L’énergie est sans doute le facteur dont la disponibilité et l’accessibilité impacte le plus la production industrielle au Burkina Faso. En effet, d’une part la non disponibilité en quantité et en qualité de l’énergie freine la productivité en limitant de facto la rentabilité de l’entreprise et d’autre part le coût élevé de l’énergie renchérie les charges de productions et se réverbère de façon pondérable sur le coût de revient et de vente du produit fini.
Cette situation est d’autant préoccupante, que l’énergie est le principal facteur de production de l’ensemble de la chaine de production des petites, moyennes et grandes industries. Il ressort alors de façon évidente que l’énergie est le principal facteur de la vitalité de l’économie.
Ne dit-on pas que l’énergie est pour l’économie ce qu’est le sang pour l’être vivant ? Ce contexte difficile d’accès à l’énergie ajouté au besoin d’améliorer les performances énergétiques des industries fait des énergies renouvelables, en l’occurrence l’électricité solaire, une grande opportunité de réduction des coûts de production industrielle à plusieurs titres:
Le cout de revient du kWh solaire en net régression.
Pour un pays enclavé et fortement ensoleillé comme le Burkina Faso, le kWh solaire est aujourd’hui 2 à 3 fois plus compétitif que le kWh thermique. Cette nouvelle donne bonifie et embellit les possibilités d’auto production qui sont aujourd’hui mieux encadrées depuis Avril 2017 par la loi (loi 014/AN du 20 Avril et les décrets 1011-1115 du 26 Octobre 2017). L’autoproduction d’électricité solaire devient ainsi une alternative à encourager pour les industries car elle permet d’accéder à un coût de revient du kWh plus compétitif que le prix de cession du réseau national et 3 fois moins chers que celui de l’autoproduction à partir des groupes thermiques à base de DDO, LFO ou HFO.
Le cadre législatif et règlementaire favorise le rachat de surplus de production
La loi donne des privilèges de rachat des excédents de production d’énergies renouvelables aux autoproducteurs en l’occurrence les industries (article 58 loi 014/AN du 20 Avril 2017) à condition de ne pas excéder certains seuils (qui devrait être fixé à 30% de sa production totale).
Dans la structuration tarifaire, il est connu que le coût de revient du kWh solaire baisse substantiellement avec la taille de la centrale solaire, la disposition de rachat de surplus de production peut encourager les industries à aller (dans le montage financier) vers des modèles de centrales de tailles élevées pour rabaisser les coûts de construction avec en ligne de mire la cession de surplus de production.
En effet, les tarifs de rachat sont habituellement utilisés pour inciter la production d’énergies renouvelables et un certain nombre de pays africains l’on déjà adopté. Il faut également noter que le marché du rachat de surplus d’énergie repose sur un bon nombre de principes cardinaux avec comme point nodal un document contractuel fiable à savoir le contrat de rachat d’électricité (CRE). Ce CRE, au-delà de garantir l’accès au réseau pour l’injection d’énergie, doit clairement statuer sur le régime tarifaire de rachat d’énergie et encadrer les mesures correctives à prendre sur les niveaux d’énergie livrée et non livrée. En général, les tarifs de rachat sont établis et restent valables pour une certaine durée afin que le producteur de surplus d’énergie soit certain de pouvoir récupérer son investissement initial et en tirer raisonnablement un retour sur investissement.
Le régulateur, l’Autorité de Régulation du Secteur de l’Energie (ARSE), a comme mission, entre autres, la révision périodique des tarifs de rachat qui sont applicables aux nouveaux contrats de rachat. Comme, le prix des panneaux photovoltaïques baisse nettement d’une année à l’autre, l’objectif de la révision réside, en particulier, dans la recherche de tarif plus bas. Mais, tous les producteurs qui commandent l’injection de surplus d’énergie avant ou à une certaine date définie par le régulateur devraient prétendre, à quelques exceptions près (investissements supplémentaires pour le système d’injection, travaux de rapprochement de la haute tension…), au même régime tarifaire.
L’énergie renouvelable dans le bouquet énergétique des industries améliore leur performance énergétique
Les projets d’énergies renouvelables riment avec les mesures d’efficacité énergétique. Aussi, l’autre avantage que les industriels peuvent tirer de l’option intégration du solaire dans leur bouquet énergétique serait de maitriser parallèlement leur consommation d’énergie réduisant doublement l’impact «coût de revient énergétique» sur les coûts de production industrielle. Les industriels ne doivent surtout pas oublier que l’option EnR permet de diminuer l’impact carbone de la production industriel surtout quand elle est appariée aux mesures d’efficacité énergétiques. Ce qui représente un atout pour la recherche de financement pour la mise en œuvre du projet (rappel: la production et la consommation d’énergie sont à l’origine de 85% des particules fines et de la quasi-totalité des oxydes de soufre et d’azote selon l’Agence internationale de l’énergie).
En effet, pour l’ensemble des infrastructures d’autoproduction envisageable par les industriels, la question du mode de financement est la clé de la réussite du projet. Un montage financier approprié assorti d’un mode de financement approprié (avec un taux de retour su investissement TRI supportable par l’entreprise) reste le défi à relever. Aussi, la contribution importante des banques demeure est facteur très important dans la mise en œuvre du projet.Pour des capitaux privés, pour avoir une bonne «bancabilité», il y a l›exigence d’un bon montage financier à travers l›optimisation de plusieurs mécanismes de l›environnement du contrat rachat d›électricité CRE et des contrats annexes.
Au-delà du solaire, on peut tirer profit des autres sources d’énergies renouvelables
En fonction du type d’activité industriel, on peut tirer profit des autres formes d’énergies renouvelables. En particulier, la valorisation énergétique des déchets par cogénération et les valorisations des bioénergies (en l’occurrence les biocarburants) sont autant de d’opportunités de produire l’électricité à moindre coût qui s’offrent aux industriels.
Une solution durable au besoin de l’industrie minière
Le Burkina Faso possède d’importants gîtes de minéraux avec des teneurs des plus élevées. En outre, notre système minier est l’un des plus dynamiques au monde et est classé 3eme au plan mondial pour la prospection et 4ème pour la production aurifère. Ainsi, depuis l’adoption du code minier de 2003, le secteur a connu un essor sans précédent.
L’or s’est positionné depuis 2009 comme le premier produit d’exportation burkinabè au détriment du coton. La contribution du secteur minier au budget de l’Etat s’est fortement améliorée et la part des industries extractives au PIB est restée croissante allant de 3.0% en 2009 à 11.4% en 2017. Aussi, la contribution de ce secteur aux recettes de l’Etat a substantiellement augmenté passant de huit milliards (8.912) à plus de 226 milliards en 2017 respectivement de 2009 à 2017.
Malgré, cette importance du secteur minier sur l’économie national, l’électricité principal facteur de la productivité minière (20 à 30% des charges de production) n’est pas toujours disponible selon les exigences techniques requises (haute tension, paramètres électriques tel que tension, fréquence… stables, etc.).
Cette situation se traduit par l’absence d’infrastructures électriques adéquates capables d’assurer l’alimentation des activités extractives dans les différentes localités minières.
Les défaillances récurrentes dans la fourniture d’électricité qui entachent la qualité du service, ajoutées au manque de planification appropriée du développement du secteur ont convaincu au fil des années les industries minières (en exploitation ou en cours de développement) à s’orienter vers la mise en place de leurs propres moyens de production.
En l’absence d’alternative de production crédible dans les localités d’implantation, l’autoproduction des sociétés minières essentiellement d’origine thermique visait à répondre aux besoins conjoncturels (en attendant l’arrivée de ligne HT du réseau national) ou tout simplement structurel en électricité.
Toutefois, il est important de noter que l’autoproduction sur la base de la production thermique (DDO, HFO ou LFO) est non seulement une perte pour les sociétés minières en raison de coûts exorbitants d’exploitation et d’entretien, mais aussi pour la SONABEL, à qui ces mines pourraient servir de gros clients à la fois solvables et fidèles. Pourtant, la SONABEL pourrait s’appuyer sur cette demande minière pour favoriser le développement de nouvelles capacités de production afin de servir des populations (surtout celle des localités minières) qui restent encore pour la plupart sans électricité.
Le triptyque nécessité de fourniture de la mine / vente de surplus de production et / besoin d’alimentation des localités riveraines pourrait être mis à profit pour mettre en place un nouveau type de partenariat tripartite Etat/SONABEL-Promoteur minier-producteur indépendant.
Ce type de partenariat trouve surtout un sens avec l’entrée en jeu de l’électricité renouvelable dont le coût de revient du kWh est aujourd’hui largement en dessous de celui d’origine thermique et les avantages légales accordés au rachat de surplus d’électricité d’origine renouvelable. Le projet Essakane Solar conclu entre IAMGOLD et l’entreprise EREN aurait pu être l’expérience pilote de ce type de partenariat, si toutefois la partie étatique avait été impliquée dans le partenariat, surtout que IAMGOLD était en discussion avec la SONABEL pour desservir la ville de Dori avec au départ 3MW.
Un accord tripartite faisant intervenir la SONABEL et en prenant en compte le besoin de la ville de Dori dans le projet Essakan Solar, aurait pu faire de ce partenariat le premier exemple de ce nouveau type de partenariat que nous présentons ici. Le projet qui, dans un futur proche, sera sans doute le premier pilote de ce type de partenariat tripartite Etat-entreprise minière-producteur indépendant est celui en étude porté par Teranga Gold Corporation qui développe actuellement le projet minier de Niankorodougou dans la région des cascades. Les besoins en fourniture d’électricité de la mine s’établissent entre 10 à 15MW pour une consommation annuelle estimée à 75GWh sur la durée de vie de la mine.
Une étude financée par la Banque mondiale a été commanditée par l’ensemble des parties prenantes pour étudier les options innovants de montages technico-économiques, contractuels et financiers pour tirer profit de ce projet afin d’accroître l’offre d’électricité dans cette zone de la région cascades.
En se réfèrent au nouveau cadre législatif matérialisé par la loi 014 qui encadre mieux la production privée, la mise en place de ce nouveau type de partenariat salutaire repose sur l’évaluation de la somme de la demande du projet minier, en collaboration avec le promoteur du projet minier, et les besoins de fournitures hors mine de la région, en collaboration avec la SONABEL et le ministère de l’énergie.
Pour un projet donné, il faudra étudier en profondeur les différents scénarios de développement et de financement du projet en mettant en relief les rôles respectifs de chaque partie, les obligations, responsabilités et relations contractuels y compris les partages de risques entre l’Etat Burkinabé, la SONABEL, le promoteur du projet minier et le producteur indépendant d’électricité.
Aussi, au plan administratif il faudra veiller à mettre en concordance la durée de la convention minière et la convention énergétique en lien avec l’autorisation, la licence ou la concession délivrée par l’autorité publique. La question principale étant, bien entendu, le besoin de prendre en compte dans la convention énergétique la nécessité double de satisfaire la demande de la mine et celle des zones riveraines ou le taux d’accès à l’électricité reste encore très faible. Au plan technique, il ne faudra pas ignorer que dans le cas précis de l’électricité solaire, le stockage reste encore onéreux et la dynamique du mix énergétique est de rigueur. Le projet doit être monté en hybridant convenablement le solaire et le thermique en fonction des besoins journaliers et nocturnes.
Enfin, les contextes et réalités fluctuant sensiblement d’une zone minière à une autre, il faudra, dans chaque cas décrypter de façon minutieuses le cadre législatif, réglementaire et administratif du secteur de l’énergie pour lever toutes les contraintes ou défaillances qui pourrait être fatale au projet et, en cas de difficultés,éventuellement faire un plaidoyer auprès de l’autorité compétente pour faciliter la mise en œuvre de ce partenariat tripartie basé sur le rachat du surplus de production de la consommation minière en électricité.
