/équipement devraient être accordées aux entrepreneurs. Ceci améliorera la rentabilité et réduira également les tarifs sur l'énergie ayant pour résultat un accroissement du nombre de consommateurs.

Consommateurs La capacité d'attirer des prêts auprès des institutions financières devrait s’accroître a travers le renforcement des capacités des COOPEL, comme précédemment indiqué, la création/renforcement des associations de consommateurs à l'aide d'un instrument juridique semblable à celui des COOPEL.

8.2.3 Recommandations pour le domaine de la pré électrification

Figure 8: Interventions Financières (Conces-sion ou autorisation PTR PV et autres ) Pour les domaines non-ERD et les autres formes de technologie d’énergie/ combustibles (ex : PV solaire, foyers améliorés, chauffe-eau solaire, sécheurs solaires, gaz), une nouvelle agence est proposée sous le nom de


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“Agence pour l’accès aux Services Energétiques (ASE)”. L’agence pourrait adopter l’approche AREED (African Rural Energy Enterprise Development) mais modifiée comme illustre la Figure 8. Une alternative serait de créer au sein du FDE de nouvelles fenêtres d’intervention pour les solutions très décentralisées comme les PTR et le PV. De plus amples informations sur l’AREED et la nouvelle institution proposée, d’une part, et sur l’ASE, d’autre part, sont données respectivement en annexes 2 de 3. Pour être concret, le but de cette agence où des fenêtres spécifiques (PV - PTR) sont ouvertes au FDE est de favoriser l'émergence d'opérateurs privés qui pourraient prendre en charge la construction ou l'établissement de systèmes de pré-électrification sous forme de concession territoriale de services énergétiques et/ou d'appuyer des projets de crédit-vente en apportant une subvention et/ou un fonds de garantie à des institutions bancaires développant ce type de crédit avec un bailleur de fond ou avec la structure en charge de la pré-électrification. Le principe de mise en œuvre reprendrait les principes des projets AREED, où les ONGs jouent un rôle de catalyseur de projets parce qu'elles sont proches de la société civile (les besoins) et du secteur privé (les acteurs) La nouvelle agence où les fenêtres du FDE se doivent de développer une fonction de superviseur/formateur au niveau de relais ONGs régionaux (à l'instar du projet plate-forme ou en coopération avec ce projet) qui identifient et développent les projets d'accès aux services énergétiques de base (services énergétiques PV ou PTR, crédit-vente PV avec le RCPB, plate-forme vapeur ou sécheurs solaires avec les associations féminines). Ces projets feraient l'objet d'une évaluation auprès d'un comité d'octroi de la nouvelle agence où des fenêtres ad hoc sont ouvertes au FDE, après quoi un mécanisme de financement du niveau « entrepreneurs » et du niveau « bénéficiaires » sera mis en œuvre (octroi de subventions, de ligne de crédit, de fonds de garantie) permettant aux systèmes bancaires, aux entrepreneurs et aux bénéficiaires de prendre leur part de risques financiers dans le projet (typiquement 20 % pour le bailleur/FDE/ASE, 30 % de subvention, 30 % de risques financiers couverts par les instituts bancaires, 10 % couverts par les entrepreneurs et 10 % couverts par les bénéficiaires). Les flèches bleues simulent les flux existants de projet AREED typique, les flèches vertes indiquent les renforcements préconisés dans les flux financiers existants et les flèches rouges indiquent de nouveaux rôles et acteurs dans le système de financement. Le rôle des associations et les institutions de micro crédit peut être davantage renforcé en vue d’assurer des garanties de groupes pour les bénéficiaires des prêts aux usagers. Les banques pourront chercher des fonds auprès des


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bailleurs de fonds, à travers l’ASE pour supporter l’installation, le raccordement et pour le financement des usagers se servant des modèles de redevance pour service énergétique ou du crédit-bail. ASE Dans le cadre actuel de la réforme du sous-secteur, une telle agence n'est pas prévue. Mais il est possible de créer de nouvelles fenêtres d'intervention au niveau du FDE pour les projets PTR et PV. Institutionnellement, il y a un vide pour ce qui est du financement des solutions thermiques (plate-forme vapeur, séchage solaire, foyers améliorés, solution gaz) qui pourrait ultérieurement être comblé par la création d'une fenêtre d'intervention spécifique dans le cadre du FDE. Consommateurs Le coût initial d'accès aux services d'énergie auprès des entrepreneurs dans les secteurs non-ERD devrait être amorti sur quelques années similaire aux arrangements pour financer les d'ERD. Ceci rendra l'énergie plus accessible aux consommateurs dans les secteurs de non-ERD et en augmentera le nombre. Les programmes de sensibilisation du public devraient être organisés par le FDE et l’ASE et cibler les consommateurs existants/ consommateurs potentiels en vue d’augmenter leur connaissance sur l'énergie. Ceci créera une bonne opinion sur l'énergie et certains vont alors adhérer aux projets en cours et ceux à venir

8.2.4 Autres recommandations pour le non ERD

1. Equipements homologués : les équipements de ce volet devraient faire l’objet d’une homologation préalable pour les marchés publics. Cela permettrait (i) d’éviter les produits de bas de gamme, une uniformisation des procédures de maintenance, la réalisation de module de formation standard pour les artisans locaux, (ii) de faciliter l’achat de pièces de rechange et obtenir des rabais sur le volume.

2. Dans le cas de la fourniture de services énergétiques, il est demandé d’inclure les coûts de maintenance comme redevance capitalisée dans le tarif de du service. Si ce n’est pas le cas, des formules de crédits épargnes couvrant 60% du coût de la batterie et du régulateur pourraient être envisagées. Il y a eu des cas importants de vol des panneaux solaires. Il est recommandé d’assurer contre le vol les équipements photovoltaïques par une police d’assurance.

3. Dans le cas de crédit énergétique, un contrat de maintenance particulier avec le fournisseur d’équipement ou une facilité épargne maintenance avec l’institution bancaire ayant suivi le crédit devra être passé, comme condition d’octroi du crédit vente par les institutions bancaires.

4. Ressources financières:


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a. Provisions de ressources d’un bailleur, de banques nationales ou d’instituts de micro crédits et un versement initial du demandeur dans le cas de crédit vente ou d’accès à un service énergétique.

b. Les instituts bancaires sont sensibilisés à la nécessité d’accroître les fonds dédiés aux services énergétiques

c. Calcul du juste prix et mécanismes efficaces de recouvrement sont deux outils à la mobilisation de fonds

d. Les instituts financiers sont appelés à mobiliser des sources de financement de long terme et moins chères pour permettre les intérêts du crédit ou les coûts du service

e. Il est recommandé de prendre dans la structure des tarifs appliqués le caractère saisonnier des revenus des paysans. Le coût initial de l’accès pourrait être étalé sur quelques années comme cela est fait pour l’ERD. Cela permet de rendre le coût de l’accès plus accessible et d’élargir la base de clients.

f. La contribution initiale doit être d’un niveau acceptable et uniforme pour les utilisateurs indépendamment des projets.

g. Le risque lié à la valeur résiduelle et à l’obsolescence doit être porté par fournisseur de service ou le financier. La valeur résiduelle est généralement basse, particulièrement pour le PV. Pour protéger le financier du risque il est requis d’inclure ce risque dans le calcul du coût du service.

h. Des fonds de garanties seraient de nature à sécuriser les institutions bancaires contre les risques d’avaries ou d’obsolescence.

5. Pour le PV la solution crédit vente est à préférer à la solution service énergétique, principalement en raison des vols et de l’attention portée à la maintenance. La vertu de la propriété devrait contribuer à une plus grande surveillance des panneaux.

6. Pour les PTR la vente de services énergétiques est recommandée. Toutefois, pour quelques consommateurs particuliers la consommation mesurée sera la base d’une facturation.

7. Le ministère de l'énergie devrait prendre des mesures nécessaires pour créer l'Agence pour l’accès aux Services Energétiques ou des fenêtres appropriées au FDE pour le financement cohérent du volet préélectrification en s'assurant que les projets de lois appropriés sont rédigés et votés par l'organe législatif national.

8. Le ministère de l'énergie devrait également mener un effort important de mobilisation des fonds requis pour des activités de promotion d'accès aux non-ERD telles que la formation des entrepreneurs privés intéressés aux formes/systèmes d'énergie comme le gaz et le solaire photovoltaïque.

9. Il devrait aussi créer un fond de garantie, pour faciliter les prêts des institutions financières locales aux entrepreneurs privés.


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9. Annexe 1 : Le cadre fiscal

Au plan fiscal, il y a lieu de distinguer les volets suivants : • la fiscalité applicable à l’acquisition des équipements ; • la fiscalité applicable à l’exploitation des équipements et aux services

énergétiques de base.

9.1. La fiscalité de porte L’importation des équipements est passible des droits et taxes du Tarif Extérieur Commun (TEC) de l’Union Economique et Monétaire Ouest Africain (UEMOA). Les principaux équipements entrant dans les installations de fournitures de services énergétiques de base sont pour : • les plates formes multifonctionnelles avec mini réseau électrique, les moteurs

diesel, des alternateurs, des équipements de minoterie, des appareils pour les branchements électriques, des postes à souder, des chargeurs de batteries ;

• les systèmes électriques avec réseaux de l’ERD, des groupes électrogènes, des cables électriques, des supports en bois ou métalliques, des appareils pour le branchement, des lampes et tubes électriques

• l’ERD par des équipements photovoltaïques, des panneaux photovoltaïques, des accumulateurs, des appareils pour le branchement, des lampes et tubes.

Selon la Nomenclature Tarifaire et Statistique (NTS) du Tarif Extérieur Commun (TEC) de l’UEMOA annexé au Règlement N° 23/2002/CM/UEMOA et amendé conformément à la version 2002 du Système Harmonisé et de Codification des marchandises, l’importation des équipements énergétiques visés est soumise aux droits et taxes respectifs ci-après.


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Tableau 1: Taux des droits et taxes du Tarif Extérieur Commun de l'UEMOA Droits et taxes

NTS UEMOA Désignation US DD RS PCS PC

8408.90.00.00 Moteur diesel (autres moteurs) U 10 1 1 0,58437.80.00.00 Equipements de minoterie (Moulins, décortiqueuses

etc. pour céréales) U 5 1 1 0,5

85.01 Moteurs et machines génératrices, électriques (alternateurs)

U 5 1 1 0,5

85.02 Groupes électrogènes U 5 1 1 0,585.04 Transformateurs électriques U 5 1 1 0,585.05 Accumulateurs électriques U 20 1 1 0,585.36 Appareils pour le branchement, le raccordement ou la

connexion des circuits électriques (interrupteurs…douilles pour lampes) <1000 volt

U 20 1 1 0,5

85.39 Lampes et tubes électriques à incandescence ou à décharge

U 20 1 1 0,5

8541.40.00.00 Dispositifs photosensibles à semi-conducteur (panneaux photovoltaïques)

U 0 1 1 0,5

85.44 Fils, câbles et autres conducteurs isolés pour l’électricité U 10 1 1 0,5

En sus du TEC, les marchandises ci-dessus listées sont soumises au paiement de la TVA (c’est une taxe intérieure perçue par l’administration douanière à la mise en consommation des marchandises) dont le taux est 18%. L’assiette des Droits de Douane (DD), de la Redevance Statistique (RS), du Prélèvement Communautaire de Solidarité (PCS) et du Prélèvement Communautaire (PC) est la Valeur en douane. L’assiette de la TVA est constituée de la Valeur en douane majorée des Droits de Douane, de la Redevance Statistique, du Prélèvement Communautaire de Solidarité et du Prélèvement Communautaire. La Valeur en douane est la valeur ‘Coût Assurances et Frêt’ (CAF). Dans la majorité des cas les importateurs exploitent les « règles générales pour l’interprétation du système harmonisé » pour ne pas payer de droits de douanes sur les parties du kit photovoltaïque qui y sont assujetties ; en effet, il est stipulé que « … les marchandises présentées en assortiments conditionnés pour la vente au détail, dont le classement ne peut être effectué en application de la règle 3 a), sont classés d’après l’article qui leur confère leur caractère essentiel lorsqu’il est possible d’opérer cette détermination ». En outre, l’Administration douanière collecte la « Retenue à la source de l’impôt sur les bénéfices industriels et commerciaux » qui est de 1% si le débiteur relève du régime d’imposition du bénéfice réel (de 5% si le débiteur ne relève pas du régime d’imposition du bénéfice réel). Cependant, sont exonérées de la retenue à la source les importations effectuées par les entreprises de production et de fourniture d’eau, d’électricité et de télécommunication (Lois de finance ‘gestion 2000’ et ‘gestion 2006’).


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Par ailleurs, les conventions de financements passées entre les bailleurs de fonds et le Gouvernement peuvent prévoir l’exonération des impôts et taxes sur les opérations financées.

9.2. La fiscalité intérieure L’accès aux services énergétiques peut se faire par : • l’acquisition d’équipements énergétiques pour usage personnel, • achats des services fournis par un prestataire de services. Dans le cas de l’acquisition d’équipements énergétiques, la fiscalité applicable est constituée de la TVA. Dans le cas de prestation de services, la fiscalité applicable comprend principalement les impôts et taxes ci-après.

a) La Contribution des patentes Elle comporte deux volets :

1. Le Droit fixe qui est établi en fonction de la profession et du chiffre d’affaires de l’année ;

2. Le Droit proportionnel qui est fixé à 8% de la valeur locative des constructions et terrains servant à l’activité ; mais, en aucun cas il ne peut être inférieur à 1/5ème du droit fixe (Code des Impôts, Art. 245 et 246).

a) La Taxe sur la Valeur Ajoutée (TVA)

Le taux de la TVA est 18% ; il s’applique au montant : • des achats de biens et de services ; • des ventes de biens et de services. La TVA payée sur les achats est déductible de la TVA collectée à la vente (Code des Impôts, Art. 328). En ce qui concerne la distribution de l’électricité, les 150 premiers kWh consommés dans le mois par une personne physique abonnée, sont exonérés de la TVA. Le régime de la TVA est apparu injuste pour les entreprises d’électrification rurale décentralisée s’approvisionnant auprès de la SONABEL ; en effet, les écarts de montants entre la TVA facturée par la SONABEL et celle facturée aux abonnés sont si importants qu’il n’est pas possible de récupérer la TVA payée à la SONABEL.


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a) Taxe Patronale et d’Apprentissage (TPA) Le taux de la TPA est 4% (8% pour les étrangers) ; il s’applique au montant de la totalité des rémunérations et avantages servis au personnel de l’entreprise (Code des Impôts, Art. 120).

b) L’Impôt sur les Bénéfices Industriels, Commerciaux et Agricoles (IBICA)

« L’impôt est dû en raison des bénéfices réalisés par les personnes physiques ou morales qui disposent au Burkina Faso d’un établissement stable, c’est-à-dire une installation fixe d’affaires où une entreprise exerce tout ou partie de son activité ». Sont assujettis, notamment les sociétés coopératives et unions de coopératives d’artisans, les sociétés coopératives ouvrières de production. Le taux de l’impôt est 30% ; il s’applique au bénéfice net imposable (Loi de finance ‘gestion 2008’). Une retenue à la source de 2% doit être effectuée sur les ventes toutes taxes comprises des marchandises. Cependant, sont exonérées de la retenue à la source les opérations de ventes portant sur l’eau, l’électricité, les télécommunications et les boissons de fabrication locale (Lois de finance ‘gestion 2000’ et ‘gestion 2006’).

c) L’Impôt Minimum Forfaitaire sur les professions industrielles et commerciales

Le taux de l’impôt est 0,5% ; il s’applique au chiffre d’affaires du mois. L’impôt minimum forfaitaire vient en déduction du montant de l’impôt cédulaire sur les bénéfices industriels et commerciaux de la même année. L’excédent éventuel est définitivement acquis au Trésor Public (Loi N° 038/98/AN du 30 juillet 1998).

d) La Taxe de Soutien au Développement des Activités Audiovisuelles de l’Etat (TSDAAE)

La TSDAAE est une taxe spécifique du sous-secteur de l’électricité. Le taux de la TSDAAE est : • 1 FCFA / kWh consommé lorsque la consommation de l’abonné est

inférieure ou égale à 150 kWh/mois ; • 3 FCFA / kWh consommé lorsque la consommation de l’abonné est

supérieure à 150 kWh/mois. Le cadre fiscal a une incidence importante dans le coût des services énergétiques. Les mesures d’incitation fiscale que le Gouvernement peut prendre portent sur la fiscalité intérieure ; en effet, les droits et taxes de douanes sont fixés pour l’ensemble des pays de l’UEMOA.


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Les Sociétés Coopératives d’électricité, conformément à la loi N° 14/99/AN du 15 avril 1999 portant réglementation des Sociétés Coopératives et Groupements au Burkina Faso, bénéficient de la gratuité des formalités de reconnaissance. Le gouvernement, s’est engagé à accorder aux sociétés coopératives d’électricité (Coopel) à compter du 1er janvier 2008: • une exonération de la TVA sur les achats d’énergie électrique auprès de la

SONABEL ; • une exonération de la TVA sur les prestations du fermier ; • une subvention au prix d’achat du gasoil pour les centrales diesel. Ces avantages fiscaux et subventions à l’exploitation visent à réduire le prix de cession de l’électricité fourni par ces structures. Il reste toutefois à trouver une solution à la TVA payées lors de l’acquisition des équipements lorsque la Convention de financement ne prévoit pas d’exonération des impôts et taxes (cas de financement par des sources locales : budget de l’Etat, fonds propres, emprunt bancaire, …). En effet, la TVA sur l’achat des équipements doit être récupérée sur cinq années mais, la Coopel ne dispose pas suffisamment de TVA payée pour effectuer la récupération. Dans le même esprit, il apparaît nécessaire que la TVA sur les acquisitions d’équipements amortissables soit traitée de la même manière que la TVA sur les achats d’énergie électrique.


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10. Annexe 2 : AREED

Le Projet AREED (African Rural Energy Enterprise Development – en anglais) est un projet de promotion de l'entreprise d'énergie en milieu rural. AREED a été lancée en avril 2000 comme une initiative du Programme des Nations Unies pour l'Environnement (PNUE) soutenue par la Fondation des Nations Unies (FNU). L’initiative implique actuellement cinq pays Africains (le Sénégal, le Mali, le Ghana, la Tanzanie et la Zambie). AREED cherche à promouvoir de nouvelles entreprises d'énergie durables qui utilisent des technologies d'énergie propres et efficaces pour répondre aux besoins énergétiques des populations vivant dans des milieux ruraux. AREED offre une combinaison de services de promotion de l'entreprise et de financement initial et c’est cet appui financier et technique intégré qui permet aux entrepreneurs de planifier et de structurer leurs entreprises d'une façon qui les prépare à la croissance et rend moins risqués les investissements par les partenaires financiers conventionnels. Deux types de services concrets, comme montré dans la figure ci-dessous, sont offerts par le projet AREED: Assistance Technique • Formation et outils pour aider les entrepreneurs à commencer et à

développer les entreprises d'énergie • Appui au démarrage d'entreprises dans les domaines tels que l'élaboration des

plans d'affaires, l'organisation et le financement Financement / Interface entre Entrepreneurs de Fourniture de Services Énergétiques et Institutions Financières • Capitaux propres pour le développement initial de l'entreprise • Partenariat avec les banques et ONGs engagées dans la promotion de

l'énergie en milieu rural

PROMOTEURPROMOTEURPROMOTEUR CLIENTRurale ou Péri-Urbain

CLIENTCLIENTRurale ou Rurale ou PPéériri--UrbainUrbain

Financement de départ

Assistance au développementd’entreprise

ServiceÉnergétique

ONG / OCBONG / OCB

Institutions financiInstitutions financièères classiquesres classiquesNouveaux mNouveaux méécanismes financiers (fonds de canismes financiers (fonds de 22ee phase)phase)

PROMOTEURPROMOTEURPROMOTEUR CLIENTRurale ou Péri-Urbain

CLIENTCLIENTRurale ou Rurale ou PPéériri--UrbainUrbain

Financement de départ

Assistance au développementd’entreprise

ServiceÉnergétiqueServiceÉnergétique

ONG / OCBONG / OCB

Institutions financiInstitutions financièères classiquesres classiquesNouveaux mNouveaux méécanismes financiers (fonds de canismes financiers (fonds de 22ee phase)phase)


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La première phase d’AREED a eu quelques succès comme plus de 2,5 million de dollars Américains (environs 1 milliard FCFA) des investissements en 39 entreprises dans les cinq pays, comme le montre le tableau ci-dessous. La plupart des investissements (8/39) était en GPL, la majorité au Ghana et le solaire aussi a eu assez (6/39) surtout au Sénégal. Sur le plan de financement, AREED a promu trois types d’investissements: (1) la “Vérification du Concept - Proof Of Concept” avec un prêt moyen de 25.000 dollars américains (environ 10 millions FCFA); (2) la “Commercialisation” avec 70.000 dollars américains (environ 28 millions FCFA) comme prêt moyen; et (3) l’“Expansion” où le prêt moyen était au niveau de 130.000 dollars américains (environs 52 millions FCFA). Il y avait plusieurs taux d’intérêts, en moyenne, 30% pour le “Proof Of Concept”, 15% pour la “Commercialisation” et 10% pour les investissements relativement gros du type “Expansion”.

Nb des Entreprises ayant bénéficiées des Investissements AREED Pays

Type de ’énergie Ghana* Mali** Sénégal* Tanzanie+ Zambie++ Total

GPL 8 1 1 1 11 Solaire (PV et thermique)

1 1 5 1 1 9

Eolienne 1 1 1 3 Foyers améliorés 1 2 1 2 6 Biofuel (pourghère, etc)

1 1 2 4

Efficacité énergétique

3 1 2 6

Total 13 4 9 5 8 39 Légende * Jusqu’au mois de Novembre 2007 ** Jusqu’au mois de Février 2008 + Jusqu’au mois d’Avril 2006 ++ Jusqu’au mois Janvier 2006

Un des investissements au Mali avait le caractère du “Proof of Concept”. Il s’agissait d’un séchage solaire des cultures qui traitait et vendait de la viande, des mangues et des oignons séchés. Avec des fonds de l’AREED l’entreprise USISS à développer son activité grâce à l’achat de nouveaux séchoirs et à la mise en œuvre d’une stratégie marketing à Bamako et dans les environs. USISS a eu un prêt d’AREED de presque 20.000 dollars américains (10 millions FCFA) avec un taux d’intérêt de 12% et une durée de 5 ans. Un autre exemple est celle de l’entreprise Anasset qui a été établie depuis un certain temps déjà et dont l’activité principale était la distribution de gaz de pétrole liquéfié (GPL). Un prêt de 38 000 dollars américains (presque 20 millions FCFA)


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permettront de financer des installations des équipements et de préparer l’expansion des activités en zone rurale pour laquelle Anasset a reçu un deuxième prêt de 255.000 dollars américain (plus de 120 millions FCFA) d’AREED. Un aspect majeur du programme AREED est la formation, celle des entrepreneurs comme celle des organismes partenaires de l’AREED, spécifiquement les ONG nationaux: ENDA au Sénégal, Malifolkecenter au Mali, KITE au Ghana, TATEDO en Tanzanie et CEEEZ en Zambie. A part les deux organismes multilatéral/quasi-multilatéral, PNUE et FNU, une société d’investissement américain à but non lucratif spécialisée dans l’énergie, qui s’appelle E+Co, sert comme le partenaire principal technique dans le projet AREED. Dans la première phase d’AREED tous les investissements passaient directement d’E+Co aux entreprises en Afrique et un des échecs du projet était le manque d’implication des institutions financières sur le terrain. La Phase II d’AREED sera lancée bientôt avec de dons de plusieurs bailleurs des fonds (comme le SIDA et le BMZ) et l’implication des institutions financières locales, surtout ceux qui donnent des microcrédits aux consommateurs, sera un des buts principaux de cette phase de l’initiative AREED. Un autre échec de la première phase du projet AREED était l’opacité des entreprises rurales. La méthodologie du projet insistait beaucoup sur l’utilisation d’outils “moderne” comme l’internet (pour le téléphone) pour toutes les communications et des rapports formels. Les entrepreneurs ruraux en général n’avaient ni la capacité ni l’orientation d’utiliser ce type d’outils. Alors, le défi pour les promoteurs des entreprises d'énergie en milieu rural est de trouver des outils de travail mieux adaptés pour ce genre d’entrepreneur.


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11. Annexe 3: Agence pour l’accès aux Services Energétiques (ASE)

Une nouvelle agence est proposée sous le nom de “Agence pour l’accès aux Services Energétiques (ASE)” pour mieux s’occuper des programmes d’accès liés aux services énergétiques non-ERD (ex : PV solaire, gaz et foyers améliorés). Cette agence aura une bonne coopération avec l’Agence Régionale pour l’Accès aux Services Energétiques (ARASE) que la CEDEAO et l’UEMOA sont en train d’établir dans la sous-région. L’ARASE aura comme vision l’accès aux services énergétiques modernes pour toutes les populations de l’Afrique de l’Ouest. Sa mission sera de conduire et de coordonner la mise en œuvre du plan d’action régional de la CEDEAO/UEMOA pour l’accroissement de l’accès aux services énergétiques, à travers la mobilisation de fonds, le développement des politiques et des capacités, la gestion des connaissances et la communication. L’ASE ou le FDE, si on ajoute une division chargée une mission liée aux énergies domestiques et renouvelables, pourra coopérer avec d’autres agences nationales dans la sous-région comme l’Agence Malienne pour le Développement de l’Energie Domestique et de l’Electrification Rurale (AMADER) et l’Agence Béninoise d'Electrification Rurale et de Maitrise de l'Energie (ABERME), ce qui se fait déjà par le biais du club des agences de l’ERD. L’AMADER est une structure autonome créée par le Gouvernement du Mali au mois de mai 2003 pour la mise en œuvre de sa politique d’électrification rurale et de développement de l’énergie domestique. L’AMADER prévoit d’amener le taux d’électrification rurale à 80% en 2020 et il dispose aujourd’hui d’un budget d’environ 53 Millions de dollar, dont 37 Millions de la Banque Mondiale, pour un Projet Energie Domestique et Accès aux Services de Bases (PEDASB). L’ ABERME est créée par le Gouvernement du Bénin par un décret numéro 2004-424 au mois d’Août 2004. La mission de l’ABERME est la mise en œuvre de la politique du Gouvernement Béninois dans le domaine de l’efficacité énergétique et de l’électrification rurale. Jusqu’ici on ne peut pas dire, selon l’expérience des agences pour l’accès aux services énergétiques en Afrique de l’Ouest, si c’est mieux d’avoir une agence qui s’occupe seulement de l’électrification rurale comme l’ASER et le FDE, ou de mélanger l’électrification rurale avec la promotion des énergies domestiques et renouvelables comme dans les cas de l’AMADER et l’ABERME. Si le Burkina Faso prend l’option d’établir l’ASE il sera le premier pays à avoir deux agences, une chargée de l’électrification rurale et une autre chargée des énergies domestiques et


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renouvelables. Et peut-être une expérience assez intéressante serait vécue dans ce pays. Si l’ASE est établie au Burkina Faso, le ministère de l'énergie devrait mener un effort important de mobilisation des fonds requis pour des activités de promotion d'accès aux énergies non-ERD (énergies domestiques et renouvelables). Avec ces fonds l’ASE pourra assurer la formation des entrepreneurs privés intéressés aux formes/systèmes d'énergie comme le gaz, le solaire photovoltaïque et le PTR/PTF. Avec ces fonds l’ASE, comme le FDE dans le domaine ERD (et aussi comme E+Co des Etats-Unis dans le projet AREED), pourra aussi investir avec des banques locales dans les projets bancables. L’ASE doit aussi mener des programmes de sensibilisation du public et cibler les consommateurs existants/consommateurs potentiels en vue d’augmenter leur connaissance sur les énergies domestiques et renouvelables. Ceci créera une bonne opinion sur les énergies domestiques et renouvelables, et certains vont alors adhérer aux projets en cours et ceux à venir. Pour assurer la bonne exécution de toutes ces fonctions l’ASE aura besoin des cadres chargés d’investissement et le secteur privé (surtout les petites et les moyennes entreprises). L’ASE devrait aussi travailler en étroite collaboration avec l’ARASE (ou la CEDAO/UEMOA) au niveau sous-régional et il devrait tirer des leçons des expériences d’autres agences nationales similaires comme l’AMADER et l’ABERME.


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12. Annexe 4 : Situation financière du coût d’un BOOT ERD


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Annexe 4: Simulation financière du coût d'un BOOT ERD lignePour une subvention non-différentiée 60%

HypothèsesContribution aux investissements FCFA/abonNb d'abonné an 10 550Contribution aux investissements 52 300 000 FCFA- fonds propres 35% 18 305 000 FCFA- prêt bancaire 33 995 000 FCFARendement sur fonds propre 20% par an Taux d'emprunt 12% par an Inflation 3% par an Taux d'actualisation 9% par an Les calculs sont faits en francs constant 2008

Taux de raccordement 0,4 0,520412 0,5908485 0,640824 0,679588 0,7112605 0,7380392 0,761236 0,781697 0,80,3 VAN An 0 An1 An2 An 3 An 4 An 5 An 6 An 7 An 8 An 9 An 10

Taux de raccordement 70% 79% 84% 88% 91% 93% 95% 97% 99% 100%Abonnés 2 875 0 385 435 464 484 500 513 524 534 542 550Consommation annuelle kWh/abon 0 480 507 534 561 588 615 642 669 696 720Consommation totale kWh/an 1 698 059 0 184 800 220 545 247 776 271 524 294 000 315 495 336 408 357 246 377 232 396 000

VAN FCFAVAN FCFA/kWh An 0 An1 An2 An 3 An 4 An 5 An 6 An 7 An 8 An 9 An 10

Rendement sur fonds propre 13 931 869 8,2 3 021 214 3 021 214 2 719 092 2 416 971 2 114 850 1 812 728 1 510 607 1 208 485 906 364 604 243 302 121Remboursement des fonds propres 10 929 304 6,4 0 1 830 500 1 830 500 1 830 500 1 830 500 1 830 500 1 830 500 1 830 500 1 830 500 1 830 500 1 830 500Remboursement du prêt 31 263 259 18,4 0 2 970 437 2 970 437 2 970 437 6 695 187 6 695 187 6 695 187 6 695 187 6 695 187 6 695 187 6 695 187Coût financier 56 124 433 33,1 3 021 214 7 822 150 7 520 029 7 217 908 10 640 536 10 338 415 10 036 293 9 734 172 9 432 051 9 129 929 8 827 808

Coût financier/abonné/an 19 523 FCFACoût financier/abonné/mois 1 627 FCFA/mois

Coût financier du BOOT ramené à la consommation 33 FCFA/kWh

Dotation aux amortissementsVAN An 0 An1 An2 An 3 An 4 An 5 An 6 An 7 An 8 An 9 An 10

Moteur 0 0,0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Guichet+bâtiment centrale 3 184 355 1,9 0 533 333 533 333 533 333 533 333 533 333 533 333 533 333 533 333 533 333 533 333ligne HTA 6 368 711 3,8 0 1 066 667 1 066 667 1 066 667 1 066 667 1 066 667 1 066 667 1 066 667 1 066 667 1 066 667 1 066 667Ligne BT 24 106 565 14,2 0 4 037 500 4 037 500 4 037 500 4 037 500 4 037 500 4 037 500 4 037 500 4 037 500 4 037 500 4 037 500

33 659 631 19,8 0 5 637 500 5 637 500 5 637 500 5 637 500 5 637 500 5 637 500 5 637 500 5 637 500 5 637 500 5 637 500

Gestion du système VAN An 0 An1 An2 An 3 An 4 An 5 An 6 An 7 An 8 An 9 An 10

Gestion du système 25 969 500 15,3 4 000 000 4 000 000 4 000 000 4 000 000 4 000 000 4 000 000 4 000 000 4 000 000 4 000 000 4 000 000

Impact de la dotation aux ammortissements et de la gestion sur le tarif 35,1 FCFA/kWh

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%


Taux deraccordement

raccordementNon-BOOT


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Annexe 5: Simulation financière du coût d'un BOOT ERD dieselPour une subvention non-différentiée 60%

HypothèsesContribution aux investissements FCFA/abonNb d'abonné an 10 550Contribution aux investissements 66 732 000 FCFA- fonds propres 35% 23 356 200 FCFA- prêt bancaire 43 375 800 FCFARendement sur fonds propre 20% par an Taux d'emprunt 12% par an Inflation 3% par an Taux d'actualisation 9% par an Les calculs sont faits en francs constant 2008

Taux de raccordement ½ 0,4 0,520412 0,5908485 0,640824 0,679588 0,7112605 0,7380392 0,761236 0,781697 0,80,3 VAN An 0 An1 An2 An 3 An 4 An 5 An 6 An 7 An 8 An 9 An 10



Rendement sur fonds propre 17 776 319 10,5 3 854 907 3 854 907 3 469 416 3 083 925 2 698 435 2 312 944 1 927 453 1 541 963 1 156 472 770 981 385 491Remboursement des fonds propres 13 945 207 8,2 0 2 335 620 2 335 620 2 335 620 2 335 620 2 335 620 2 335 620 2 335 620 2 335 620 2 335 620 2 335 620Remboursement du prêt 39 890 245 23,5 0 3 790 118 3 790 118 3 790 118 8 542 700 8 542 700 8 542 700 8 542 700 8 542 700 8 542 700 8 542 700Coût financier 71 611 771 42,2 3 854 907 9 980 645 9 595 155 9 209 664 13 576 755 13 191 264 12 805 773 12 420 283 12 034 792 11 649 301 11 263 810


Coût financier du BOOT ramené à la consommation 42 FCFA/kWh


Moteur 22 736 297 13,4 0 3 808 000 3 808 000 3 808 000 3 808 000 3 808 000 3 808 000 3 808 000 3 808 000 3 808 000 3 808 000Guichet+bâtiment centrale 3 184 355 1,9 0 533 333 533 333 533 333 533 333 533 333 533 333 533 333 533 333 533 333 533 333ligne HTA 7 960 888 4,7 0 1 333 333 1 333 333 1 333 333 1 333 333 1 333 333 1 333 333 1 333 333 1 333 333 1 333 333 1 333 333Ligne BT 24 106 565 14,2 0 4 037 500 4 037 500 4 037 500 4 037 500 4 037 500 4 037 500 4 037 500 4 037 500 4 037 500 4 037 500

57 988 105 34,1 0 9 712 167 9 712 167 9 712 167 9 712 167 9 712 167 9 712 167 9 712 167 9 712 167 9 712 167 9 712 167




40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%


Taux deraccordement

raccordementNon-BOOT


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Annexe 6: Simulation financière du coût d'un NON BOOT ligne ERDPour une subvention non-différentiée 60% HypothèsesContribution aux investissements FCFA/abonNb d'abonné an 10 550Contribution aux investissements 52 300 000 FCFA- fonds propres 35% 18 305 000 FCFA- prêt bancaire 33 995 000 FCFARendement sur fonds propre 20% par an Taux d'emprunt 12% par an Inflation 3% par an Taux d'actualisation 9% par an Les calculs sont faits en francs constant 2008

Taux de raccordement 70% 79% 84% 88% 91% 93% 95% 97% 99% 100%0,4 VAN An 0 An1 An2 An 3 An 4 An 5 An 6 An 7 An 8 An 9 An 10



Remboursement du prêt 31 485 751 25,3 0 0 0 6 082 314 7 471 429 7 471 429 7 471 429 7 471 429 7 471 429 7 471 429 7 471 429Coût financier 31 485 751 25,3 0 0 0 6 082 314 7 471 429 7 471 429 7 471 429 7 471 429 7 471 429 7 471 429 7 471 429


Coût financier du NON BOOT ramené à la consommation 25 FCFA/kWh


Moteur 0 0,0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Guichet+bâtiment centrale 3 184 355 2,6 0 533 333 533 333 533 333 533 333 533 333 533 333 533 333 533 333 533 333 533 333ligne HTA 6 368 711 5,1 0 1 066 667 1 066 667 1 066 667 1 066 667 1 066 667 1 066 667 1 066 667 1 066 667 1 066 667 1 066 667Ligne BT 24 106 565 19,4 0 4 037 500 4 037 500 4 037 500 4 037 500 4 037 500 4 037 500 4 037 500 4 037 500 4 037 500 4 037 500

33 659 631 27,1 0 5 637 500 5 637 500 5 637 500 5 637 500 5 637 500 5 637 500 5 637 500 5 637 500 5 637 500 5 637 500




40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

An1 An2 An 3 An 4 An 5 An 6 An 7 An 8 An 9 An 10

Raccordement nonBOOT

RaccordementBOOT


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Annexe 7: Simulation financière du coût d'un NON BOOT diesel ERDPour une subvention non-différentiée 60% HypothèsesContribution aux investissements FCFA/abonNb d'abonné an 10 550Contribution aux investissements 66 732 000 FCFA- fonds propres 35% 23 356 200 FCFA- prêt bancaire 43 375 800 FCFARendement sur fonds propre 20% par an Taux d'emprunt 12% par an Inflation 3% par an Taux d'actualisation 9% par an Les calculs sont faits en francs constant 2008

Taux de raccordement 70% 79% 84% 88% 91% 93% 95% 97% 99% 100%0,4 VAN An 0 An1 An2 An 3 An 4 An 5 An 6 An 7 An 8 An 9 An 10



Remboursement du prêt 40 174 133 32,3 0 0 0 7 760 707 9 533 143 9 533 143 9 533 143 9 533 143 9 533 143 9 533 143 9 533 143Coût financier 40 174 133 32,3 0 0 0 7 760 707 9 533 143 9 533 143 9 533 143 9 533 143 9 533 143 9 533 143 9 533 143


Coût financier du NON BOOT ramené à la consommation 32 FCFA/kWh


Moteur 22 736 297 18,3 0 3 808 000 3 808 000 3 808 000 3 808 000 3 808 000 3 808 000 3 808 000 3 808 000 3 808 000 3 808 000Guichet+bâtiment centrale 3 184 355 2,6 0 533 333 533 333 533 333 533 333 533 333 533 333 533 333 533 333 533 333 533 333ligne HTA 7 960 888 6,4 0 1 333 333 1 333 333 1 333 333 1 333 333 1 333 333 1 333 333 1 333 333 1 333 333 1 333 333 1 333 333Ligne BT 24 106 565 19,4 0 4 037 500 4 037 500 4 037 500 4 037 500 4 037 500 4 037 500 4 037 500 4 037 500 4 037 500 4 037 500

57 988 105 46,6 0 9 712 167 9 712 167 9 712 167 9 712 167 9 712 167 9 712 167 9 712 167 9 712 167 9 712 167 9 712 167




40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

An1 An2 An 3 An 4 An 5 An 6 An 7 An 8 An 9 An 10

Raccordement nonBOOT

RaccordementBOOT


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13. Annexe 8 : Profil des institutions financières interviewées

13.1.1 Banque Régionale De Solidarité (BRS) La BRS-BF est une filiale du groupe « Banque Régionale de Solidarité ». La mission de la banque est de financer des activités génératrices de revenus, initiées par des personnes qui n’ont généralement pas accès aux fonds dans les activités financières classiques. BRS Burkina offre des financements à court, moyen et long terme à des personnes qui sont en marge du système bancaire, à savoir les artisans, les diplômés sans emploi de l’enseignement supérieur, général, technique ou professionnel, des écoles d’arts et métiers, les chômeurs ayant une expérience professionnelle, travaillant ou disposés à travailler dans les secteurs de l'agriculture, de la pêche, de la petite industrie, de l’artisanat et du service. L’activité de financement comprend: • les microprojets ; • le travail à son compte ; • les services d’aide et de conseil ; • la contribution à l'intégration des Etats membres de l’UEMOA.

13.1.2 Ecobank-Burkina Faso. Rencontre avec Mr. Youssoufou Aboubacar, Directeur général L’objectif d’Ecobank est de fournir des produits et des services de qualité à sa clientèle composée de personnes physiques, de petites et moyennes entreprises de grandes sociétés locales, des organisations non-gouvernementales et des compagnies multinationales. En plus des produits et services traditionnels, Ecobank offre des produits et des services comprenant des opérations bancaires en ligne et par téléphone, des cartes régionales Ecobank. Ecobank finance des projets dans de nombreux secteurs. La Société financière internationale (International Finance Corporation ou l'IFC) souscrit à hauteur de 10% du capital d'Ecobank-Burkina. La volonté d'Ecobank dans les trois années à venir est de commencer un projet de micro crédit avec Action. Ce projet de micro crédit est déjà en cours au Ghana et constitue une bonne raison pour qu'Ecobank - Burkina se place stratégiquement pour être au service du monde rural.

13.1.3 Réseau des Caisses Populaires du Burkina (RCPB). Rencontre avec le Directeur Général Mr Koné et le Directeur de crédit Mr Lankoande Tinbenu. La Caisse Populaire est actuellement l'institution financière la plus active travaillant étroitement avec les bailleurs de fonds pour le financement des programmes de services d'énergie en milieu rural au Burkina. Ils ont financé les coopératives d’électrification (COOPEL), les groupes et associations pour les panneaux solaires


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photovoltaïques, les plates-formes multifonctionnelles et l’acquisition d’appareils électriques. Le Réseau des Caisses Populaires du Burkina (RCPB) a commencé ses activités de micro-finance en 1972. Son but est d'aider à améliorer les conditions de vie de ses membres et de la communauté dans un esprit de solidarité et de responsabilité individuelle et collective. Le RCPB fait ceci par la mobilisation des épargnes locales, le développement de coopératives d'épargne et d’entreprises de crédit qui sont viables et rentables, la promotion des services financiers appropriés et accessibles et la promotion de l'administration et de la gestion démocratique. Ses principales sources de financement sont l'épargne et les subventions. Les procédures de prêt sont prudentes et le taux de recouvrement reflète la solidité de son portefeuille. La variété des produits de prêt offerts par le RCPB satisfait la plupart des besoins des populations et les conditions de prêt sont adaptées aux besoins des populations rurales. La flexibilité et la rapidité dans les dépôts et dans les retraits, ont renforcé la confiance des membres auprès des associations d’épargne et de crédits. Avec un minimum de 2 mois d’épargne et sans plan commercial, les clients peuvent, avec des sources prouvées de remboursement, accéder à des prêts. Ils ont un chiffre d'affaires de 40 milliards de FCFA par an. Ils sont actuellement dans 43 provinces et ont un réseau de 163 branches. En terme de prêts la caisse de base peut accorder des prêts jusqu’à un montant de 5 millions de FCFA. Jusqu’à 15 MFCFA la décision est prise au niveau de l’union régionale et pour des montants de 15 à 30 MFCFA la décision se prend au niveau de l’Union nationale (Centre financier de l’Entreprise).

13.1.4 La Banque Internationale du Burkina (BIB) : Rencontre avec Ima Nezein, DGA et directeur de crédit L'histoire de la BIB commence dès le début de la colonisation en Afrique. En 1901, elle a pris le nom de Bank Of Africa (BOA) et a été transformée après en Banque internationale de l'Afrique Occidentale en 1962 et s’est finalement établie à Ouagadougou en 1965. Ayant le plus grand réseau de banques, elle offre tous les produits et services. La BIB tient la majorité du capital de Burkina Bail (avec d'autres actionnaires comme l'OFM). Ce dernier offre des services de crédit-bail et des crédits d'investissement. La BIB a créé un marché boursier, où il partage le capital avec d'autres banques du pays et avec des compagnies d'assurance. La BIB avec son affilié Burkina Bail et partenaire SBIF-filiale du Burkina, est la seule institution financière au Burkina qui couvre les 3 marchés financiers.


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13.1.5 Bank Of Africa: Rencontre avec Michael Kahn, DG Bank Of Africa, BOA - Burkina Faso, a commencé ses opérations en 1998 au Burkina Faso. Sa clientèle est composée d’entreprises, d’organismes internationaux, d’établissements publics, d’ONG et de particuliers. Avec neuf points de vente, la banque peut offrir ses services aux clients dans les centres urbains principaux du pays et continuera son expansion dans d’autres villes. La bonne croissance des récentes années a permis de renforcer ses propres réserves. Le capital social est ainsi passé de 1 250 000 000 F CFA en 1998 à 2 500 000 000 F CFA le 30 juin 2007.

13.1.6 Association des banques et des institutions financières : Rencontre avec Jean Noel IBRIGA, Secrétaire Général L'association a pour mission les éléments suivants: • créer de bonnes relations avec ses membres ; • rassembler et divulguer l'information économique ; • mettre en place les informations sur le degré de solvabilité et la moralité des

clients ; • former des structures permanentes dans le but d'améliorer le

professionnalisme dans le système bancaire. La rencontre avec l'association avait pour but essentiel de la sensibiliser pour connaître les opportunités de financement au Burkina et comment elle peut amener ses membres à participer efficacement.

Financement de services énergétiques Analyses et propositions · 2014-08-11 · • contribution...

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