Le secteur de l’énergie électrique a été marqué ces dernières années par une mauvaise gestion presque endémique. La grande enquête que nous publions aujourd’hui montre qu’un jour ou l’autre, tous les consommateurs béninois devront payer pour tant de bricolages et d’échecs qui ont éreinté les sociétés du secteur.

Olivier ALLOCHEME

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.

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.

Sortie de crise énergétique
La politique fragilise la SBEE et la CEB

En pratiquant une gouvernance politique du sous-secteur de l’énergie électrique, l’Etat béninois a rendu déficitaires toutes les entreprises qui y interviennent. Le public pourrait être amené à regarder la dure réalité, tôt ou tard.
Olivier ALLOCHEME
Ce qui s’est passé ce jour-là était plutôt ordinaire pour les Béninois. Le 04 janvier 2014, l’Archevêque de Cotonou, monseigneur Antoine Ganyé, célébrait ses 45 ans de sacerdoce, à Sèdjè-Dénou, commune de Zè (30 km au nord de Cotonou). La célébration avait connu la participation de plusieurs personnalités, dont le Chef de l’Etat de l’époque, Boni Yayi. Ayant pris la parole pour rendre hommage au prélat, il lui promit d’électrifier son village, dans les plus brefs délais. Ordre en fut alors donné au directeur général de la SBEE, séance tenante. Plus d’un an plus tard, le 16 février 2015, lors de l’une de ses tournées dans le pays, Boni Yayi se rend dans la commune de Zè pour y constater l’évolution des travaux. Il fut déçu. Il somme alors les directeurs généraux de la Société béninoise d’énergie électrique(SBEE) et de l’Agence Béninoise d’Electrification Rurale et de Maîtrise d’Energie (ABERME) de terminer les travaux dans un délai de trois semaines. La campagne électorale pour les élections législatives battait alors son plein, et le Chef de l’Etat avait besoin d’une majorité claire au parlement. Dans les villages qui n’en avaient pas, il promettait eau et électricité. A Sèdjè-Dénou, il a pu inaugurer l’arrivée de l’électricité le jeudi 12 mars 2015. Mais il fallut ce jour-là user de mille subterfuges pour qu’un générateur spécialement convoyé sur les lieux et caché aux regards du public, fournisse le courant électrique nécessaire à l’inauguration. Après le départ de la délégation officielle, les compteurs sont retombés à zéro. En fait, il fallait à la SBEE des ressources suffisantes pour tirer trois kilomètres de réseaux basse tension et 10 kilomètres de réseaux moyenne tension. A cela, il fallait ajouter l’installation d’un transformateur de 160 KVA. En clair, la SBEE devait mobiliser un montant de 600 millions de francs cfa. Personne ne s’était rendu compte que cet investissement totalement imprévu dans le plan de développement de la SBEE, devait engendrer pour la société des distorsions nuisibles à sa trésorerie. « Les acteurs politiques obligent la SBEE à investir 300 millions, 400 millions ou plus, juste pour atteindre des localités où nous n’avons même pas 50.000 F Cfa de facture par mois », regrette Raoufou Badarou, ancien président du Conseil d’administration de la société, actuellement Assistant principal chargé des politiques et des réformes auprès du ministre béninois de l’énergie, de l’eau et des mines. En réalité, le cas de Sèdjè-Dénou est loin d’être unique. Le Bénin a connu ces dernières années, une multiplication des promesses politiques d’électrification réalisées au forceps, sans que la SBEE n’ait les ressources financières et humaines nécessaires pour maintenir les réseaux qui se créent dans ces conditions.
Une tarification politique

L’investissement public dans l’électricité se fait essentiellement à perte. Et pour cause, le secteur est hautement capitalistique. Cet engagement financier de l’Etat accompagné ou non par le privé, est généralement improductif à court terme. « L’énergie coûte cher à l’Etat et non pas pour le moment au consommateur »,soutient Claude Gbaguidi, président de l’Autorité de régulation de l’électricité (ARE). En réalité, le recours à l’énergie thermique accroit considérablement la facture énergétique du pays. « L’exploitation d’un groupe thermique est dix fois plus chère que celle d’une centrale hydroélectrique » explique Philippe Hounkpatin, docteur et ingénieur en génie électrique, ancien directeur général de la SBEE. De la sorte, les tarifs pratiqués ne sont jamais en cohérence avec le coût réel de production. « La part de l’hydraulique dans le mix énergétique est la principale variable qui permet à un pays d’avoir des prix faibles, voyez le Ghana et la Côte d’Ivoire », explique Matthieu Bommier, spécialiste de l’énergie à l’AFD, interrogé par le magazine Jeune Afrique en mai 2015. En prenant l’exemple des deux pays, Matthieu Bommier montre ainsi que le mix énergétique compris comme le recours à diverses sources d’énergie, constitue l’antidote à la cherté du thermique. Au centre de cette cherté, se trouvent en effet les factures de combustibles. Le combustible compte ainsi pour beaucoup dans la fixation du prix au consommateur final. Par exemple, les prix négociés en février 2017 entre de nouveaux partenaires privés et l’Etat béninois, seront de 18,5F si l’on ne tenait pas compte du gaz et du fuel lourd utilisés comme combustibles pour les centrales. Avec le combustible, ce prix reviendrait à environ 70 F CFA pour le gaz et 76 F CFA pour le fuel. « C’est pourquoi l’offre électrique de la communauté reste vulnérable. Cette vulnérabilité s’explique par la non disponibilité du gaz pour les nouvelles centrales thermiques de la Communauté, et est aggravée par le renchérissement des coûts du mix énergétique du fait de la sollicitation des centrales thermiques utilisant de combustibles liquides aux coûts prohibitifs », explique Antoine Dokou Akémakou, directeur du transport de la CEB. Dans ce contexte, seule l’énergie moins chère pourrait être accessible aux populations, aux industriels, aux unités de production ou aux administrations. Dans le mix énergétique, certains pays comme le Kenya et le Ghana privilégient l’énergie hydroélectrique, le Kenya ajoutant par exemple l’énergie géodésique (utilisant la chaleur du sous-sol) et les centrales thermiques. Actuellement, les moyens thermiques employés par la SBEE donnent un prix de revient moyen situé entre 150 et 200 F le kilowattheure, toutes tranches confondues, alors qu’il est livré à 115 F en moyenne le kilowattheure au consommateur final. Considérant l’énergie électrique comme une ressource stratégique utile à toutes les couches de la société, l’Etat béninois n’accède que difficilement aux ajustements de tarifs proposés par la SBEE. Le dernier ajustement a eu lieu en avril 2010, faisant passer le prix au consommateur de 94F à 104 francs CFA le kilowattheure, soit une augmentation de 10 francs CFA, sur une durée de trois ans. Le résultat, ce sont des déficits chroniques de la société qui, en 2016,devait 25 milliards de FCFA à son principal fournisseur, la CEB. Celle-ci doit à son tour 60 milliards de FCfa à la TCN.« La CEB est quasiment en situation de faillite »,confie un spécialiste du secteur qui a requis l’anonymat. « Ce sont des tarifs politiques que pratique la SBEE »,dénonce Philippe Hounkpatin. En même temps, le taux de recouvrement des factures auprès de l’administration publique et des collectivités locales est d’environ 30%, alors qu’il est de 65% hors administration publique. « A cause de la pression des populations, les pouvoirs publics ont du mal à toucher les tarifs, ce qui fait que cette absence de politique efficace de tarification a fragilisé durablement le secteur de l’électricité », argumente Raoufou Moutaïrou Badarou. « La démarche est que tôt ou tard, et c’est incontournable, la vérité des prix va s’imposer »,avertit pour sa part Dona Jean-Claude Houssou.

ENCADRE :Le cas des groupes SIIF

Le 11 décembre 2003, le groupe SIIF-Energies, filiale de la société Electricité de France (EDF), signe avec la SBEE et l’Etat béninois un contrat commercial pour l’acquisition, l’installation et la mise en service à Parakou, Natitingou et Porto-Novo de mini-centrales électriques d’une puissance totale de 38 mégawatts. La procédure employée est le gré-à-gré, le ministère de l’énergie arguant à l’époque de l’urgence de la situation sur la base des délestages répétés dans le septentrion. Problème : cette acquisition d’une valeur totale de 16 milliards 277 millions de FCFA environ, se faisait ainsi sans étude technique et sans appel d’offre. Elle n’a pas été prévue par le plan directeur de la SBEE, et n’a pas obtenu l’accord préalable du conseil d’administration de la société. Et pourtant, c’est bien la SBEE qui a dû rembourser ce montant sur 36 mois, soit 409 millions 973 mille 125 FCFA par mois. Les banques engagées ont même pris soin de domicilier d’office sur un compte séquestre les remboursements des gros consommateurs de la société, obligeant la SBEE à une sévère cure d’austérité durant trois ans. Manifestement, le coût de l’acquisition elle-même était exorbitant et le coût du courant produit ne viendrait qu’aggraver la situation financière de la société. Beaucoup d’observateurs avaient même craint que la SBEE ne finisse par être déstabilisée. Une commission d’enquête parlementaire présidée par le député PRD Ismaël Tidjani-Serpos, a été mise en place pour investiguer sur le sujet. Seulement, son rapport, déposé en décembre 2004, n’a jamais pu être présenté en plénière et la presse a été empêchée d’en divulguer le contenu jusqu’aujourd’hui.

Quel sort pour Maria Gléta ?

Les turbines à gaz de Maria-Gléta pourraient être réhabilitées sous peu. Le gouvernement tente de corriger les erreurs techniques de ce projet de grande envergure, malgré les coûts additionnels que cela induit.

Olivier ALLOCHEME

« Maria Gléta est coûteux en termes de gestion. Les équipements utilisés sont très consommateurs de jet A1 et d’autres combustibles spécifiques…Le coût d’exploitation est exorbitant ». C’est d’un air dépité que ce cadre en service au ministère de l’énergie et fin connaisseur du dossier Maria-Gléta, fait un diagnostic sans concession du projet qui a vu la construction d’une turbine à gaz dans cette localité de la commune d’Abomey-Calavi. Ayant requis l’anonymat, il dit les choses telles qu’il les pense : « Maria-Gléta est la manifestation de l’incompétence des cadres béninois, affirme-t-il. C’est aussi le symbole de la déstructuration des différents corps de l’Etat sur les grands projets du pays ». Pour lui, si le Chef de l’Etat savait à l’époque que c’était des turbines aéro-dérivatives qui allaient être installées, il aurait peut-être demandé à réduire le nombre commandé. En mars 2016, au plus fort de la campagne électorale comptant pour la présidentielle de cette année-là, le président de la République avait indexé nommément des cadres, avant de déclarer : « Malheureusement, le choix technologique, selon les dernières conclusions, est mauvais. Ce choix a été fait par nos cadres techniciens. C’est pourquoi notre président Kérékou, paix à son âme, continue de dire que les cadres de notre pays sont dangereux ». Tout compte fait, le contrat signé par l’Etat béninois avec la société américaine Combustion Associates Inc. ( CAI) le 24 août 2007, prévoyait que les travaux démarrés le 09 avril 2008 soient achevés le 09 octobre 2009, au plus tard, soit une durée d’un an et demi. Mais les dernières turbines n’ont été réceptionnées officiellement qu’en 2013, soit un retard de près de quatre années. « Maria-Gléta, c’est un fiasco », lance le ministre béninois de l’énergie, Dona Jean-Claude Houssou. Les problèmes qu’il relève sont notamment la cherté du combustible nécessaire à son fonctionnement, la cherté des combustibles spécifiques et de nombreux problèmes de maintenance. « C’est une installation qui n’est pas viable », conclut-il, lapidaire. Ayant été ministre de l’énergie durant quatre années, au moment de l’exécution des travaux, Sacca Lafia ne se souvient pas avoir jamais vu un dossier d’appel d’offre sur Maria-Gléta. « Je ne savais pas sur quelle base on l’avait choisie », nous a-t-il confié en parlant de CAI. Du reste, en conclusion à son troisième rapport d’étape datant de mai 2009, l’ingénieur conseil de l’Etat béninois qu’est le BNETD (Bureau national d’études techniques et de développement), a pu écrire ceci : « Les tergiversations de CAI nous amènent à penser qu’elle n’a jamais exécuté de projet similaire d’une part et d’autre part qu’elle ne dispose pas de ressources financières suffisantes pour une meilleure conduite du projet. » Le 07 janvier 2013, une explosion de la turbine 3 eut lieu, et faillit coûter la vie à l’ingénieur principal du projet. Et comme si tous ces écueils ne suffisaient pas, le gaz sur lequel les concepteurs du projet comptaient, n’a jamais été disponible de manière régulière. Tout compte fait, l’infrastructure a fini par être réceptionnée en 2013, devenant ainsi la propriété du gouvernement béninois. Ce sont huit turbines de 10 mégawatts chacune et de type dual, fonctionnant à base de jet A1 et de gaz. Sa production reviendrait à une moyenne de 260F le kilowattheure, plus du double des prix actuellement pratiqués par la SBEE. Sans compter les multiples problèmes de maintenance que pose l’infrastructure, ce problème tarifaire seul est largement dissuasif.

Une adaptation nécessaire

Pour ne pas perdre entièrement les 46 milliards de FCFA environs investis dans le projet, le ministère de l’énergie a choisi d’adapter l’infrastructure. Mais la centrale n’a jamais fonctionné à plein régime. Utilisée de façon ponctuelle en cas de nécessité, elle fait face à de grands risques liés à de longues périodes d’inactivité. « C’est presque un crime de laisser non fonctionnelle une turbine à gaz », nous a confié un ingénieur en génie électrique qui a requis l’anonymat. Le coût de la maintenance étant réellement élevé, le gouvernement béninois a fait le choix de la transformation des turbines en une centrale fonctionnant au gaz et au fuel lourd. Il s’agira également avant la fin 2018, d’étendre la capacité de l’infrastructure pour la porter à 120 mégawatts. La centrale sera exploitée dans le cadre d’un Partenariat Public-Privé (PPP) sous forme de production privée d’électricité pour une durée de 20 ans. Selon le ministre de l’énergie, Dona Jean-Claude Houssou, il a été prévu de mettre en place une unité flottante de stockage et de regazéification aux larges de Cotonou, afin d’alimenter en gaz non seulement la centrale construite par CAI, mais aussi toutes les autres centrales en cours d’installation actuellement sur le site de Maria-Gléta. C’est du moins la parade qui a été trouvée pour sauver de la ruine un investissement massif qui a alimenté les illusions pendant plusieurs années.

(Enquête réalisé dans le cadre du projet : « Pour des Médias pus professionnels au Bénin » de la Maison des Médias financé par OSIWA)