lundi, 17 décembre 2018 •

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FIL D'ACTUALITÉ

Autonomie énergétique

Le statu quo plombe les finances publiques




Les délestages enregistrés depuis une vingtaine d’années au Bénin ont connu des solutions de court terme qui coûtent cher aux contribuables.

Olivier ALLOCHEME

Mars 1998. Le Bénin vit au rythme des délestages. Les administrations, les commerces et les ateliers d’artisanat sont paralysés par les coupures de courant. A vrai dire, ce n’est pas la première fois que le pays enregistre une telle crise née de la baisse d’approvisionnement en énergie électrique. En 1994, une pareille crise était survenue et avait pu être jugulée vaille que vaille. De par son ampleur, celle de 1998 était autrement plus difficile à supporter. Elle provenait en réalité de la Volta River’sAuthority (VRA), la compagnie ghanéenne de production électrique qui fournit une bonne partie de l’électricité vendue au Bénin, par le biais de la Communauté Electrique du Bénin (CEB). A Akossombo au Ghana, le barrage géré par la VRA connait une baisse du niveau de sa retenue d’eau. D’autres problèmes techniques nés à la centrale thermique de Takoradi, toujours au Ghana, vont empêcher la VRA de trouver une solution rapide à la crise. Alors que la VRA livrait jusqu’à 62 GWh en janvier, elle n’a pu fournir que 28 GWh en avril 1998, au plus fort de la crise. Celle-ci a duré jusqu’en juin et obligé le Togo et le Bénin, réunis au sein de la CEB, à trouver une solution à cette dépendance accrue vis-à-vis de la VRA et de la Compagnie Ivoirienne d’Electricité (CIE). Deux turbines à gaz ont été acquises, une installée à Lomé et l’autre à Cotonou, pour juguler la crise.
La politique des petits pas
Depuis cette crise majeure, le Bénin et le Togo n’ont jamais pu trouver une solution définitive à la pénurie récurrente de l’énergie électrique. De sorte que d’autres crises sont survenues. La crise larvée et sévère qui eut lieu en 2006 et en 2007, est encore dans toutes les mémoires. Elle a débouché sur la mise en place de l’interconnexion de la CEB avec la Transmission Company of Nigeria (TCN) pour fournir 80 mw, et la location de groupes thermiques de la société Aggreko afin de pallier le déficit enregistré. Ces solutions conjoncturelles n’ont pu juguler le déficit électrique du Bénin. Il n’a pas cessé de se creuser, passant de 21,67 mw en 2006 à 90 mw en 2016. « On n’investit pas suffisamment dans le secteur », affirme Sacca Lafia, ministre de l’énergie et des mines du Bénin de 2007 à 2011. Lorsque nous l’avons rencontré en avril 2017, il n’a pas manqué de souligner que c’est l’insuffisance de ressources qui explique la politique des petits pas adoptée par le Bénin et le Togo face à ces crises récurrentes.Investir dans le secteur revient à injecter de l’argent dans ses trois branches que sont la production, le transport et la distribution. Au niveau de la production, le Bénin s’est essentiellement doté de centrales thermiques et d’une turbine à gaz, toutes placées sous la responsabilité de la CEB. C’est qu’en fait jusqu’en 2007, la Communauté Electrique du Bénin (CEB) avait le monopole de la production d’énergie électrique au Bénin et au Togo. Les deux Etats ont adopté en 1968, le Code Bénino-Togolais de l’Electricité qui crée la CEB et lui confère le monopole de la production, du transport et des importations/exportations de l’énergie électrique sur l’ensemble du territoire des deux Etats. Le code a été révisé en 2003 pour donner toujours à la CEB le statut d’acheteur unique ainsi que le monopole sur le réseau de transport. Par la loi n°2006-16 du 27 mars 2007 portant Code de l’électricité au Bénin, une ouverture est faite aux producteurs privés. Ils pourront dès lors verser leur potentiel à celui de la CEB à condition de conclure une convention (concession ou autres) avec l’Etat et de signer avec la Communauté Electrique du Bénin (CEB) ou la SBEE ou, le cas échéant, avec un tiers dans les pays voisins, un contrat d’achat-vente d’énergie électrique. Tout compte fait, la capacité nationale de production disponible au Bénin passe de 47mw en 1996 à 141mw en mai 2017, soit une progression de 300% en 21 ans. Mais la production nationale d’énergie électrique, ce que l’on appelait autosuffisance en énergie électrique, est passée de 15% en 1996 à moins de 20% en 2016, du fait de la progression de la demande, du recours à la location de groupes thermiques et surtout des importations. Celles-ci font encore aujourd’hui 90% de la puissance installée. Car, le pays doit clairement compter sur des importations provenant essentiellement du Ghana, de la Côte-d’Ivoire et du Nigeria. Dans le même temps, le taux d’électrification du pays a progressé, passant de 24,14% en 2006 à 38,40% en 2017. Ce taux d’électrification cache mal des disparités. Les zones rurales sont électrifiées à moins de 10%, malgré les progrès enregistrés ces dernières années.

L’option de l’électricité importée
Pour comprendre la lenteur de ces avancées, il faut comparer les prix d’achat à l’importation à ceux de la production nationale. « L’électricité importée coûte largement moins cher que celle produite ici », nous confie Dona Jean-Claude Houssou, ministre béninois de l’énergie, de l’eau et des mines. En cette année 2017, la TCN livre le kwh à 58 F cfa en moyenne. La société nigériane Paras Energy, en contrat avec l’Etat béninois depuis le 19 décembre 2016 pour 60 mw, le livre à 64,35 FCFA. Dans le même temps, les centrales thermiques sous location le facturent entre 150 et 200 FCFA. En se rabattant sur ces centrales thermiques depuis des années, les autorités du sous-secteur énergie électrique ont fait l’option la plus onéreuse qui soit, comparée à celle de la construction d’un barrage hydroélectrique. Celle-ci coûte cher mais présente un avantage certain : non seulement son coût de maintenance est faible mais surtout, sa production revient largement moins chère que celle des centrales thermiques. A titre d’exemple, lecoût de la construction du barrage d’Adjaralla envisagé depuis près d’une trentaine d’années, est passé de 160 milliards en 1998 à 300 milliards de FCFA aujourd’hui. Sa puissance installée envisagée est de 147 MWpour une puissance garantie de 109 MW. Ce barrage devrait livrer le kwh à un prix de revient évalué à 36,4 FCFA sur une durée d’au moins 50 ans. Si le Bénin est décidé à le réaliser, il doit compter avec son partenaire, le Togo, qui rencontre des difficultés actuellement avec ses bailleurs de fonds. Tout compte fait, le statu quo permet aux loueurs de groupes électrogènes de fournir leurs prestations à l’Etat. Ainsi, en juillet et en septembre 2014, des contrats de gré à gré ont été conclus par l’Etat avec les sociétés MRI et Agrekko en vue de la fourniture d’un total de 80 mw pour un montant annuel total de 12 milliards 367 millions de FCFA, soit environ 154 millions de FCFA par mégawatt. Pendant que les loueurs de groupes thermiques se frottent les mains, les finances publiques continuent de sentir les effets de la politique des petits pas.

(Enquête réalisée dans le cadre du projet : « Pour des Médias plus professionnels au Bénin » d al Maison des Médias financé par OSIWA)

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