LA CRSE APPELLE SENELEC À INVESTIR 95 MILLIARDS SUR LA PÉRIODE 2014-2016

Senelec a soumis à la CRSE ses projections pour la période 2014-2016 qui ont été élaborées sur la base de la stratégie de développement du secteur, des normes et obligations (de service, de qualité et d’extension) fixées par le ministre chargé de l’Energie pour la période et les hypothèses macro-économiques retenues. Ces projections, après évaluation par la CRSE, servent de base à la définition des nouvelles conditions tarifaires de vente au détail de l’énergie électrique. Pour cette deuxième consultation ouverte du 3 février au 5 mars, Senelec a présenté ses projections liées à ses approvisionnement, à ses charges d’exploitation et autres coûts de production, réajustés en tenant compte de l’inflation, de la non-disponibilité des certaines centrales d’énergie renouvelable (voir encadré), entre autres facteurs. Il en ressort que pour satisfaire la demande projetée, la compagnie devrait investir 157 milliards 740 millions de FCFA sur la période 2014-2016, dont 118 milliards 627 millions FCFA entre 2014 et 2015. Ainsi, l’application par le CRSE de la formule tarifaire basée sur lesdites projections a permis de lui déterminer un  revenu maximum autorisé de 1 287 milliards 242 millions de FCFA et, conséquemment, les tarifs plafonds moyens suivants : 155,72 en 2014, 149,61 en 2015 et 140,62 en 2016, soit une moyenne de 148,29.

Comme l’avait précisé le Président de la Commission de régulation du secteur de l’électricité (CRSE), Mamadou  Ndoye Diagne, en marge de la dernière Fidak, cette structure a deux objectifs contradictoires. D’un côté, veiller "à ce que les opérateurs aient assez de revenus, parce que, s’ils ne font pas de profit, ils ne pourront pas investir" (…).

D’un autre côté, "il faut aussi que les prix soient abordables". En d’autres termes,  les tarifs de l’électricité doivent être des prix justes, c’est-à-dire, selon le Président Diagne "qui rémunèrent d’une façon satisfaisante les coûts et les investissements".

Ce double objectif est fixé par le législateur à travers la loi n°98-29 du 14 avril 1998 relative au secteur de l’électricité, établissant la régulation des tarifs de vente au détail de l’énergie électrique. Elle prévoit, dans le cahier de charges du titulaire de licence ou de concession, les conditions tarifaires ainsi qu’une période de trois années durant laquelle elles resteront en vigueur ; et à l’issue de laquelle la formule est révisée par la Commission, après consultation de Senelec.

C’est ainsi qu’après la première consultation publique, du 27 février au 29 mars 2013, sur le bilan de l’exploitation de Senelec durant la période 2011-2013, la seconde qui court du 3 février au 5 mars 2014 en fera la synthèse, se penchera sur les projections pour la période triennale suivante (2014-2016) et en tirera des conclusions en vue de la révision de la formule de tarification qui fera l’objet d’un décret.

Selon le rapport de la CRSE qui en constitue le document de base, l’objectif est globalement de garantir à Senelec des niveaux de revenus suffisants afin de "lui permettre de couvrir ses charges d’exploitation et de maintenance, d’amortir ses immobilisations et d’obtenir un taux de rentabilité normal par rapport à une base tarifaire spécifiée".

Cette rentabilité repose sur la demande domestique (liée au taux d’électrification du pays) y compris l’éclairage public, alliée à la demande professionnelle (secteur industriel,  grands services, commerces et secteur informel) et à celle des grands projets identifiés par Senelec (SAED, SAPCO, AIDB, SONES, entre autres) sur la période évaluée.

Les calculs sont alors fait à partir des données macroéconomiques, avec comme hypothèse principale le scénario moyen ou scénario de base, qui est "le maintien des tendances économiques observées dans un passé récent et celles retenues dans le cadrage macroéconomique à court et moyen termes".

Les données macro-économiques en filigrane

Ainsi,  selon le rapport, "sur la période 2014-2016, la croissance réelle du PIB est projetée à 4,1% en moyenne annuelle".  Sur cette base, la CRSE a utilisé le rendement global, "rapport entre les ventes et la production brute", pour déterminer la production nécessaire pour satisfaire totalement la demande".

Soit : 82 %, 82,5 % et 83 % en 2014, 2015 et 2016 respectivement. A partir d’un calcul complexe, tenant comte du facteur de charge ("rapport entre la production annuelle effective du système et celle qui serait obtenue en utilisant la pointe de puissance appelée par le système durant toute l’année, la demande de consommation devrait évoluer "de 2 453,69 GWh en 2013 à 2 680,73 GWh en 2014, à 2 910,16 GWh en 2015, et à 3 092,32 GWh en 2016, soit  8 683,21 GWh pour la période 2014-2016.

De sorte que, "les centrales de Senelec et celles des producteurs privés indépendants devront produire 10 488 GWh sur la période 2014-2016 pour satisfaire totalement la demande de consommation des clients, tenant compte de la consommation des auxiliaires et des pertes sur le réseau", dit le rapport.

Soit une demande de production nette de 2 945,80 en 2013, à 3 223,93 en 2014, à 3 485,61 en 2015 et à 3 684,94 en 2016, ce qui donne 10 394,48 GWh sur la période. De là, la Senelec a calculé les investissements à réaliser pour répondre à l’évolution de la demande ainsi qu’il suit : 157 milliards 740 millions de FCFA sur la période 2014-2016 dont 118 milliards 627 millions FCFA entre 2014 et 2015 ; répartis entre " la production pour 11 milliards 197 millions F Cfa, le transport pour 40 milliards 534 millions, la distribution pour 78 milliards 320 millions F CFA et les autres investissements pour 27 milliards 690 millions de FCFA. Non compris les investissements des producteurs indépendants : les deux centrales à charbon CES et Africa Energie, la centrale de Tobène Power et les centrales d’énergies renouvelables.

Il est attendu de ce fait un accroissement de la capacité installée de production du système global de 588 MW en fin de période. Mais la CRSE constate qu’il restera toujours " une demande non satisfaite de 2,85 GWh sur les trois années contre 21 GWh en 2013 ". L’avenir dépendra donc de la mise en service des centrales à charbon, d’éoliennes et du solaire (voir encadré par ailleurs).

Après avoir apporté certains correctifs, la commission a validé les prévisions de Senelec pour servir de base à la définition des nouvelles conditions tarifaires sur la période 2014-2016 de Senelec. Ayant déduit les montants concernés, soit 61 milliards 756 millions FCFA, du programme soumis par Senelec, les nouveaux investissements qui seront intégrés dans la base tarifaire du programme triennal s’élèvent à 95 milliards 582 millions FCFA.

Méthode de calcul de la base tarifaire

La base tarifaire est calculée en partant des  coûts d’exploitation et de maintenance projetés (E&M), de l’amortissement des investissements permis (D), des impôts et taxes (T) à l’exception de l’impôt sur les sociétés, de la base tarifaire correspondant à la valeur nette des actifs immobilisés (Ki) et du taux de rentabilité normal  (r), à travers l’équation : RR = E&M + D + T + rKi.

"La base Tarifaire à rémunérer sur la période 2014-2016 est déterminée à partir de sa valeur à la fin de l’année 2013, des projections de dépenses d’investissement et des amortissements sur la période 2014", note le texte.

Alors que "la valeur de la Base Tarifaire à la fin de l’année 2013 correspond, conformément aux dispositions législatives et réglementaires en vigueur, à la somme des valeurs nettes de la Base Tarifaire initiale fixée à 190 milliards au début de la concession (1999), amortie sur 25 années et des investissements permis à Senelec sur la période 1999-2013 de laquelle sont déduites les cessions d’actifs".

Les revenus requis  (RR) sont également indexés et un facteur d’économie d’échelle représentant l’élasticité des charges (donc du RR), par rapport aux ventes, défini pour chaque année et en tenant compte de l’inflation.

1 268  milliards de revenus pour 8 680,36 GWh à fournir

La Commission a pris l’initiative de  faire des aménagements pour mieux refléter certaines charges de structure non indexées, telles que les frais de capacité liés au service de la dette, les amortissements, les prix de référence alignés sur le prix ex-dépôt de la structure des prix publiée par le ministre de l’Energie et reflétant le système d’approvisionnement de Senelec.

C’est ainsi qu’elle est parvenue à ses premiers résultats déterminant les revenus requis (RR) en tablant sur "les hypothèses de données économiques, des projections de charges d’exploitation et de la rémunération des capitaux investis", le taux de rentabilité, en partant d’un taux de rentabilité normal, sur la période 2014-2016, égal au coût réel du capital, le montant des charges estimé à 377 milliards 621 millions en 2014, 385 milliards 471 millions en 2015 et 380 milliards 700 en 2016, en francs constants 2013.

L’application de la base tarifaire a donné un taux de rentabilité normal de 10,70%. De sorte que "la rémunération des actifs est de 31 milliards 552 millions en 2014, 32 milliards 529 millions en 2015 et 33 milliards 73 millions en 2016. Ainsi, les revenus requis en francs courants pour la période sont ressortis à 411 milliards 229 millions en 2014, 428 milliards  687 millions en 2015 et 428 milliards 439 millions en 2016, soit une moyenne annuelle de 422 milliards 785 millions ou 1 268  milliards 356 millions FCFA sur la période.

"Ils répondent à des niveaux de demandes de référence de 2 679 GWh en 2014, 2 909 en 2015 et 3 092 en 2016 correspondant à une moyenne annuelle de 2 894 GWh", dit le rapport, ou à un total de 8 680,36 GWh sur la période 2014-2016. En tenant  compte du taux d’inflation projeté, "les revenus régulés requis se chiffrent, en francs constants de 2013, à 401 milliards 841 millions en 2014, 410 milliards 419 millions en 2015 et 405 milliards 524 millions en 2016 soit une moyenne annuelle de 405 milliards 928 millions.

Ces revenus régulés en francs constants sont ceux utilisés pour le paramétrage de la formule de contrôle des revenus. Pour refléter l’impact des variations exogènes (demande de référence et inflation) la CRSE procède à  une indexation tenant compte des paramètres qui sont : le facteur d’économie d’échelle (soit 76% en 2014, 73% en 2015 et 67% en 2016, avec une moyenne sur la période de 72%), l’Indice composite d’inflation (tenant compte des quatre types de charges retenues pour Senelec, les revenus régulés requis de référence (401 milliards 841 millions FCFA en 2014, 410 milliards 419 millions en 2015 et 405 milliards 524 en 2016, pour une moyenne annuelle de 405 milliards 928 millions FCFA) et les ventes de référence haute, moyenne et basse tension.

Résultat de  l’indexation trimestrielle

Le Revenu Maximum Autorisé (RMA) de Senelec hors toutes taxes, au titre de la vente au détail d’énergie électrique, est déterminé chaque année par la formule de contrôle des revenus, une équation complexe tenant compte des composantes précitées, aux conditions économiques de chaque trimestre : au 1er janvier, au 1er avril, au 1er juillet et au 1er octobre (dates d’indexation des tarifs).

"En fixant ses tarifs, Senelec fait ses meilleurs efforts pour que son revenu perçu à partir de la vente au détail d’énergie électrique au cours d’une année t, n’excède pas le revenu maximum autorisé (RMA) pour cette année", dit le rapport, qui ajoute que Senelec peut demander un ajustement de ses tarifs dans le respect du taux maximum ainsi déterminé et aux conditions économiques des dates d’indexation.. Et de préciser que la commission peut s’y opposer quand elle juge  que "l’ajustement demandé est brusque et important".

Ainsi, pour la période 2014-2016, sur la base de Formule de contrôle des revenus, la CRSE a obtenus les résultats suivants :

• Les revenus maximums autorisés, compte non tenu des redevances, pénalités et corrections des revenus, s’élèvent à 412 milliards 232 millions FCFA en 2014, 430 milliards 725 millions FCFA en 2015 et 431 milliards 738 millions FCFA en 2016. Ces montants correspondent à un revenu global sur la période 2014-2016 de 1 268 milliards 356 millions FCFA, alors que le montant des revenus régulés requis est de 1 271 milliards 261 millions FCFA, soit une différence relative de 0,50%. Pour des taux de rentabilité de respectivement 11,04%, 11,37%, et 11,77%, soit 11,40% en moyenne.       
• Aux conditions économiques de 2013 (sans inflation), l’application de la formule de contrôle de revenus autorise sur la période 2014-2016 un revenu maximum de 1 230 milliards 330 millions de FCFA. Avec les tarifs actuellement en vigueur, Senelec percevrait 1 017 milliards 906 millions de FCFA, soit un écart de revenus 212 milliards 425 millions de FCFA. Avec ce niveau de revenu autorisé, le taux maximum d’ajustement du tarif moyen, par rapport au tarif moyen actuel, est de 20,06% sur la période. Il est de 28,62% en 2014, de -6,07% en 2015 par rapport au tarif moyen maximum de 2014 et de -7,35% en 2016 par rapport au tarif moyen maximum de 2015.       
• En considérant les conditions économiques prévues (inflations prévues par Senelec), le revenu maximum autorisé est 1 287 milliards 242 millions de FCFA, correspondant à un écart de revenus de 269 milliards 336 millions de FCFA par rapport au revenu à percevoir avec les tarifs actuellement en vigueur (soit 1 017 milliards 906 de FCFA). Dans ce cas, le taux maximum d’ajustement du tarif moyen, par rapport au tarif moyen actuel, est de 25,61% sur la période. Il est de 31,90% en 2014 par rapport au tarif moyen actuel, de -3,92% en 2015 par rapport au tarif moyen maximum de 2014, et de – 6,01% en 2016 par rapport au tarif moyen maximum de 2015. De ce fait, les tarifs plafonds moyens ressortent à 155,72 en 2014, 149,61 en 2015 et 140,62 en 2016, soit une moyenne de 148,29. Avec des taux d’ajustement maximums de respectivement 31,90%, -3,92% et  -6,01%, 25,61% en moyenne.

La CRSE précise  cependant : "Il reste entendu que les revenus et tarifs-plafonds présentés sont donnés à titre d’illustration sur la base d’hypothèses sur les niveaux d’inflation et de demande projetés. A la pratique, leur valeur réelle dépendra de l’inflation et du niveau de demande réellement constatés".

URGENT : La Commission invite toutes les personnes intéressées à formuler, au plus tard le 05 mars 2014 à 17 heures, des observations, commentaires ou recommandations. Au titre de la première consultation, les contributions recueillies avaient porté essentiellement sur la régulation, l’utilisation de combustibles onéreux, les pénalités à exercer, les relations avec la clientèle, les normes et obligations de Senelec et le fonctionnement de la CRSE, notamment sa stratégie de communication.

ÉNERGIES RENOUVELABLES

Des capacités indisponibles jusqu’en 2016

La simulation effectuée par la CRSE, à partir du logiciel PSAP (Power System Analysis and Planning), a montré des défaillances sur certaines capacités de production  prévues. La centrale éolienne de Taïba Ndiaye  ne sera pas mise en service avant début 2017. La mise en service de la centrale à charbon Africa Energie est reportée hors de la période 2014-2016. La centrale solaire de 4MW de Ziguinchor  est retirée du plan de production soumis par Senelec. Quant à la centrale GTi, elle est "considérée comme indisponible sur la période 2014-2016 car n’ayant pas fonctionné depuis août 2013".

La relative indisponibilité de toute la branche énergies renouvelables constitue un sérieux revers, puisqu’on a beaucoup communiqué autour du mix énergétique, sans avoir pris en  considération certaines réalités de terrain. Il y a notamment, pour l’éolienne Taïba Ndiaye, qu’il faille tenir compte de la durée des phases de développement et de construction, tel que spécifié dans le contrat d’achat d’électricité, ce qui impose le report de son entrée en service au début de l’année 2017.

De même, s’agissant de la centrale à charbon Africa Energie, le contrat d’achat d’énergie ne sera effectif qu’après la levée des conditions suspensives que sont la garantie gouvernementale et la délivrance du certificat de conformité environnementale. La mise en service est là encore reportée au-delà de 2017. Pour la centrale de Ziguinchor (4MW), en l’absence de signature du contrat, elle  ne figure plus dans le plan de production de Senelec. Enfin, la centrale GTi n’ayant pas fonctionné depuis 2013 et la capacité de remplacement annoncée n’étant pas disponible, la CRSE n’en  tient pas compte.

Ainsi, indique le rapport, "Il ressort de cette simulation une baisse de la puissance installée en 2016 de 258 MW. Toutefois, le résultat en termes de production totale nette sur la période 2014-2016 est quasi identique à celle proposée par Senelec".