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Zoom 3
• 99 •
Axe 1 : améliorer les infrastructures du réseau : communication, distribution et gestion commerciale
1 - L’amélioration des systèmes de distribution, de facturation et de recouvrement
Avec 20 % de pertes en moyenne sur le réseau, le potentiel d’augmentation de l’offre en énergie
électrique est significatif mais il est difficile pour le secteur privé de contribuer aux investissements sur ce
segment. L’enjeu est à la fois technique et financier : améliorer la gestion commerciale du secteur (le
recouvrement des créances et la lutte contre les raccordements non déclarés) ainsi que la qualité du réseau
de distribution permet tout à la fois de faire baisser le coût du kWh, d’augmenter l’offre en énergie électrique
et d’améliorer les finances des opérateurs.
La production décentralisée, intégrée dans la planification énergétique et dans le plan de
développement du réseau, peut contribuer à la réalisation de ces objectifs en produisant près des
consommateurs – induisant une prise de conscience des clients – et en limitant les pertes du réseau de transport.
2 - L’amélioration du système d’information et de gestion
Les relevés manuels existent encore dans de nombreux pays et comportent de nombreuses erreurs.
En outre, les informations produites sont souvent partielles et ne permettent pas d’avoir une vision réelle de
la situation du secteur (offre, demande, réseau). L’exploitation des données est elle-aussi souvent manuelle,
parfois les données ne sont pas exploitées.
Les opérateurs doivent pouvoir équiper leurs infrastructures des outils d’information disponibles sur
le marché, à la fois pour améliorer la planification énergétique, mieux gérer les réseaux et les pannes
éventuelles mais aussi pour pouvoir gérer la production intermittente des centrales de production utilisant
les énergies renouvelables.
Axe 2 : accroître les capacités en matière de gestion des projets en énergies renouvelables
1 - Le renforcement des capacités à pouvoir lancer des appels à projets en BOO(T) (build, own,
operate and (transfer) ) et encadrer les projets portés par les producteurs privés indépendants.
Il s’agit ici d’un point fondamental: les énergies renouvelables sont confrontées aux mêmes
problématiques de financement que les autres énergies. Naturellement, les projets solaires et éoliens sont
plus simples à monter, puisque moins de contrats sont nécessaires et qu’il n’existe pas de risque en
approvisionnement, mais les structurations juridiques et financières sont globalement les mêmes.
Or les projets sont bien souvent de plus petite taille et rendent l’amortissement des frais de
développement, en moyenne autour de deux millions de dollars, lourd à porter pour les promoteurs privés
qui sont obligés d’augmenter le tarif du kWh qu’ils proposent.
Quant aux spécificités techniques, elles sont notamment liées au caractère intermittent de l’électricité
générée : une centrale solaire ou éolienne ne produit que quand la ressource (vent, soleil) est disponible, ce
qui reste aléatoire et ne peut être garanti par les opérateurs privés. La fonction particulière de ces centrales sur
le réseau doit ainsi se refléter dans les contrats de vente de l’électricité, qui présentent une structure différente
que ceux des centrales thermiques ou hydrauliques avec barrage.
Il est important dès lors que les acteurs prennent conscience de ces problématiques financières en
amont, afin d’éviter une douloureuse période d’apprentissage qui entraîne souvent un rejet des énergies
renouvelables au final : les charges de développement finissent par atteindre des niveaux insupportables pour
les promoteurs privés, alors même que les opérateurs électriques et les Etats changent de stratégie en cours
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Axe 1 : améliorer les infrastructures du réseau : communication, distribution et gestion commerciale
1 - L’amélioration des systèmes de distribution, de facturation et de recouvrement
Avec 20 % de pertes en moyenne sur le réseau, le potentiel d’augmentation de l’offre en énergie
électrique est significatif mais il est difficile pour le secteur privé de contribuer aux investissements sur ce
segment. L’enjeu est à la fois technique et financier : améliorer la gestion commerciale du secteur (le
recouvrement des créances et la lutte contre les raccordements non déclarés) ainsi que la qualité du réseau
de distribution permet tout à la fois de faire baisser le coût du kWh, d’augmenter l’offre en énergie électrique
et d’améliorer les finances des opérateurs.
La production décentralisée, intégrée dans la planification énergétique et dans le plan de
développement du réseau, peut contribuer à la réalisation de ces objectifs en produisant près des
consommateurs – induisant une prise de conscience des clients – et en limitant les pertes du réseau de transport.
2 - L’amélioration du système d’information et de gestion
Les relevés manuels existent encore dans de nombreux pays et comportent de nombreuses erreurs.
En outre, les informations produites sont souvent partielles et ne permettent pas d’avoir une vision réelle de
la situation du secteur (offre, demande, réseau). L’exploitation des données est elle-aussi souvent manuelle,
parfois les données ne sont pas exploitées.
Les opérateurs doivent pouvoir équiper leurs infrastructures des outils d’information disponibles sur
le marché, à la fois pour améliorer la planification énergétique, mieux gérer les réseaux et les pannes
éventuelles mais aussi pour pouvoir gérer la production intermittente des centrales de production utilisant
les énergies renouvelables.
Axe 2 : accroître les capacités en matière de gestion des projets en énergies renouvelables
1 - Le renforcement des capacités à pouvoir lancer des appels à projets en BOO(T) (build, own,
operate and (transfer) ) et encadrer les projets portés par les producteurs privés indépendants.
Il s’agit ici d’un point fondamental: les énergies renouvelables sont confrontées aux mêmes
problématiques de financement que les autres énergies. Naturellement, les projets solaires et éoliens sont
plus simples à monter, puisque moins de contrats sont nécessaires et qu’il n’existe pas de risque en
approvisionnement, mais les structurations juridiques et financières sont globalement les mêmes.
Or les projets sont bien souvent de plus petite taille et rendent l’amortissement des frais de
développement, en moyenne autour de deux millions de dollars, lourd à porter pour les promoteurs privés
qui sont obligés d’augmenter le tarif du kWh qu’ils proposent.
Quant aux spécificités techniques, elles sont notamment liées au caractère intermittent de l’électricité
générée : une centrale solaire ou éolienne ne produit que quand la ressource (vent, soleil) est disponible, ce
qui reste aléatoire et ne peut être garanti par les opérateurs privés. La fonction particulière de ces centrales sur
le réseau doit ainsi se refléter dans les contrats de vente de l’électricité, qui présentent une structure différente
que ceux des centrales thermiques ou hydrauliques avec barrage.
Il est important dès lors que les acteurs prennent conscience de ces problématiques financières en
amont, afin d’éviter une douloureuse période d’apprentissage qui entraîne souvent un rejet des énergies
renouvelables au final : les charges de développement finissent par atteindre des niveaux insupportables pour
les promoteurs privés, alors même que les opérateurs électriques et les Etats changent de stratégie en cours