RAPPORT CREE 2012Message du Président de la Commission Rapport d'activités de la CREE pour...

COMMISSION DE REGULATION REPUBLIQUE DU MALI

DE L’ELECTRICITE ET DE L’EAU Un Peuple - Un But - Une Foi

C.R.E.E. -o-o-o-o-o-o-o-

-=-=-=-=-=-=-=-

RAPPORT ANNUEL 2012

Décembre 2013

Table des matières

MESSAGE DU PRESIDENT DE LA COMMISSION 7

I. DES ACTIVITES MENEES PAR LA COMMISSION DE REGULATION 10

1.1 ELABORATION ET MISE EN PLACE D’INSTRUMENTS DE REGULATION 12

1.2 ACTIVITES DE REGULATION 13

1.3 ASSISTANCE A L’ETAT 14

II. DE LA SITUATION TECHNIQUE DES SECTEURS DE L’ELECTRICITE ET DE L’EAU POTABLE 21

II.1 SITUATION TECHNIQUE DU SECTEUR DE L’ELECTRICITE 23

II.2 SITUATION TECHNIQUE DU SECTEUR DE L’EAU POTABLE 48

III. DES PERFORMANCES ECONOMIQUES ET FINANCIERES DES SECTEURS DE L’ELECTRICITE ET DE L’EAU POTABLE 59

SECTEUR DE L’ELECTRICITE 60

ANALYSE DE LA STRUCTURE FINANCIERE 60

ANALYSE DES RESULTATS 63

ANALYSE DE L’ACTIVITE 65

ANALYSE RETROSPECTIVE D’EDM-SA SUR 5 ANS (EN 000 FCFA) 66

CONCLUSION 67

SECTEUR DE L’EAU POTABLE 68

ANALYSE DE LA STRUCTURE FINANCIERE 68

ANALYSE DES RESULTATS 71

ANALYSE DE L’ACTIVITE 73

CONCLUSION 73

IV. CONCLUSION GENERALE 74

V. ANNEXES 1

1. APERCU DE LA COMMISSION DE REGULATION DE L’ELECTRICITE ET DE L’EAU 2

Table des matières

2. DIRECTIVES TARIFAIRES EN VIGUEUR 12

3. TABLEAUX DES PERFORMANCES TECHNIQUES 20

Abréviations

ABREVIATIONS ET ACRONYMES

AMADER : Agence Malienne pour le Développement de l’Energie Domestique et de l’Electrification

Rurale.

AEP : Adduction d’Eau Potable.

AFUR : African Forum for Utility Regulators ou Forum Africain des Régulateurs de Services Publics

avec siège à Prétoria.

AGGREKO : Producteur indépendant d’électricité, fournisseur du réseau OMVS.

API-Mali : Agence pour la Promotion des Investissements au Mali

ARREC : Autorité de Régulation Régionale du Secteur de l’Electricité de l’espace CEDEAO

BAD : Banque Africaine de Développement

BID : Banque Islamique de Développement

BIM-SA : Banque Internationale du Mali.

BMS : Banque Malienne de Solidarité.

BNDA : Banque Nationale de Développement Agricole

BOAD : Banque Ouest Africaine de Développement.

BOOT: « Built, Own, Operate, and Transfer » .

BOT: « Built, Operate and Transfer »

BT :Basse Tension.

BTA : Basse Tension en dessous de 500V en alternatif et 750V en continu.

CASRP : Crédit d’Appui à la Stratégie de Réduction de la Pauvreté.

C-CREE : Conseil de la Commission de Régulation de l’Electricité et de l’Eau.

CEDEAO : Communauté Economique des Etats d’Afrique de l’Ouest

CI : Centre Isolé.

CIE : Compagnie Ivoirienne d’Electricité.

CNUCED : Conférence des Nations Unies pour le Commerce et le Développement.

CREE : Commission de Régulation de l’Electricité et de l’Eau.

CS : Consommation Spécifique.

DNE : Direction Nationale de l’Energie.

DNH : Direction Nationale de l’Hydraulique.

ECOBANK : Banque Panafricaine.

EDM-SA : Energie Du Mali.

END : Energie Non Distribuée.

EPC : Engineering, Procurement and Construction ou Contrats « clé en main ».

FCFA : Franc des Communautés Financières Africaines.

g: gramme

GO : Gasoil.

GPS: Producteur Indépendant d’électricité, fournisseur d’EDM-SA.

GWh: Gigawattheure.

Abréviations

HFO: Fuel lourd (Havy Fuel Oil).

HT : Haute Tension.

HTA : Haute Tension entre 1000 et 50 000V en alternatif et 1500 et 75 000V en continu.

HTB : Haute Tension au-dessus de 50 000V en alternatif et 75 000V en continu.

IEPF : Institut de l’Energie et de l’Environnement de la Francophonie

INSEE : Institut National de la Statistique et des Etudes Economiques.

INSTAT : Institut National de la Statistique.

IPP : Producteurs Indépendants d’énergie (Independent Power Producers).

IPS/WA: Industrial Promotion Services/West Africa.

IRED : Initiative Régionale pour l’Energie Durable.

km: Kilomètre.

kg: kilogramme.

kV: Kilovolt.

kWh : Kilowattheure.

LBC : Lampe à Basse Consommation.

MT : Moyenne Tension.

MVA : Méga Volt Ampère.

MW : Mégawatt.

MWc : Mégawatt crête.

m3: mètre- cube.

NARUC: National Association of Regulatory Utility Commissioners.

NIGELEC : Société Nigérienne d’Electricité.

OMS : Organisation Mondiale de la Santé.

OMVS : Organisation pour la Mise en Valeur du fleuve Sénégal.

ONAP : Office National des Produits Pétroliers.

OPEX : Dépenses d’exploitation (Operating Expenditures).

PASE : Projet d’Appui au Secteur de l’Energie.

pH : Potentiel Hydrogène.

PIB : Produit Intérieur Brut.

PTF : Partenaires Techniques et Financiers.

P-RM : Présidence de la République du Mali.

RI : Réseau Interconnecté.

SEMOS-SA-SA : Société d’Exploitation des Mines d’Or de Sadiola.

SOMELEC : Société Mauritanienne d’Electricité.

SOMISY-SA : Société des mines d’or de Syama

SENELEC : Société Nationale d’Electricité du Sénégal.

SFI : Société Financière Internationale.

SOGEM : Société de Gestion de l’Energie de Manantali.

Abréviations

SOMAGEP-SA : Société Malienne de Gestion de l’Eau Potable.

SOMAPEP-SA : Société Malienne de Patrimoine de l’eau Potable.

SOMELEC : Société Mauritanienne d’Electricité.

SOPAM : Producteur Indépendant à partir d’une centrale au fuel lourd à Sirakoro, fournisseur

d’électricité d’EDM-SA.

SONABEL : Société Nationale d’Electricité du Burkina.

SNE : Société Nationale d’Electricité.

UEMOA : Union Economique et Monétaire Ouest-Africaine.

WAPP : Système d’Echanges d’Energie Électrique Ouest Africain (West African Power Pool).

Message du Président de la Commission

Rapport d'activités de la CREE pour l'année 2012

7

MESSAGE DU PRESIDENT DE LA COMMISSION

L’article 3 de l’Ordonnance N° 00-021/P-RM du 15 Mars 2000 crée la Commission de

Régulation de l’Electricité et de l’Eau. Aux termes de l’article 4 de la même Ordonnance, la

Commission de Régulation est chargée de la régulation du secteur de l’Electricité et du

service public de l’Eau potable dans les centres urbains.

Sa mission générale consiste à soutenir le développement du secteur public de l’électricité et

l’eau, promouvoir et organiser la concurrence entre les opérateurs et assurer la défense des

intérêts des usagers des deux services publics.

Ces attributions, transversales du reste, constituent la clé de voûte du fonctionnement

régulier des secteurs de l’Electricité et l’Eau potable en milieu urbain.

Au-delà de l’obligation légale (prescrite par l’article 17 de l’Ordonnance susvisée) de rendre

compte qui est sa vocation, de la tradition administrative qui l’a engendrée, la production du

rapport d’activités est à la fois une rétrospective, une jauge et une projection.

Aussi, convient-il de noter que la réforme institutionnelle des deux secteurs, mise en route

en l’an 2000, a été réellement mise œuvre en 2012, avec la séparation non pas seulement

organique mais matérielle des deux secteurs, par la création d’une société de patrimoine et

d’une société d’exploitation et leur entrée en service.

La Commission de Régulation a, de concert avec les acteurs concernés et/ou intéressés

(Maître d’ouvrage, SOMAPEP, SOMAGEP, EDM-SA, Consultant, Commissaire aux apports

notamment), contribué à cette mutation, par l’examen et la validation des documents

constitutifs du cadre normatif des entités concernées et par sa participation à l’arbitrage

relatif à la répartition des biens et la préparation des bilans d’ouverture, entre autres.

En rapport avec le Consultant MacroConsulting, la Commission de Régulation s’est aussi

dédiée à l’adaptation du modèle économique et financier au nouveau schéma de

réorganisation et de gestion des services publics de l’électricité et de l’eau.

En outre, en vue d’assurer l’équilibre de la Société EDM-SA et de la SOMAGEP-SA issue de

la scission de l’Opérateur historique, la Commission de Régulation s’est exercée à des

simulations tendant à bâtir une formule rationnelle d’indexation tarifaire.

Dans le cadre du renforcement de la capacité de production du pays en électricité, un autre

temps fort de l’année 2012 a consisté en l’obtention d’un financement supplémentaire

consistant, obtenu par le Maître d’ouvrage auprès d’un partenaire incontournable du Mali

qu’est la Banque islamique de développement (BID), destiné à l’augmentation de la capacité

de la Centrale de Balingué.

En outre, faut-il rappeler que le 27 Septembre 2012, l’interconnexion des réseaux

électriques ivoirien et malien est enfin devenue effectivement opérationnelle avec

l’alimentation des villes de Sikasso, Koutiala et Ségou en énergie produite en Côte



8

d’Ivoire et ce, grâce à une synergie d’actions de l’ensemble des acteurs du secteur de

l’électricité.

Il y a lieu de relever cependant une déconvenue survenue au niveau de la centrale SOPAM

de Sirakoro. En effet, celle-ci qui, au moment de sa mise en service a suscité un légitime

espoir, a connu d’énormes problèmes du fait de l’exacerbation des problèmes ayant surgis

entre l’unité de production et le pool bancaire qui a participé à son financement d’une part et,

des problèmes techniques et d’approvisionnement en fuel lourd.

Ces problèmes, greffés à d’autres dont le plus redoutable a consisté dans la crise

institutionnelle et sécuritaire de janvier 2012 ont fortement perturbé la couverture par

l’opérateur historique (EDM-SA), de la demande.

Dans le cadre de la diversification des sources d’énergie, le Maître d’ouvrage, le Régulateur

et l’Opérateur historique (EDM-SA) ont été approchés au cours de l’année 2012, par divers

promoteurs étrangers et ce, dans le cadre du Partenariat Public Privé, en vue de la

réalisation d’infrastructures de production d’énergie notamment nouvelles et renouvelables et

ce, afin que soit minorer dans le mix énergétique, la part qu’occupe le thermique.

En outre, il est important de souligner que les mêmes acteurs ont été approchés par des

opérateurs miniers (La Société des mines d’or de Sadiola et la Société des mines d’or de

Syama notamment) en vue du raccordement de leurs unités de production minière.

Conformément à ses attributions, la Commission de Régulation a procédé au mois de Mai

2011, à l’édiction et à la publication de deux Directives relatives à la Comptabilité

Régulatoire. Celles-ci devraient conforter la Commission de Régulation, l’année d’après,

dans son exigence d’informations précises et dans des formats eux-mêmes, précis.

La première consiste en la Directive générale relative à la mise en vigueur de Directives de

Comptabilité Régulatoire se rapportant aux concessions et aux délégations des services

publics de l’électricité et de l’eau potable au Mali.

Quant à la seconde, elle fixe les règles de Comptabilité Régulatoire applicables aux contrats

de concession de production dans le secteur de l’électricité.

La Commission de Régulation a effectué des missions de contrôle dans certaines Agences

d’EDM-SA ainsi que dans certaines localités bénéficiaires d’adduction d’eau potable, entrant

dans son champ de compétence.

Dans le cadre de l’Electrification Rurale, la Commission a participé à différentes rencontres

ayant abouti à la reprise par EDM-SA, de certaines localités relevant de la compétence de

l’AMADER.

Elle a aussi joué sa partition dans la gestion du contentieux de dédommagement qui en a

résulté (en termes d’opportunité et de principe).



9

Dans le cadre du renforcement des capacités des acteurs des secteurs de l’Electricité et de

l’Eau potable, la Commission de Régulation a initié, avec le concours de partenaires, une

série de formations.

En ce qui concerne sa mission d’assistance, la Commission de Régulation a, à la requête du

maître d’ouvrage été sollicitée en vue de l’émission de son avis formel sur différents

documents d’une part et de l’accompagnement de celui-ci dans divers projets tel que

l’interconnexion des réseaux ivoiriens et maliens, d’autre part.

En termes de perspectives, de concert avec le Consultant Macro Consulting et les acteurs

du secteur, la Commission s’attachera à rendre disponibles, les Modèles technico-

économiques et financiers (Eau et Electricité) qui sont, et demeurent des instruments

incontournables dans la gestion rationnelle et efficiente des deux secteurs ainsi qu’à la

réalisation des projets majeurs de Kabala et de Missabougou.

Enfin, la Réforme de 2000 a certainement montré des limites à l’épreuve du temps et des

circonstances d’où, la nécessité d’enclencher, une relecture de l’ensemble des textes

applicable aux deux secteurs.

LE PRESIDENT

Moctar TOURE

Revue des activités menées par la Commission de Régulation


10

I. DES ACTIVITES MENEES PAR LA COMMISSION DE REGULATION



11

SIEGE DE LA CREE



12

1.1 Elaboration et mise en place

d’instruments de régulation

1.1.1 Elaboration des directives

complétant le cadre

législatif et réglementaire

En vue du renforcement du cadre

législatif et réglementaire des

secteurs de l’électricité et de l’eau, le

Conseil de la CREE a procédé au

mois de Mai 2011, à l’édiction et à la

publication de deux Directives

relatives à la Comptabilité

Régulatoire. Celles-ci ont

certainement conforté la Commission

de Régulation, l’année d’après, dans

son exigence d’informations précises

et dans des formats appropriés.

Cependant, l’émission des directives

a été suspendue en 2012, en

attendant les contrats EDM-

SA/SOMAGEP-SA/SOMAPEP-SA.

1.1.2 Mécanisme d’indexation

tarifaire du service public

de l’électricité

En Août 2012 la CREE a

communiqué au Ministère de

l’Energie et de l’Eau les résultats de

l’application de la formule

d’indexation du service public de

l’électricité au titre de l’année 2012

ainsi que les actions et mesures

d’accompagnement nécessaires

pour conforter l’impact positif d’un

ajustement tarifaire. Ces résultats

ont également été partagés avec les

parties prenantes en 30 Août 2012

lors des travaux sur la situation

d’EDM-SA.

Au mois de Décembre des

échanges ont eu lieu entre la

CREE et EDM-SA sur la formule

d’indexation et les résultats des

simulations effectuées par la

CREE en vue de procéder à un

ajustement tarifaire.

1.1.3 Collecte et validation des inputs

du modèle économique et

financier du secteur de l’eau,

adapté au nouveau schéma de

réorganisation et de gestion des

services publics de l’électricité

et de l’eau potable

La collecte des inputs devant

alimenter le modèle s’est

poursuivie pendant la période.

En 12 séances, cette Commission

a pu finaliser le calage sur les

données 2010 en attendant les

bilans d’ouvertures issus du

processus de séparation des

secteurs de l’électricité et de l’eau

potable.

En fin de période la CREE

attendait, entre autres :

- les bilans séparés, issus des

comptes d’EDM-SA au

31/12/2010, de la SOMAGEP-

SA, de la SOMAPEP-SA et de

l’activité électricité d’EDM-SA ;

- les états financiers 2011 de la

SOMAGEP-SA validés par les

commissaires aux comptes ;

- les investissements réalisés en

2011 par la SOMAPEP-SA et

la SOMAGEP-SA ainsi que



13

leurs plans d’investissement

2012-2020.

1.2 Activités de Régulation

1.2.1 Projet de réalisation d’une

centrale de 92 MW à Kayes

fonctionnant au fuel lourd

par la société Albatros :

En rappel, il s’agit de la réalisation en BOOT et en douze mois, de la centrale et d’assurer une exploitation de dix ans avant son transfert. En février 2012, la CREE a participé à Kayes à la cérémonie de lancement des travaux.

1.2.2 Projet de réalisation de

centrales solaires

photovoltaïques

Le secteur de l’électricité du Mali fait l’objet

de propositions spontanées de plus d’une

vingtaine de projets solaires. La

Commission de régulation a été sollicitée au

cours de l’exercice 2012 pour la finalisation

ou la formulation des projets proposés par

des promoteurs. Les projets suivants feront

l’objet d’une attention particulière de la part

de la Commission :

- Mola Solar : Construction de onze

centrales solaires pour une puissance

totale de 112,5 MWc, pour un prix de 90

FCFA/kWh. En 2011, la CREE a fait des

propositions d’amélioration du projet de

convention de concession qui lui a été

soumise. La version corrigée de ce

document est toujours attendue.

- SCATEC : Installation de centrales

solaires d’une puissance totale de 60

MWc à un prix de 120 FCFA/kWh. En

janvier et février 2012, des séances de

négociations entre les parties

prenantes (Etat, Promoteur) se sont

ténues à Paris avec la participation

active de la CREE. Au terme des

travaux, le projet a connu des

avancées significatives par la levée

des points de divergence dans les

projets de contrats et par l’adoption

d’un calendrier de mise en œuvre.

- Consortium Sino-malien CMEC-

SUNTECH-ZED-SA : Projet

d’alimentation électrique en énergie

solaire de la cité Administrative de

Bamako.

Il s’agit d’installer 60 centrales d’une

puissance totale de 15 MWc sur les

toits des bâtiments. Un protocole a été

signé à cet effet pour un

investissement 60 millions d’Euros,

appelle une attention particulière de la

CREE sur le coût du projet.

- Projet CAMAC :

Projet de construction en BOOT de

centrales 20 à 100 MW.

Initié depuis le second semestre de

2011, un protocole d’accord est en

cours de négociation.

- Projet DSI :

Construction en BOOT à Sikasso

d’une centrale photovoltaïque

solaire de 30 MWc.

Un protocole a été signé en 2011, les

négociations préliminaires sont

engagées depuis février 2012 en vue

de la signature d’une convention de

concession.

1.2.3 réclamations



14

En application de l’article 4 de l’Ordonnance

n°00_021/P-RM du 15 mars 2000 et de

l’article 18 du Décret n° 00-185/P-RM du 14

avril 2000, portant respectivement création

et organisation de la Commission de

Régulation et les modalités d’application de

l’Ordonnance, la Commission a convenu

avec les Opérateurs d’une procédure

simplifiée, accélérée et alternative de

traitement des contestations des abonnés

des services publics de l’électricité et de

l’eau potable.

Dans ce cadre et conformément à sa

mission de défense des intérêts des

usagers du service public, la Commission a

procédé au règlement non juridictionnel

d’une dizaine de contestations portant sur

des présomptions de fraude et de

facturation.

1.3 Assistance à l’Etat

L’une des missions de la CREE est

d’apporter assistance et conseil au Maître

d’Ouvrage et aux institutions de l’Etat.

Dans ce cadre et en vue de soutenir le

développement des services publics de

l’électricité et de l’eau, la CREE a participé à

plusieurs actions notamment :

1.3.1 Les requêtes de

financement

Dès le début de la période de transition, et

au regard de la situation critique du secteur

électrique du Mali, la CREE a initié en

rapport avec le Maitre d’ouvrage, des

requêtes de financement adressées à la

CEDEAO et à l’UEMOA en vue d’obtenir

une subvention en procédure d’urgence,

pour la sécurisation de l’approvisionnement

en combustible et le renforcement des

capacités de production d’électricité de

EDM-SA.

La dixième réunion des ministres en

charge de l’énergie de la CEDEAO, ténue

le 24 mai 2013 à Yamoussoukro a

entériné la requête du Mali à hauteur

d’environ 50 millions de Dollars US par

ses résolutions n°2 et n°4.

1.3.2 La réforme

institutionnelle des

secteurs de l’électricité

et de l’eau potable dans

le cadre du SORGEE

Après la mise en place des organes de

gestion et d’administration de la

SOMAPEP-SA et de la SOMAGEP-SA en

août 2010, la Commission de Régulation

a fortement contribué aux actions initiées

en vue de l’adaptation du cadre

contractuel au nouveau schéma

institutionnel des secteurs de l’électricité

et de l’eau potable.

Dans ce cadre, la Commission de

Régulation a :

▪ Contribué au processus d’élaboration

d’un protocole d’accord entre la

SOMAPEP-SA et la SOMAGEP-SA

pour la gestion de la période

transitoire, en attendant la signature

des contrats définitifs ; son avis formel

n°12-000013, émis le 19 décembre

2012 a permis de valider ce protocole

d’accord ;

▪ organisé une série de réunions

techniques pour examiner, en

impliquant toutes les parties

prenantes, le projet de contrat de

concession Etat- SOMAPEP-SA et le

projet de contrat d’affermage Etat –

SOMAPEP-SA – SOMAGEP-SA.

Par ailleurs, un plan d’actions de la

réforme adopté en vue de la mise en



15

œuvre des outils et documents contractuels

du secteur de l’eau potable a permis au

courant de l’année 2013 :

- La finalisation des Contrats de

concession et d’affermage après

l’affectation des biens et

l’établissement des bilans d’ouverture

des sociétés,

- La finalisation du Modèle de

régulation économique et financière

du secteur de l’eau.

1.3.3 La finalisation des accords

pour le raccordement des

unités minières de la

SOMISY-SA et de la

SEMOS-SA au réseau

électrique d’EDM-SA

1.3.3.1 Contrat de fourniture

d’électricité à la mine d’or

de Sadiola

Conformément au protocole d’accord signé

le 22 juin 2011 entre le Gouvernement du

Mali et la société SEMOS-SA-SA, un contrat

de fourniture d’électricité a été élaboré afin

de préciser les conditions techniques,

financières et juridiques pour l’alimentation

en électricité par EDM-SA de la mine d’or de

Sadiola.

Le contrat a une durée de dix ans

renouvelable. Les conditions techniques

sont essentiellement : livraison de l’énergie

à la mine à 225kV et 30kV à la station de

pompage ; une puissance et une énergie

demandée aux points de livraison

respectivement de 38 MW et 306 millions de

kWh.

En outre, une Directive de la CREE définira

la grille tarifaire, l’avance sur consommation

ainsi que les frais de location/entretien

compteurs à payer par SEMOS-SA.

Les documents contractuels ont été

examinés par un groupe restreint

composé des représentants des parties

au contrat (EDM-SA et SEMOS-SA) ainsi

que ceux de la CREE, de la DNE et du

MEE. Un atelier regroupant les

représentants des structures concernées

a été organisé en vue de valider les

documents. La version finale des

documents a été approuvée par un avis

conforme de la CREE.

1.3.3.2 Protocole d’accord

pour le raccordement

de la mine d’or de

Syama

Le protocole d’accord entre le

Gouvernement du Mali et la société

SOMISY-SA précise les conditions

technique, juridique et financière pour le

raccordement de la mine d’or de Syama

au réseau interconnecté à partir du poste

de Sikasso. Ce raccordement consiste à

réaliser 75 km de ligne 225 kV, deux

nouveaux postes (225 kV/33 kV et 33

kV/15 kV) et 15 km de ligne 33 kV.

- A l’issue de l’exécution du projet,

les infrastructures financées et

réalisées par SOMISY-SA (ligne

de 225kV de Sikasso à Syama)

reviendront à EDM-SA. En

contrepartie, l’Etat accepte de

garantir un prix moyen de 70

FCFA/kWh et d’accorder des

exonérations des taxes et droits de

douane prévus.

La version finale du document, issue des

travaux du groupe restreint

MEE/DNE/CREE/EDM-SA, a reçu l’avis

conforme de la CREE.

1.3.4 Interconnexion des

réseaux électriques



16

haute tension du Mali et de

la Côte d’Ivoire

L’interconnexion entre la Côte d’Ivoire et le

Mali vise principalement à optimiser les

sources de production d’électricité des

réseaux électriques des 2 pays.

Les principaux accords de l’interconnexion à

savoir le protocole d’accord et le contrat de

fourniture d’électricité ont été soumis à la

CREE pour avis conforme. Cet avis a été

donné en octobre 2012 pour le protocole

d’accord. Il convient de noter que le

protocole d’accord a été signé le 20 octobre

2012. La signature du contrat de fourniture

d’électricité a eu lieu le 26 décembre 2012.

La CREE a participé à certaines rencontres

importantes tenues dans le cadre du suivi

de ce projet :

• Abidjan, octobre 2012 : participation

à la mission du Ministre de l’énergie

et de l’eau sur les conditions de mise

sous tension des installations

électriques du projet.

• Abidjan, novembre 2012 : mission

pour la finalisation du contrat d’achat

d’énergie électrique dans le cadre du

projet d’interconnexion des réseaux

électriques Côte d’Ivoire – Mali.

Il convient de noter que le protocole

d’accord a été signé le 20 octobre 2012 et la

signature du contrat de fourniture

d’électricité a eu lieu le 26 décembre 2012.

Le projet a permis de réaliser 524 km de

ligne 225 kV,2 nouveaux postes (à Sikasso

et à Koutiala) et d’agrandir les postes de

Ferké (Côte d’Ivoire) et Ségou (Mali).

Les travaux ont été exécutés par trois

entreprises indiennes pour un coût total

de179,7 millions de dollars soit 80,87

milliards de FCFA. Ce financement a été

assuré par les partenaires suivants :

l’Inde (111 millions de dollars), la BOAD

(27,78 millions de dollars) et la BIDC (30

millions de dollars). La mise en œuvre

des mesures d’atténuation d’un coût total

de 10,92 millions de dollars a été

entièrement prise en charge par les 2

Etats (Mali et Côte d’Ivoire).

La mise en service des installations a été

effectuée comme suit : le 19 octobre

2012 pour le tronçon Sikasso/Ferké

(alimentation de la ville de Sikasso) ;

- le 3 novembre 2012 pour la liaison

Koutiala/Sikasso (alimentation de

la ville de Koutiala) ;

- le 11 novembre 2012 pour le

tronçon Ségou/Koutiala

(alimentation du poste de Ségou).

1.3.5 Couverture de la

demande de pointe de

l’année 2013

Afin d’assurer de manière satisfaisante la

couverture de la demande de pointe en

électricité en 2013, l’Etat a accordé à

EDM-SA des subventions d’un montant

initial de 30 milliards, ajusté par la suite à

40 milliards à l’occasion de la revue avec

le FMI en mars 2013. Cet appui est

destiné à :

1. l’apurement partiel des dettes

fournisseurs : pétroliers et autres

prestataires ;

2. le règlement des factures

courantes des pétroliers ;

3. l’apurement partiel de

l’endettement au niveau des

banques locales.



17

La CREE s’est impliquée pour le suivi

de la mise en œuvre et une

qualification précise des subventions.

Cette qualification permettra à la

CREE d’envisager des mesures

d’atténuation acceptables dans le

processus d’ajustement tarifaire.

1.4 Renforcement des capacités de la

CREE

1.4.1 Organisation de séminaires

et Ateliers :

1.4.1.1 Séminaire AFUR-

CREE du 20 au 24 février

2012 à l’Hôtel Salam de

Bamako

Dans le cadre du renforcement des

capacités de son personnel et de l’ensemble

des acteurs des secteurs de l’électricité et

de l’eau au Mali, la Commission de

Régulation de l’Electricité et de l’Eau

(CREE) a organisé du 20 au 24 février

2012, en partenariat avec l’AFUR (le Forum

Africain pour la Réglementation des

Services Publics), un séminaire sur le

partenariat public privé et la tarification des

services publics de l’électricité et de l’eau.

L’objectif général du séminaire était de

renforcer les capacités des participants

dans les choix des options de partenariats

public privé et de l’utilisation des techniques

de détermination des tarifs de l’électricité et

de l’eau.

Les objectifs spécifiques étaient les suivants

:

- former les participants aux bonnes

pratiques en matière de choix des

options de partenariat public privé ;

- initier aux fondements

économiques de la régulation ;

- former à la conception d’un

système tarifaire et à la

détermination des composantes du

revenu requis pour la fixation des

tarifs.

Il a regroupé 61 participants issus de

plusieurs horizons (agences de

régulation, sociétés d'électricité, société

de patrimoine, ministères, services

publics, producteurs indépendants,

agence pour l'électrification rurale, etc.) et

provenant de divers pays africains

(Angola, Ethiopie, Togo, Côte d’Ivoire,

Egypte, Ghana, Gambie, Lesotho,

Mauritanie, Tanzanie, Afrique du Sud,

Sénégal, Ouganda, Mali et Burkina

Faso).

Il s’est déroulé en 15 modules comme suit :

1. « introduction à la conception

tarifaire et à l’analyse du revenu

requis » animé par un consultant

ghanéen Dr. William Gboney ;

2. « La base d’actifs régulatoire »,

module présenté par Dr. William

Gboney ;

3. « Le coût du capital » présenté par

le Dr William Gboney ;

4. « Les technologies des énergies

renouvelables », présentation faite

par Dr. Banal – Estanol ;



18

5. « le libre accès au réseau de

transport : types de structures du

marché de l’électricité » ;

6. « La conception tarifaire des services

publics : fonds de roulement,

immobilisations en cours, contribution

de la clientèle et créances

douteuses » ;

7. « La tarification de l’accès au réseau

de transport » ;

8. « La tarification des services

auxiliaires » ;

9. « L’économie de la réglementation » ;

10. « conception tarifaire des services

publics : record de ventes et

classification des clients » ;

11. « L’analyse comparative des coûts » ;

12. « La conception tarifaire des énergies

renouvelables et le développement

du secteur énergétique » ;

13. « La modélisation financière » ;

14. « Le coût du capital » ;

15. « La politique des frais de

raccordement ».

1.4.1.2 Atelier du 27 juin 2012

sur le modèle partagé de

simulation économique

et financière adapté au

nouveau cadre

institutionnel

Le 27 juin 2012, dans la salle de réunion

du conseil de la CREE s’est tenu un

atelier de formation pour l’appropriation

du modèle de simulation eau par les

parties prenantes du secteur de l’eau.

En rappel, deux modèles de simulations

ont été élaborés par le consultant

Macroconsulting : un modèle électricité et

un modèle eau. Un groupe technique

regroupant des cadres du secteur a été

mis en place pour le calage, la collecte et

la validation des données des deux

modèles.

Au terme d’une quarantaine de séances

de travail (de Décembre 2010 à juin

2012), une réunion de présentation des

premiers résultats de simulation du

modèle eau s’est tenue le 19 juin 2012

dans la salle de réunion de la CREE.

Il est apparu nécessaire d’organiser au

cours d’un atelier, une séance de

formation spéciale animée par les

experts de la CREE pour permettre aux

cadres des deux secteurs de maîtriser

davantage le modèle.

1.4.2 Autres séminaires

Toujours, dans le cadre du renforcement des capacités de la Commission, des Commissaires ou cadres de la CREE ont participé à diverses rencontres, séminaires ou ateliers : - Mars 2012, participation à :

o Marseille en France, au

6ème forum mondial de

l’eau ;

o Abidjan en Côte d’Ivoire,

au séminaire de

lancement du projet de



19

création de pôles

d’excellence régionaux de

formation professionnelle

dans le secteur de

l’électricité en Afrique ;

o Accra au Ghana, à la 1ère

réunion du Comité

Consultatif des Régulateurs

de la CEDEAO ;

- Avril 2012, participation à :

o Praia, Cap Vert, à l’atelier

de formation de la

CEDEAO sur la

planification, les cadres

réglementaires et les

mécanismes de promotion

des Energies

Renouvelables ;

o Pretoria en Afrique du Sud,

à l’assemblée générale

annuelle de l’AFUR et à son

programme de formation

sur le renforcement de la

participation du

consommateur dans la

réglementation du secteur

des infrastructures ;

- Mai 2012, participation :

o au Québec au Canada, au

5ème forum mondial sur la

régulation de l’énergie ;

o à Hammamet, Tunisie, au

17ème congrès de l’Union

des Producteurs,

Transporteurs et

Distributeurs d’Energie

Electrique d’Afrique

(UPDEA ;

- Juin 2012, participation à Berlin

en Allemagne, au Forum

Africain de l’Energie ;

- Septembre 2012, participation

à :

o Conakry, Guinée, au

séminaire organisé par

l’ARREC en

collaboration avec le

gouvernement guinéen

pour la sensibilisation

des parties prenantes au

processus de mise en

place d’un organe de

régulation des secteurs

de l’eau et de l’électricité;

o Accra au Ghana, à la

première séance du

Groupe de travail pour le

démarrage des activités

et projet de l’ARREC ;

- Octobre 2012, participation, à

Bujumbura au Burundi, à

l’atelier de réflexion sur la

« régulation des services d’eau

potable au Burundi » organisé

par la Direction Générale de

l’Eau et de l’Energie du

Ministère de l’Energie et des

Mines du Burundi, avec l’appui

du Programme Sectoriel Eau

financé par la Coopération

Allemande ;

- Novembre 2012, participation

à :

o Dakar au Sénégal, au

3ème forum sur la

Régulation Régionale du

Secteur de l’Electricité

de la CEDEAO ;



20

o Lomé au Togo, à l’atelier de

dissémination des

politiques de l’énergie et

des opérations d’appui

programme de la Banque

Africaine de

Développement ;

o Ouagadougou au Burkina

Faso, au forum Régional

UEMOA sur la concurrence.

1.4.2.1 Partenariat avec la

CEDEAO

Dans le cadre de sa collaboration avec

l’Autorité de Régulation Régionale du

Secteur de l’Electricité de la CEDEAO

(ARREC), la CREE a activement participé à

la série de travaux d’opérationnalisation de

l’ARREC et de mise en place du marché

régional de l’électricité de la CEDEAO:

- L’élaboration d’un plan stratégique

d’actions pour l’ARREC au titre de la

période 2013-2017 ;

- L’élaboration d’un plan régional de

renforcement des capacités des

autorités nationales de régulation des

Etats membres de la CEDEAO ;

- La définition des règles d’accès des

clients éligibles au réseau régional de

l’électricité ;

- La définition d’une méthodologie

tarifaire pour la détermination des

coûts et du tarif de transport de

l’électricité;

- L’élaboration des meilleures

pratiques contractuelles ;

- Le benchmarking régional en matière

de régulation.

- La préparation d’un projet de

directive portant institution de

contribution au financement de la

régulation Régionale du secteur

électrique de la CEDEAO.

- L’analyse aux fins d’adoption, du

manuel d’exploitation des réseaux

interconnectés des systèmes

d’Echanges d’Energie Electrique

de l’Afrique de l’Ouest.

Ces travaux, entamés au cours du

dernier trimestre de l’année 2012, se

poursuivront durant l’année 2013.

Situation technique des secteurs de l’électricité et de l’eau potable


21

II. DE LA SITUATION TECHNIQUE DES SECTEURS DE L’ELECTRICITE ET DE L’EAU POTABLE



22

CENTRALE DE BALINGUE



23

II.1 Situation technique du secteur de l’électricité

1. RAPPEL

Le secteur électrique national dispose d’importants atouts mais demeure cependant confronté à d’énormes difficultés. Les potentialités du secteur électrique sont reparties entre l’hydroélectricité et les énergies renouvelables. L’hydroélectricité est estimée à plus de 1150 MW en puissance et 5600 GWh/an en énergie, répartis entre différents sites dans le bassin des deux (2) fleuves, le Sénégal et le Niger. Les énergies renouvelables sont convenablement reparties sur le territoire avec une irradiation solaire moyenne de 6 kWh/m2/jour et une vitesse de vent qui varie en moyenne de 3 à 7 m/s surtout dans les zones sahélo-sahariennes. Les difficultés du secteur se résument de la manière suivante: i) une sous exploitation du potentiel (seul 30% du potentiel hydroélectrique est actuellement mis en valeur, soit 310 MW environ), (ii) une insuffisance d’investissement pour le développement du secteur, (iii) une inadéquation fortement accentuée dans certaines localités entre l’offre et la demande d’électricité (forte progression de la demande et capacité de production relativement faible); (iv) un taux d’accès relativement faible de la population à l’énergie; (v) un système électrique peu performant; taux de perte d’énergie très élevé ainsi que la fréquence et la durée des interruptions de service. Plusieurs actions ont été conduites depuis la mise en œuvre de la politique sectorielle de l’électricité, adoptée en 1999 et actualisée en 2009. Chronologiquement, on peut rappeler :

• En 2000, - l’établissement d’un nouveau cadre juridique et institutionnel; - la clarification des rôles des acteurs ; - la délégation de la gestion du service public de l’électricité à EDM-SA pour une durée

de 20 ans, suivant un contrat de concession ; - l’ouverture du secteur à d’autres opérateurs privés ; - la création d’un organe de régulation, - la création d’un Fonds spécial d’électrification rurale.

• En 2003, la création de l’Agence Malienne pour le Développement de l’Energie Domestique et de l’Electrification Rurale (AMADER) en vue de donner une nouvelle impulsion à l’accès à l’électricité des populations vivant en milieu rural.

• En 2006, l’adoption d’un document unique de politique énergétique. Ce document précise mieux les objectifs du Gouvernement du Mali en matière d’électrification:

o i) sécuriser et accroître la couverture électrique du pays de 14% en 2004 à 55% en 2015 ;

o ii) porter le taux d’électrification rurale de moins de 1%en 2004 à 55% en 2015. Le taux national d’accès à l’électricité enregistré en 2012 s’établit à 31,74%.



24

- En 2009, un Programme d’Appui au Secteur de l’Energie (PASE), financé par la Banque Mondiale à hauteur de 120 millions de dollars sur une période de 5 ans, a démarré ses activités. Cet appui contribuera non seulement à renforcer la capacité des réseaux de transport et de distribution d’énergie d’EDM-SA, mais également à améliorer la gouvernance du secteur de l’électricité. En 2012 le taux de décaissement est de 17,1% contre une prévision de 43,4%. Le montant du financement a été ramené à 95 millions de dollars, suite à l’affectation de 25 millions de dollars au SREP. La date de clôture du projet, initialement prévue pour le 30 septembre 2014, a été prorogée au 31 décembre 2015.

• En 2011, conformément aux recommandations de l’étude institutionnelle, les secteurs de l’électricité et de l’eau ont été séparés et deux nouvelles sociétés sont créées pour la gestion du secteur de l’eau potable : la Société Malienne du Patrimoine de l’Eau Potable (SOMAPEP-SA) et la Société Malienne de Gestion de l’Eau Potable (SOMAGEP-SA) ;

• En 2012, l’interconnexion des réseaux électriques du Mali et de la Côte d’ivoire a été mise en service.

2. OPERATEURS DU SECTEUR DE L’ELECTRICITE

Le service public de l’électricité est dorénavant assuré par des opérateurs à travers, soit une concession ou une permission (ou autorisation) ; l’objectif étant de fournir le service dans un périmètre défini. Ainsi, plusieurs opérateurs privés, en plus d’EDM-SA, interviennent dans le secteur. Il s’agit entre autres de: - la société SOPAM-SA : type de régime : concession ; identité : centrale thermique au

fuel lourd d’une puissance de 56 MW ; contrat d’achat avec EDM-SA pour une durée de 5 ans ; fourniture d’une quantité d’énergie de 350 GWh par an à un prix de 20 FCA le kWh (hors combustible); le combustible est à la charge de EDM-SA ; la centrale a été inaugurée en octobre 2010 ; la mise en exploitation commerciale de la centrale a eu lieu en mai 2011;

- la société Albatros Energy-Mali : type de régime : concession ; lieu : Kayes ; puissance installée : 92 MW ; puissance garantie : 66 MW ; contrat d’énergie avec EDM-SA pour une durée de 10 ans ; fourniture d’énergie : 578 GWh à 20,3 FCFA/kWh (hors combustible) ; combustible à la charge d’EDM-SA;

- la Société de Gestion de l’Energie de Manantali (SOGEM) ; société de droit malien qui assure la gestion de la centrale hydroélectrique de Manantali et de la centrale hydroélectrique de Félou ; ces deux centrales et leurs lignes de transport constituent des ouvrages communs aux quatre Etats de l’OMVS (Mali, Sénégal, Guinée et Mauritanie) ; puissance installée : 260 MW (Manantali 200 MW et Félou 60 MW) ; productible annuel moyen : 1 131 GWh (Manantali 806 GWh/an et Félou 325 GWh/an) .

Dans le domaine de l’énergie solaire, plusieurs propositions sont en négociation très avancées pour l’obtention d’une convention de concession. Il s’agit particulièrement de:

- la société « SCATEC SOLAR WEST AFRICA » qui a conclu un protocole d’accord

pour la réalisation de centrales solaires d’une puissance totale de 60 MWc dont 10

MWc à Mopti;



25

- la société «Avelux» qui a initié un projet de construction de centrale solaire d’une

puissance de 10 MWc,

- la société « Mola Solar Systems GmbH/Allemagne» qui se propose de réaliser en

BOOT une centrale solaire d’une puissance de 50 MWc à Fana;

- la société allemande « Architectural Devices group limited » qui envisage de

financer, construire et exploiter une centrale solaire d’une puissance de 40 MWc.

2.1. Organisation des SYSTEMES ELECTRIQUES D’EDM-SA

La société Energie du Mali (EDM-SA) est le principal concessionnaire du service public de l’électricité au Mali. Elle a en charge la production, le transport et la distribution de l’énergie électrique sur l’ensemble de son périmètre. Actuellement, le capital social de la société est de 32 milliards FCFA dont 66% sont détenus par l’Etat et 34% par le Groupe Industrial Promotion Services West-Africa (IPS-WA). Son périmètre concédé couvre 99 localités. EDM-SA a bénéficié du monopole de l’achat en gros d’énergie électrique, qui lui a été accordé sur une période de 10 ans. Ce délai a pris fin depuis le 31 décembre 2010, ce qui donne la possibilité aux tiers d’accéder au réseau. La société Energie du Mali SA dispose de trois systèmes électriques pour l’alimentation en électricité de ses clients. Il s’agit du Réseau Interconnecté(26 localités raccordées), des centres isolés (18 localités) et du système électrique connecté en moyenne tension au réseau électrique ivoirien (Kadiolo et Zégoua). L’ensemble du système offre une capacité totale de 425 MW avec 290 042 abonnés. Pour améliorer la sécurité d’alimentation et la couverture électrique du pays, d’importantes actions sont envisagées et notamment: - le renforcement et l’extension du réseau de transport et de distribution par la mise en

œuvre du PASE, programme d’appui au secteur de l’énergie, financé à hauteur de 120 millions de dollars US par la Banque Mondiale;

- le renforcement du parc de production d’électricité par la construction de centrales thermiques (Albatros puissance installée de 92 MW, une capacité additionnelle de 25 MW pour la centrale BID et l’installation de nouveaux groupes dans les centres isolés) ;

- l’installation d’une capacité importante en énergie solaire ; - la réalisation des interconnexions avec le Ghana et la Guinée; - la mise en valeur d’une part importante du potentiel hydroélectrique du pays par la

construction des centrales hydroélectriques de capacité d’environ 375 MW : Sotuba II (6MW), Kénié (42 MW), Gouina (140 MW), Gourbassy (25 MW), Badoumbé (70 MW), Taoussa (25 MW) et Talo (7 MW).

L’effort financier nécessaire pour le renforcement du système électrique de la société Energie du Mali, en se référant au plan optimal d’investissement établi sur la période de 2007 à 2020, s’élève à un montant total de 401 milliards de FCFA, soit un investissement annuel moyen de 28,6 milliards de FCFA. Ces investissements sont repartis principalement comme suit : 220 milliards pour la construction de nouvelles centrales, 150 milliards de FCFA pour le développement du réseau de transport et 24 milliards de FCFA pour le renforcement et l’extension des réseaux de distribution. Ce plan qui est en cours d’actualisation, a connu d’énormes difficultés dans sa mise en œuvre en raison notamment de la faiblesse de mobilisation des ressources financières.



26

Le contrat de concession d’EDM-SA prévoit un investissement de 213,6 milliards de FCFA sur 20 ans dont 13% destinés à renforcer la production d’électricité, 37% pour le développement du réseau de transport d’électricité et 43% pour le renforcement et l’extension du réseau de distribution publique d’électricité.

2.1.1. DESCRIPTION DES SYSTEMES ELECTRIQUES D’EDM-SA Les principaux indicateurs des systèmes électriques de la société Energie du Mali se résument comme suit : - Indicateurs descriptifs : un nombre total d’abonnés de 290 042 dont 25 730 nouveaux abonnés branchés en 2012; une puissance totale installée de 424,94MW; une quantité d’énergie électrique produite/achetée de 1276,32 GWh ; une quantité totale d’énergie électrique vendue à la population de 1012,42 GWh ; une longueur totale du réseau national de transport (225 kV, 150 kV et 66 kV) de 971,3 km, une longueur totale du réseau de distribution (30 kV, 15 kV et BT) de 5 601,5 km ; - Indicateurs techniques : un rendement global de 80,1% enregistré avec des pertes globales du système de 19,9% ; un nombre total d’interruption de service sur les départs 15 KV du réseau interconnecté de 264 avec une durée totale cumulée de 331 heures ; une quantité d’énergie non fournie de 21,1 GWh (2.3% de l’énergie totale vendue) ; une consommation spécifique de combustible de 230,5g/kWh (gasoil).

2.1.1.1. PARC DE PRODUCTION DU SYSTEME INTERCONNECTE

La puissance totale installée du parc de production du système interconnecté était de 357,07 MW dont 43,67% d’hydroélectricité et 47,92% de thermique et 8% d’importation. La mise en service de l’interconnexion avec la Côte d’Ivoire a permis de renforcer le parc de production d’une capacité de 30 MW. Du tableau TE1 ci-dessous, on constate que la puissance installée a été augmentée de près de 9,2% et la quantité totale d’énergie produite/achetée de 1,33%.

Tableau TE1:Puissance installée (MW) et énergie produite/achetée du système interconnecté (GWh)

Puissance installée

(MW)

2011 2012 Taux

d’augmentation

327,07 357,07 9,20%

Energie produite/achetée (GWh)

1 142,02 1 157,24 1,33%

Les principales unités de production d’électricité du système interconnecté sont décrites ci-après:

2.1.1.1.1. LA CENTRALE HYDROELECTRIQUE DE SELINGUE,

Centrale hydroélectrique de Sélingué : mise en service en 1980 ; avec un lac de retenue de 2 milliards de m3 ; puissance totale installée 46,24 MW (4X11,56 MW) ; productible



27

annuel 198 GWh (année sèche), 225 GWh (année moyenne) et 250 GWh (année humide) ; productible mensuel maximal 27 GWh au mois d’octobre. En 2012, la centrale de Sélingué a produit une quantité d’énergie électrique de 239,13 GWh, soit une baisse de production de 1,3% (tableau TE2) par rapport à 2011 (242,27 GWh). La production mensuelle minimale enregistrée en 2012 est de 10,23 GWh contre 9,95 GWh en 2011; la maximale mensuelle : 30,36 GWh en 2012 contre 30,99 GWh en 2011; la production journalière moyenne : 655 000 kWh en 2012, légèrement inférieure au productible journalier moyen d’une année humide qui est de 685 000 kWh par jour. Tableau TE2: Production d’électricité de la centrale hydroélectrique de Sélingué

Quantité d’énergie

produite (GWh)

2011 2012 Niveau de baisse de la

production

242,27 239,13 -1,3%

Le graphique FE1 ci-dessous présente l’évolution mensuelle au titre de l’année 2012 de la production d’électricité de la centrale hydroélectrique de Sélingué.

Source : Rapport d’activités d’EDM-SA 2012

2.1.1.1.2. LA CENTRALE HYDROELECTRIQUE DE SOTUBA, Centrale hydroélectrique de Sotuba : mise en service en 1966 ; fonctionne au fil de l’eau ; puissance totale installée de 5,7 MW (2X2,85 MW) ; productible annuel moyen 35,7 GWh (année sèche), 34,8 GWh (année moyenne) et 32,8 GWh (année humide). En 2012, la production d’électricité de la centrale de Sotuba a été de 32,95 GWh, soit une baisse de 11,70% par rapport à celle de 2011 (37,32 GWh) (voir tableau TE3). La production mensuelle moyenne a été de 2,74 GWh; la minimale est de 1,74 GWh (septembre 2012) et la maximale est de 3,79 GWh (janvier 2012). Tableau TE3 : Production d’électricité de la centrale hydroélectrique de Sotuba (GWh)

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

MW

h

mois

FE1: Courbe de Production de Sélingué



28

Quantité

d’énergie

produite (GWh)

2011 2012 Taux de réduction

37,32 32,95 -11,70%

Le graphique suivant donne l’évolution par mois de la production d’électricité de la centrale hydroélectrique de Sotuba.

Source : rapport d’activités 2012 d’EDM-SA

2.1.1.1.3. LA CENTRALE HYDROELECTRIQUE DE MANANTALI:

Centrale hydroélectrique de Manantali: mise en service en 2001; capacité utile de stockage d’eau 11,3 milliards de m3 ; puissance totale installée 200 MW (5X40 MW) ; productible annuel moyen 807 GWh (théorique) et 500 GWh (année sèche); électricité produite repartie 52% (Mali), 15% (Mauritanie) et 33% (Sénégal) En 2012, la centrale a produit 998,94 GWh contre une prévision de 997 GWh. La société Energie du Mali a acheté de Manantali en 2012 une quantité d’énergie électrique de 494,06 GWh, soit une augmentation de 11,27% par rapport à 2011.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

MW

h

mois

FE2: Courbe de production de la centrale de Sotuba



29

TableauTE4 : Achat d’énergie de Manantali (GWh)

Quantité d’énergie

achetée par EDM-SA de

Manantali (GWh)

2011 2012 Taux

d’augmentation

444

494,06

11,27%

Source : rapport d’activités 2012 de EDM-SA

Du graphique (FE4) ci-dessous, on constate que la centrale de Manantali est fortement sollicitée aux mois d’avril, mai, octobre et novembre. Les plus faibles quantités d’énergie enlevées sont enregistrées principalement aux mois de janvier, février, aout et septembre.

2.1.1.1.4. LA CENTRALE THERMIQUE DE DARSALAM : Centrale de Darsalam : 5 groupes de capacité totale installée de 33,40 MW ; taille des groupes comprise entre 2,2 MW (4 groupes dits « indien ») et 24,6 MW (turbine à combustion) ; groupes dits indiens indisponibles depuis 2010 pour raison de panne. La quantité totale d’énergie produite par la centrale en 2012 est de 14,69 GWh (production TAC), soit une baisse de 28,48% par rapport à celle de 2011. L’énergie produite par la centrale de Darsalam ne représente que 8,79% de sa capacité de production estimée à 167 GWh. Le volume total de combustible consommé en 2012 par les groupes de Darsalam est de 6,28 millions de litres, soit une baisse de 30,03% par rapport à 2011. La consommation spécifique de la centrale a été de 0,427 litre par kWh, soit une baisse de 2,17% par rapport à 2011.

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

Jan-12 Feb-12 Mar-12 Apr-12 May-12 Jun-12 Jul-12 Aug-12 Sep-12 Oct-12 Nov-12 Dec-12

MW

h

mois

FE4: Evolution des achats d'énergie de Manantali



30

TableauTE5 : Production d’énergie électrique de la centrale de Darsalam

2011 2012 Variation

Energie produite (GWh)

20,54 14,69 -28,48%

Combustible (millions de litres)

8,97 6,28 -30,03%

Cons spécifique comb

0,437 litre/kWh 0,427litre/kWh -2,17%

378,7 g/kWh 370,4g/kWH -

Du graphique (FE5) ci-dessous, on constate que la centrale thermique de Darsalam a été très faiblement exploitée en 2012.

2.1.1.1.5. LA CENTRALE DE BALINGUE : Centrale thermique de Balingué : capacité totale installée 33,12 MW (4X 2,2 MW + 3X6,46 MW +1X4,94 MW). L’énergie produite par la centrale de Balingué a connu une forte baisse (47,08%) passant de 63,76 GWh en 2011 à 33,74 GWh en 2012. La centrale de Balingué a été exploitée seulement à 20% de sa capacité de production d’énergie électrique, estimée à 165 GWh par an. Les 4 groupes « indiens » qui ont une bonne consommation spécifique en combustible n’ont pas fonctionné depuis 2010 en raison de leur indisponibilité. Le volume de combustible consommé en 2012 est de 8,42 millions de litres, soit une consommation spécifique de 0,25 l/kWh.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500


MW

h

mois

FE5: Courbe de production de la centrale de Darsalam



31

TableauTE6 : Production d’électricité de la centrale de Balingué

2011 2012 variation

Energie produite

(GWh)

63,76 33,74 -47,08%

Combustible

(Litres)

16 232 268 8 418 735 -48,14%

Consommation

spécifique

0,255 l/kWh 0,250l/kWh -1,99%

220,7g/kWh 216,3g/kWh -1,99%

Du graphique ci-dessous (FE6), on constate que la centrale de Balingué a enregistré sa production mensuelle la plus élevée aux mois de janvier et mars 2012 (7 GWh).

2.1.1.1.6. LA CENTRALE THERMIQUE BID, Centrale thermique BID de Balingué: 4 groupes de capacité totale installée 48,5 MW; mise en service en décembre 2010 ; renforcement de la centrale en cours afin de ramener sa puissance totale installée de 49 MW à 60 MW ; centrale prévue pour fonctionner au fuel lourd. La quantité totale d’énergie produite en 2012 par la centrale a atteint 188,22 GWh, soit une hausse de 78,83% par rapport à 2011. Le volume total de combustible consommé est de 43,58 millions de litres de gasoil, soit une consommation spécifique de 0,23 litre par kWh.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000


MW

h

mois

FE6: Courbe de production de Balingué



32

2.1.1.1.7. LA CENTRALE THERMIQUE SOPAM : Centrale au fuel lourd de la SOPAM: premier IPP réussi au Mali; 5 groupes de puissance totale installée de 56 MW; coût de réalisation 26 milliards de FCFA; inaugurée en octobre 2010 ; puissance garantie 40 MW; la quantité d’énergie contractuelle 350,4 GWh/an ; prix de cession du kWh 20 FCFA (hors combustible), La production d’électricité de la centrale en 2012 a été de 141,05 GWh, soit 40% du volume contractuel d’achat d’énergie. La quantité totale de combustible consommée est 37,77 millions de litres, soit une consommation spécifique de 0,27 litre par kWh, soit 233,2 g/KWh. La consommation spécifique contractuelle en combustible est de 210 g/kWh. La centrale aurait dû fonctionner au fuel lourd au lieu du gazole avec comme corollaire l’augmentation des charges de combustible.

0

5000

10000

15000

20000

25000


MW

h

mois

Courbe de production de la centrale BID

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000


MW

h

mois

Courbe de production de la centrale SOPAM



33

2.1.1.1.8. INTERCONNEXION AVEC LA COTE D’IVOIRE L’interconnexion des réseaux électriques du Mali et de la Côte d’Ivoire porte sur une ligne électrique haute tension entre Ferké (Côte d’Ivoire) et Ségou (Mali) d’une longueur de 524 km, la construction de deux nouveaux postes 225 kV/33/15 KV à Sikasso et à Koutiala et l’agrandissement des postes de Ferké et de Ségou. La puissance prévue est de 80 MW pendant la première phase et 200 MW en seconde phase. En 2012, la puissance fournie a été de 30 MW et l’énergie livrée est de 13,40 GWh repartie comme suit : 10% en octobre 2012, 41% en novembre 2012 et 49% en décembre 2012. Cette interconnexion a permis de raccorder les localités de Sikasso et de Koutiala au réseau interconnecté de Bamako.

2.1.1.1.9. LOCATION DE GROUPES En 2012, la location des groupes a concerné les centres isolés pour une puissance totale de 4 600 kW

2.1.1.1.10. PARC DE PRODUCTION DES CENTRESISOLES Les 18 centres isolés sont alimentés en électricité par de groupes électrogènes de taille relativement faible et comprise entre 60 et 1 220 kW. La localité de Ouélessébougou dispose d’une centrale hybride composée d’une centrale thermique (0.81 MW) et d’une centrale solaire (0,216 MW). En 2012, la puissance totale du parc de production de ces centres est de 67,78 MW, soit une légère augmentation (0.7%) par rapport à 2011. La quantité d’énergie électrique produite a été de 115,36 GWh, soit une baisse de près de 25%. La consommation de combustible est de 32,80 millions de litres de gasoil, soit une consommation spécifique de 246,7grammes par kWh en 2012 contre 244 g/KWh en 2011 Tableau TE7 : Energie produite par les centres isolés

Du graphique (FE9) ci-dessous, il convient de noter que la production d’énergie de l’ensemble des centres isolés d’EDM-SA se situe entre 5 et 13 GWh par mois; la production mensuelle moyenne en 2012 est de 9,61 GWh.

2011 2012 variation

Puissance installée (MW)

67,41 67,78 0,69%

Quantité d’énergie produite (MW)

153,33 115,36 -24,76%

Consommation spécifique (g/kWh)

244 246,7 1,10%



34

2.1.1.1.11. SYSTEME ELECTRIQUE CONNECTE AU RESEAU IVOIRIEN 30 KV

Les localités frontalières de Kadiolo et Zégoua sont raccordées en 30 kV au réseau ivoirien depuis 1996 à partir de Pogo (localité ivoirienne). L’énergie est facturée à un prix de 45 FCFA par kWh pour un niveau d’enlèvement de plus de 1 GWh. En 2012, la quantité d’énergie électrique achetée a été de 3,72 GWh, soit une hausse de 8,77% par rapport à 2011 (3,42 GWh). Tableau TE8 : Achat d’énergie moyenne tension avec la Côte d’Ivoire

Quantité d’énergie achetée par EDM-SA (GWh)

2011 2012 Taux d’augmentation

3,42 3,72 8,77%

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000


MW

h

mois

FE9: Courbe de production des centrales isolées

0

50

100

150

200

250

300

350


MW

h

mois

Achat d'énergie moyenne tension de la Côte d'Ivoire



35

2.1.1.1.12. PRODUCTION ET ACHAT D’ENERGIE ELECTRIQUE

L’énergie électrique produite et/ou achetée en 2012 par EDM-SA se chiffre à 1 276,32 GWh, soit une baisse de 1,73% par rapport à 2011. TableauTE9 : Quantité totale d’énergie achetée/produite

L’é

nergie produite par les centrales d’EDM-SA (hydroélectrique et thermique) s’établit à 624,02 GWh, soit 48,89% de l’énergie totale produite ou achetée. Les achats d’énergie (652,29 GWh) constituent 51,11% du volume total d’énergie. Les principaux fournisseurs d’énergie électrique à la société Energie du Mali sont ESKOM SA (Manantali), SOPAM SA et la CIE (Côte d’ivoire).

Le système électrique interconnecté participe à hauteur de 90,67% à la satisfaction de la demande totale. L’hydroélectricité constitue la principale source de production du pays, soit 60,03%. Les centrales de Sélingué, Sotuba et Manantali ont fourni une quantité d’énergie électrique de 766,14 GWh en 2012, soit une augmentation de 5,88% par rapport à la production de l’année 2011 (723,58 GWh). La production thermique a baissé de 14,30%, passant de 575,18GWh en 2011 à 492,99GWh en 2012. La production thermique représente 38,62% de la quantité totale d’énergie produite et achetée. Le volume total de combustibles consommé a diminué de 16,11% passant de 153,61 millions de litres en 2011 à 128,86 millions de litres en 2012. Les importations à partir de la Côte d’Ivoire ont évolué de 3,42 GWh en 2011 à 17,19 GWh en 2012, soit une augmentation de 402%. La puissance de pointe enregistrée sur le réseau interconnecté a été de 211,84 MW en 2012 contre 198,69 MW en 2011, soit une augmentation de 6,62%.

Production EDM 49%

Achat d'énergie

51%

Energie achetée et énergie produite par EDM SA

2011 2012 Taux de réduction

Energie achetée/produite (GWh)

1298,77 1276,32 -1,73%



36

2.1.1.2. Energie non distribuée L’Energie Non Distribuée (END) traduit les déficits production qui ont engendré des délestages chez les clients BT et MT. Ces délestages sont essentiellement dus à la vétusté des équipements de production proprement dits, au manque de combustibles ou à la faiblesse des réseaux de transport et de distribution provoquant des incidents. L’Energie Non Distribuée détériore la qualité du service offert à la clientèle. Le contrat de concession fixe le niveau de l’END à 1,5% de l’énergie annuelle vendue. En 2012, l’END est de 21,1 GWh, soit 2% de l’énergie totale vendue, contre 3,9 GWh et 0,4% en 2011.

2.1.1.3. Interruptions de service En 2012, il a été enregistré 264 interruptions de service, d’une durée globale de 331 heures, sur les départs Moyenne Tension (15 kV) du système interconnecté de Bamako. En 2011, le nombre d’interruptions s’établissait à 532 pour une durée cumulée de 581 heures. La durée moyenne par interruption a été de 75 mn en 2012 contre 65 mn en 2011, soit une augmentation de 14,74%.

0

50

100

150

200

250

2007 2008 2009 2010 2011 2012

MW

Année

Evolution de la puissance de pointe

0

5

10

15

20

25

2010 2011 2012

Series1 3.3 3.9 21.1

GW

h

Energie Non Distribuée en GWh



37

2.1.1.4. RESEAU DE TRANSPORT D’ENERGIE ELECTRIQUE Le réseau de transport est l’ensemble des moyens et opérations permettant d’assurer le transit de l’électricité en haute tension (supérieure à 33 kV) aux fins de fourniture à des clients ou à des distributeurs. Les tensions utilisées au Mali pour le transport d’énergie électrique sont 225 kV, 150 kV et 66 kV. La tension 225 kV, permet d’interconnecter les réseaux électriques du Mali et de Côte d’Ivoire et de relier la centrale de Manantali au système interconnecté du Mali et de celui des autres Etats de l’OMVS. Le réseau national de transport d’énergie électrique a une longueur totale de 971,3 km dont 389 km en 225 kV, 359,9 km en 150 kV et 222,4 km en 66 kV. La longueur de la ligne de 66/63 kV a augmenté de 153,92 km en 2012 avec la réalisation de la ligne Ségou-Markala-Niono.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

2007 2008 2009 2010 2011 2012

mn

/in

terr

up

tio

n

Année

Durée moyenne d'une interruption



38

TableauTE10 : Longueur du réseau de transport national

2.1.1.5. RESEAU DE DISTRIBUTION D’ENERGIE ELECTRIQUE

Le réseau de distribution constitue l’ensemble des moyens permettant de fournir l’électricité aux clients à une tension inférieure à 33 kV. Les tensions pour la distribution d’énergie électrique au Mali sont de 30 kV, 15 kV, 0,4 kV et 0,22 kV. La longueur totale du réseau de distribution est passée de 5 514,7 km en 2011 à 5601,5 km en 2012, soit une augmentation de 1,57%. En 2012, il a été réalisé 86,9 km de ligne de distribution dont 9,4 km en 30 kV ; 38,4 km en 15 kV et 39 km en basse tension.

Longueur des lignes de transport d’énergie électrique (km)


428,4

971,3

127%



39

En fonction du niveau de tension, la longueur du réseau de distribution d’énergie électrique (5 601,5 km) est répartie comme suit :

- 285,3 km pour la tension 30 kV, - 1600,8 km pour la tension 15 kV; - 3715,4 km pour la basse tension.

En outre, le nombre et la puissance des postes Moyenne Tension/Basse Tension du réseau de distribution sont passés respectivement de 2 197 et 479 MVA en 2011 à 2277 et 501,7 MVA en 2012, soit une augmentation de 3,64% et 4,70%.

2.1.1.5.1. ABONNES MOYENNE ET BASSE TENSION Le nombre total d’abonnés d’EDM-SA est passé de 261 008 en 2011 à 290 042 en 2012, soit une augmentation de 11,12%. Tableau TE11 : Nombre d’abonnés

Les abonnés BT constituent 99,42% du nombre total d’abonnés EDM-SA, alors que ceux de la moyenne tension représentent moins de 1%. On constate aussi que plus de 83,33% des abonnés d’EDM-SA sont branchés sur le réseau interconnecté, le reste des abonnés se trouve dans les centres isolés.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

30 KV 15 KV basse tension

km

Niveau de tension

Longueur des lignes

2011

2012

Nombre

d’abonnés

2011 2012 Taux

d’augmentation

261 008 290 042 11,12%



40

Le nombre de nouveaux abonnés branchés a baissé entre 2011 et 2012 passant respectivement de 27 367 à 25 730 abonnés, soit une baisse de près de 6%. Parmi les nouveaux branchements réalisés en 2012, ceux de la basse tension représentent 99,54% du nombre total.

2.1.1.5.2. ventes d’énergie électrique

L’énergie électrique totale facturée en 2012 par la société Energie du Mali est de 1 012,42 GWh, incluant la quantité récupérée sur fraude qui est de 13,29 GWh. Le niveau des ventes a connu une baisse de 3,05% de 2011 à 2012. L’énergie électrique vendue pour la Basse Tension et la Moyenne Tension constitue respectivement 60,81% et 39,19% du volume total des ventes. Les ventes d’énergie électrique pour la seule ville de Bamako s’établissent à 758,94 GWh, soit 74,96% des ventes totales.

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Ab

on

né

s

Année

Evolution du nombre d'abonnés

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Ab

on

né

s

Année

Nouveaux abonnés branchés (MT+BT)



41

TableauTE12 : Prix moyen du kWh

Le prix moyen de vente d’électricité en 2012 pour la Basse et la Moyenne Tension a été respectivement de 100 FCFA/kWh et 77,7 FCFA/kWh, soit une légère augmentation par rapport à 2011 de 0.6% et 2%. Globalement pour la MT et la BT, le prix moyen de vente du kWh a été de 91,5 FCFA/kWh, soit une hausse de 1,3%¨par rapport à 2011.

2.2 ENGAGEMENTS CONTRACTUELS DE LA SOCIETE ENERGIE DU MALI SA Le contrat de concession d’EDM-SA précise certains objectifs chiffrés à atteindre. Au titre de l’année 2012, ces objectifs ont été atteints en ce qui concerne: le nombre d’abonnés Basse Tension desservis et la quantité d’énergie vendue. Par contre, d’importants efforts restent à fournir pour maitriser davantage la consommation spécifique de certaines centrales thermiques, pour réduire le taux d’énergie non distribuée, la durée des interruptions de service ainsi que les pertes techniques et non techniques d’énergie électrique.

2.2.1 NOMBRE D’ABONNES BASSE TENSION DESSERVIS En 2012, EDM-SA a respecté son engagement contractuel en matière d’atteinte du nombre d’abonnés alimentés à partir de son réseau de distribution publique basse tension. Le nombre total d’abonnés raccordés en basse tension est de 288 382 contre un niveau contractuel de 212 883 abonnés fixé pour l’année 2012.

Tableau TE15 : Abonnés basse tension desservis

Nombre d’Abonnés BT à desservir

Nombre atteint

en 2012

Objectif contractuel

fixé pour 2012

Observations/commentaires

288 382 212 883 Engagement contractuel

respecté par EDM-SA

2.2.2 ENERGIE FACTUREE

Le volume des ventes en 2012 de 1012 GWh enregistre un dépassement de 3,45% par rapport au niveau contractuel qui est de 978 GWh. A ce niveau, l’indicateur contractuel est respecté.

Prix moyen global

(FCFA/kWh)

2011 2012 Taux

90,3 91,5 1,3%

Prix moyen BT

(FCFA/kWh)

99,4 100,0 0,6%

Prix moyen MT

(FCFA/kWh)

76,2 77,7 2%



42

Tableau TE16: Ventes d’énergie électrique

Energie vendue à la population (GWh)

Résultat atteint

2012

Objectif contractuel

2012


1012

978

Engagement

contractuel respecté

par EDM-SA

2.2.3 GESTION DES COMBUSTIBLES

La consommation spécifique globale, calculée en 2012 par EDM-SA, a été de 230,5 g/kWh en deçà du niveau contractuel qui est de 240 grammes par kWh. Cependant nous constatons que ce niveau contractuel est largement dépassé dans les centres suivants : Ké-Macina (374 g/kWh), Goundam (288,6 g/kWh), Niono (280 g/kWh), Diré (269,8 g/kWh), Tominian (267 g/kWh), Bandiagara (263,1 g/kWh), Kangaba (261,5 g/kWh), San (260,9 g/kWh), Niafunké (260,3 g/kWh), Gao (256,4 g/kWh) et la TAC à Darsalam (370,4 g/kWh). Le cumul de ces dépassements donne un volume de 7,02 millions de litres de combustible que l’on peut évaluer à environ 3,5 milliards de FCFA, ce qui pouvait constituer un gain appréciable en respectant le niveau contractuel. La consommation spécifique de la centrale SOPAM a été de 233,2 g/kWh, ce qui dépasse largement ‘objectif fixé dans le contrat d’achat d’énergie de la SOPAM qui est de 210 g/kWh. Aux termes des articles 7.2.2 et 7.1.5 ainsi qu’aux annexes 1 et 6 de ce contrat, toute consommation spécifique supérieure sera facturée par l’acheteur (EDM-SA) au fournisseur (SOPAM) au prix coutant majoré de 5%. Ainsi, la SOPAM aurait dû, au titre de l’année 2012, payer à EDM-SA une pénalité d’un montant d’environ deux milliards de FCFA. Tableau TE17: Consommation spécifique de combustible

Consommation spécifique en 2012 (g/kWh)

Consommation

spécifique

contractuelle

(g/kWh)


EDM-SA

SOPAM

Global

228

233,2

230,5

240

210

231,41

Un volume de 7,02 millions de

litres de combustible aurait pu

être économisé si le niveau

contractuel de la consommation

spécifique de combustible était

respecté dans chacune des

centrales thermiques.

2.2.4 PERTES GLOBALES D’ENERGIE ELECTRIQUE Les pertes globales (techniques et non techniques), sont de 19,9% en 2012 contre un niveau contractuel de 12%, d’où un dépassement significatif de 7,9 points du niveau requis.



43

Le respect de ce niveau contractuel aurait permis à EDM-SA d’éviter une production thermique de 100,83 millions de kWh et d’économiser une quantité de combustible de 26,71 millions de litres de gasoil, soit un gain financier potentiel d’un montant de 12,74 milliards de FCFA pour la seule année 2012. Tableau TE18: Pertes globales des systèmes électriques d’EDM-SA

Pertes d’énergie en

2012

Pertes d’énergie

contractuelles


19,9% 12% Efforts importants à fournir pour

maitriser le niveau des pertes

techniques et non techniques

2.2.5 LOCALITES A ELECTRIFIER Contrairement à son contrat de concession, la société Energie du Mali n’a pas électrifié 46 localités de son périmètre qui sont les suivantes : - Diamou en 2002; - Sadiola et Koro en 2003; - Kéniéba et Kimparana en 2004; - Koniakari, Yorosso, Kouri, Mahou, Kolokani, Dioro, Sansading et Bankass en 2005 ; - Banamba, Banankoro, Dougabougou, Molodo, Siribala et Tonka en 2006 ; - Koumantou et Toubacoura en 2007; - Ménaka, Barouéli, Goumbou, Sanzana et kignan en 2008; - Kolondiéba, Sofara et Bourem en 2009; - Diéma, Kléla, Finkolo, M'Péssoba, Falako, Dia, Ténenkou Gourma-rarhous, Ansongo

et Diafarabé en 2010 - Séguéla, Karangana, Dinangourou, Tessalit en 2011; - Konna, Miéna et Zébela en 2012.

2.2.6 TAUX ANNUEL D’ENERGIE NON DISTRIBUEE Ce taux est de 2,3%, en dégradation par rapport au taux contractuel qui est de1.5% de l’énergie annuelle vendue pour les localités du réseau interconnecté, entrainant un manque à gagner pour l’économie nationale de près de 14 milliards de FCFA (Cf Etude Plan Directeur Electrification Rurale). Tableau TE19: taux d’énergie non distribuée

Taux d’énergie non distribuée en

2012

Taux plafond contractuel d’énergie non distribuée


2,3% 1,5% Efforts à fournir



44

2.2.7 ENLEVEMENT DE L’ENERGIE DE MANANTALI

En 2012, EDM SA a enlevé 51,96% de l’énergie totale produite par la centrale de Manantali contre un niveau d’enlèvement de 52,22% en 2011. La quote-part du Mali est fixée à 52% de la production annuelle totale de la centrale. Donc, le taux d’enlèvement par EDM SA de l’énergie de Manantali a été légèrement en deçà du niveau requis, d’où un manque à gagner pour EDM-SA de 26,62 millions de FCFA.

Tableau TE20:Taux d’enlèvement de l’énergie de Manantali

Taux atteint Taux contractuel Observations/commentaires

51,96% 52% Le niveau requis d’enlèvement n’a pas été

atteint

2.2.8 INTERRUPTIONS DESERVICE Le nombre total des interruptions de service (départ 15 kV)en 2012 est de 264avec une durée cumulée de 331 heures alors que le contrat prévoit une durée cumulée maximale d’interruption de service par ligne moyenne tension de 15 heures par mois et 20 heures par an. Le non-respect de cet indice est assorti d’une pénalité forfaitaire de 100.000 FCFA appliquée par dépassement (article 40 du cahier de charges) de plafonds d’interruption totale. La durée moyenne d’une interruption de service en 2012 a été de 75 minutes contre 65 minutes en 2011, soit une augmentation de 15,38%. EDM-SA doit fournir plus d’efforts pour réduire davantage la durée moyenne de dépannage. Tableau TE21: Interruptions de service

2011 2012 variation

Nombre d’interruption 532 264 -50,37%

Durée moyenne par

interruption (mn)

65 75 15,38%

2.3 PROGRAMMES D’INVESTISSEMENTS DE LA SOCIETE ENERGIE DU MALI

Le montant des investissements prévus en 2012 par le contrat de concession s’élève à 7,83 milliards de FCFA. Les objectifs d’investissements de 2000 à 2012 se chiffrent à 147,03 milliards de FCFA. Le montant des travaux réalisés en 2012 dans le secteur s’élève à 93,86 milliards de FCFA dont 82,11 milliards financés par l’Etat pour le développement du réseau de transport. Sur la période 2000 à 2012, la société Energie du Mali a exécuté son programme contractuel d’investissements à hauteur de 98,75 milliards de FCFA, soit un taux d’exécution de 67,16%.



45

Tableau TE22: Cumul des investissements EDM-SA sur la période de 2000 à 2012

Objectifs contractuels Réalisations Taux de réalisation

147,03 milliards de FCFA 98,75 milliards de

FCFA

67,16%

3 Exploitation de LA SOCIETE DE GESTION DE L’ENERGIE DE Manantali (SOGEM)

3.1 OUVRAGES ELECTRIQUES DE MANANTALI Les ouvrages de Manantali se composent d’une centrale hydroélectrique et d’un réseau de transport d’une longueur totale de 1 683 km. La SOGEM, structure relevant de l’OMVS, assure la gestion de ces ouvrages. Le réseau électrique de Manantali assure l’interconnexion entre les trois capitales (Bamako, Dakar et Nouakchott) et se compose : - d’un système Est en 225 kV : long de 326kmdontune ligne de 150 kV de Kodialani à

Sirakoro, et de 2 postes de transformation (Kita et Kodialani). Le système EST alimente le réseau interconnecté d’EDM-SA ;

- et d’un système Ouest en 225 kV : long de 1 171 km alimentant les réseaux électriques du Sénégal et de la Mauritanie.

Le protocole tarifaire, signé par les trois Sociétés Nationales d’Electricité (SNE) avec la SOGEM, garantit sur une période de 30 ans à partir de 2002 : i) l’enlèvement de l’énergie de Manantali par les SNE et ii) la livraison de cette énergie à ces mêmes SNE. Le protocole précise que le tarif appliqué est de type binôme avec une prime fixe et un prix proportionnel par kWh. Le prix moyen de vente de l’énergie de Manantali à EDM-SA a été de 31,83 FCFA/KWH en 2012.

3.2 PERSPECTIVES DE DEVELOPPEMENT DE LA PRODUCTION

D’ELECTRICITE DANS L’ESPACE OMVS Les perspectives, en terme d’équilibre offre-demande en énergie électrique sont rassurantes : - A COURT TERME : doublement de la capacité de production de l’OMVS de 200 MW à

400 MW par la mise en service prévue des centrales hydroélectriques de Félou (60 MW en 2013) et Gouina (140 MW en 2016).

- A MOYENET LONG TERME : mise en valeur par L’OMVS d’autres sites notamment, Gourbassi (30 MW en 2017), Koukoutamba (280 MW en 2023), Bouréya (161 MW en 2021) et Badoumbé (70 MW en 2025). A terme, une puissance de plus 2 000 MW sera installée en hydroélectricité dans l’espace OMVS.

Tableau TE23 : Prévision de la demande d’électricité des pays de l’OMVS

2015 2020 2025

Energie (GWh) 11 017 14 658 18 821

Puissance (MW) 2 012 2 739 3 555



46

4 CONCLUSION/RECOMMANDATIONS Au regard du développement du réseau, on peut retenir que le transport aussi bien que la distribution de l’électricité ont enregistré une augmentation respectivement de 127% et de 1,6% par rapport à l’année 2011. Concernant la continuité et la qualité de service, elles se sont fortement dégradées entrainant un manque à gagner pour l’économie nationale de 14 milliards de FCFA. Pour ce qui concerne les combustibles le niveau contractuel de consommation spécifique de certaines centrales thermiques n’a pas été respecté par EDM-SA, entrainant un manque à gagner estimé à 3,5 milliards de FCFA pour un volume de 7,02 millions de litres de combustible. De même le rendement global du système électrique qui est de 80,1% en 2012 est largement en deçà du niveau contractuel (88%). EDM-SA aurait pu éviter une production thermique de 100,83 millions de kWh et économiser une quantité de combustible de 26,71 millions de litres de gasoil, soit un gain financier potentiel d’un montant de 12,74 milliards de FCFA pour la seule année 2012 en respectant le niveau contractuel des pertes globales. Aussi, l’Etat a-t-il consenti un appui financier important, notamment une subvention de30 milliards de FCFA. Au-delà de cet appui financier de l’Etat, on peut noter que d’importants gisements d’économie doivent être exploités :

- Faire fonctionner les centrales BID et SOPAM au fuel lourd et réduire la consommation spécifique de certaines centrales.;

- Améliorer le rendement du système électrique en réduisant le niveau des pertes technique et non technique.



47

PRISE D’EAU STATION COMPACTE TRAITEMENT EAU BAMAKO



48

II.2 Situation technique du secteur de l’eau potable

1. Introduction : L’année 2012 a vu la prise en charge effective et complète des activités eau par les sociétés SOMAPEP-SA et SOMAGEP-SA. Il faut signaler cependant qu’aucun contrat de délégation de service public n’a pu être attribué aux deux sociétés suite à la résiliation du précédent contrat de concession eau d’EDM-SA. Ainsi, l’absence de contrat a ouvert une période de transition de gestion du service public de l’eau potable. Cette période transitoire a été gérée dans le cadre de la réforme des secteurs de l’électricité et de l’eau, à savoir, EDM-SA, SOMAPEP-SA et SOMAGEP-SA. En ce qui concerne la SOMAGEP-SA, il a été procédé à l’internalisation de la gestion clientèle à travers la création de plusieurs centres sur le territoire de son périmètre. Il convient de rappeler que ces deux sociétés dont les activités constituent plus de 90 % des activités du secteur de l’eau potable, ont leur périmètre constitué des villes suivantes : Bamako, Kati, Koulikoro, Ségou, Markala, Sélingué, Kayes, Kita, Nioro, San, Sikasso, Koutiala, Bougouni, Mopti, Gao, Tombouctou, Kidal et Bandiagara. Les données relatives à la situation technique du secteur de l’eau ci-dessous ne concernent que les AEP des villes du périmètre concédé.

2. OPERATEURS DU SECTEUR EAU

2.1 SOMAPEP-SA : La SOMAPEP-SA assure la maitrise d’ouvrage déléguée du secteur de l’eau potable à travers le développement des infrastructures. En 2012, la SOMAPEP-SA s’est consacrée essentiellement au processus de mise en œuvre du chronogramme de la réforme du secteur, la finalisation des contrats et la recherche de financement pour différents projets, notamment celui de Kabala.

2.2 SOMAGEP-SA En 2012 l’exploitation technique de la SOMAGEP-SA a abouti, entre autres, aux résultats suivants :

- La production d’eau a été d’environ 90,4 millions de m3 contre 89,6 millions de m3

en 2011, soit une augmentation de 0,89 % ; - La quantité totale d’eau vendue a été de 62,9 millions de m3 contre 65,1 million de

m3 en 2011, soit une diminution de 3,38 % ; - Le rendement global du réseau d’eau observé est de 71,57 % contre 72,69 % en

2011 soit une baisse de 1,12 points ; - Le nombre d’abonnés eau a atteint 142 577 contre 131 641 en 2011, soit une

augmentation de 8,31 % ; - La longueur du réseau d’eau est de 3448,3 km contre 3335,1 km en 2011, soit un

accroissement de 3,39% ; - Le chiffre d’affaires de ventes d’eau hors taxes à la SOMAGEP-SA a été de 17,069

milliards de francs CFA contre 18,850 milliards de francs CFA en 2011, soit une baisse de 9,44 % ;

- Le prix moyen de vente du mètre cube d’eau a été de 254,046 francs CFA contre 268,928 francs CFA en 2011, soit une baisse de 5,86% ;



49

- La consommation moyenne annuelle d’eau par abonné a été de 440,967 m3contre 494,66 m3 en 2011, soit une diminution de 12,17 %.

2.2.1 Production d’eau : En 2012, la production d’eau dans l’ensemble des villes gérées par la SOMAGEP-SA a été de 90,4 millions de m3 contre 89,6 millions de m3 en 2011, soit une augmentation de 0,89 %. Tableau TO1: Production d’eau potable (en millions de m3)

2011 2012 ECART

Bamako 64,32 65,50 1,83%

Centres isolés 25,25 24,90 - 1,38%

Totale SOMAGEP-SA 89,6 90,40 0,89%

La production mensuelle maximale (ensemble SOMAGEP-SA) constatée au mois de mars a été de8 millions de m3 contre 7,95 millions de m3 au même mois en 2011. En revanche, en 2012,la production minimale a été constatée au mois de septembre pour 7, 03 millions de m3 contre 6,76 millions de m3 en février 2011. La production moyenne mensuelle en 2012 s’est chiffrée à 7,53 millions de m3 contre 7, 46 millions de m3 en 2011. Le graphique ci-dessous donne l’évolution mensuelle de la production d’eau pour l’ensemble des centres urbains de la SOMAGEP-SA en 2012.

FO1 : Production d'eau en Millions de m3

2.2.1.1 Production d’eau de Bamako

6.4

6.6

6.8

7

7.2

7.4

7.6

7.8

8

jv fr mrs av mai jn jll at sep oct nov dec



50

L’eau potable est produite à Bamako à partir de trois stations de pompage et de traitement d’eau de surface en bordure du fleuve Niger et une station de pompage et de traitement d’eau souterraine. L’ensemble de la production des stations a été de 65,50 millions de m3 contre 64, 32 millions m3 en 2011, soit une augmentation de 1,84 %. Il convient de signaler que cette production représente 72,45 % de la production totale de la SOMAGEPSA. Le graphique ci-dessous donne l’évolution de la production d’eau à Bamako de 2007 à 2012. FO2 : Evolution de la production d’eau à Bamako ; période 2007-2012

La production d’eau à Bamako de 2007 à 2012 croît de façon régulière.

2.2.1.2 Production d’eau des centres extérieurs Les centres extérieurs gérés par la SOMAGEP-SA sont au nombre de 17. Leur production a été de24,90 millions de m3 contre 25,25 millions de m3 en 2011, soit une diminution de 1,38 %. La production d’eau de ces centres représente 27,55 % du total. Il est signaler que du fait de la crise socio-sécuritaire, des baisses significatives ont été enregistrées dans les centres de Kidal (- 38,8 %), Tombouctou (-21,6 %) et Gao (-18 %). De hausses importantes de production ont été constatées à Markala (18%) et Koutiala (10,6%), suite notamment à la satisfaction de nouvelle demande. Le graphique ci-dessous donne la situation de la production d’eau dans les autres centres de la SOMAGEP-SA.

0

20

40

60

80

2007 2008 2009 2010 2011 2012

Production d'eau en millions de m3



51

FO3 : Production dans les centres extérieurs

2.2.2 Ventes d’eau La quantité d’eau facturée par SOMAGEP-SA a connu une baisse de 3,38% par rapport à l’année 2011. Tableau TO2 : Ventes d’eau potable de la SOMAGEP-SA :

2011 Millions de m3

2012 Millions de m3

Ecart

Quantité d’eau potable vendue

65,1

62,9

- 3,38%

A Bamako la quantité d’eau facturée a cependant progressé de 2,66 % en 2012 soit 45,56 million de m3 contre 44,38 millions de m3 en 2011.e. Cette quantité d’eau vendue à Bamako représente 72,43 % de la quantité totale d’eau vendue par la SOMAGEP-SA.

2.2.3 Rendement de réseau d’eau Le rendement global de l’ensemble des réseaux d’eau a été de 71,57 % contre 72,69 % en 2011, soit une baisse de 1,12 point contre une augmentation de 0,56 point enregistrée à Bamako. Tableau TO3: Rendement des réseaux de la SOMAGEP-SA

2011 2012 Ecart

Rendement du réseau

72,69 % 71,57 % -1,12 point

Le graphique ci-dessous donne le rendement du réseau de 2007 à 2012

0

500000

1000000

1500000

2000000

2500000

3000000

3500000

4000000

Bandia

gara

Bougouni

Gao

Kati

Kayes

Kid

al

Kita

Koulik

oro

Koutia

la

Mark

ala

Mopti

Nio

ro d

u S

ahel

San

Ségou

Sélin

gué

Sik

asso

Tom

boucto

u

Production d'eau dans les centres extérieurs de la SOMAGEP SA en 2012 (m3)



52

FO4 : rendement global des réseaux d’eau de 2007 à 2012

2.2.4 Réseau de distribution d’eau Les réseaux de distribution d’eau sont composés pour l’essentiel de canalisation en fonte et PVC pour les réseaux primaire, secondaire et tertiaire et en PEHD pour les branchements. La longueur totale des réseaux a augmenté de 3,4 % ‘voir ci-dessous). Le réseau de Bamako d’une longueur de 1653,4 km, constitue 47,95% de la longueur totale du réseau. Tableau TO4: longueur total des réseaux d’eau de la SOMAGEP-SA


Longueur du réseau (km)

3 335,1 3 448,3 3,4 %

2.2.5 Abonnés Le nombre total d’abonnés a connu une progression de 8,31%. A Bamako il s’élève à 87 974, soit 61,70 % du total des abonnés. Tableau TO5 : Abonnés eau de la SOMAGEP-SA

2011 2012 Taux de croissance

Nombre d’abonnés

131 641 142 577 8,31 %

2.2.6 Intrants de production d’eau

Rendement de réseaux eau SOMAGEP SA en%

70

70,5

71

71,5

72

72,5

73

73,5

74

74,5

75

2007 2008 2009 2010 2011 2012



53

Les principaux intrants de production utilisés par la SOMAGEP-SA sont : - L’électricité provenant du réseau public. - le combustible pour les groupes de secours, - le sulfate d’alumine, - la chaux, - l’hypochlorite de calcium.

2.2.6.1 Consommation d’électricité pour la production d’eau La production d’eau a consommé 36,79 GWh en 2012contre 41,32 GWh en 2011, soit une baisse de 10,96 %. Pour Bamako, la consommation d’électricité a été de 26,06 GWh, soit 70,83 % de la consommation totale d’énergie. La consommation spécifique moyenne d’électricité a été de 0,41 kWh/ m3 contre 0,46 kWh/ m3, soit une amélioration de 0,05 kWh/m3. Tableau TO6: consommation spécifique d’électricité

2011 2012 Diminution

Consommation spécifique d’électricité par m3d’eau produite (kWh/m3)

0,46

0,41

0.05

Le graphique ci-dessous donne la situation de la consommation spécifique d’électricité par centre de la SOMAGEP-SA. FO5 : Situation de la consommation spécifique d’électricité par centres de la SOMAGEP-SA.

En 2012, la consommation spécifique d’électricité la plus élevée (0,91 kWh/m3) a été observée à Kidal et la plus basse est celle de Mopti (0,21 kWh/ m3).

00,10,20,30,40,50,60,70,80,9

1

Bamak

o

Bandiag

ara

Bougo

uni

Gao Kat

i

Kayes

Kidal

Kita

Koulik

oro

Koutia

la

Mar

kala

Mop

ti

Nioro

du Sah

el San

Ségou

Sélingu

é

Sikass

o

Tombo

uctou

c



54

2.2.6.2 Consommation de combustible La consommation des groupes de secours en combustible a augmenté de 45,86 % en raison de l’indisponibilité fréquente du réseau de distribution publique d’électricité. Tableau TO7: consommation de combustible

2011 2012 Taux de d’augmentation

Consommation de combustible (litres)

91 061 132 818 45,86 %

2.2.6.3 Consommation d’hypochlorite de calcium Cette consommation a progressé de 8,72% pour l’ensemble de la production. La consommation spécifique de ce produit a été de 7,77 g/ m3 en 2012 contre 7,42 g/ m3 2011, soit une augmentation 4,72 % ; la plus élevée se situant à Gao (21,75 g/m3 à cause de la présence du manganèse et du fer dans l’eau brute) tandis que la plus basse est celle de Nioro du Sahel (2,45 g/ m3). Tableau TO8 : consommation d’hypochlorite

2011 2012 Ecart

Quantité d’hypochlorite consommée (kg)

664 650 722 610 8,72 %

Consommation spécifique d’hypochlorite (g/m3)

7,42

7,77

4,72 %

Le graphique ci-dessous donne la situation de la consommation spécifique d’hypochlorite des centres de la SOMAGEPSA en 2011.



55

FO6 : Situation de la consommation spécifique d’hypochlorite des centres de la SOMAGEP–SA en 2012

2.2.6.4 Consommation de sulfate d’alumine La quantité de sulfate d’alumine utilisée par la SOMAGEP-SA a connu une augmentation de 16,65 %. De même, sa consommation spécifique a augmenté de 15,62 % par rapport à 2011 ; la plus élevée est enregistrée à Kayes (33,57 g/ m3) et la plus basse à Koulikoro (10, 88 g/ m3). Tableau TO9 : Consommation de sulfate d’alumine

2011 2012 Ecart

Quantité consommée (kg)

1 198 329 1 397 905 16,65 %

Consommation spécifique (g/ m3)

13,38 15,47 g/ m3 15,62 %

Il est à noter que le sulfate d’alumine est utilisé dans le traitement d’eau de surface ; son utilisation concerne uniquement les sites de production alimentés par l’eau de surface. Le graphique ci-dessous donne la situation de la consommation spécifique de sulfate d’alumine (en gramme par m3) par centre.

0

5

10

15

20

25

Bamak

o

Bandia

gara

Bougo

uni

Gao Kati

Kayes

Kidal

Kita

Koulik

oro

Koutia

la

Mark

alaMop

ti

Nioro

du S

ahel San

Ségou

Séling

ué

Sikass

o

Tombo

uctou



56

FO7 : Situation de la consommation spécifique de sulfate d’alumine par centre en 2012

2.2.6.5 Consommation de chaux. La chaux sert à atténuer l’acidité de l’eau (correction du pH). La quantité utilisée cette année est de 305 870 kg contre 273 652 kg en 2011, soit une augmentation de 11,77 %. Seuls quatre centres n’utilisent pas de chaux : Bandiagara, Nioro, Sikasso et Kidal. La consommation spécifique a été de 3,38 g/m3, soit une augmentation de 10,82% par rapport à 2011. Tableau TO10: Consommation de chaux

2011 2012 Ecart

Quantité de chaux consommée (kg)

273 652 kg 305 870 kg 11,77 %

Consommation spécifique de chaux (g/m3)

3,05 g/ m3 3,38 g/ m3 10,82 %

Le graphique ci-dessous donne la situation de la consommation spécifique de chaux par centre en 2012 :

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Bamak

o

Bandia

gara

Bougo

uni

Gao Kati

Kayes

Kidal

Kita

Koulik

oro

Koutia

la

Mark

alaMop

ti

Nioro

du S

ahel San

Ségou

Séling

ué

Sikass

o

Tombo

uctou



57

FO8 : Situation de la consommation spécifique de chaux par centre en 2012

2.2.7 Qualité de l’eau

L’eau distribuée par la SOMAGEP-SA à travers ses réseaux est de qualité globalement conforme aux normes OMS comme en attestent les résultats d’analyses du Laboratoire National des Eaux. Cependant, quelques poches de non-conformité apparaissent très souvent en période hivernale. En rappel, les paramètres essentiels de contrôle de la qualité de l’eau sont : le taux de chlore résiduel libre, le pH, la conductivité et la turbidité.

2.2.8 Investissements majeurs réalisés Les investissements réalisés en 2012 ont essentiellement porté sur l’amélioration de la production et de la distribution d’eau dans les villes de son périmètre ainsi que sur le renforcement des capacités de fonctionnement. Il s’agit entre autres :

- des travaux de remplacement de deux transformateurs électriques à la station de Djicoroni-Para pour 116 000 000 FCFA;

- des travaux de renforcement de la capacité production d’eau à Sélingué avec l’installation d’une pompe pour 20 258 200 FCFA ;

- des travaux de renforcement de la capacité de production d’eau à Nioro du Sahel avec l’équipement de nouveaux forages pour 16 012 300 FCFA ;

- des travaux d’amélioration de la qualité des eaux de forage à Koulikoro par l’installation d’un aérateur pour 17 500 000 FCFA;

- de l’acquisition et la mise en service de logiciel de gestion clientèle pour 241 457 772 FCFA ;

- de l’acquisition et la mise en service d’un logiciel de gestion comptable, financière et administrative pour : 287 637 144 FCFA.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Bamak

o

Bandia

gara

Bougo

uni

Gao Kati

Kayes

Kidal

Kita

Koulik

oro

Koutia

la

Mark

alaMop

ti

Nioro

du S

ahel San

Ségou

Séling

ué

Sikass

o

Tombo

uctou



58

2.2.9 CONCLUSIONS/ RECOMMANDATIONS

Le rendement global du réseau continue de baisser en 2012 entrainant des pertes estimées en volume à 1,12 million de m3 et à 284,53 millions de FCFA. Hormis pour l’électricité, la consommation spécifique des autres intrants a augmenté. De ce qui précède, la commission recommande de :

- poursuivre les efforts dans la maitrise de la consommation spécifique de l’électricité ;

- continuer à mener des actions pour optimiser l’utilisation des principaux intrants de production d’eau ;

- prendre des mesures correctives pour réduire les pertes techniques et non techniques.

Performances économiques et financières des secteurs de l’électricité et de l’eau potable


59

III. Des performances économiques et financières des secteurs de l’électricité et de l’eau potable



60

Dans l’analyse ci-dessous, les montants sont exprimés en francs CFA.

Secteur de l’électricité

Analyse de la structure financière Evolution du bilan (en 000)

Eléments Exercice

2011

Exercice 2012

Variation

Montant %

ACTIF Actif immobilisé 236 169 647 242 055 733 5 886 086 2%

Actif circulant 65 242 079 67 902 609 2 660 530 4%

Trésorerie – actif 4 154 247 5 906 152 1 751 905 42%

Ecart de conversion - Actif 0 0 0

TOTAL ACTIF 305 565 973 315 864 494 10 298 521 3%

PASSIF Capitaux propres 104 172 707 91 055 429 -13 117 278 -13%

Dettes financières 114 318 457 123 060 280 8 741 823 8%

Passif circulant 60 146 090 75 592 228 15 446 138 26%

Trésorerie - Passif 26 928 719 26 156 557 -772 162 -3%

Ecart de conversion - Passif 0 0 0

TOTAL PASSIF 305 565 973 315 864 494 10 298 521 3%

Source : Etats financiers EDM - SA

Le total – bilan du secteur de l’électricité croît de 3% en passant de 305,6 milliards en 2011 à 315,9 milliards en 2012.

Evolution de la structure du bilan (en %)

Les capitaux propres, représentant 34,1% des ressources en 2011, se sont effrités de 5,3 points (du fait du résultat négatif) pour n’en valoir que 28,8% en 2012.

Le passif circulant est passé de 19,7% du passif en 2011 à 23,9% en 2012, dégageant ainsi un accroissement de 4,2 points. L’actif immobilisé vaut 76,6% du total - bilan en 2012 contre 77,3% un an auparavant, d’où une baisse de 0,7 point qui a profité à l’actif circulant et à la trésorerie active dont les poids respectifs dans le total – bilan se sont améliorés de 0,1 et de 0,5 point entre 2011 et 2012.



61

Evolution de l’endettement financier (en 000)

Eléments Exercice2011 Exercice2012 Variation

Montant %

Emprunts auprès des banques 39 318 023 43 225 428 3 907 405 10%

Dettes de crédit-bail et contrats assimilés

0 45 887 45 887

Crédits d'escompte 0 0 0

Crédit de trésorerie 11 637 517 7 719 891 -3 917 626 -34%

Découverts 15 291 201 18 436 665 3 145 464 21%

Endettement financier 66 246 741 69 427 871 3 181 130 5%

Charges d’intérêts 3 673 143 4 314 829 641 686 17%

Coût de l’endettement 5,5% 6,2% 0%

Capacité d’endettement 37 925 967 21 627 558 -16 298 409 -43%

L’endettement financier a augmenté de 3,2 milliards, soit 5%, en passant de 66,2 milliards en 2011 à 69,4 milliards en 2012. Il représente 64% des capitaux propres en 2011 contre 76% en 2012 ; d’où un accroissement du risque financier se traduisant par un:

- effritement de la capacité d’endettement (capitaux propres moins endettement financier) de 16,3 milliards ; - renchérissement de la dette dont le coût est passé de 5,5% en 2011 à 6,2% un an plus tard.

Evolution de la trésorerie (en 000)

Eléments Exercice 2011 Exercice 2012 Variation

Montant %

Ressources stables (1) 218 491 164 214 115 709 -4 375 455 -2%

Actif immobilisé (2) 236 169 647 242 055 733 5 886 086 2%

Fonds de roulement (3) = (1) - (2) -17 678 483 -27 940 024 -10 261 541 -58%

Actif circulant (4) 65 242 079 67 902 609 2 660 530 4%

Ecart de conversion actif (5) 0 0 0

Passif circulant (6) 60 146 090 75 592 228 15 446 138 26%

Ecart de conversion passif (7) 0 0 0

BFR (8) = (4)+(5)-(6)-(7) 5 095 989 -7 689 619 -12 785 608 -251%

Trésorerie (9) = (3) - (8) -22 774 472 -20 250 405 2 524 067 11%

Le Fonds de Roulement (FR) du secteur s’est dégradé de 10,3 milliards en passant de 17,7 milliards à 27,9 milliards pendant la période sous revue. Cette dégradation est due au fait que les ressources et les emplois stables ont évolué dans la même proportion mais en sens inverse. Ainsi, pendant que les ressources stables ont baissé de 2%, les emplois stables (actif immobilisé) ont connu un accroissement de 2%.

Le Besoin en Fonds de Roulement (BFR) a diminué (s’est donc amélioré) de 12,8 milliards en passant de 5,1 milliards à -7,7 milliards entre les 2 arrêtés de comptes. Cette diminution du BFR résulte d’une augmentation plus importante (26%) du passif circulant par rapport à l’actif circulant (4%). En effet, face à des difficultés de trésorerie, la société EDM-SA a dû :

- d’une part, renégocier les délais de paiement de ses fournisseurs dont les dettes (moyens de financement des besoins) ont augmenté de 6,0 milliards en 2012 ;

- d’autre part, retarder le règlement du fisc dont les dettes se sont multipliées par plus de 2 en passant de 7,2 milliards en 2011 à 15, 3 milliards en 2012.

Le BFR s’étant plus amélioré (12,8 milliards) que le FR ne s’est dégradé (10,3 milliards), la trésorerie s’est améliorée de la différence (2,5 milliards) entre 2011 et 2012.



62

Evolution des ressources stables (en 000)

Eléments Exercice

2011 Exercice

2012

Variation

Montant %

Capital 32 000 000 32 000 000 0 0%

Ecart de réévaluation 11 734 194 11 734 194 0 0%

Réserves 18 532 562 18 532 562 0 0%

Report à nouveau -21 759 873 -39 749 476 -17 989 603 -83%

Résultat exercice -17 989 602 -12 291 299 5 698 303 32%

Total capital et réserves (1) 22 517 281 10 225 981 -12 291 300 -55%

Droit du concédant 43 427 098 43 194 296 -232 802 -1%

Subvention Etat 11 045 572 10 318 275 -727 297 -7% Subventions – partenaires au développement 7 214 141 7 071 776 -142 365 -2% Contribution tiers 19 968 616 20 245 101 276 485 1%

Total subventions d'investissement 38 228 329 37 635 152 -593 177 -2%

Total autres capitaux propres (2) 81 655 427 80 829 448 -825 979 -1%

Total capitaux propres (3) = (1) + (2) 104 172 708 91 055 429 -13 117 279 -13%

Emprunts 39 318 023 43 271 315 3 953 292 10%

Intérêts courus 359 647 669 527 309 880 86%

Avance sur consommation 6 743 094 6 965 961 222 867 3%

Créance spéciale Etat 10 917 502 10 917 502 0 0%

Total dettes diverses 18 020 243 18 552 990 532 747 3%

Provisions 56 980 190 61 235 975 4 255 785 7%

Total dettes financières (4) 114 318 456 123 060 280 8 741 824 8%

Total ressources stables (5) = (3) + (4) 218 491 164 214 115 709 -4 375 455 -2%


Les dettes financières sont passées de 114,3 milliards en 2011 à 123,1 milliards en 2012, soit une augmentation de 8% ou 8,7 milliards. Cette hausse a été absorbée par une baisse de 13%, soit 13,1 milliards des capitaux propres. Il en est résulté une diminution nette des ressources stables de 2%, soit 4,4 milliards.

Evolution des emplois - ressources (en 000)

Eléments Exercice

2011 Exercice

2012

Variation

Montant %

EMPLOIS

Investissements nets 17 820 990 18 300 360 479 370 3%

Variation BFE 0 0 0

Variation BF HAO 0 95 363 95 363

Remboursements d'emprunts 5 632 822 8 590 067 2 957 245 53%

Total emplois à financer 23 453 812 26 985 790 3 531 749 15%

RESSOURCES

Financement interne (autofinancement>0) -10 029 727 1 642 468 1 642 468 116%

Financement par les capitaux propres 1 511 264 1 910 312 399 048 26%

Financement par nouveaux emprunts 9 132 122 13 076 106 3 943 984 43%

Variation BFE 14 822 127 12 880 970 -1 941 157 -13%

Variation BF HAO 80 762 0 -80 762 -100%

Total ressources de financement 15 516 548 29 509 856 13 993 308 90%

RESSOURCES NETTES -7 937 264 2 524 066 10 461 330 132%


Les ressources stables de financement ont augmenté de 14,0 milliards en 2012 tandis que les emplois stables n’ont connu qu’un accroissement de seulement 3,5 milliards. Il se dégage un excédent des ressources stables de 2,5 milliards en amélioration de 10,5 milliards par rapport à 2011 qui affichait une insuffisance de ressources de 7,9 milliards.



63

Analyse des résultats Evolution des résultats (en 000)

Eléments Exercice

2011 Exercice

2012 Variation Montant %

CHARGES 140 446 432 145 525 622 5 079 190 4%

Activités ordinaires 139 199 458 143 776 664 4 577 206 3%

Exploitation 135 520 203 139 455 431 3 935 228 3%

Financières 3 679 255 4 321 233 641 978 17%

Hors activités ordinaires 141 003 482 741 341 738 242%

Participations et Impôts 1 105 971 1 266 217 160 246 14%

PRODUITS 122 456 830 133 234 323 10 777 493 9%

Activités ordinaires 120 243 052 131 827 584 11 584 532 10%

Exploitation 120 198 652 131 759 205 11 560 553 10%

Financières 44 400 68 379 23 979 54%

Hors activités ordinaires 2 213 778 1 406 739 -807 039 -36%

RESULTATS -17 989 602 -12 291 299 5 698 303 32%

Activités ordinaires -18 956 406 -11 949 080 7 007 326 37%

Exploitation -15 321 551 -7 696 226 7 625 325 50%

Financières -3 634 855 -4 252 854 -617 999 -17%

Hors activités ordinaires 2 072 775 923 998 -1 148 777 -55%


Le résultat net du secteur reste toujours déficitaire. Néanmoins, il s’est amélioré de 5,7 milliards en 2012 où il s’établit à -12,3 milliards contre -18,0 milliards en 2011 Cette amélioration du résultat s’explique essentiellement par une augmentation de 19,1 milliards des subventions d’exploitation qui sont passées de 10,9 milliards en 2011 à 30 milliards en 2012.

Le secteur a connu un levier opérationnel de -14 (levier opérationnel = variation du résultat d’exploitation en % divisée par variation du chiffre d’affaires en %). En effet, la diminution du chiffre d’affaires de 1% a entraîné une chute du résultat opérationnel (résultat d’exploitation hors subvention) de 14%.

Evolution des charges Evolution des charges en 000:

Charges Exercice

2011 Exercice

2012 Variation

Montant %

Consommation matières premières 17 255 806 19 442 903 2 187 097 13%

Autres achats consommés 79 702 221 79 477 820 -224 401 0%

Transport 371 441 197 902 -173 539 -47%

Services extérieurs 8 933 221 7 653 567 -1 279 654 -14%

Impôts et taxes 2 099 643 2 190 049 90 406 4%

Autres charges 2 154 974 3 672 029 1 517 055 70%

Charges de personnel 12 321 348 11 029 540 -1 291 808 -10%

Dotations aux amort. et aux provisions 12 681 549 15 791 622 3 110 073 25%

Total charges d'exploitation 135 520 203 139 455 432 3 935 229 3%

Charges financières 3 679 255 4 321 233 641 978 17%

Total charges activités ordinaires 139 199 458 143 776 665 4 577 207 3%

Charges hors activités ordinaires 141 003 482 741 341 738 242%

Participations et impôts 1 105 971 1 266 217 160 246 14%

TOTAL GENERAL CHARGES 140 446 432 145 525 623 5 079 191 4%


Le total des charges du secteur a augmenté de 4% (soit 5,1 milliards) en passant de 140,4 milliards en 2011 à 145,5 milliards en 2012. Cette augmentation est imputable essentiellement à l’accroissement de :

• 3,1 milliards des dotations aux amortissements qui ont varié de 12,7 milliards en 2011 à 15,8 milliards en 2012 ;

• 2,2 milliards des consommations de matières premières (achats d’électricité notamment) qui sont passées de 17,2 milliards en 2011 à 19,4 milliards en 2012;



64

• 1,5 milliard des autres charges qui passent de 2,2 milliards en 2011 à 3,7 milliards en 2012.

On notera une diminution :

• des services extérieurs de 1,3 milliard, soit 14% ;

• des charges de personnel de 1.3 milliard, soit 10%.

Evolution des charges par activité (en %)

La part relative des charges d’exploitation dans le total des charges s’effrite de 0,7 point en passant de 96,5% en 2011 à 95,8% en 2012. Cette diminution s’est traduite par une hausse de 0,4 point, 0,2 point et 0,1 point, respectivement des charges financières, des charges Hors Activités Ordinaires (HAO) et des impôts et participations.

Evolution des produits Evolution des produits (en 000)

Eléments Exercice 2011 Exercice

2012 Variation

Montant %

Ventes 93 886 364 91 403 366 -2 482 998 -3%

Travaux et services vendus 5 263 211 4 737 316 -525 895 -10%

Produits accessoires 541 487 481 031 -60 456 -11%

Chiffre d'affaires 99 691 062 96 621 713 -3 069 349 -3%

Production stockée (ou déstockage) 0 0 0

Production immobilisée 1 441 321 809 975 -631 346 -44%

Subventions d'exploitation 10 906 000 30 000 000 19 094 000 175%

Autres produits 4 416 181 3 297 266 -1 118 915 -25%

Reprises de provisions et transferts de charges 3 744 088 1 030 250 -2 713 838 -72%

Total produits d'exploitation 120 198 652 131 759 204 11 560 552 10%

Produits financiers 44 400 68 379 23 979 54%

Total produits activités ordinaires 120 243 052 131 827 583 11 584 531 10%

Produits hors activités ordinaires 2 213 778 1 406 739 -807 039 -36%

TOTAL GENERAL PRODUITS 122 456 830 133 234 322 10 777 492 9%


Le total général des produits croît en 2012 de 10,8 milliards soit 9%. Cet accroissement résulte d’une augmentation de 11,6 milliards des produits des activités ordinaires, elle-même due à la hausse de la subvention d’exploitation de l’Etat de 19,1 milliards.

Le chiffre d’affaires a baissé de 3,1 milliards à cause d’une diminution de 2,5 milliards des ventes. Cette diminution des ventes est la conséquence d’une baisse de la consommation et de la non facturation d’une partie de production en raison de la crise sécuritaire qui a affecté cette partie du pays en 2012.

La baisse de 36% des produits hors activités ordinaires est due essentiellement au fait qu’en 2011, la société EDM-SA a bénéficié d’une annulation de charges d’intérêts de 1,1 milliard sur emprunts rétrocédés suite au protocole de rééchelonnement DGDP/EDM-SA, alors qu’en 2012, la société n’enregistre pas de tels produits.

2011 2012

Impôts et participations 0.8% 0.9%

Hors activités ordinaires 0.1% 0.3%

Financières 2.6% 3.0%

Exploitation 96.5% 95.8%

Charges



65

Evolution des produits par activité (en %)

Le poids des produits d’exploitation dans le total – produits est passé de 98,2% en 2011 à 98,9% en 2012, soit une hausse de 0,7 point correspondant à la baisse enregistrée par les produits hors activités ordinaires.

Analyse de l’activité

Eléments Exercice 2011 Exercice

2012

Variation

Montant %

Chiffres d'affaires 99 691 062 96 621 713 -3 069 349 -3%

Valeur ajoutée 5 937 258 18 094 684 12 157 426 205%

Excédent brut d'exploitation -6 384 090 7 065 144 13 449 234 211%

Résultat d'exploitation -15 321 551 -7 696 226 7 625 325 50%

Résultat financier -3 634 855 -4 252 854 -617 999 -17%

Résultat des activités ordinaires -18 956 406 -11 949

080 7 007 326 37%

Résultat hors activités ordinaires 2 072 775 923 998 -1 148 777 -55%

Résultat net -17 989 602 -12 291 299

5 698 303 32%

L’activité du secteur en termes de chiffre d’affaires, a baissé de 3,1 milliards, soit 3% pendant que les charges d’exploitat ion (hors charges de personnel et dotations aux amortissements) ont augmenté de 3,9 milliards soit 2%. Il a alors fallu une variation de 19,1 milliards de la subvention d’exploitation pour établir la valeur ajoutée à 18,1 milliards en 2012, en progression de 12,2 milliards par rapport à 2011. Cette amélioration de la valeur ajoutée, cumulée à la baisse de 1,3 milliard des charges de personnel, a permis d’améliorer l’excédent brut d’exploitation de 13,4 milliards. L’augmentation de la dotation nette (dotations aux amortissements et provisions moins reprises de provisions) de 5,8 milliards, a principalement conduit à un résultat d’exploitation en croissance de 7,6 milliards. Ainsi, malgré une détérioration de 0,6 milliard du résul tat financier, le résultat des activités ordinaires s’est amélioré de 7,0 milliards. Cette amélioration du résultat des activités ordinaires, combinée à la baisse de 1,1 milliard du résultat hors activités ordinaires a abouti à un résultat d’ensemble (résultat net) amélioré de 5,7 milliards en 2012 par rapport à 2011.

2011 2012




Produits



66

Analyse rétrospective d’EDM-SA sur 5 ans (en 000 FCFA)

TF8 : Evolution du résultat d’exploitation et du cash-flow

Evolution du résultat d’exploitation et du cash-flow. 2008 2009 2010 2011

2012

2009/ 2008

2010/ 2009

2011/ 2010

2012/ 2011

CHARGES D'EXPLOITATION

104 947 186 103 696 954 126 737 208 135 520 202 139 455 431 -1% 22% 7% 3%

PRODUITS D'EXPLOITATION

95 906 591 104 969 620 120 957 068 120 198 653 131 759 205 9% 15% -1% 10%

RESULTAT D'EXPLOITATION

-9 040 594 1 272 666 -5 780 140 -15 321 551 -7 696 227 -114% -554% 165% -50%

RESSOURCES INTERNES DE FINANCEMENT

6 300 488 11 233 474 11 917 647 -10 029 727 1 642 468 78% 6% -184% -116%

A première vue, le résultat d’exploitation réalisé en 2012 dénote une relative amélioration de la situation d’EDM-SA, avec une perte d’exploitation de 7 696,2 Millions de FCFA contre le double en 2011, résultant de l’effet conjugué d’une décélération dans la progression des charges d’exploitation s’élevant en 2012 à 3 % contre 7% en 2011 et d’une poussée plus appréciable des produits d’exploitation en 2012 de 10% alors qu’ils avaient diminué de 1% en 2011. Par conséquent, les ressources internes de financement sont redevenues positives à hauteur d’un peu plus de 1,6 Milliard de FCFA. Cependant, l’analyse des rubriques du compte du résultat d’exploitation indique que cette amélioration du résultat est essentiellement induite par les subventions d’Etat portées, en 2012, à 30 Milliards de FCFA contre 10,9 Milliards de FCFA en 2011. Le montant total des produits d’exploitation hors subventions enregistre une diminution de plus de 26 %, en raison notamment de la situation de crise vécue dans le pays cette année-là et des pertes de recettes y associées. Toutefois, la baisse de la production d’énergie thermique de près de 14%, survenue en 2012, aurait dû engendrer une plus grande maîtrise des charges de combustible et ainsi conforter le résultat d’exploitation de la société. En effet, cette diminution de la production thermique a entrainé une baisse des charges de combustible de seulement 6,5 % pour une diminution du volume de la consommation de combustible de plus de 16 %. Une illustration parfaite de l’existence d’une marge significative dans la maîtrise de ces charges est donnée par les résultats de l’exploitation d’une société similaire de la sous-région. Cette société d’électricité évoluant dans les mêmes conditions1 a, en 2012, produit 7% plus d’énergie thermique avec 9 % moins de charges de combustible qu’EDM-SA, soit une économie totale de plus de 17 %. Etant donné le poids de cette rubrique dans les charges d’exploitation, une bonne maîtrise de son évolution est essentielle pour l’amélioration des résultats d’EDM-SA.

1 Pays enclavé affichant des prix de gasoil à la pompe de 1,28 $ US quasi identique à celui du Mali de 1,25

$US (sources Banque Mondiale)

-50000000

0

50000000

100000000

150000000

2007 2008 2009 2010 2011 2012

CHARGES EXPL.

PRODUITS EXPL.

RESULTAT EXPL.

RESS. INT. FIN.



67

Conclusion

L’analyse ci- dessus concerne les états financiers tels que livrés par les Opérateurs notamment EDM-SA. Elle dégage, dans l’ensemble, une situation financière en nette amélioration par rapport à l’année précédente. Cette amélioration n’est cependant due qu’à la subvention d’exploitation de 30 milliards de l’Etat (dont 25 milliards encaissés en 2012), l’activité de la société (mesurée par le chiffre d’affaires) ayant baissé de 3% du fait de la crise sécuritaire qu’a connue le pays en 2012. En dépit de cet appui financier, l’équilibre financier de la société reste préoccupant avec un déficit de trésorerie de 20,2 milliards qui a amené la société à faire recours au financement bancaire à court terme plus coûteux.

Il faut noter les efforts fournis par la société pour maîtriser voire réduire certains postes de charges (notamment les services extérieurs). Ces efforts doivent être poursuivis et étendus à d’autres postes (notamment combustibles, pièces de recharge) afin de permettre à la société d’atteindre, à terme, l’équilibre financier.

Performances économiques et financières du secteur de l’électricité


68

Secteur de l’eau potable

Analyse de la structure financière Evolution du bilan en (en 000)

Eléments Exercice 2011 Exercice 2012 Var. 2011-2012

SOMAPEP SOMAGEP Total SOMAPEP SOMAGEP Total Montant %

ACTIF

Actif immobilisé 66 283 309 4 396 917 70 680 226 63 768 527 5 762 042 69 530 569 -1 149 657 -2%

Actif circulant 31 981 062 11 051 910 43 032 972 35 285 418 23 744 621 59 030 039 15 997 067 37%

Trésorerie – actif 215 648 280 558 496 206 302 302 518 717 821 019 324 813 65%

Ecart de conversion - Actif 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL ACTIF 98 480 019 15 729 385 114 209 404 99 356 247 30 025 380 129 381 627 15 172 223 13%

PASSIF

Capitaux propres 70 213 407 2 369 866 72 583 273 69 181 557 2 645 072 71 826 629 -756 644 -1%

Dettes financières 27 653 093 505 938 28 159 031 28 175 990 4 047 055 32 223 045 4 064 014 14%

Passif circulant 613 519 11 315 464 11 928 983 1 998 700 19 941 938 21 940 638 10 011 655 84%

Trésorerie - Passif 0 1 538 117 1 538 117 0 3 391 315 3 391 315 1 853 198 120%

Ecart de conversion - Passif 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL PASSIF 98 480 019 15 729 385 114 209 404 99 356 247 30 025 380 129 381 627 15 172 223 13%

Source : Etats financiers Opérateurs

Le total – bilan du secteur de l’eau potable a augmenté de 13% entre 2011 où il s’établissait à 114,2 milliards, et 2012 où il s’affiche à 129,4 milliards.

Evolution de la structure du bilan

Les capitaux propres représentent 55,5% des ressources en 2012 contre 63,6% un an plus tôt, d’où une baisse de 8,1 points sur la période.

La part du passif circulant dans les ressources est passée de 71,9% en 2011 à 66,4% en 2012, faisant ainsi observer un recul de 5,5 points. L’actif immobilisé vaut 19,2% du total - bilan en 2012 contre 28,0% un an auparavant, d’où une baisse de 8,8 points qui a profité essentiellement à l’actif circulant.



69

Evolution de l’endettement financier (en 000)



Emprunts auprès des banques 0 0 0 0 0 0 0

Dettes de crédit-bail 0 0 0 0 0 0 0

Crédits d'escompte 0 0 0 0 0 0 0

Crédit de trésorerie 0 0 0 0 448 037 448 037 448 037

Découverts 0 1 538 117 1 538 117 0 2 943 277 2 943 277 1 405 160 91%

Endettement financier 0 1 538 117 1 538 117 0 3 391 314 3 391 314 1 853 197 120%

Charges d'intérêts 0 158 230 158 230 0 523 793 523 793 365 563 231%

Coût de l'endettement 10% 10% 15% 15% 5% 50%

Capacité d'endettement 70 213 406 831 749 71 045 155 69 181 557 -746 242 68 435 315 -2 609 840 -4%

L’endettement financier s’est multiplié par plus de 2 en passant de 1,5 milliard en 2011 à 3,4 milliards en 2012. Nonobstant cette progression, il ne représente que 5% des capitaux propres en 2012, laissant ainsi au secteur une grande capacité d’endettement (68,4 milliards).

On notera tout de même que l’augmentation de l’endettement financier a aussi entraîné un renchérissement remarquable du coût de la dette qui passe de 10% en 2011 à 15% en 2012.

Evolution de la trésorerie (en 000)



Ressources stables (1) 97 866 500 2 875 804 100 742 304 97 357 547 6 692 127 104 049 674 3 307 370 3%

Actif immobilisé (2) 66 283 309 4 396 917 70 680 226 63 768 527 5 762 042 69 530 569 -1 149 657 -2%

Fonds de roulement (3)=(1)-(2)

31 583 191 -1 521 113 30 062 078 33 589 020 930 085 34 519 105 4 457 027 15%

Actif circulant (4) 31 981 062 11 051 910 43 032 972 35 285 418 23 744 621 59 030 039 15 997 067 37%

Ecart de conv actif (5) 0 0 0 0 0 0 0

Passif circulant (6) 613 519 11 315 464 11 928 983 1 998 700 19 941 938 21 940 638 10 011 655 84%

Ecart de conv passif (7) 0 0 0 0 0 0 0

BFR (8) = (4)+(5)-(6)-(7) 31 367 543 -263 554 31 103 989 33 286 718 3 802 683 37 089 401 5 985 412 19%

Trésorerie (9) = (3) - (8) 215 648 -1 257 559 -1 041 911 302 302 -2 872 598 -2 570 296 -1 528 385 147%

Le Fonds de Roulement (FR) du secteur s’est amélioré de 4,4 milliards. Cet effort a été contrarié par l’accroissement de 6,0 milliards du Besoin en Fonds de Roulement (BFR), d’où une chute de la trésorerie de 1,5 milliard.



70

Evolution des ressources stables (en 000)



Capital 5 000 000 100 000 5 100 000 5 000 000 2 000 000 7 000 000 1 900 000 37%

Ecart de réévaluation 0 0 0 0 0 0 0

Réserves 433 696 0 433 696 1 165 252 0 1 165 252 731 556 169%

Report à nouveau 0 0 0 650 544 373 067 1 023 611 1 023 611

Résultat exercice 650 544 2 269 866 2 920 410 1 091 549 272 005 1 363 554 -1 556 856 -53%

Total capital et réserves (1) 6 084 240 2 369 866 8 454 106 7 907 345 2 645 072 10 552 417 2 098 311 25%

Droit du concédant 50 648 674 0 50 648 674 48 109 260 0 48 109 260 -2 539 414 -5%

Subvention Etat 13 480 492 0 13 480 492 13 164 952 0 13 164 952 -315 540 -2%

Subvention-partenaires au dév. 0 0 0 0 0 0 0

Contribution tiers 0 0 0 0 0 0 0

Total subvention d'investissement 13 480 492 0 13 480 492 13 164 952 0 13 164 952 -315 540 -2%

Total autres cap propres (2) 64 129 166 0 64 129 166 61 274 212 0 61 274 212 -2 854 954 -4%

Total capitaux propres (3)=(1)+(2) 70 213 406 2 369 866 72 583 272 69 181 557 2 645 072 71 826 629 -756 643 -1%

Emprunts

Intérêts courus 0 0 0 0 0 0 0

Avance sur consommation 0 82 186 82 186 0 1 354 528 1 354 528 1 272 342 1 548%

Créance spéciale Etat 0 0 0 0 0 0 0

Total dettes diverses 0 82 186 82 186 0 1 354 528 1 354 528 1 272 342 1 548%

Provisions 27 653 093 423 752 28 076 845 28 175 990 2 692 527 30 868 517 2 791 672 10%

Total dettes financières (4) 27 653 093 505 938 28 159 031 28 175 990 4 047 055 32 223 045 4 064 014 14%

Total ressources stables (5)=(3)+(4) 97 866 499 2 875 804 100 742 303 97 357 547 6 692 127 104 049 674 3 307 371 3%

Les ressources stables ont connu une hausse de 3% en passant de 100,7 milliards en 2011 à 104,0 milliards en 2012. Cette hausse découle principalement de l’accroissement de 4,1 milliards des dettes financières. On notera une augmentation du capital de 1,9 milliard par incorporation partielle du résultat de l’exercice 2011 de la SOMAGEP-SA. Ainsi, le capital des sociétés s’établit à 7 milliards en 2012 contre 5,1 milliards en 2011.

L’augmentation exponentielle de 0,08 milliards à 1,4 milliard des avances sur consommation entre les deux exercices découlent d’un ajustement effectué lors de l’élaboration des bilans d’ouverture résultant de la séparation des deux secteurs (eau et électricité).

Evolution des emplois - ressources (en 000)



EMPLOIS

Investissement 69 659 272 4 551 420 74 210 692 741 305 2 007 244 2 748 549 -71 462 143 -96%

Variation BFE (+) 31 367 542 0 31 367 542 1 919 176 4 065 466 5 984 642 -25 382 900 -81%

Variation BF HAO (+) 0 0 0 0 771 771 771

Remboursements d'emprunts 0 0 0 0 2 004 2 004 2 004

Total emplois à financer 101 026 814 4 551 420 105 578 234 2 660 481 6 075 485 8 735 966 -96 842 268 -92%

RESSOURCES

Financement interne (autofinancement) 2 171 179 2 848 121 5 019 300 2 416 542 1 286 100 3 702 642 -1 316 658 -26%

Financement par les capitaux propres 19 124 646 100 000 19 224 646 330 593 1 900 000 2 230 593 -16 994 053 -88%

Financement par nouveaux emprunts 79 946 637 0 79 946 637 0 1 274 346 1 274 346 -78 672 291 -98%

Variation BFE (-) 0 252 638 252 638 0 0 0 -252 638 -100%

Variation BF HAO (-) 0 10 916 10 916 0 0 0 -10 916 -100%

Total ressources de financement 101 242 462 3 211 675 104 454 137 2 747 135 4 460 446 7 207 581 -97 246 556 -93%

SOLDE NET DES RESSOURCES 215 648 -1 339 745 -1 124 097 86 654 -1 615 039 -1 528 385 -404 288 36%

Les emplois stables financés par le secteur ont chuté de 96,8 milliards en passant de 105,6 milliards en 2011 à 8,7 milliards en 2012. Les ressources stables ont chuté, quasiment, dans la même proportion (97,2 milliards). Il en est résulté une insuffisance de ressources de 0,4 milliard. Il faut noter que le niveau élevé des emplois financés et des ressources



71

mobilisées en 2011 n’est dû qu’au transfert, par EDM-SA après la séparation de l’eau et de l’électricité, des équipements et ouvrages relatifs à l’eau.

Analyse des résultats Evolution des résultats (en 000 FCFA)

Eléments

Exercice 2011 Exercice 2012 Var. 2011-2012


CHARGES 3 260 046 17 500 031 20 760 077 3 898 384 19 206 068 23 104 452 2 344 375 11%

Activités ordinaires 2 795 372 17 304 352 20 099 724 2 679 125 17 815 935 20 495 060 395 336 2%

Exploitation 1 511 363 17 146 074 18 657 437 1 445 984 17 292 142 18 738 126 80 689 0%

Financières 1 284 009 158 278 1 442 287 1 233 141 523 793 1 756 934 314 647 22%

Hors activités ordinaires 0 0 0 0 1 207 740 1 207 740 1 207 740

Participations et Impôts 464 674 195 679 660 353 1 219 259 182 393 1 401 652 741 299 112%

PRODUITS 3 910 590 19 574 218 23 484 808 4 989 933 19 478 074 24 468 007 983 199 4%

Activités ordinaires 3 266 436 19 574 218 22 840 654 4 343 800 18 255 837 22 599 637 -241 017 -1%

Exploitation 3 266 436 19 574 218 22 840 654 4 343 800 18 255 704 22 599 504 -241 150 -1%

Financières 0 0 0 0 133 133 133

Hors activités ordinaires 644 154 0 644 154 646 133 1 222 237 1 868 370 1 224 216 190%

RESULTATS 650 544 2 074 187 2 724 731 1 091 549 272 006 1 363 555 -1 361 176 -50%

Activités ordinaires 471 064 2 269 866 2 740 930 1 664 675 439 902 2 104 577 -636 353 -23%

Exploitation 1 755 073 2 428 144 4 183 217 2 897 816 963 562 3 861 378 -321 839 -8%

Financières -1 284 009 -158 278 -1 442 287 -1 233 141 -523 660 -1 756 801 -314 514 22%

Hors activités ordinaires 644 154 0 644 154 646 133 14 497 660 630 16 476 3%

Source : Etats financiers Opérateurs

Le résultat net du secteur a fondu de moitié, en passant de 2,7 milliards en 2011 à 1,4 milliard en 2012. Cette dégradation découle d’une:

- baisse du résultat d’exploitation due à la diminution de 1% des produits d’exploitation alors que les charges se sont stabilisées sur les deux (2) exercices ;

- hausse des impôts et participations (impôt sur le résultat).

La sensibilité du résultat d’exploitation par rapport à une variation de 1% du chiffre d’affaires (levier opérationnel) a été de 0,94%. En d’autres termes, une baisse de 1% du chiffre d’affaires s’est traduite par une baisse de 0,94% du résultat opérationnel (résultat d’exploitation hors subvention).

Evolution des charges Evolution des charges (en 000)



Consommation matières premières et fourni. liées 0 1 933 396 1 933 396 0 1 209 833 1 209 833 -723 563 -37%

Autres achats consommés 72 768 5 648 047 5 720 815 51 672 4 129 496 4 181 168 -1 539 647 -27%

Transport 16 781 95 363 112 144 10 675 96 930 107 605 -4 539 -4%

Services extérieurs 171 120 6 431 587 6 602 707 257 890 5 964 802 6 222 692 -380 015 -6%

Impôts et taxes 22 961 152 694 175 655 31 784 535 280 567 064 391 409 223%

Autres charges 7 403 21 771 29 174 33 627 519 862 553 489 524 315 1797%

Charges de personnel 339 550 2 284 961 2 624 511 322 350 3 807 347 4 129 697 1 505 186 57%

Dotations aux amortissements et aux provisions 880 780 578 255 1 459 035 737 986 1 028 591 1 766 577 307 542 21%

Total charges d'exploitation 1 511 363 17 146 074 18 657 437 1 445 984 17 292 141 18 738 125 80 688 0%

Charges financières 1 284 009 158 278 1 442 287 1 233 141 523 793 1 756 934 314 647 22%

Total charges activités ordinaires 2 795 372 17 304 352 20 099 724 2 679 125 17 815 934 20 495 059 395 335 2%

Charges hors activités ordinaires 0 0 0 0 1 207 740 1 207 740 1 207 740

Participations et impôts 464 674 195 679 660 353 1 219 259 182 393 1 401 652 741 299 112%

Total général charges 3 260 046 17 500 031 20 760 077 3 898 384 19 206 067 23 104 451 2 344 374 11%

Le total - charges du secteur a augmenté de 2,3 milliards, soit 11% en passant de 20,8 milliards en 2011 FCFA à 23,1 milliards en 2012. Cette augmentation est imputable essentiellement à l’accroissement de :



72

• 1,5 milliard des charges de personnel qui sont passées de 2,6 milliards en 2011 à 4,1 milliards en 2012 suite à l’effet conjugué du transfert des agents d’EDM-SA affectés à l’exploitation du service public de l’eau potable et au recrutement de nouveau personnel ;

• 1,2 milliard des charges HAO représentant la valeur comptable de cession d’actifs immobilisés alors qu’il n’y en avait pas en 2011 ;

• 0,7 milliard des impôts sur le résultat ;

• 0,5 milliard des autres charges.

La contraction de l’activité a parallèlement conduit à une diminution des:

• consommations de matières premières et fournitures de 0,7 milliard;

• autres achats consommés de 1,5 milliard ;

• des services extérieurs de 0,4 milliard.

Evolution des charges par activité (en %)

La part relative des charges d’exploitation recule de 8,8 points en passant de 89,9% en 2011 à 81,1% en 2012. Cette régression s’est traduite par une hausse de 5,2 points, 2,9 points et 0,7 point respectivement des charges hors activités ordinaires, impôts et participations et des charges financières.

Evolution des produits Evolution des produits (en 000 FCFA)



Ventes 0 17 511 744 17 511 744 0 15 972 363 15 972 363 -1 539 381 -9%

Travaux et services vendus 3 242 821 2 054 905 5 297 726 4 322 268 2 266 865 6 589 133 1 291 407 24%

Produits accessoires 366 1 292 1 658 360 65 425 -1 233 -74%

Chiffre d'affaires 3 243 187 19 567 941 22 811 128 4 322 628 18 239 293 22 561 921 -249 207 -1%

Production stockée (ou déstockage) 0 0 0 0 0 0 0

Production immobilisée 0 0 0 0 0 0 0

Subventions d'exploitation 14 406 0 14 406 7 000 0 7 000 -7 406 -51%

Autres produits 8 843 6 276 15 119 14 173 0 14 173 -946 -6%

Reprises de provisions et transferts de charges 0 0 0 0 16 412 16 412 16 412

Total produits d'exploitation 3 266 436 19 574 217 22 840 653 4 343 801 18 255 705 22 599 506 -241 147 -1%

Produits financiers 0 0 0 0 133 133 133

Total produits activités ordinaires 3 266 436 19 574 217 22 840 653 4 343 801 18 255 838 22 599 639 -241 014 -1%

Produits hors activités ordinaires 644 154 0 644 154 646 133 1 222 237 1 868 370 1 224 216 190%

Total général produits 3 910 590 19 574 217 23 484 807 4 989 934 19 478 075 24 468 009 983 202 4%

Le total général des produits a évolué de 1,0 milliard, soit 4% en passant de 23,5 milliards en 2011 à 24,5 milliards en 2012. Cette augmentation s’explique par le fait que, la baisse de 0,2 milliard des produits d’exploitation a été largement compensée par une hausse de1,2 milliard des produits Hors Activités Ordinaires (HAO).

Le chiffre d’affaires a baissé de 0,2 milliard (soit 1%) à cause d’une diminution des ventes de 1,5 milliard (soit 9%). Cette dernière résulte essentiellement de la baisse de la consommation due à la crise qui a affecté le Mali en 2012.

Les produits HAO de 2012 concernent des produits de cession d’immobilisations. De tels produits n’existaient pas en 2011.

2011 2012

Impôts et participations 3.2% 6.1%




0.0%

Charges



73

Evolution des produits par activité (en %)

En 2012, les produits sont constitués à 92,4% par les produits d’exploitation et à 7,6% par les produits hors activités ordinaires. En 2011, ces proportions respectives étaient de 97,3% et 2,7%.

Analyse de l’activité



Chiffres d'affaires 3 243 187 19 567 941 22 811 128 4 322 628 18 239 293 22 561 921 -249 207 -1%

Valeur ajoutée 2 975 403 5 291 359 8 266 762 3 958 153 5 783 090 9 741 243 1 474 481 18%

Excédent brut d'exploitation 2 635 853 3 006 398 5 642 251 3 635 803 1 975 743 5 611 546 -30 705 -1%

Résultat d'exploitation 1 755 073 2 428 144 4 183 217 2 897 816 963 562 3 861 378 -321 839 -8%

Résultat financier -1 284 009 -158 278 -1 442 287 -1 233 141 -523 660 -1 756 801 -314 514 22%

Résultat des activités ordinaires 471 064 2 269 866 2 740 930 1 664 675 439 902 2 104 577 -636 353 -23%

Résultat hors activités ordinaires 644 154 0 644 154 646 133 14 497 660 630 16 476 3%

Résultat net 650 544 2 074 187 2 724 731 1 091 549 272 006 1 363 555 -1 361 176 -50%

L’activité du secteur en termes de chiffre d’affaires s’est contractée de 1%, soit 0,2 milliard.

Malgré cette baisse du chiffre d’affaires, la valeur ajoutée s’est améliorée de 18%, soit 1,5 milliard grâce notamment, à la réduction remarquable de 2,3 milliards des achats consommés.

Parallèlement à l’amélioration de la valeur ajoutée, les charges de personnel ont augmenté de 1,5 milliard, soit 57%. Du coup, l’excédent brut d’exploitation a reculé de 0,03 milliard. Cette diminution de l’excédent brut d’exploitation, cumulée à la hausse de 0,3 milliard des dotations aux amortissements et provisions a conduit à un résultat d’exploitation en baisse de 0,3 milliard. Ainsi, avec un résultat financier détérioré de 0,3 milliard, le résultat des activités ordinaires s’est dégradé de 0,6 milliard. Ce faisant, une légère amélioration de 0,02 milliard du résultat HAO, cumulée à une hausse de 0,7 milliard des impôts et participations, a abouti à une chute, de moitié, du résultat d’ensemble (résultat net).

Conclusion

L’analyse ci- dessus concerne les états financiers tels que livrés par les Opérateurs SOMAPEP-SA et SOMAGEP-SA. Elle fait observer l’équilibre financier minimum (fonds de roulement positif). Cet équilibre reste cependant fragile avec une trésorerie négative de 2,6 milliards ayant conduit au recours au financement bancaire à court terme plus cher.

Le secteur doit réduire, en tous les cas surveiller le coût de son endettement financier qui a augmenté de 5 points en 2012.

2011 2012




97.3%92.4%

2.7% 7.6%

Produits

CONCLUSION GENERALE


74

IV. CONCLUSION GENERALE

Le système concédé du service public de l’électricité a connu des améliorations même si au

regard du développement du segment de la production et du respect de certaines normes

contractuelles des efforts doivent être fournis pour permettre à l’opérateur de faire des

économies substantielles.

Grâce à l’appui financier de l’Etat (30 milliards pour l’exploitation et 82 milliards pour le

développement), EDM-SA a pu faire face au développement du réseau de transport

(augmentation de 127%) et au maintien du service public à un niveau acceptable.

Ainsi, certaines normes contractuelles n’ont pu être respectées par EDM-SA entrainant

souvent des pertes financières. Les indicateurs relatifs à la continuité et à la qualité de

service se sont fortement dégradés entrainant un manque à gagner pour l’économie

nationale de 14 milliards de FCFA. De même, la consommation spécifique contractuelle des

centrales thermiques n’a pas été atteinte pour certaines d’entre elles causant un manque à

gagner estimé à 3,5 milliards de FCFA pour un volume de 7,02 millions de litres de

combustible.

Le rendement global du système électrique, quant à lui est de 80,1% en 2012 et se trouve

donc largement en deçà du niveau contractuel (88%). Ainsi EDM-SA aurait pu éviter une

production thermique de 100,83 millions de kWh et économiser une quantité de combustible

de 26,71 millions de litres de gasoil, soit un gain financier potentiel d’un montant de 12,74

milliards de FCFA pour la seule année 2012 en respectant le niveau contractuel des pertes

globales.

Concernant le secteur de l’eau potable, l’on doit dire que la qualité de l’eau distribuée par la

SOMAGEP-SA répond pour l’essentiel aux normes de potabilité en vigueur.

Cependant, le rendement global du réseau a baissé en 2012 entrainant des pertes estimées

en volume à 1,12 million de m3 et à 284,53 millions de FCFA. En plus, la consommation

spécifique des intrants de production de l’eau (hormis l’électricité) a augmenté.

Sur le plan financier les deux secteurs enregistrent des résultats assez mitigés.

En effet, pour le secteur de l’électricité l’analyse révèle dans l’ensemble, une situation financière en nette amélioration par rapport à l’année précédente. Cette amélioration n’est cependant due qu’à la subvention d’exploitation de 30 milliards de l’Etat, l’activité de la société (mesurée par le chiffre d’affaires) ayant baissé de 3% du fait de la crise sécuritaire qu’a connue le pays en 2012. En dépit de cet appui, l’équilibre financier de la société reste préoccupant avec un déficit de trésorerie de 20,2 milliards qui a amené la société à faire recours au financement bancaire à court terme plus coûteux.

Le secteur de l’eau quant à lui connait un équilibre financier fragile avec une trésorerie négative de 2,6 milliards malgré un fonds de roulement positif.

CONCLUSION GENERALE


75

RECOMMANDATIONS

Eu égard à ce qui précède, la CREE recommande:

• A EDM-SA :

o Par rapport à l’exploitation

- fournir encore plus d’efforts pour améliorer ses performances technique et financière ;

- faire fonctionner les centrales BID et SOPAM au fuel lourd et réduire la consommation

spécifique des centrales de Ké-Macina, Goundam, Niono, Diré, Tominian, Bandiagara,

Kangaba, San, Niafunké, Gao et la TAC à Darsalam ;

- améliorer le rendement du système électrique en réduisant le niveau des pertes

technique et non technique ;

- Conformément à son contrat de concession, EDM-SA devra prendre toutes les

dispositions pour étendre le service public de l’électricité aux 46 localités citées ci-dessus

de son périmètre non encore électrifiées et actualiser son périmètre en intégrant les

localités desservies et qui ne font pas partie de son périmètre concédé.

o Par rapport à la situation financière

- les efforts fournis par la société EDM-SA pour maîtriser voire réduire certains postes de

charges (notamment les services extérieurs) doivent être poursuivis et étendus à d’autres

postes (notamment combustibles, pièces de recharge) afin de permettre à la société

d’atteindre, à terme, l’équilibre financier.

• A la SOMAGEP-SA :

o Par rapport à l’exploitation

- poursuivre les efforts dans la maitrise de la consommation spécifique de l’électricité

dans la production et la distribution de l’eau ;

- continuer à mener des actions pour optimiser l’utilisation des principaux intrants de

l’eau ;

- prendre des mesures correctives pour réduire les pertes techniques et non

techniques.

o Par rapport à la situation financière

- Le secteur doit réduire, en tous les cas surveiller le coût de son endettement financier

qui a augmenté de 5 points en 2012.

CONCLUSION GENERALE


76

• Au Maître d’ouvrages :

- procéder à une relecture du document « cadre de référence de l’électrification

rurale » en vue de l’adapter au contexte actuel ainsi que les autres textes législatifs et

règlementaires régissant le sous-secteur de l’électrification rurale ;

- modifier les textes de la CREE pour prendre en compte la régulation du service public

de l’électricité en milieu rural; en exécution des recommandations des études

intitulées « Plan Directeur de l’Electrification Rurale » et « Réforme institutionnelle

des secteurs de l’Electricité et de l’Eau » ;

- régulariser la situation de tous les permissionnaires, disposant des installations de

production thermique de puissance supérieure à 250 KW en leur octroyant une

concession ;

- régulariser la situation des auto-producteurs disposant des moyens de production

d’électricité de capacité supérieure 250 KW en leur octroyant une autorisation

d’autoproduction.

ANNEXES


1

V. ANNEXES

ANNEXES


2

1. APERCU DE LA COMMISSION DE REGULATION DE L’ELECTRICITE ET DE

L’EAU

ANNEXES


3

1.1 LES RESSOURCES DE LA COMMISSION DE REGULATION

1.1.1 Personnel de la Commission

Selon l’Article 11 de l’Ordonnance N°00-021/P-RM du 15 mars 2000, le conseil de la Commission de Régulation est composé de 5 Commissaires. Au terme de l’Article 13 de la même Ordonnance, elle est assistée dans l’exercice de ses missions par un Secrétariat Exécutif composé de personnel technique permanent dont le nombre, selon l’Article 11 du Décret N°00-185/P-RM du 14 avril 2000, ne peut être supérieur à 25 agents à temps plein (dont 15 cadres au maximum).

Au 31 décembre 2012, l’effectif de la Commission est de 20. Il se repartit comme suit :

Organes Total

Conseil 5

Secrétariat Exécutif Dont cadres

16 7

Total 21

1.1.2 Les ressources financières

Selon l’article 15 de l’Ordonnance N°00-021 P-RM du 15 mars 2000, portant création et organisation de la Commission de Régulation de l’Electricité et de l’Eau, les recettes de la Commission sont constituées de ressources ordinaires (redevances de régulation) et de ressources extraordinaires (subventions, produits des emprunts, dons et legs et toutes autres ressources extraordinaires qui pourraient lui être affectées ou résulter de son activité).

Dotée de l’autonomie financière, la Commission gère ses ressources dans le cadre d’un budget et élabore à la fin de chaque exercice des états financiers. Elle tient, à cet effet, une comptabilité conformément aux lois, règlements et usages comptables en vigueur au Mali.

1.1.3 Les états financiers de la Commission

1.1.3.1.1 Elaboration et exécution du budget

Chaque année, pour l’exercice suivant, la Commission élabore un budget équilibré en recettes et en dépenses, les dotations aux amortissements et aux provisions étant normalement constituées. Ce budget, arrêté par le Conseil 2 mois au moins avant l’ouverture de l’exercice au titre duquel il est établi, est transmis dès son adoption par le Conseil au Premier ministre pour approbation après avis du Ministre chargé des Finances.

La période budgétaire cadre avec l’exercice comptable. Ainsi, elle court du 1er janvier au 31 décembre.

Les recettes de la Commission sont constituées de ressources ordinaires (redevances de régulation), et de ressources extraordinaires (subventions, produits des emprunts, dons et legs et toutes autres ressources extraordinaires qui pourraient lui être affectées ou résulter de son activité).

Les dépenses sont constituées par les charges de fonctionnement, d’équipement et de toutes autres dépenses en rapport avec les attributions de la Commission.

Les postes budgétaires correspondent à des comptes ou regroupements de comptes du plan comptable général et ce, en vue de faciliter le suivi budgétaire en comparant les réalisations et les prévisions.

L’état d’exécution du budget indique pour chaque poste :

• le budget annuel,

• les réalisations de l’année,

• l’écart (budget - réalisations),

• le taux de réalisation (réalisations / budget) x 100

ANNEXES


4

1.1.3.1.2 Etat d’exécution du budget au 31 décembre 2012 Le budget a été exécuté à 74,60% pour les produits contre 64,19% pour les charges (fonctionnement et investissements), d’où un excédent budgétaire de 144,5 millions de FCFA.

Libellé Budget

1 Réalisations

2 Ecart 1-2

Taux de real. (2/1)*100

1- Produits

Redevance de régulation 1 087 991 084 974 081 338 113 909 746 89,53%

Subventions extérieures 288 400 000 57 200 000 231 200 000 19,83%

Autres produits 11 782 633 4 262 085 7 520 548 36,17%

Total des produits 1 388 173 717 1 035 543 423 352 630 294 74,60%

2- Charges

Achats 54 295 066 54 644 143 -349 077 100,64%

Transport 24 055 000 18 743 250 5 311 750 77,92%

Services extérieurs 415 453 528 200 385 685 215 067 843 48,23%

Impôts et taxes 44 346 118 38 746 135 5 599 983 87,37%

Autres charges 1 018 684 925 000 93 684 90,80%

Charges de personnel 619 192 898 546 217 819 72 975 079 88,21%

Dotations aux amortissements et prov. 106 392 423 15 826 194 90 566 229 14,88%

Total des charges de fonctionnement 1 264 753 717 875 488 226 389 265 491 69,22%

3. Investissements

Immobilisations incorporelles 0 0 0

Installations et agencements 12 700 000 589 250 12 110 750 4,64%

Matériel et mobilier 6 220 000 2 594 000 3 626 000 41,70%

Matériel informatique 4 500 000 12 199 163 -7 699 163 271,09%

Matériel de transport 100 000 000 0 100 000 000 0,00%

Dépôts et cautionnements 0 200 000 -200 000

Total des investissements 123 420 000 15 582 413 107 837 587 12,63%

4. Total des produits (1) 1 388 173 717 1 035 543 423 352 630 294 74,60%

(5) total des charges (2) + (3) 1 388 173 717 891 070 639 497 103 078 64,19%

6- écart (déficit budgétaire) (4-5) 0 144 472 784 -144 472 784 -

1.1.3.1.3 Etats financiers de la Commission :

Au terme de l’article 27 du Décret N°00-185/P-RM du 14 avril 2000 fixant les modalités d’application de l’Ordonnance N°00-021/P-RM du 15 mars 2000, à la clôture de chaque exercice, le Secrétaire Exécutif établit les documents comptables et documents annexes de l’exercice et rédige un rapport financier sur les activités de la Commission de Régulation pendant l’exercice.

Les comptes sociaux (états financiers) de la Commission doivent être certifiés par deux commissaires aux comptes nommés par arrêté du Premier ministre. Ces comptes sont vérifiés annuellement par un cabinet d’audit désigné par le Premier ministre.

Présentés selon le système normal du Système Comptable OHADA, ces états financiers comprennent le bilan, le compte de résultat, le tableau financier des ressources et des emplois (TAFIRE), l’état annexé et l’état supplémentaire).

Les comptes arrêtés au 31 décembre 2012 et certifiés font ressortir :

• un total bilan de 724 948 070 FCFA,

• un résultat bénéficiaire de 79 602 561 FCFA.

ANNEXES


5

BILAN AU 31 DECEMBRE 2012 - SYSTEME NORMAL

Exercice 2012 ; durée : 12 mois

Exercice 2012 Exercice2011 Réf ACTIF Montant Amortissements Montant Montant Brut provisions net net

ACTIF IMMOBILISE (1)

AA Charges immobilisées

AB Frais d'établissement et charges à répartir 0 0 0 AC Primes de remboursement des obligations 0 0 0

AD Immobilisations incorporelles

AE Frais de recherche et de développement 0 0 0 0 AF Brevets, licences, logiciels 8 784 070 8 784 070 0 0 AG Fonds commercial 0 0 0 0 AH Autres immobilisations incorporelles 0 0 0 0

AI Immobilisations corporelles AJ Terrains 0 0 0

AL Bâtiments Installations, Techniques, et Agencements 27 967 930 26 009 694 1 958 236 2 103 082 AM Matériels 105 252 562 88 675 761 16 576 801 4 632 182 AN Matériel de transport 154 086 250 130 081 568 24 004 682 36 248 236

AP Avances et acomptes versés/immobilisation 0 0 0 0

AQ immobilisations financières

AR Titres de participation 0 0 0 0 AS Autres immobilisations financières 1 092 187 0 1 092 187 892 187

AW (1) dont H.A.O.

Brut ………………….

Net ……………………

AZ TOTAL ACTIF IMMOBILISE (I) 297 182 999 253 551 093 43 631 906 43 875 687

ACTIF CIRCULANT

BA Actif circulant H.A.O. 0 0 0 227 000

BB Stocks BC Marchandises 0 0 0 0 BD Matières premières et autres approvisionnements 0 0 0 0 BE En-cours 0 0 0 0 BF Produits fabriqués 0 0 0 0

BG Créances et emplois assimilés

BH Fournisseurs avances versées 0 0 0 0 BI Clients 845 318 505 187 600 000 657 718 505 298 237 167

BJ Autres créances 23 432 159 0 23 432 159 15 301 455

BK TOTAL ACTIF CIRCULANT (II) 868 750 664 187 600 000 681 150 664 313 538 622

TRESORERIE – ACTIF

BQ Titres de placement 0 0 0 0 BR Valeurs à encaisser 0 0 0 0 BS Banques, chèques postaux, caisse 165 500 0 165 500 158 100

BT TOTAL TRESORERIE - ACTIF (III) 165 500 0 165 500 158 100

BU Ecart de conversion - actif (IV) (Perte probable de change)

BZ TOTAL GENERAL (I+II+III+IV) 1 166 099 163 441 151 093 724 948 070 357 572 409

ANNEXES


6

Réf PASSIF Exercice 2012 Exercice 2011

CAPITAUX PROPRES ET RESSOURCES ASSIMILEES

CA Capital 204 885 744 204 885 744

CB Compte de l'exploitant

CC Primes et Réserves

CD Primes d'apport, d'émission, de fusion 0 0

CE Ecarts de réévaluation 0 0

CF Réserves indisponibles 0 0

CG Réserves libres 0 0

CH Report à nouveau 3 195 804 -139 633 156

CI Résultat de l'exercice - bénéfice 79 602 561 142 828 960

CK Autres capitaux propres

CL Subventions d'investissement 4 440 820 8 702 905

CM Provisions réglementées et fonds assimilés 0

CP TOTAL CAPITAUX PROPRES (I) 292 124 929 216 784 453

DETTES FINANCIERES ET RESSOURCES ASSIMILEES (1)

DA Emprunts 0 0

DB Dettes de crédits-bails et contrats assimilés 0 0

DC Dettes financières diverses 0 0

DD Provision financière pour risques et charges 0 0

DF TOTAL DETTES FINANCIERES (II) 0 0

DG TOTAL RESSOURCES STABLES (I+II) 292 124 929 216 784 453

PASSIF CIRCULANT

DH Dettes circulantes et ressources assimilées 3 858 600 0

DI Clients, avances reçues 0 0

DJ Fournisseurs d'exploitation 10 262 211 24 303 920

DK Dettes fiscales 163 248 425 13 195 543

DL Dettes sociales 241 754 931 88 415 151

DM Autres dettes 278 955 278 955

DN Risques provisionné 0 0

DP TOTAL PASSIF CIRCULANT (III) 419 403 122 126 193 569

TRESORERIE - PASSIF

DQ Banques, crédit de trésorerie et d'escompte 0 0

DS Banques, découvertes 13 420 019 14 594 387

DT TOTAL TRESORERIE - PASSIF (IV) 13 420 019 14 594 387

DV Ecart de conversion -passif (V)

(gain probable de change) 0 0

DZ TOTAL GENERAL (I+II+III+IV+V) 724 948 070 357 572 409

ANNEXES

7

COMPTE DE RESULTAT - SYSTEME NORMAL

Réf, CHARGES Exercice 2012 Exercice2011 Exercice 2012 Exercice 2011

ACTIVITE D'EXPLOITATION RA Achats de marchandises 0 0 RB Variation de stocks 0 0

RC Achats de matières 1ères et fournitures liées 0 0

RD Variation de stocks 0 0

RE Autres achats 54 644 143 49 552 156

RH Variation de stocks 0 0

RI Transports 18 743 250 23 458 200

RJ Services extérieurs 200 385 685 191 173 383

RK Impôts et taxes 42 387 519 39 748 755

RL Autres charges 28 525 000 226 000

RP Charges de personnel (1) 597 582 769 558 926 479

(1) dont personnel extérieur: 0 0

RS Dotations aux amortissements et aux provisions 15 826 194 12 470 498

RW Total des charges d'exploitation 958 094 560 875 555 471

ACTIVITES FINANCIERES

SA Frais financiers 795 095 654 658

SC Pertes de change 0 0

SD Dotations aux amortissements et aux provisions 0 0

SF Total des charges financières 795 095 654 658

SH Total des charges des activités ordinaires 958 889 655 876 210 129

HORS ACTIVITES ORDINAIRES (A.H.O.)

SK Valeurs comptables des cessions d'immobilisations 0 0

SL Charges H.A.O. 0 197 000

SM Dotation H.A.O. 0 0

SO Total des charges H.A.O. 0 197 000

SQ Répartition des travailleurs 0 0

SR impôts sur le résultat 0 0

SS total participation et impôts 0 0

ST TOTAL GENERAL DES CHARGES 958 889 655 876 407 129

ANNEXES

8

Réf PRODUITS Exercice 2012 Exercice2011 Exercice 2012 Exercice 2011

ACTIVITE D'EXPLOITATION

TA Ventes de marchandises 0 0

TB MARGES BRUTES SUR MARCHANDISES 0 0

TC Ventes de produits fabriqués 0 0

TD Travaux, services vendus 974 081 338

995 547 861

TE Production stockées (ou déstockage) 0 0 TF Production immobilisée 0 0

TG MARGES BRUTES SUR MATIERES 974 081 338

995 547 861

TH Produits accessoires 0 0

TI CHIFFRES D'AFFAIRES 5TA+TC+TD+TH) 974 081 338

995 547 861

TJ Dont à l'exportation 0 0

TK Subventions d'exploitation 57 200 000

17 027 100

TL Autres produits 2 948 793

0

TN VALEUR AJOUTEE 689 544 534 708 416 467

TQ EXCEDENT BRUT D’EXPLOITATION

D'EXPLOITATION 91 961 765 149 489 988

TS Reprises de provisions 0 0

TT Transferts de charges 0

900 530

TW Total des produits d'exploitation 1 034 230 131

1 013 475 491

TX RESULTAT D'EXPLOITATION 76 135 571

137 920 020

ACTIVITE FINANCIERE

UA Revenus financiers 0 0

UC Gains de change 0 0

UD Reprises de provisions 0 0

UE Transfert de charges 0 0

UF Total des produits financiers 0 0

UG RESULTAT FINANCIER -795 095 -654 658

UH Total des produits des activités ordinaires 1 034 230 131 1 013 475 491

UI RESULTAT DES ACTIVITES ORDINAIRES 75 340 476 137 265 362

HORS ACTIVITES ORDINAIRES (A.H.O.)

UK Produits de cessions d'immobilisations 0 1 420 500

UL Produits H.A.O. 0 0

UM Reprises H.A.O. 4 262 085

4 340 098

UN Transferts de charges 0 0

UO Total des produits H.A.O. 4 262 085 5 760 598

UP RESULTAT HAO 4 262 085 5 563 598

UT TOTAL GENERAL DES PRODUITS 1 038 492 216 1 019 236 089

UZ RESULTAT NET 79 602 561 142 828 960

ANNEXES

9

TABLEAU FINANCIER DES RESSOURCES ET DES EMPLOIS (TAFIRE)

2ème PARTIE

Réf.

Exercice 2012 Exercice 2011

Emplois Ressource

s (E-; R+)

I. INVESTISSEMENT ET DESINVESTISSEMENT

FA Charges Immobilisées (augmentations dans l'exercice) 0 0

Croissance interne

FB Acquis./cessions immobilisées incorporelles 0 0 0 FC Acquis./cessions immobilisées corporelles 15 382 413 0 -36 094 706

Croissance externe

FD Acquis./cessions Immobilisées financières 200 000 0 9 815 000

FF INVESTISSEMENT TOTAL 15 582 413 0 -26 279 706

FG II. VARIATION DU BESOIN DE FINANCEMENT

D'EXPLOITATION (cf Supra; Var BFE) 78 261 089 ou 0 -141 102 924

FH EMPLOI ECONOMIQUE A FINANCER (FF + FG 93 843 502 0 -167 382 630

FI III. EMPLOI/RESSOURCES (B.F. HAO) 0 ou 3 858 600 227 000

FJ IV. EMPLOIS FINANCIERS CONTRAINTS 0

Remboursements selon échéancier des emprunts (1) et

dettes financières

(1) A l'exclusion des remboursements anticipés portés en VII

FK B. EMPLOIS TOTAUX A FINANCER 89 984 902 0 -167 155 630

V. FINANCEMENT INTERNE

FL Dividendes (emplois) C.A.F.G. (ressources) 0 91 166 670 149 538 860

VI. FINANCEMENT PAR LES CAPITAUX PROPRES

FM Augmentations de capital/apports nouveaux 0 0 FN Subventions d'investissement 0 0 FP Prélèvements sur capital (y compris retraits de l'exploitant)

VII. FINANCEMENT PAR DE NOUVEAUX EMPRUNTS

FQ Emprunts (2) 0 0 FR Autres dettes financières (2) 0 0 (2) Remboursements anticipés inscrits séparément en emplois

FS C. RESSOURCES NETTES DE FINANCEMENT 0 91 166 670 149 538 860

FT D. EXCEDENT OU INSUFFISANCE DE RESSOURCES DE FINANCEMENT (C - B)

0 ou 1 181 768 -17 616 770

VIII. VARIATION DE LA TRESORERIE

Trésorerie nette FU Trésorerie nette à la clôture de l'exercice +

ou - -13 254 519

FV Trésorerie nette à l'ouverture de l'exercice + ou -

-14 436 287

FW

Variation trésorerie (+ si emploi, - si ressources) 1 181 768 ou 17 616 770

Contrôle : D= VIII avec signe opposé

Nota: I, IV, V, VI, VII en termes de flux; II, III, VIII différences bilantielles

CONTRÔLE (à partir des masses des bilans N et -1

Emplois Ressources

Variation de fonds de roulement (FdR): (FdR (N) - FdR (N-1°

75 584 257 Variation du BF global (FBG): BFG (N) -

FBG (N-1) 74 402 489

Variation de la trésorerie T (N) - T (N-1)

1 181 768

TOTAL 75 584 257 75 584 257

ANNEXES

10

ANNEXES

11

ANNEXES

12

2. DIRECTIVES TARIFAIRES EN VIGUEUR

DIRECTIVE N° 13-001 / C-CREE PORTANT FIXATION DES TARIFS DE L’ELECTRICITE APPLICABLES A COMPTER DU 1er

FEVRIER 2013 Le CONSEIL de la Commission de Régulation de l’Electricité et de l’Eau

Vu la Constitution ;

Vu l’Ordonnance n°00-021/P-RM du 15 mars 2000 portant création et organisation de la Commission de

Régulation de l’Electricité et de l’Eau, ratifiée par la Loi

n° 00-080 du 22 décembre 2000 ;

Vu l’Ordonnance n°00-019/P-RM du 15 mars 2000 portant organisation du secteur de l’électricité, ratifiée par la

Loi n°00-078 du 22 décembre 2000 ;

Vu le Décret n°00-184/P-RM du 14 avril 2000 fixant les modalités d’application de l’Ordonnance n°00-019/P-RM

du 15 mars 2000 portant organisation du secteur de l’électricité ;

Vu le Décret n°00-185/P-RM du 14 avril 2000 fixant les modalités d’application de l’Ordonnance n°00-021/P-RM

du 15 mars 2000 portant création et organisation de la Commission de Régulation de l’Electricité et de l’Eau ;

Vu le Décret n°06-403 BIS/P-RM du 26 septembre 2006 portant renouvellement de mandat des membres de la

Commission de Régulation de l’Electricité et de l’Eau ;

Vu le Décret n°07-394/P-RM du 29 octobre 2007 portant renouvellement de mandat de membres de la


Vu le Décret n° 2011-735/P-RM du 03 Novembre 2011 portant renouvellement de mandat de membres de la


Vu le Décret n°2012-554/P-RM du 26 septembre 2012 portant nomination d’un membre de la Commission de

Régulation de l’Electricité et de l’Eau ;

Vu le Décret n°09-453/P-RM du 14 septembre 2009 portant ratification de l’accord de financement du Projet

d’Appui au Secteur de l’Energie(PASE), signé à Bamako,

le 26 juin 2009, entre le Gouvernement de la République du Mali et l’Association Internationale de

Développement (IDA) ;

Vu le Contrat de concession du service public de l’électricité à la Société Energie du Mali Société Anonyme,

signé à Bamako le 21 novembre 2000 ;

Vu le procès-verbal de sa réunion en date du 06 Février 2013 ;

I. SUR LES FAITS

Suite à des divergences d’interprétation des dispositions relatives aux clauses et conditions d’indexation

tarifaires, la Commission de Régulation a, par Décision

N°03-0006/C-CREE du 1er décembre 2003, suspendu l’application desdites clauses, notamment la formule

d’indexation du contrat de concession de l’électricité, tout en invitant les parties à lui fournir de nouveaux

mécanismes d’indexation tarifaire plus consensuels.

ANNEXES

13

Afin de susciter l’accord des parties sur une nouvelle formule d’indexation, la Commission a, sur la base des

études tarifaires menées en 2008, du rapport de l’étude sur les formules d’indexation et de ses propres analyses,

produit une note sur un nouveau mécanisme tarifaire. Cette note a reçu les observations et commentaires des

parties prenantes du secteur électrique. Ainsi ce nouveau mécanisme tarifaire a été testé et validé par elles lors

d’un atelier qui s’est tenu le 08 juin 2011 à Bamako.

Considérant que la Commission de Régulation a envoyé au Maître d’ouvrage à la demande de celui-ci une note

sur l’application de la nouvelle formule d’indexation ; que les résultats de cette application ont été présentés lors

de l’atelier du 08 juin 2011, auquel ont participé l’ensemble des acteurs du secteur de l’électricité, notamment,

l’opérateur ainsi que les représentants des partenaires techniques et financiers ;

Considérant qu’au cours de la réunion commune avec EDM-SA et le Maître d’ouvrage tenue le 04 janvier 2013, la

Commission a recueilli le souhait de ce dernier d’une révision tarifaire garantissant la viabilité économique et

financière du secteur de l’électricité et susceptible de limiter le niveau des subventions de l’Etat ; le souci étant

aussi de contribuer dans une mesure raisonnable au renforcement des capacités de production et de distribution

de l’électricité ;

Considérant les conclusions de cette réunion commune ;

Considérant d’une part la lettre n° 13- 003/P-CREE en date du 21 janvier 2013 transmettant au maître d’ouvrage

les scenarii d’ajustement tarifaire retenus par le Conseil de la Commission de Régulation et d’autre part

l’approbation de la communication écrite faite au Gouvernement à la session du conseil des ministres du 06

Février 2013 par le Ministre de l’Energie et de l’Eau, qui précisent les engagements de l’Etat vis-à-vis de

l’opérateur ;

II. APRES ANALYSE

Considérant que la forte dégradation de la trésorerie d’EDM-SA est due en partie à l’augmentation croissante des

charges de combustibles ; que cette situation risque à long terme de compromettre structurellement la situation

financière de l’opérateur malgré le plan de redressement adopté et les différentes subventions octroyées par

l’Etat ;

Considérant que l’acceptation par les parties d’une nouvelle formule d’indexation détermine en même temps les

conditions d’un mécanisme d’indexation tarifaire applicable périodiquement ;

Considérant qu’un ajustement tarifaire est susceptible de contribuer au rétablissement de l’équilibre

d’exploitation de l’opérateur ;

Considérant que l’intérêt des usagers réside non seulement dans la sauvegarde et la continuité du service public

de l’électricité mais aussi dans la nécessité de prendre en compte les subventions payées par l’Etat et

susceptibles d’amoindrir le niveau de l’indexation tarifaire ;

Considérant que l’Etat a déjà accordé à EDM-SA une subvention d’exploitation de

20 milliards de FCFA au titre de l’exercice 2012 ;

Considérant que l’une des missions de la Commission de Régulation est de veiller à l’équilibre du secteur et

d’assurer le développement des services publics concédés ; que cette mission concerne aussi la défense de

l’intérêt des usagers ;

Edicte,

Article 1 : des nouveaux tarifs

Les nouveaux tarifs de vente de l’électricité sont arrêtés conformément aux grilles tarifaires E1, E2, E3 et E4

annexées à la présente Directive.

ANNEXES

14

Article 2 : des subventions et des exonérations

Il sera accordé à EDM-SA une subvention d’exploitation d’un montant de 2,3 milliards de FCFA au titre de

l’exercice 2013 et à titre provisoire.

EDM-SA bénéficiera en outre de l’exonération sur les achats d’hydrocarbures dans les mêmes conditions que

celles ayant présidé à la fixation des tarifs d’électricité de 2009.

La Commission de Régulation procèdera, au besoin et après évaluation de la situation financière d’EDM-SA, aux

réajustements nécessaires.

Article 3 : des dispositions finales

Les nouveaux tarifs issus de la présente Directive sont applicables à compter du

1er Février 2013 sur l’ensemble du périmètre concédé d’EDM-SA.

Toute infraction à la présente Directive est passible de sanction prévue par la réglementation en vigueur.

La présente Directive qui abroge toute disposition antérieure contraire est publiée au journal officiel de la

République du Mali.

BAMAKO, LE 06 FEVRIER 2013

LE PRESIDENT DE LA COMMISSION DE REGULATION DE L’ELECTRICITE ET DE L’EAU

MOCTAR TOURE

AMPLIATIONS :

- Original ...................................................................................................... 1

- Primature ................................................................................................... 1

- Ministère de l’Economie, des Finances et du Budget ................................ 1

- Ministère de l’Energie et de l’Eau .............................................................. 1

- Direction Nationale de l’Energie ................................................................ 1

- Direction Nationale de l’Hydraulique.......................................................... 1

- SOMAGEP-SA .......................................................................................... 1

- SOMAPEP-SA ........................................................................................... 1

- Energie du Mali-SA.................................................................................... 1

- Journal Officiel ........................................................................................... 1

ANNEXES

15

ANNEXE : GRILLE TARIFAIRE DE L’ELECTRICITE APPLICABLE AU 1er FEVRIER 2013

TABLEAU E2 : TARIFS MOYENNE TENSION

CATEGORIES TARIFAIRES Tarifs Actuels

hors TVA

Nouveaux Tarifs

hors TVA

TVA (en %)

Tarifs actuels

avec TVA

Nouveaux Tarifs

avec TVA

TARIF MONOME

Puissance souscrite < 25 kW (FCFA/kWh) 92 98 18 109 116

TARIF BINOME HORAIRE

Prime fixe annuelle (FCFA/kW) 15 707 16 806 18 18 534 19 832

Prix proportionnel (FCFA/kWh)

Heures de Pointe (de 18 heures à 24 heures) 92 98 18 109 116

Heures Pleines (de 06 heures à 18 heures) 66 71 18 78 83

Heures Creuses (de 00herures à 06 heures) 45 48 18 53 57

TARIF ECLAIRAGE PUBLIC (FCFA/kWh) 92 98 18 109 116

REDEVANCE MENSUELLE POUR LOCATION ET ENTRETIEN DES APPAREILS DE MESURE ET DE CONTRÔLE

Comptage HT décompté en BT

Location + entretien (FCFA/mois) 9 324 9 324 18 11 002 11 002

Entretien seul (FCFA/mois) 2 821 2 821 18 3 329 3 329

Comptage HT décompté en MT

Location + entretien (FCFA/mois) 13 985 13 985 18 16 502 16 502

Entretien seul (FCFA/mois) 4 233 4 233 18 4 995 4 995

AVANCE SUR CONSOMMATION (FCFA/kW souscrit) 11 655 11 655 0 11 655 11 655

NB : - La TVA au taux de 18% est à facturer en sus sauf sur l'avance sur consommation.

- Les tarifs comprennent la redevance de régulation évaluée à 1% du chiffre d'affaires prévisionnel soumis à TVA.

TABLEAU E1 ; TARIFS BASSE TENSION CATEGORIES TARIFAIRES Tarifs

Actuels hors TVA

Nouveaux Tarifs

hors TVA

TVA (en %)

Tarifs Actuels

avec TVA

Nouveaux Tarifs

avec TVA

TARIF SOCIAL (Compteurs 2 fils 5 Ampères)

Prix proportionnel (FCFA/KWh)

Tranche 1 : 0 - 50 kWh par mois 59 59 0 59 59



Tranche 4 : > 200 kWh par mois 108 130 18 128 153

TARIF NORMAL (Compteurs 2 fils > 5 Ampères et compteurs 4 fils)

Prix proportionnel (FCFA/kWh)


Tranche 2 : > 200 kWh par mois 124 130 18 146 153

TARIF ECLAIRAGE PUBLIC

Pour les 120 premières heures d'utilisation de la puissance souscrite 107 114 18 126 135

Pour le surplus 74 79 18 87 93

NB : - La TVA au taux de 18% est facturée en sus sauf sur les 100 premiers kWh des compteurs 2 fils 5 ampères. - Les tarifs comprennent la redevance de régulation évaluée à 1% du chiffre d'affaires prévisionnel soumis à TVA. - La tranche sociale est destinée aux clients consommant moins de 100 kWh par mois.

ANNEXES

16

TABLEAU E3 : AVANCE SUR CONSOMMATION (FCFA)

Type de comptage Puissance souscrite

(kVA)

Tarifs actuels hors TVA)

Nouveaux Tarifs hors TVA

COMPTEURS MONOPHASES 2 FILS

5 ampères 1,1 4 590 4 590

10 ampères 2,2 13 546 13 546

15 ampères 3,3 20 319 20 319

20 ampères 4,4 27 092 27 092

25 ampères 5,5 33 865 33 865

30 ampères 6,6 40 638 40 638

35 ampères 7,7 47 411 47 411

40 ampères 8,8 54 184 54 184

45 ampères 9,9 60 957 60 957

50 ampères 11,0 67 730 67 730

55 ampères 12,1 74 503 74 503

60 ampères 13,2 81 276 81 276

COMPTEURS TRIPHASES 4 FILS

10 ampères 6,6 40 638 40 638

15 ampères 9,9 60 957 60 957

20 ampères 13,2 81 276 81 276

25 ampères 16,2 99 748 99 748

30 ampères 19,8 121 914 121 914

NB : l'avance sur consommation n'est assujettie ni à la TVA, ni à aucune redevance

TABLEAU E4 : REDEVANCES MENSUELLES POUR LOCATION ET ENTRETIEN DES COMPTEURS (FCFA)

Type de comptage Puissance Souscrite

(KVA)

Tarifs Actuels

hors TVA

Nouveaux Tarifs

hors TVA

TVA (en %)

Tarifs Actuels

avec TVA

Nouveaux Tarifs

avec TVA

COMPTEURS MONOPHASES 2 FILS

5 ampères 1,1 176 176 18 208 208

10 ampères 2,2 540 540 18 637 637

15 ampères 3,3 688 688 18 812 812

20 ampères 4,4 972 972 18 1 147 1 147

25 ampères 5,5 1 215 1 215 18 1 434 1 434

30 ampères 6,6 1 566 1 566 18 1 848 1 848

35 ampères 7,7 1 834 1 834 18 2 164 2 164

40 ampères 8,8 2 096 2 096 18 2 473 2 473

45 ampères 9,9 2 358 2 358 18 2 782 2 782

50 ampères 11,0 2 620 2 620 18 3 092 3 092

55 ampères 12,1 2 882 2 882 18 3 401 3 401

60 ampères 13,2 3 144 3 144 18 3 710 3 710

COMPTEURS TRIPHASES 4 FILS

10 ampères 6,6 1 566 1 566 18 1 848 1 848

15 ampères 9,9 1 769 1 769 18 2 087 2 087

20 ampères 13,2 1 890 1 890 18 2 230 2 230

25 ampères 16,2 2 985 2 985 18 3 522 3 522

30 ampères 19,8 3 160 3 160 18 3 729 3 729

NB : la TVA au taux de 18% est facturée en sus.

ANNEXES

17

DIRECTIVE N° 13-002 / C-CREE PORTANT FIXATION DES TARIFS DE L’EAU POTABLE APPLICABLES A COMPTER DU 1er

FEVRIER 2013

Le CONSEIL de la Commission de Régulation de l’Electricité et de l’Eau Vu la Constitution ; Vu l’Ordonnance n°00-020/P-RM du 15 mars 2000 portant organisation du service public de l’eau potable, ratifiée par la Loi n°00-079 du 22 décembre 2000 ; Vu l’Ordonnance n°00-021/P-RM du 15 mars 2000 portant création et organisation de la Commission de Régulation de l’Electricité et de l’Eau, ratifiée par la Loi n° 00-080 du 22 décembre 2000 ; Vu la loi n°10 - 039/P-RM du 5 août 2010 portant création de la Société Malienne de Patrimoine de l’Eau Potable (SOMAPEP-SA) ; Vu la loi n°10 – 040 /P-RM du 5 août 2010 portant création de la Société Malienne de Gestion de l’Eau Potable (SOMAGEP-SA) ; Vu le Décret n°00-183/P-RM du 14 avril 2000 fixant les modalités d’application de l’Ordonnance n°00-020/P-RM du 15 mars 2000 portant organisation du service public de l’eau potable ; Vu le Décret n°00-185/P-RM du 14 avril 2000 fixant les modalités d’application de l’Ordonnance n°00-021/P-RM du 15 mars 2000 portant création et organisation de la Commission de Régulation de l’Electricité et de l’Eau ; Vu le Décret n°10 – 562/P-RM du 20 septembre 2010 portant approbation des statuts particuliers de la Société Malienne de Patrimoine de l’Eau Potable SA ; Vu le Décret n°10 – 462/P-RM du 20 septembre 2010 portant approbation des statuts particuliers de la Société Malienne de Gestion de l’Eau Potable SA ; Vu le Décret n°06-403 BIS/P-RM du 26 septembre 2006 portant renouvellement de mandat des membres de la Commission de Régulation de l’Electricité et de l’Eau ; Vu le Décret n°07-394/P-RM du 29 octobre 2007 portant renouvellement de mandat de membres de la Commission de Régulation de l’Electricité et de l’Eau ; Vu le Décret n° 2011-735/P-RM du 03 Novembre 2011 portant renouvellement de mandat de membres de la Commission de Régulation de l’Electricité et de l’Eau ; Vu le Décret n°2012-554/P-RM du 26 septembre 2012 portant nomination d’un membre de la Commission de Régulation de l’Electricité et de l’Eau ; Vu le procès-verbal de sa réunion en date du 06 Février 2013 ; Edicte, Article 1 Les nouveaux tarifs de vente de l’eau potable sont arrêtés conformément aux grilles tarifaires O1, O2, O3 et O4 annexées à la présente Directive. Article 2 Les tarifs issus de la présente Directive sont applicables à compter du 1er Février 2013. Toute infraction à la présente Directive est passible de sanction prévue par la réglementation en vigueur.

ANNEXES

18

La présente Directive qui abroge toute disposition antérieure contraire est publiée au journal officiel de la République du Mali.

BAMAKO, LE 06 FEVRIER 2013

LE PRESIDENT DE LA COMMISSION DE REGULATION DE L’ELECTRICITE ET DE L’EAU

MOCTAR TOURE AMPLIATIONS :

- Original ...................................................................................................... 1 - Primature ................................................................................................... 1 - Ministère de l’Economie, des Finances et du Budget ................................ 1 - Ministère de l’Energie et de l’Eau .............................................................. 1 - Direction Nationale de l’Energie ................................................................ 1 - Direction Nationale de l’Hydraulique ......................................................... 1 - SOMAGEP-SA .......................................................................................... 1 - SOMAPEP-SA........................................................................................... 1 - Energie du Mali-SA ................................................................................... 1 - Journal Officiel........................................................................................... 1

ANNEXES

19

ANNEXE : GRILLE TARIFAIRE DE L’EAU APPLICABLE AU 1er FEVRIER 2013 TABLEAU Ol :TARIF GENERAL ET TARIF BORNES FONTAINES

CATEGORIES TARIFAIRES Tarifs 2004 hors TVA

Nouveaux

tarifs hors TVA

TVA (en %)

Tarifs 2004

avec TVA

TARIF GENERAL

Tranche 1 : 0-10 m3 par mois 113 113 0 113

Tranche 2 : 11-50 m3 par mois 301 301 18 355

Tranche 3 : 51 m3 par mois et au delà

512 512 18 604

TARIF BORNES FONTAINE

Tranche unique 113 113 0 113 NB : - la TVA au taux de 18% est facturée en sus sauf sur les 10 premiers m3 du tarif général et sur le tarif borne fontaine ; - les tarifs comprennent la redevance de régulation évaluée à 1% du chiffre d'affaires prévisionnel soumis à TVA.

TABLEAU O2 :TARIFS INDUSTRIES ET GROS CONSOMMATEURS

Tarifs 2004 hors TVA

Nouveaux tarifs

hors TVA

TVA (en %)

Tarifs 2004 avec TVA

Nouveaux tarifs

avec TVA

Tranche unique 324 324 18 382 382

Prime fixe par mois

56 582 56 582 18 66 767 66 767

NB : - la TVA au taux de 18% est facturée en sus ; - les tarifs comprennent la redevance de régulation évaluée à 1% du chiffre d'affaires prévisionnel soumis à TVA.

TABLEAU O3 : REDEVANCES MENSUELLES POUR LOCATION ET ENTRETIEN DES COMPTEURS EAU

Diamètres des compteurs

Barème 2004

hors TVA

Nouveau barème

hors TVA

TVA (en %)

Barème 2004

avec TVA

Nouveau barème

avec TVA

15 mm 581 581 18 686 686

20 mm 1551 1551 18 1 830 1 830

25 mm 1939 1939 18 2 288 2 288

30 mm 2 520 2 520 18 2 974 2 974

40 mm 5 042 5 042 18 5949 5949

50 mm 7 762 7 762 18 9 159 9 159

60 mm 12 604 12 604 18 14 872 14 872

80 mm 19389 19389 18 22 879 22 879

100 mm 31 024 31 024 18 36 608 36 608

NB : la TVA au taux de 18% est facturée en sus.

TABLEAU O4 : BAREME DES AVANCES SUR CONSOMMATION "EAU"

Diamètres des compteurs Barème 2004 Nouveau barème

15 mm 7 678 7 678

20mm 10 238 10 238

25 mm 41 592 41 592

30 mm 49 909 49 909

40 mm 66 544 66 544

50 mm 83 181 83 181

60 mm 99 816 99 816

80 mm 133 089 133 089

100 mm 166 361 166 361

BORNES FONTAINES 135 725 135 725

NB :l'avance sur consommation n'est assujettie ni à la TVA, ni à aucune redevance.

ANNEXES

20

3. TABLEAUX DES PERFORMANCES TECHNIQUES

N °2 0 0 0 1 2 0 0 1 2 0 0 2 2 0 0 3 2 0 0 4 2 0 0 5 2 0 0 6 2 0 0 7 2 0 0 8 2 0 0 9 2 0 10 2 0 11 2 0 12

1.1 Product ion t o t ale ED M - SA ( GW h) 4 71 52 1 3 9 2 3 4 3 3 8 7 4 0 3 4 72 54 7 53 6 4 9 9 58 2 6 2 2 6 2 4

1. Product ion 1.2 Product ion hydroélect r icit é b rut e ( GW h) 2 4 5 2 50 2 3 5 2 3 8 2 4 9 2 4 2 2 75 2 6 3 2 8 2 2 53 2 8 2 2 8 0 2 72

1.3 product ion t hermique b rut e ( GW h) 2 2 5 2 70 158 10 5 13 8 16 1 19 7 2 8 4 2 54 2 4 6 2 9 8 3 4 3 3 52

2 .1 Product ion syst ème int erconnect é ( GW h) 4 14 4 52 3 2 5 2 71 3 0 8 3 11 3 73 4 3 8 4 19 3 6 7 4 3 5 4 6 9 50 9

2 .2 Product ion syst ème iso lé ( GW h) 57 6 9 6 7 72 8 0 9 2 9 9 10 9 118 13 1 14 7 153 115

3 ,1 Product ion t o t ale+ achat ( GW h) 4 71 52 1 59 0 6 3 1 72 1 8 0 5 8 6 6 9 4 2 1 0 0 3 1 0 9 7 12 13 12 9 9 12 76

3 . Product ion t o t ale + A chat 3 .2 achat M anant ali + A ggreko ( GW h) 0 0 19 6 2 8 6 3 3 2 4 0 0 3 9 1 3 9 4 4 6 4 4 2 4 4 0 8 4 4 4 4 9 4

3 ,3 A chat SOPA M ( GW H) 172 2 2 0 2 2 9 14 1

3 ,4 achat C ô t e d ' ivo ire ( GW h) 0 0 2 2 2 2 2 2 3 3 3 3 17

4 ,1 consommat ion spécif ique DDO g / kW h 2 51 2 4 7 2 4 8 2 3 9 2 51 2 56 2 3 5 2 4 1 2 3 8 2 3 7 2 3 1

4 . C ombust ib le 4 .6 consommat ion spécif ique GO g / kW h 2 58 2 78 2 79 2 54 2 6 7 2 55 2 9 0 2 3 8 2 3 8 2 3 7 2 3 1

4 .7 consommat ion specif ique cont ract uelle g / kW h 2 4 0 2 4 0 2 4 0 2 4 0 2 4 0 2 4 0 2 4 0 2 4 0 2 4 0 2 4 0 2 4 0 2 4 0

5,1 consommat ion lubrif iant t o t ale 10 0 0 L 2 18 3 14 2 2 5 18 8 2 2 4 2 3 2 2 3 6 3 2 4 2 9 0 2 51 2 77 3 0 4 ,15 2 70 ,1

5. C onsommat ion lubrif iant 5.2 consommat ion lubrif iant du R I 10 0 0 L 118 174 10 7 4 3 59 6 4 8 2 18 5 14 5 8 2 8 9 9 9 ,11 12 7,9 2

5.3 consommat ion lubrif iant du C I 10 0 0 L 10 0 14 0 118 _ 14 5 16 5 16 8 154 14 0 14 4 16 9 18 7 2 0 5,0 3 14 2 ,18

6 .1 V ent es t o t ales ED M - SA ( GW H) " 3 4 9 3 78 4 3 2 4 6 4 54 1 6 16 6 6 3 72 7 78 5 8 6 2 9 51 1 0 4 4 1 0 12

6 .2 V ent es B asse t ension ( hors p répaiement ) ( GW h) 18 8 2 0 1 2 3 3 2 57 2 9 9 3 4 4 3 73 4 2 5 4 70 52 2 578 6 3 0 ,19 58 2 ,5

6 . V ent es d 'énerg ie 6 .3 V ent es p repaiement ( GW h) 3 5,0 3

6 .4 V ent es moyenne t ension ( GW H) 16 1 177 19 9 2 0 7 2 4 2 2 73 2 8 9 3 0 2 3 15 3 4 0 3 6 8 4 0 9 3 8 2

6 .5 Ob ject if chif f ré des vent es ( GW h) 8 2 2 en 2007 8 2 2 en 2007 8 2 2 en 2007 8 2 2 en 2007 8 2 2 en 2007 8 2 2 en 2007 8 2 2 9 78 en 2012 9 78 en 2012 9 78 en 2012 9 78 en 2012 9 78

7.1 vent es t o t ales ED M - SA ( GW h) " 3 4 9 3 78 4 3 2 4 6 4 54 1 6 16 6 6 3 72 7 78 5 8 6 7 9 51 1 0 4 4 1 0 12

7. V ent es par syst èmes 7.2 V ent es du R I ( GW h) 3 0 4 3 3 9 3 8 4 4 10 4 77 54 2 58 2 6 3 6 6 8 7 758 8 3 2 9 18 9 16

7.3 V ent es du C I ( GW h) 4 5 3 9 4 8 55 6 5 74 8 0 9 0 9 7 10 8 119 12 7 9 6

8 ,1Pert es g lobales % 2 6 2 7 2 7 2 6 2 5 2 3 2 3 2 3 2 2 2 1 2 2 19 ,6 19 ,9

8 .2 Pert es cont ract uelles % — >=14 >=14 >=14 >=14 14 14 14 14 14 14 12 12

PERFORMANCES TECHNIQUES D'EDM-SA DE 2000 A 2012: ELECTRICITE

8 . Pert es g lobales

A nnéesInd icat eurs U nit és

2 . Product ion par syst ème

ANNEXES

21

NOMBRE ET PUISSANCE INSTALLEE DES GROUPES

Système Centrale Nombre de

groupes

Puissance installée

Production d'électricité 2012

Taux d'utilisation de la centrale **

[MW] [MWH] [%]

1. Système interconnecté

28 222,96 649780 33

1.1 Dar Salam 5 33,4 14 690 5

1.2 Balingué 8 33,12 33 740 12

1.3 Sotuba 2 5,7 32 950 66

1.4 Sélingué 4 46,24 239 130 59

1.5 BID 4 48,5 188 220 44

1.6 SOPAM 5 56 141 050 29

2. Système OMVS 2.1 Manantali 5 200 998 940 57

3. Système isolé 120 67,505 114296,5 19

3.1 Koutiala 5 7,42 15 360,40 24

3.2 San 6 3,66 7 546,30 24

3.3 Sikasso 13 11,84 25 076,40 24

3.4 Bougouni 8 3,77 6 650,60 20

4.5 Ouéléssébougou 3 1,028 1 641,00 18

3.6 Kangaba 3 0,43 1 223,70 32

3.7 Niono 4 3,31 6 302,80 22

3.8 Tominian 6 0,32 735 26

3.9 Nioro 6 2,38 4 649,80 22

3.10 Mopti 9 9,90 26 057 30

3.11 Bandiagara 5 1,63 2 225,00 16

3.12 Djenné 4 1,08 1 963,10 21

3.13 Douentza 3 0,99 796,20 9

3.14 Tombouctou 9 5,74 4 352,30 9

3.16 Diré 6 1,13 508,40 5

3.17 Niafunké 8 1,13 238,20 2

3.18 Gao 9 7,03 7 143,50 12

3.19 Kidal 6 3,04 716 3

ANNEXES

22

PERFORMANCES TECHNIQUES DU SECTEUR DE L’EAU POTABLE : DE 2003 A 2012

Années

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

D E F G H I J k

Bamako avec Kati avec Kati et Kati

et Kati Sans Kati Sans Kati

Production (M3) 39 670 528 43 608 548

44 930 700 46 432 387 51 263 808 55 267 722 59 112 524 64 082 159 64 327 329 65 504 457

Ventes (M3) 24 957 429 28 849 037 31 297 969 33 168 989 36 863 041 39 767 387 41 633 483 44 247 035 44 381 222 45 560 381

Ventes cible (M3) 19 583 000 20 420 600 21 258 000

Rendement (%) 62,91% 66,15% 69,69% 71,40% 71,91% 72,03% 70,43% 69,04% 68,99% 69,55

Nombre d’abonnés 44 538 48 612 52 064 56 827 63 700 66 590 71 117 75 852 77790 87974

Nombre d’abonnés cible 38 594 40 557 42 520 44 682

Consommation moyenne/ab (m3/an) 560 593 601 585,42 583 571 518

Consommation spécif. électricité. (kWh/m3) 0,39 0,47 0,49 0,49 0,48 0,5 0,47 0,47 0,46 0,40

Consommation spécif. hypochlorite (g/m3) 6,54 6,71 7,96 7,72 7,65 7,53 6,88 6,67 7,04 8,08

Consommation spécifique .sulfate alumine. (g/m3) 19,2 20,7 22,02 23,64 15,8 18,9 19,57 20,56 14,06 15,97

Consommation spécif. chaux (g/m3) 3,371 3,894 4,859 4,429 3,63 6,47 3,61 3,86 1,56 2,17

Centres extérieurs sans Kati sans Kati Hors Kati Hors Kati Avec Kati Avec Kali

Production (M3) 17 323 104 18 346 424 19 672 517 20 773 512 19 306 655 19 963 708 21 027 568 22 222 943 25255517 24885011

Ventes (M3) 13 721 351 14 627 687 16 032 496 16 963 365 15 709 337 16 036 390 17 071 306 17 570 986 20735661 17311429

Ventes cible (M3) 15 202 600 17 019 800 18 837 000

Rendement (%) 79,21% 79,73% 81,50% 81,70% 81,72% 76,75% 81,18% 80,9 82,10% 77,48

Nombre abonnés 38 217 39 841 41 670 43 536 42 315 43 919 45 486 47 543 53 851 54 603

Nombre abonnés cible 34474 37370 40 265

Consommation moyenne/ab (m3/an) 359 367 385 375 370 385 317

Consommation spécif. électricité. (kWh/m3) 0,39 0,38 0,38 0,4 0,44 0,43 0,54 0,44 0,47 0,43

Consommation spécif. hypochlorite (g/m3) 6,19 7,63 9,36 9,25 7,37 7,54 11,42 7,62 8,38 7,77

Consommation spécifique .sulfate alumine. (g/m3) 9,36 10,5 11,13 10,87 9,85 9,69 13,21 10,96 11,64 14,14

Consommation spécif. chaux (g/m3) 9,648 10,972 11,123 10,155 10,21 9,64 11,96 8,2 6,86 6,59

Consommation combustible (litres) 63 472 45 542 94 150 121 627 73 030 50 049 140 362 74 229 91 061 126 056

Total SOMAGEP-SA

Rendement global (%) 67,87% 70,17% 73,30% 74,60% 74,60% 74,18% 73,25% 71,80% 72,69% 71,57 %

RAPPORT CREE 2012Message du Président de la Commission Rapport d'activités de la CREE pour...

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