## _afr1302f ## Source details **Canonical URL:** [_afr1302f](https://www.imf.org/-/media/websites/imf/imported-publications/external/french/pubs/ft/dp/2013/_afr1302f.pdf) ## Other formats - [Markdown version](/-/media/websites/imf/imported-publications/external/french/pubs/ft/dp/2013/_afr1302f.pdf.md) - [Structured JSON version](/-/media/websites/imf/imported-publications/external/french/pubs/ft/dp/2013/_afr1302f.pdf.json) --- ### Résumé analytique — Constat général et enjeux - Il est essentiel de procéder à la réforme des subventions aux carburants et à l’électricité en Afrique subsaharienne pour assurer l’approvisionnement énergétique nécessaire au potentiel de croissance. - Les subventions énergétiques absorbent une large part des ressources publiques; la production d’électricité et l’accès restent inférieurs aux autres pays à faible revenu. - Les subventions entraînent deux séries de problèmes principales: - Mauvais ciblage: avantages à toutes les couches de la société, bénéficiaires principaux les mieux nantis. - Découragement de la maintenance et de l’investissement, perpétuant pénuries et manque d’accès. ### Résumé analytique — Chiffres clés - Coût budgétaire estimé des subventions aux carburants (subventions directes et impôts non perçus) : 1,4 percent du PIB de la région en 2012. - Déficits quasi-budgétaires des sociétés d’électricité publiques en Afrique subsaharienne : plus de 1,4 percent du PIB en 2009–10. - Nigéria : montant des subventions aux carburants estimé à 9,3 milliards de dollars, soit 4,1 percent du PIB en 2011. - Niger : recettes fiscales pétrolières passées de 1 percent du PIB en 2005 à 0,3 percent du PIB en 2010. - Kenya : tarif « consommation de première nécessité » applicable aux ménages consommant moins de 50 kWh par mois. - Namibie : Groupe de travail national chargé de la déréglementation en 1996; réduction des subventions aux carburants commencée en 2001. - Kenya : élimination progressive des subventions sur une période de sept à huit ans. ### Résumé analytique — Impacts redistributifs et sociaux - Les subventions profitent essentiellement aux plus riches; subventions à l’électricité particulièrement régressives car les riches sont majoritairement raccordés. - L’élimination des subventions, en l’absence de mesures compensatoires, aurait un impact notable sur le bien-être des populations pauvres : la part de l’énergie dans la consommation totale est la même pour pauvres et riches. - Transferts monétaires conditionnels identifiés comme le meilleur instrument d’atténuation; mise en œuvre limitée à brève échéance par contraintes administratives. - Mesures compensatoires adoptées: - Niger et Ghana : subvention pour les transports publics. - Kenya : subventions financées par les bailleurs pour raccordement des ménages pauvres au réseau électrique. ### Résumé analytique — Effets sur l’efficience et la croissance - Subventions encouragent consommation excessive, mauvaise allocation des ressources et éviction de dépenses publiques productives (relation négative observée entre subventions aux carburants et dépenses publiques en santé et éducation). - Sous-tarification et subventions engendrent cercle vicieux : sous-investissement, piètre maintenance, approvisionnement insuffisant. - Améliorer les services électriques au niveau du meilleur pays de la région permettrait d’accroître le taux de croissance annuel potentiel de la production de deux points de pourcentage en Afrique subsaharienne (estimation de la Banque mondiale citée). ### Résumé analytique — Pourquoi les subventions persistent - Subventions universelles sont faciles à mettre en place, demandent peu de capacités administratives et offrent des avantages visibles. - Autres facteurs: protection contre montées brutales de prix, volonté d’élargir l’accès, difficultés à contrôler résultats financiers des sociétés publiques, ressources disponibles dans exportateurs, perception publique du «droit» à des prix domestiques bas. ### Résumé analytique — Principales leçons tirées des réformes - Transparence et diagnostic public facilitent le lancement des réformes (ex. Nigéria, Niger, Ghana). - Préparation, éducation du public et consultations nécessaires (ex. Kenya, Namibie). - Progressivité préférable pour subventions importantes et anciennes (ex. Namibie, Kenya). - Institutions réglementaires robustes soutiennent l’élan des réformes (ex. Tanzanie). - Réforme intégrée du secteur électrique: relève des tarifs insuffisante sans gains d’efficience (investissements moins coûteux, commerce transfrontalier, réduction des pertes, meilleur taux de recouvrement). - Crédibilité des engagements sociaux: dédommagement crédible des vulnérables et réaffectation des économies vers interventions de développement ciblées. - Mesures spécifiques augmentant les chances de succès: - Associer réforme à améliorations des services d’approvisionnement (ex. Kenya). - Maintenir un tarif de première nécessité (ex. Kenya — ménages < 50 kWh par mois). - Subventions ciblées pour raccordement et transferts monétaires conditionnels selon capacités administratives. ### Approche recommandée pour la réforme - Stratégie crédible combinant: - Transparence et communication sur coûts et bénéficiaires. - Consultation des syndicats, grands consommateurs et parties prenantes. - Mesures graduelles pour limiter les chocs et permettre dispositifs d’atténuation. - Renforcement des institutions réglementaires et réformes structurelles du secteur électrique. - Ciblage des aides aux groupes vulnérables via transferts monétaires conditionnels ou mesures sectorielles (transports publics, raccordement). *International Monetary Fund. African Department.* --- ### Introduction — Objectifs et méthodes - Rapport examine: pourquoi réduire subventions énergétiques? difficultés de réforme? meilleures modalités de mise en œuvre? - Fondé sur évaluations quantitatives, enquêtes et études de cas standardisées couvrant Ghana, Namibie, Niger, Nigéria (carburants); Kenya, Ouganda (électricité). - Deux méthodes usuelles pour estimer subventions aux carburants: - Analyse de la répercussion des hausses de prix (méthode dynamique). - Exemple: en 2011 le pays médian d’Afrique subsaharienne a perdu 1.6 percent of GDP de recettes fiscales suite à l’accroissement des subventions aux carburants par rapport à fin 2008. - Analyse des prix de référence (CAF + marges + coûts intérieurs + taxes indirectes). - Choix du niveau d’imposition de référence critique; études fournissent subventions «avant impôt» et «après impôt». - Indicateur unifié pour électricité: déficit quasi-budgétaire (DQB) défini par: - DQB = coût de la sous-tarification de l’électricité + coût du non-règlement des factures + coût des pertes de distribution. - Formule: DQBe = Q*(AC - P_e) + Q*P_e*(1-c) + Q*P_e*(L-Ls) = Q*(AC - P_e*[1-(1-c)-(L-Ls)]). ### Introduction — Estimations et constatations générales - La plupart des pays d’Afrique subsaharienne n’ont pas de subvention «avant impôt» pour les carburants; prix de détail généralement supérieur au prix de recouvrement des coûts. - Presque la quasi-totalité des exportateurs de pétrole accordent des subventions avant impôt; coût médian pour ce groupe = 0.8 percent of GDP. - Subventions «après impôt» plus élevées et plus courantes: presque cinq fois plus élevées dans les exportateurs de pétrole (1.9 percent of GDP) que dans les importateurs (0.4 percent of GDP). ### Introduction — Subventions et performances du secteur électrique (données clés) - Coût moyen de fourniture d’un kWh en AfSS (hors Afrique du Sud) = 0.17 dollar le kWh (période 2008–10). - Coût moyen plus élevé pour pays dépendant de centrales thermiques = 0.21 dollar le kWh. - Tarifs résidentiels recouvrent en moyenne environ 70 percent du coût de l’électricité (données 2005–09). - Perte de distribution moyenne ≈ 25 percent (niveau type Ls = 10 percent en AfSS). - Taux de recouvrement des factures ≈ 85 percent. - DQB médian en proportion du PIB ≈ 1.7 percent (moyenne pour 2009); dispersion: près de 11 percent du PIB (Zimbabwe) à moins de 0.5 percent (Botswana, Tchad). - Subventions totales estimées environ trois fois supérieures aux transferts budgétaires directs signalés. ### Introduction — Distribution des bénéfices (données d’enquêtes) - Consommation de carburant et d’électricité fortement concentrée chez ménages à revenu élevé. - Neuf pays: ménages du quintile le plus riche dépensent par habitant près de 20 fois plus pour carburants et électricité que le quintile le plus pauvre (sauf kérosène). - Tableaux (valeurs PPP 2005, moyennes échantillon): - Dépenses diesel par habitant: Q1 0.3, Q2 0.5, Q3 0.9, Q4 1.3, Q5 6.9 ; ratio Q5 / Q1 = 20.0 - Dépenses essence par habitant: Q1 0.1, Q2 0.4, Q3 0.9, Q4 1.7, Q5 3.0 ; ratio Q5 / Q1 = 27.4 - Dépenses kérosène par habitant: Q1 1.5, Q2 1.9, Q3 2.0, Q4 2.1, Q5 2.7 ; ratio Q5 / Q1 = 1.8 - Dépenses électricité par habitant: Q1 0.5, Q2 1.3, Q3 2.2, Q4 3.9, Q5 8.9 ; ratio Q5 / Q1 = 17.0 - Répartition des bénéfices des subventions aux carburants: - Quintile le plus pauvre: 7.8 percent - Quintile 2: 11.5 percent - Quintile 3: 15.3 percent - Quintile 4: 21.2 percent - Quintile le plus riche: 44.2 percent - Efficacité faible: pour chaque dollar transféré aux 40 percent les plus pauvres, l’État dépense cinq dollars dont environ la moitié captée par le quintile supérieur. - Impact d’une hausse de 0.25 dollar le litre des prix des carburants: réduction moyenne de 5.7 percent du revenu réel des 40 percent des ménages les plus pauvres; plus de la moitié de cette perte est indirecte. ### Introduction — Conclusions synthétiques - Subventions entraînent coûts budgétaires et quasi-budgétaires importants (ex.: coût budgétaire médian 1.6 percent of GDP lié aux carburants; DQB médian ≈ 1.7 percent of GDP pour électricité). - Subventions souvent régressives, contribuent à inefficacités, pénuries d’offre, faibles investissements, externalités négatives et complexification de la gestion macroéconomique. --- ### Cas pratique — Niger (période étudiée jusqu’à fin 2011) - Contexte: consommation intérieure annuelle ≈ 7000 barils/jour; SONIDEP monopole importation et distribution; raffinerie SORAZ capacité maximale prévue 20.000 barils par jour; SORAZ alimente un tiers du marché national. - Formule de tarification (assistance technique FMI, 2001): ajustement mensuel si variation > 5 FCFA; entité multisectorielle destinée à appliquer la formule n’a jamais été créée. - Évolution et subventions: - Contribution nette des impôts et taxes sur carburants au budget: 1 percent du PIB en 2005 → 0.6 percent en 2009 → 0.3 percent en 2010. - Coût des subventions aux produits pétroliers a représenté plus de 1 percent du PIB (2010). - Pour l’essence: contribution nette 0.8 percent du PIB en 2005 → 0.3 percent du PIB en 2009. - Pour le gazole: 0.3 percent du PIB en 2005 → 0.2 percent du PIB en 2009. - Réformes décidées: - Deux étapes: (i) répercuter variations internationales sur prix intérieurs à compter de juin 2011; (ii) éliminer progressivement subventions sur 12 à 18 mois. - Ajustements: hausse des prix de 12 % mi-2010; hausse d’environ 8 % mi-2011. - En 2011 montant total affecté aux subventions maintenu à 1,1 percent du PIB; coût mensuel près de 4 milliards de FCFA en mai 2011, réduit de moitié à compter d’août 2011. - Mesures d’atténuation: - Subvention directe au secteur des transports (coût «moins de 0,1 percent du PIB»). - Élimination des subventions a permis hausse de 19 percent des dépenses sociales au budget 2012 par rapport à 2011; embauche de 4.000 enseignants début 2012. - Indicateurs macroéconomiques (sélection): - PIB par habitant ($ EU): 2000 155.0; 2003 223.8; 2008 361.0; 2010 363.6; 2011 420.7. - Croissance du PIB réel (%): 2000 −2.6; 2003 7.1; 2008 9.6; 2010 10.7; 2011 2.2. - Solde budgétaire global (% du PIB): 2000 −3.8; 2003 −2.8; 2008 1.5; 2010 −2.4; 2011 −3.0. - Dette publique (% du PIB): 2000 118.8; 2003 90.1; 2008 21.0; 2010 23.7; 2011 29.2. - Consommation de pétrole par habitant (litres): 2008 36.4; 2010 33.1; 2011 34.3. ### Leçons tirées du Niger - Importance de mesurer l’ampleur des subventions et d’analyser l’effet distributif. - Transparence budgétaire et communication publique (débats TV/radio) utiles pour mobilisation. - Approche participative (comité ad hoc) et temps/ patience (≈ six mois pour obtenir participation et acceptation). - Ciblage des mesures d’atténuation pour atteindre les plus touchés. - Complexité accrue si pays devient exportateur: attente sociale de baisse des prix domestiques. --- ### Cas pratique — Kenya (réforme tarifaire et impacts) - Structure tarifaire KPLC (depuis juillet 2008): - Tarif pour troisième tranche: 18,57 K Sh le kWh pour ménages consommant plus de 1.500 kWh par mois. - Troisième tranche = 828 % plus élevé que la première. - Redevance fixe résidentielle: 120 K Sh. - kWh: 0,07$ en 2000; 0,15$ en 2006; 0,19$ en 2009. - Abaissement de la TVA sur l’électricité de 16 à 12 % suite aux sécheresses de 2008 et 2009. - Principaux indicateurs (extraits tableau 7): - Accès à l’électricité (%): 1995 11.79; 2000 11; 2005 13.10; 2009 16.10. - Consommation électrique (kWh par habitant): 1995 130.83; 2000 109.72; 2005 137.13; 2009 141.43. - Pertes réseau (% production): 1995 17.90; 2000 21.16; 2005 18.38; 2009 15.53. - Production (GWh): 1995 3759; 2000 4098; 2005 5995; 2009 6875. - Tarif moyen ($/kWh): 2000 0.07; 2005 0.15; 2009 0.19. - Impacts de la réforme: - Coûts cachés du secteur: ≈ 1,5 percent du PIB en 2001 → quasiment nul en 2008. - Taux de recouvrement KPLC: 81 percent en 2004 → 100 percent en 2006 → ≈ 98 percent ensuite. - Nouveaux raccordements annuels: 43.000 en 2003–2004 → 200.000 en 2008–2009. - Pertes de distribution: 21 percent en 2000 → 15,5 percent en 2009. - Fiabilité: plus de 67 percent des entreprises possédaient un générateur (Banque mondiale 2007); coupures causaient pertes ≈ 5 percent du chiffre d’affaires annuel des entreprises. - Manque de fiabilité réduit la croissance du PIB du Kenya de 1,5 percent par an (estimations citées). - Mesures d’atténuation et ciblage social: - Plan d’électrification rurale: raccordements portés de 650.000 en 2003 à 2 millions «à l’heure actuelle». - Fonds renouvelable (bailleurs) pour paiement différé des frais de raccordement; prêts bancaires pour raccordements. - Tarif «social» pour ménages consommant ≤ 50 kWh par mois; seuil de subsistance énergétique = 50 kWh par mois; estimé abordable pour 99 percent des ménages kenyans. - Besoins d’investissement: doubler capacités installées au cours des dix prochaines années; renforcer transmission transfrontalière pour accès à hydroélectricité moins chère. - Leçons: réforme requiert plus que modification tarifaire; processus > 10 ans; importance d’un organisme de régulation indépendant, d’efficacité des sociétés publiques, transparence et mesures pour assurer accessibilité pour les plus pauvres. --- ### Cas pratique — Ouganda (réformes et résultats) - Réformes initiées en 1999: Electricity Act (1999); Electricity Regulatory Authority (2000); séparation fonctions (2001); concessions (2003–05). - Concessions: Eskom Uganda (2003) gestion d’actifs UEGCL; UMEME Ltd (2005) concession distribution UEDCL. - Evolution de la production et coûts: - Part énergie thermique: ≈ 7 percent en 2005 → ≈ 39 percent en 2011. - Coût de la subvention directe pour exercice 2010–11 = 1,1 percent du PIB; hausse tarifaire de 2012 a éliminé ce coût quand Bujagali pleinement opérationnelle fin 2012. - Développement hydroélectrique pourrait réduire coût du kWh de 0,16$ EU à ≈ 0.12$ EU. - Indicateurs (extraits tableau 8): - Croissance PIB réel (%): 2005 6.3; 2007 8.4; 2010 5.2. - Inflation (%): 2005 10.7; 2007 4.4; 2010 4.2. - Énergie en amont (millions kWh): 2005 1846; 2007 1861; 2010 2456. - Électricité consommée (millions kWh): 2005 1139; 2007 1204; 2010 1731. - Pertes distribution (%): 2005 38; 2007 35; 2010 30. - Taux de recouvrement (%): 2005 81; 2007 93; 2010 96. - Tarif effectif (cents EU/kWh): 2005 9; 2007 18; 2010 16. - Coût moyen (cents EU/kWh): 2005 13; 2007 23; 2010 26. - Performance sous concession UMEME: - Pertes en ligne: 38 percent en 2005 → 28 percent en 2011. - Taux de recouvrement: 80 percent en 2005 → 96 percent en 2011. - Investissements UMEME: 105 millions de $E.U. à fin 2010. - DQB estimé 2,6 percent du PIB en 2011; sous-tarification responsable de 80 percent du DQB en 2011. - Ajustement tarifaire 2012: - Tarif effectif moyen relevé d’environ 41 percent (0,05 $/kWh). - Tarif industriel fixé à 0,128$ EU/kWh (hausse ≈ 73 percent). - Tarif social maintenu à 100 U Sh/kWh pour consommateurs ≤ 15 kWh/mois. - Réactions publiques limitées; campagne de communication étatique vigoureuse. - Facteurs rendant réforme possible: - Coûts budgétaires insoutenables de l’énergie thermique (coût > 1,1 percent du PIB en 2011). - Mauvais ciblage: gros consommateurs industriels payaient < 1/4 du coût de production; représentaient 44 percent de la consommation en 2010. - Accès limité: 12 percent de la population avait accès au réseau en 2010; frais de premier raccordement ≈ 80 $. - Coût d’adaptation moyen («coping cost») = 0,30$ EU/kWh (0,40$ EU frais fixes compris); consommateurs résidentiels prêts à payer 0,498$ EU/kWh. - Mesures d’atténuation: conservation du tarif social pour ≤ 15 kWh/mois. - Leçons: nécessité d’investissements pour réduire pertes et améliorer recouvrement; tarification à niveaux économiques tout en tenant compte d’un pourcentage raisonnable de pertes; réformes institutionnelles longues (5–10 ans, >10 ans pour progrès sensibles). --- ### Conclusions — Synthèse et recommandations pratiques - Malgré réformes, subventions aux carburants et à l’électricité restent généralisées; enquête 35 pays montre coûts directs et indirects considérables. - Estimations issues de l’enquête: - Subventions aux carburants : ≈ 1 percent du PIB dans pays fixant les prix des carburants. - Subventions directes à l’électricité : tendent à être < 0.5 percent du PIB. - Engagements éventuels (valeurs médianes) : généralement > 0.6 percent du PIB pour carburants et électricité. - Exemples pays: Angola 4.0 (2012 prix de référence); Ghana 3.2 (2012 prix de référence) et DQB 2.3; Nigeria 3.4 (2012 prix de référence) et DQB 1.5; Zimbabwe DQB 11.0. - Pratiques optimales fixation prix intérieurs produits pétroliers: - Libéralisation intégrale ou mécanisme d’ajustement automatique simple et transparent. - Formulation de prix basée sur coûts effectifs d’approvisionnement, actualisée régulièrement; mécanismes de lissage pour éviter ajustements brusques. - Fourchettes de prix ±3 percent donnent meilleurs résultats pour réduire volatilité tout en stabilisant recettes budgétaires (simulations FMI, période 2006–2011). - Risques pratiques: - Mécanismes d’ajustement souvent suspendus ou appliqués partiellement en cas de hausse internationale (ex. Mozambique, Togo, Zambie). - Gouvernance de la formule de prix cruciale: confier mise en œuvre à organisme indépendant et assurer information publique. - Recommandations opérationnelles clés: - Mener études approfondies (coûts, répartition, impacts distributifs, volonté de payer). - Consultation large et construction de consensus. - Calendrier adapté: progressif pour subventions longues/importantes; rapide si crédibilité et contexte favorables. - Campagne médiatique et communication soutenue avant et pendant réforme; expliquer utilisation des économies. - Améliorer performance entreprises publiques (gouvernance, incitations). - Mesures d’atténuation ciblées: transferts conditionnels en espèces à terme; ciblage tarifaire (tarif minimum), aide pour paiements de raccordement, subventions croisées ciblées. - Pérenniser réforme: suivi, transparence sur utilisation des économies, comptabilisation explicite des subventions dans le budget, mécanismes d’ajustement automatique des prix, organismes indépendants de régulation. *Source: _afr1302f - Introduction, études de cas et conclusions (IMF PDF).* ### 1. Energy policy—Africa, Sub-Saharan. 2. Electric utilities—Government ### Résumé analytique ### Constat général et enjeux - Il est essentiel de procéder à la réforme des subventions aux carburants et à l’électricité en Afrique subsaharienne afin d’assurer l’approvisionnement énergétique nécessaire pour réaliser le potentiel de croissance de la région. - Les subventions énergétiques continuent d’absorber une large part des ressources publiques en Afrique subsaharienne. - La production d’électricité et l’accès aux services d’alimentation restent bien inférieurs dans les pays d’Afrique subsaharienne aux niveaux observés dans d’autres pays à faible revenu. - Les subventions énergétiques entraînent au moins deux séries de problèmes: - Elles sont mal ciblées: les subventions procurent des avantages à toutes les couches de la société, mais les principaux bénéficiaires sont les mieux nantis. - Elles découragent la maintenance et l’investissement dans le secteur de l’énergie, perpétuant pénuries et manque d’accès. ### Chiffres clés - Coût budgétaire estimé des subventions aux carburants (subventions directes et impôts non perçus) : 1,4 % du PIB de la région en 2012. - Déficits quasi-budgétaires des sociétés d’électricité publiques en Afrique subsaharienne : plus de 1,4 % du PIB en 2009–10. - Nigéria : montant des subventions aux carburants estimé à 9,3 milliards de dollars, soit 4,1 % du PIB en 2011. - Niger : recettes fiscales pétrolières passées de 1 % du PIB en 2005 à 0,3 % du PIB en 2010. - Kenya : tarif « consommation de première nécessité » applicable aux ménages consommant moins de 50 kWh par mois. - Namibie : Groupe de travail national chargé de la déréglementation en 1996; réduction des subventions aux carburants commencée en 2001. - Kenya : élimination progressive des subventions sur une période de sept à huit ans. ### Impacts redistributifs et sociaux - Les subventions énergétiques profitent essentiellement aux plus riches parce que ce sont eux qui consomment le plus (graphique 11). - Les subventions à l’électricité sont particulièrement régressives puisque ce sont principalement les segments de population les plus riches qui sont raccordés au réseau. - L’élimination des subventions, en l’absence de mesures compensatoires, aurait un impact notable sur le bien-être des populations pauvres parce que la part de l’énergie dans la consommation totale des ménages est la même pour les pauvres et pour les riches (Tableau 3). - Pour atténuer les effets sur les populations pauvres, les transferts monétaires conditionnels sont identifiés comme le meilleur instrument; toutefois, leur mise en œuvre peut être limitée à brève échéance par des contraintes administratives. - Exemples de mesures compensatoires adoptées: - Niger et Ghana : subvention pour les transports publics visant à maintenir leur coût abordable malgré la hausse des prix du pétrole. - Kenya : subventions financées par les bailleurs de fonds pour assurer le raccordement des ménages pauvres au réseau électrique. ### Effets sur l’efficience économique et la croissance - Les subventions à l’énergie entraînent une mauvaise allocation des ressources en encourageant une consommation excessive. - Elles peuvent évincer des dépenses publiques plus productives (relation négative observée entre subventions aux carburants et dépenses publiques en santé et éducation, graphique 16). - La sous-tarification et les subventions peuvent engendrer un cercle vicieux de sous-investissement, de piètre maintenance et d’approvisionnement insuffisant, en particulier dans les secteurs de l’électricité et du raffinage. - L’infrastructure électrique est moins développée en Afrique subsaharienne que dans d’autres régions; elle évolue lentement vers les niveaux des régions mieux équipées (graphique 18). - Selon des estimations de la Banque mondiale citées dans le texte, améliorer les services d’électricité au niveau du pays de la région affichant les meilleurs résultats permettrait d’accroître le taux de croissance annuel potentiel de la production de deux points de pourcentage en Afrique subsaharienne. ### Pourquoi les subventions persistent - Les subventions universelles à l’énergie prédominent parce qu’elles constituent un mécanisme facile à mettre en place, exigeront peu de capacités administratives et fournissent des avantages très visibles à d’importants segments de la population. - D’autres facteurs : protection contre des montées brusques des prix, volonté d’élargir l’accès à l’énergie, difficultés à contrôler les résultats financiers des sociétés énergétiques publiques, ressources disponibles dans les pays exportateurs de pétrole, perception publique du droit à des prix domestiques inférieurs aux prix mondiaux. ### Enseignements tirés des tentatives de réforme (principales leçons) - Transparence et diagnostic public: - Agir de manière transparente et expliquer l’ampleur des subventions énergétiques et leurs bénéficiaires facilite le lancement des réformes (exemples : Nigéria, Niger, Ghana). - Préparation et consultation: - Le succès dépend du soin accordé à la préparation, à l’éducation du public et aux consultations avec les parties prenantes (exemples : Kenya, Namibie). - Progressivité: - Une démarche progressive et séquentielle des mesures est préférable, surtout lorsque les subventions sont importantes et anciennes; cela permet aux consommateurs de s’adapter et aux autorités d’améliorer les dispositifs de protection sociale (exemples : Namibie, Kenya). - Institutions solides: - Des institutions réglementaires robustes aident à maintenir l’élan des réformes (exemple : Tanzanie — entité réglementaire spéciale informant le public sur les prix et veillant au bon fonctionnement du marché). - Réformes intégrées dans le secteur électrique: - Pour réduire durablement les subventions à l’électricité, il ne suffit pas de relever les tarifs; il faut créer un cadre favorisant des gains d’efficience (investissements dans des sources de production moins coûteuses, commerce transfrontalier, réduction des pertes de distribution, amélioration des taux de recouvrement). - Crédibilité des engagements sociaux: - L’engagement public de dédommager les groupes vulnérables et d’utiliser les économies pour des interventions de développement bien ciblées doit être crédible pour obtenir l’adhésion aux réformes. - Mesures spécifiques augmentant les chances de succès: - Associer la réforme des subventions à des améliorations des services d’approvisionnement (nouvelle capacité, fiabilité) accroît la probabilité de succès (exemple : Kenya). - Maintenir un tarif de première nécessité pour faibles consommateurs (exemple : Kenya — ménages < 50 kWh par mois). - Utiliser des subventions ciblées (raccordement financé par bailleurs) et des transferts monétaires conditionnels lorsque cela est possible. ### Approche recommandée pour la réforme - Mettre en place une stratégie crédible combinant: - Transparence et communication claire sur coûts et bénéficiaires. - Processus consultatif impliquant syndicats, grands consommateurs et autres parties prenantes. - Mesures graduelles pour limiter les chocs et permettre la mise en place de dispositifs d’atténuation. - Renforcement des institutions réglementaires et mise en œuvre de réformes structurelles du secteur électrique pour permettre gains d’efficience et investissements. - Ciblage des aides aux groupes vulnérables via transferts monétaires conditionnels ou mesures sectorielles (transports publics, raccordement) selon capacités administratives. *International Monetary Fund. African Department.* ### Introduction ### _afr1302f - Introduction ### Aperçu et objectifs - Le rapport examine la réforme des subventions énergétiques en Afrique subsaharienne en répondant aux questions suivantes: pourquoi réduire les subventions énergétiques? quelles sont les difficultés de la réforme? quel est le meilleur moyen de mettre en oeuvre une telle réforme? - Il se fonde sur évaluations quantitatives, enquêtes et études de cas standardisées couvrant Ghana, Namibie, Niger, Nigéria (carburants); Kenya, Ouganda (électricité). - Équipe d’auteurs et contributeurs listés dans le document. ### Évolution récente des prix des carburants et répercussions budgétaires - Les prix mondiaux du pétrole et des produits pétroliers ont connu une très forte hausse en deux phases durant 2003–12; forte hausse à partir de 2003, plus que doublé entre début 2007 et milieu 2008, chute fin 2008, puis nouvelle hausse. - Depuis la fin de 2008, la proportion de l’augmentation des prix mondiaux répercutée sur les prix de détail en Afrique subsaharienne est plus faible que dans les économies avancées et les pays européens émergents, mais comparable à la plupart des autres pays. - Entre la fin de 2008 et la fin de 2011: - Le pourcentage médian de l’augmentation répercutée s’est établi à 66 percent. - Environ deux tiers de la hausse des prix mondiaux ont été répercutés sur les prix intérieurs. - L’augmentation médiane du coût budgétaire s’est établie à 1.6 percent of GDP pour l’Afrique subsaharienne. - L’augmentation médiane du coût budgétaire a été dépassée seulement dans la région du Moyen-Orient et de l’Asie centrale. - Différences entre exportateurs et importateurs de pétrole en AfSS: - Le niveau médian de répercussion a été nettement inférieur dans les pays exportateurs de pétrole que pour les importateurs. - L’augmentation des coûts budgétaires a été presque deux fois plus élevée dans les pays exportateurs que dans les pays importateurs d’Afrique subsaharienne, en partie en raison d’une consommation de carburant plus élevée dans les exportateurs. ### Méthodologies et concepts (Encadré 1) - Deux méthodes usuelles pour estimer les subventions aux carburants: - Analyse de la répercussion des hausses de prix (méthode dynamique; nécessite prix de détail intérieurs et prix mondiaux à deux dates). - Exemple: la méthode montre qu’en 2011 le pays médian d’Afrique subsaharienne a perdu 1.6 percent of GDP de recettes fiscales suite à l’accroissement des subventions aux carburants par rapport à fin 2008. - Limites: suppose stabilité des coûts intérieurs; résultats sensibles au point de départ. - Analyse des prix de référence (s’appuie sur structures de coûts détaillées; prix CAF + marges et coûts intérieurs + taxes indirectes). - Variantes: subventions avant impôt vs après impôt; choix du niveau d’imposition de référence critique. - Pour l’étude: - Le niveau d’imposition de référence retenu pour les carburants est la moyenne de la taxe brute (TVA et droits d’accise) par litre en Afrique subsaharienne. - L’étude calcule subventions « avant impôt » et « après impôt »; l’estimation des subventions après impôt est sensible au choix du taux de référence. - Subventions à l’électricité: - Les sociétés d’électricité sont souvent des entités quasi-budgétaires; transferts via sous-tarification, non-recouvrement des factures, pertes de distribution. - Indicateur unifié: déficit quasi-budgétaire (DQB / quasi-fiscal deficit) défini comme la différence entre recettes facturées/perçues au prix réglementé et recettes nécessaires pour couvrir coûts d’exploitation et amortissement du capital. - Formule: - DQB = coût de la sous-tarification de l’électricité + coût du non-règlement des factures + coût des pertes de distribution - coût de la sous-tarification = Q*(AC - P_e) ; Q quantité facturée, AC coût moyen de production (amortissement inclus), P_e tarif moyen effectif pondéré - coût du non-paiement = Q * P_e * (1 - c) ; c taux de recouvrement entre 0 et 100 % - coût des pertes de distribution = Q * P_e * (L - Ls) ; L pertes effectives en % de consommation, Ls niveau type = 10 percent en AfSS - DQBe = Q*(AC- P_e) + Q*P_e*(1-c) + Q*P_e*(L-Ls) = Q*(AC - P_e*[1-(1-c)-(L-Ls)]) ### Estimations des subventions aux carburants - Méthodes complémentaires utilisées: dynamique (répercussion) et estimation des subventions absolues (prix de recouvrement des coûts vs prix de détail). - Principales constatations: - La plupart des pays d’Afrique subsaharienne n’ont pas de subvention « avant impôt » pour les carburants; le prix de détail est généralement supérieur au prix de recouvrement des coûts (graphique 3a). - Toutefois, presque la quasi-totalité des exportateurs de pétrole accordent des subventions avant impôt; coût médian pour ce groupe = 0.8 percent of GDP. - Les subventions « après impôt » sont plus élevées et plus courantes (graphique 3b). - Elles sont presque cinq fois plus élevées dans les exportateurs de pétrole (1.9 percent of GDP) que dans les importateurs (0.4 percent of GDP). ### Subventions et performances du secteur électrique - Coûts et infrastructures: - Coût moyen de fourniture d’un kWh en AfSS (hors Afrique du Sud) = 0.17 dollar le kWh (période 2008–10). - Coût moyen plus élevé pour pays dépendant de centrales thermiques = 0.21 dollar le kWh. - Tarification et recouvrement: - Tarifs effectifs sont généralement bien inférieurs au coût historique moyen; en moyenne les tarifs résidentiels recouvrent environ 70 percent du coût de l’électricité (données 2005–09). - Perte de distribution moyenne ≈ 25 percent (norme internationale = 10 percent). - Taux de recouvrement des factures ≈ 85 percent. - Déficits quasi-budgétaires (DQB): - DQB médian en proportion du PIB ≈ 1.7 percent (moyenne pour 2009). - Large dispersion: DQB va de près de 11 percent du PIB (Zimbabwe) à moins de 0.5 percent (Botswana, Tchad). - Plusieurs pays ont réduit leur DQB (ex. Kenya a réduit d’environ 0.7 percent of GDP sur 10 ans). - Les estimations des subventions totales sont environ trois fois supérieures aux niveaux des transferts budgétaires directs signalés dans l’enquête AFR. - Arriérés et dettes: - Subventions directes à l’électricité représentent en moyenne 0.4 percent of GDP (peuvent atteindre 0.8 percent au Mali). - Arriérés des sociétés d’électricité ≈ 0.6 percent of GDP en moyenne. - Dettes ≈ 1.5 percent of GDP en moyenne. ### Facteurs contribuant au non-recouvrement et contraintes - Causes citées: - Coûts unitaires élevés en AfSS (coût moyen élevé, recours à systèmes de production de secours coûteux, faibles économies d’échelle, faible intégration régionale). - Pertes de distribution importantes (jusqu’à la moitié de l’électricité dans certains cas). - Non-recouvrement des factures (jusqu’à 60 percent des ménages les plus pauvres ne payent pas leur facture selon enquêtes). - Réseaux tarifaires par paliers peu progressifs en pratique (forte charge fixe mensuelle réduit progressivité). - Conséquences: - Diminution des investissements, pénuries, qualité de service médiocre, incitation à autoproduction coûteuse (coût autoproduction entreprises estimé 0.3–0.7 dollars E.U. le kWh). ### Distribution des bénéfices: qui profite des subventions énergétiques? - Caractéristique: consommation de carburant et d’électricité fortement régressive en faveur des ménages à revenu élevé. - Données d’enquêtes (neuf pays): les ménages du quintile le plus riche dépensent par habitant près de 20 fois plus au titre des carburants et de l’électricité que le quintile le plus pauvre (sauf kérosène). - Tableaux et ratios (valeurs PPP 2005, moyennes échantillon): - Dépenses diesel par habitant: Q1 0.3, Q2 0.5, Q3 0.9, Q4 1.3, Q5 6.9 ; ratio Q5 / Q1 = 20.0 - Dépenses essence par habitant: Q1 0.1, Q2 0.4, Q3 0.9, Q4 1.7, Q5 3.0 ; ratio Q5 / Q1 = 27.4 - Dépenses kérosène par habitant: Q1 1.5, Q2 1.9, Q3 2.0, Q4 2.1, Q5 2.7 ; ratio Q5 / Q1 = 1.8 - Dépenses électricité par habitant: Q1 0.5, Q2 1.3, Q3 2.2, Q4 3.9, Q5 8.9 ; ratio Q5 / Q1 = 17.0 - Répartition des bénéfices des subventions aux carburants (Arze del Granado, Coady et Gillingham, 2010): - Quintile le plus pauvre: 7.8 percent - Quintile 2: 11.5 percent - Quintile 3: 15.3 percent - Quintile 4: 21.2 percent - Quintile le plus riche: 44.2 percent - Efficacité des subventions universelles faible pour protéger les pauvres: pour chaque dollar transféré aux 40 percent les plus pauvres, l’État dépense cinq dollars dont environ la moitié captée par le quintile supérieur. - Impact distributif d’une hausse des prix: - Une augmentation de 0.25 dollar le litre des prix des carburants entraînerait en moyenne une réduction de 5.7 percent du revenu réel des 40 percent des ménages les plus pauvres. - Plus de la moitié de cette perte est indirecte (répercussion sur prix des aliments et transports). - Impact par carburant: - Hausse du prix de l’essence: impact direct plus prononcé sur ménages riches (progressif). - Hausse du prix du kérosène: impact direct plus prononcé sur ménages pauvres (régressif). ### Subventions énergétiques, efficience économique et externalités - Perte d’efficience collective: - Exemple: subvention s baisse le prix de marché, augmente consommation; augmentation du surplus consommateur (A+B) < coût budgétaire (A+B+C); aire C = perte d’efficience. - Effets sur la demande et surconsommation: - Consommation de carburant élevée quand taxes faibles; relation observée entre taxes faibles et consommation d’énergie par habitant dans le transport routier. - Baisse des prix d’essence incite à utiliser véhicules moins économes. - Effets sur l’offre: - Sous-tarification entraîne insuffisance d’investissements et maintenance, pénuries persistantes, détérioration des infrastructures; exemples: raffineries du Nigéria et du Ghana, pénurie d’électricité généralisée. - Transferts directs de l’État aux raffineries/sociétés d’électricité peuvent réduire contraintes budgétaires mais affaiblir incitations à restructurer et améliorer efficience. - Petites tailles de marché limitent économies d’échelle pour raffineries. - Erreur d’évaluation du coût d’opportunité du pétrole brut peut encourager exploitation de raffineries inefficaces. - Impact sur compétitivité et investissements: - Subventions peuvent évincer dépenses publiques plus productives (infrastructure, capital humain). - Relation négative observée entre subventions énergétiques et dépenses publiques en santé et éducation. - Avantages compétitifs des subventions probablement temporaires et dépendants des prix mondiaux. - Subventions peuvent favoriser recherche de rentes et corruption; exemple récent d’abus du régime de subventions des carburants au Nigéria. - Externalités environnementales: - Subventions (taxes sur carburants plus faibles) associées à augmentation des émissions de CO2 en AfSS. - Remarque: émissions de CO2 d’AfSS sont faibles comparées au reste du monde. - Macroéconomie: - Subventions énergétiques compliquent gestion macroéconomique: procyclicité (surtout pour exportateurs), peuvent être implicites hors budget (déduction des recettes d’exportation), masquent orientation de la politique monétaire (abaissement du taux d’inflation), risque d’ajustements brusques et d’anticipations inflationnistes lors d’élimination soudaine. - Effets sur balance des paiements et taux de change: surconsommation en importateurs pèse sur balance; exportateurs réduisent quantités exportables. ### Conclusions synthétiques tirées de l’introduction - Subventions énergétiques en Afrique subsaharienne: - Entraînent coûts budgétaires et quasi-budgétaires importants (exemples: coût budgétaire médian 1.6 percent of GDP lié aux carburants; DQB médian ≈ 1.7 percent of GDP pour électricité). - Sont souvent régressives au profit des ménages riches. - Contribuent à inefficacités économiques, pénuries d’offre, faibles investissements, externalités négatives et complexification de la gestion macroéconomique. - L’introduction prépare les chapitres suivants: chap. I résumé analytique; chap. II concepts, coûts (quasi-budgétaires), répartition et impact sur efficience; chap. III stratégie pour réforme du secteur électrique; chap. IV stratégie de réforme des subventions. *Source: _afr1302f - Introduction (IMF PDF).* ### Introduction ### _afr1302f - Introduction ### Principaux constats et situation actuelle - La capacité de production d’électricité globale des 48 pays d’Afrique subsaharienne est de l’ordre de 80 gigawatts. - Moins de trois Africains sur 10 ont l’électricité. - Consommation par habitant: en moyenne 40 kWh par mois — et de seulement 10 kWh si l’on fait abstraction de l’Afrique du Sud. - Fiabilité: 15 percent de la capacité de production n’est pas opérationnelle parce que les équipements vieillissants ne sont pas entretenus. - Recours à l’autoproduction élevé: en République démocratique du Congo et en Guinée équatoriale, les générateurs de secours représentent la moitié de la puissance installée; à l’échelle de l’Afrique de l’Ouest, ce pourcentage est de 17 percent. - Tarif moyen pour l’Afrique subsaharienne: 0,17 dollar le kWh, niveau deux fois plus élevé que dans les autres pays en développement (référence: Eberhard et Shkaratan, 2012). - Sous-investissement historique: production d’électricité par habitant n’a que faiblement augmenté durant 1974–2008 et la région a pris du retard par rapport aux autres pays en développement. ### Causes structurelles du problème - Sous-investissement prolongé dans le secteur de l’électricité. - Coûts de production élevés: petites centrales, recours fréquent au fioul lourd ou au diesel plutôt qu’au gaz naturel. - Subventions à la consommation supportées en grande partie par les sociétés d’électricité, empêchant le recouvrement intégral des coûts et décourageant l’investissement privé. - Faible efficacité technique et commerciale des sociétés d’électricité: la société médiane n’est payée que pour la moitié de toute l’électricité produite (référence: Eberhard et al., 2008). ### Résultats observés après réformes: cas du Kenya et de l’Ouganda - Kenya: nouvelle politique énergétique en 2004; relèvement notable des tarifs sur la base des coûts marginaux à long terme en 2005; mécanisme automatique d’ajustement; rétablissement de l’Electricity Regulatory Commission. - Ouganda: Electricity Act (1999); organisme réglementaire (2000); séparation des fonctions (2001) et concessions (2003–05); tarifs pratiquement doublés en 2006; tarif effectif moyen porté à 0,18 dollar le kWh. - Gains observés: - Augmentation de l’alimentation en énergie: durant la période post-relèvement des tarifs, quantités fournies en moyenne accrues de plus de 5 percent au Kenya et de plus de 9 percent en Ouganda. - Efficacité distribution: - Kenya: pertes en ligne ramenées de 18 percent en 2005 à 16 percent en 2011; taux de collecte des factures passé de 85 percent en 2005 à 99 percent en 2011. - Ouganda: pertes de distribution ramenées de 38 percent en 2005 à environ 27 percent en 2011; taux de collecte passé de 80 percent en 2005 à 95 percent en 2011. - Accès au réseau: - Ouganda: nombre de consommateurs alimentés par le réseau augmenté de 41 percent entre 2006 et 2011. - Kenya: nombre de consommateurs augmenté de près de 140 percent entre 2005 et 2011. - Coûts quasi-budgétaires: au Kenya, éliminés dès 2009 grâce au relèvement des tarifs, à l’ajustement automatique et à l’amélioration de l’efficience; en Ouganda, déficit quasi-budgétaire accru jusqu’en 2011 puis tarifs relevés en janvier 2012 pour recouvrir les coûts. ### Options et priorités de réforme sectorielle - Objectifs multiples des réformes: réduire les coûts budgétaires des subventions, accroître l’approvisionnement, élargir l’accès, ramener les prix à des niveaux plus abordables. - Actions institutionnelles et stratégiques nécessaires (interdépendantes): - Renforcer la planification sectorielle (projections bilans énergétiques annuel, optimisation des options à moindre coût, recherche d’économies d’échelle). - Relancer la réforme des sociétés d’électricité publiques pour améliorer efficience technique et opérationnelle. - Élargir l’accès aux services (y compris solutions hors réseau adaptées). - Développer les échanges régionaux d’électricité (réseaux d’interconnexion). - Modalités institutionnelles: - Modèles hybrides (abolition du monopole de la production, acheteur unique/Single-Buyer models, incitations au secteur privé) souvent adaptés aux pays de petite taille où le dégroupage pur n’est pas économiquement judicieux. - Amélioration de l’efficience et recouvrement: - Prioriser l’amélioration de l’efficience des sociétés d’électricité, de préférence avant de relever les tarifs. - Mise en place de systèmes de gestion de l’information (SGI) pour opérations commerciales et suivi (exemples: KPLC, ZESCO, UMEME, EEPCO). - Régimes tarifaires incitatifs: tarifs pluriannuels basés sur recettes majorées d’une provision pour pertes; si la société réduit ses pertes au‑delà de l’objectif, elle conserve l’écart jusqu’à la révision suivante. - Réduction des coûts et gestion de la demande: - Lutte contre pertes techniques et commerciales (ingénierie, lutte contre le vol, amélioration comptable). - Investissements ciblés en cartographie des flux d’énergie et maintenance. - Programmes d’efficacité (ex.: distribution d’ampoules fluorescentes compactes ayant réduit la charge d’environ 80 MW lors de la distribution de la moitié des ampoules en Éthiopie; coût ampoule: 0,83 dollars, économie: 3,5 dollars par mois). - Options hors réseau et intégration: - Les options hors réseau peuvent être moins coûteuses que l’extension du réseau pour les zones rurales dispersées; elles doivent être intégrées dans la planification et bénéficier d’un cadre réglementaire. - Tarification, ciblage et branchements: - Régimes progressifs par paliers souvent régressifs; alternatives plus efficaces: tarifs différenciés par volume (facturation de la totalité de la consommation à un tarif plus élevé quand seuil dépassé), ciblage géographique, tarifs basés sur le revenu. - Subventions pour branchements (coût prohibitif d’un branchement ~1 000 dollars au Libéria) : prêts sans intérêt (Kenya), facilités de paiement échelonné (Libéria). - Tarifs spéciaux pour consommateurs commerciaux/industriels: importants générateurs de recettes, mais certains tarifs préférentiels pèsent lourdement sur les finances publiques. ### Commerce régional d’électricité - Potentiel de réduction des coûts: économie du kWh de 0,01 à 0,07 cent. dollars E.U. le kWh grâce à l’importation d’électricité à prix inférieur au coût de production intérieur; gains plus importants via économies d’échelle et abandon d’installations coûteuses. - Ressources inégalement réparties: pétrole et gaz (golfe de Guinée, Soudan, Éthiopie, Tchad, Mozambique, Namibie, Tanzanie), hydroélectricité (République démocratique du Congo, Éthiopie), charbon (Afrique australe), géothermie (Kenya, Éthiopie, Djibouti), éolien (Afrique australe). - Freins aux échanges: peu d’offre excédentaire, insuffisance d’investissements en interconnexion, besoin d’un cadre juridique pour le commerce transfrontalier et mécanismes de règlement des différends. ### Enseignements sur la réforme des subventions énergétiques (politique, stratégie, pérennité) - Facteurs rendant les subventions attractives et difficiles à éliminer: - Désir d’éviter la transmission des hausses des prix internationaux à l’économie intérieure. - Subventions comme outil accessible, visible et demandant peu de capacités administratives. - Objectif d’accroître l’accessibilité aux produits énergétiques (électricité). - Subventions masquent problèmes structurels et retardent réformes des entreprises publiques. - Contraintes politiques fortes: opposition des bénéficiaires établis, déficit de crédibilité des autorités quant à l’utilisation efficiente de l’épargne provenant de la réforme. - Stratégie de réforme recommandée: - Mener des études approfondies: coûts des subventions, répartition des prestations, impacts distributifs, analyses de volonté de payer. - Consulter largement les parties prenantes et construire un consensus (exemples: Namibie, Niger, Kenya). - Calendrier adapté: approche graduelle lorsque les subventions sont importantes/de longue durée; réformes rapides si crédibilité gouvernementale et contexte favorable. - Campagne médiatique et communication publique soutenue avant et pendant la réforme; expliquer utilisation prévue des économies. - Améliorer la performance des entreprises publiques (gouvernance, objectifs de performance, incitations). - Mesures d’atténuation ciblées: transfert conditionnel en espèces pour les plus nécessiteux à terme; ciblage tarifaire (tarif minimum), aide pour paiements de raccordement, subventions croisées ciblées. - Mécanismes pour pérenniser la réforme: suivi et transparence sur l’utilisation de l’épargne réalisée; comptabilisation explicite des subventions dans le budget; mécanismes d’ajustement automatique des prix; organismes indépendants de régulation pour dépolitiser la tarification. ### Données et estimations issues de l’enquête et de l’annexe (sélection) - Estimations agrégées (Annexe Tableau 1, pourcentage du PIB): - Sub‑Saharan Africa (total subventions): 1.4 (colonne 2012 estimations basées sur le prix de référence). - Mediane subventions: 0.7 (ligne Mediane). - Unweighted mean: 0.8 (ligne Unweighted mean). - Oil exporters: Unweighted mean 2.2. - Oil importers: Unweighted mean 0.4. - Exemples pays (Annexe Tableau 1, pourcentage du PIB, diverses colonnes): - Angola: 4.0 (2012 estimations basées sur le prix de référence); 1.5 (2011 estimations basées sur les répercussions des variations de prix); 2.5 (2011 estimations basées sur le prix de référence); déficit quasi‑budgétaire: 1.2. - Ghana: 3.2 (2012 estimations basées sur le prix de référence); déficit quasi‑budgétaire: 2.3. - Nigeria: 3.4 (2012 estimations basées sur le prix de référence); déficit quasi‑budgétaire: 1.5. - Sénégal: –1.1 (2012 estimations basées sur le prix de référence); déficit quasi‑budgétaire: 2.5. - Zimbabwe: 3.3 (2012 estimations basées sur le prix de référence); déficit quasi‑budgétaire: 11.0. - Estimations d’engagements éventuels (moyennes selon enquête): - Produits pétroliers: 0.5 percent du PIB en moyenne (observations limitées), atteignant 1 percent du PIB pour certains pays (Ghana, République du Congo, Burkina Faso). - Électricité: 1.7 percent du PIB en moyenne et dépassant 7 percent au Sénégal (observations limitées). *Section préparée par Edgardo Ruggiero, Mumtaz Hussain et Sukhwinder Singh; encadrés et annexes préparés par les auteurs indiqués dans le document.* ### Conclusions ### Conclusions ### Principaux constats sur les subventions en Afrique subsaharienne - Malgré de vastes réformes, les subventions aux carburants et à l’électricité restent généralisées. - Enquête auprès de 35 pays indiquant que les coûts directs et indirects sont considérables. - Estimations issues de l’enquête : - Subventions aux carburants : globalement à 1 % du PIB dans les pays qui fixent les prix des carburants. - Subventions directes à l’électricité : tendent à être inférieures à 0,5 % du PIB. - Engagements éventuels (valeurs médianes) : généralement supérieurs à 0,6 % du PIB tant pour les carburants que pour l’électricité. - Dans certains cas, l’accumulation d’engagements peut être beaucoup plus importante. - Exemple chiffré mentionné : stock des engagements de la SENELEC s’élevait à 341 milliards de francs CFA fin 2011, en plus des arriérés de paiement de la SENELEC, d’un montant de 157 milliards de francs CFA en fin mars 2012. ### Pratiques optimales en matière de fixation des prix intérieurs des produits pétroliers - Mécanismes recommandés : - Libéralisation intégrale, ou - Ajustement automatique, simple et transparent des prix administrés. - Condition préalable à la libéralisation : renforcement du cadre réglementaire pour prévenir des comportements anti-concurrence. - Quand la libéralisation n’est pas immédiatement réalisable, un mécanisme d’ajustement automatique simple est une option raisonnable à court et moyen terme. - Formulation des prix : - Basée sur les coûts effectifs de l’approvisionnement, y compris transport, stockage et tous les autres coûts opérationnels. - Estimations de coûts actualisées à intervalles réguliers selon l’évolution des prix des intrants. - Utilisation possible de mécanismes de lissage pour éviter des ajustements brusques et augmenter l’acceptabilité. ### Impôt et incidence distributive - Les mécanismes d’ajustement devraient prévoir un niveau souhaitable d’imposition des produits pétroliers. - Facteurs à considérer : montant global des recettes nécessaires à l’État, impératifs d’efficience et d’équité. - Arguments en faveur de l’imposition : - Source de revenus relativement efficace (élasticité-prix de la demande de carburants faible). - Compense les externalités négatives (congestion, pollution). - Considérations d’équité : taxes moins élevées sur les produits représentant une part élevée de la consommation des ménages les plus pauvres (ex. pétrole lampant). ### Mécanismes de lissage des prix — options et arbitrages - Mécanismes de lissage couramment utilisés : - Tarification basée sur une moyenne mobile des prix internationaux/à l’importation antérieurs. - Fourchettes de prix imposant un plafond sur les ajustements autorisés à un moment donné (par exemple, +/– 5 pour cent du prix en vigueur dans un mois donné). - Déclencheurs de l’ajustement du prix (par exemple, le prix de détail est ajusté chaque fois que le prix donné par le mécanisme d’ajustement dépasse le prix en vigueur de 5 %). - Arbitrages importants : - Un lissage excessif (longues moyennes mobiles) réduit la répercussion et accroît la volatilité des recettes budgétaires nettes, pouvant entraîner l’accumulation d’engagements envers importateurs et distributeurs. - Résultats de simulations (Département des finances publiques du FMI, période 2006–2011) : - Des fourchettes de prix plus étroites (+/– 3 pour cent) donnent les meilleurs résultats pour réduire la volatilité des prix de détail tout en stabilisant les recettes budgétaires et en modérant les coûts budgétaires (comparativement à d’autres mécanismes de lissage). - En contexte de hausse prolongée des prix internationaux, tous les mécanismes de lissage ont des effets néfastes sur le revenu net. ### Risques pratiques dans la mise en œuvre - Les mécanismes d’ajustement automatique s’exposent à des risques considérables : souvent suspendus ou appliqués partiellement, surtout en cas d’augmentation des cours internationaux (exemples : Mozambique, Togo, Zambie). - Gouvernance et protection contre l’ingérence politique : - La structure de gouvernance des institutions chargées d’appliquer la formule de prix est cruciale. - La formule de prix doit être protégée de l’ingérence politique (ex. confier sa mise en œuvre à un organisme indépendant composé de représentants des différentes parties prenantes et assurer une information publique adéquate). - Exemple institutionnel comportant certaines caractéristiques recommandées : Afrique du Sud. *Conclusions et recommandations tirées du document : Conclusions et Annexe 2 (Pratiques optimales en matière de fixation des prix de détail des carburants).* ### 2010. Depuis lors, la situation politique est stable, bien qu’il y ait, d’après la ### _afr1302f - 2010. Depuis lors, la situation politique est stable, bien qu’il y ait, d’après la ### Contexte politique et secteur pétrolier - Situation politique: «stable», mais la Banque mondiale signale «un risque de fragilité politique «si le gouvernement ne parvenait pas à produire des résultats concrets, ce qui pourrait conduire rapidement à une perte du soutien de la population et à un blocage politique»». - Marché pétrolier national (période étudiée: jusqu’à fin 2011, quand le Niger était importateur de pétrole): - Consommation intérieure annuelle d’environ 7000 barils/jour. - SONIDEP (entreprise publique) détient le monopole des importations et de la distribution. - Nouvelle raffinerie SORAZ (démarrage des opérations début 2012) — capacité maximale prévue de 20.000 barils par jour (essence, gazole et gaz de pétrole liquéfié (GPL)). - Environ un tiers de la production de produits pétroliers de la SORAZ alimente le marché national; le reste est exporté. La SONIDEP en assure la commercialisation. - Période de la présente étude de cas: jusqu’à fin 2011 (Niger importateur). ### Formule de tarification et mécanisme d’ajustement automatique - Origine: assistance technique du FMI en 2001 pour définir une formule de tarification assurant une «répercussion intégrale» via un ajustement automatique des prix des produits pétroliers importés. - Principes de la formule: - Répercussion automatique des prix internationaux par un mécanisme flexible, transparent et automatique. - «Le prix à la pompe serait ajusté tous les mois lorsque la variation des cours serait supérieure à 5 FCFA. Autrement, il resterait inchangé et les impôts et taxes viendraient compenser l’augmentation ou la baisse des prix.» - Prise en compte: coûts d’importation des carburants (prix à l’importation CAF au port), coûts et marges estimés pour l’importation et la distribution (marges de stockage et de distribution), et impôts et taxes nets (droits de douane et TVA ad valorem et droits d’accise particuliers). - Une entité multisectorielle devait avoir la responsabilité juridique d’appliquer la formule, mais elle n’a jamais été créée. - Évolution: lorsque les prix internationaux ont augmenté en 2005, un élément de subvention explicite a été ajouté pour lisser les prix intérieurs; l’élément de subvention a été accru jusqu’au milieu de 2008 et notablement augmenté en 2010 sous l’effet de la hausse des prix internationaux et de la dépréciation de l’euro. ### Impacts fiscaux, contrebande et coût des subventions - Effets observés: - Les prix intérieurs nettement plus bas qu’ailleurs ont favorisé la contrebande et contribué à une forte hausse des importations de carburants. - La non-répercussion des variations des prix à l’importation a réduit les recettes fiscales tirées des carburants. - Chiffres clés (période et évolutions mentionnées): - Contribution nette des impôts et taxes sur les carburants au budget: 1 % du PIB en 2005 → 0,6 % en 2009 → 0,3 % en 2010. - Le coût des subventions aux produits pétroliers a représenté plus de 1 % du PIB (2010). - Pour l’essence: contribution nette au budget 0,8 % du PIB en 2005 → 0,3 % du PIB en 2009. - Pour le gazole: recettes fiscales nettes 0,3 % du PIB en 2005 → 0,2 % du PIB en 2009. - Kérosène: recettes fiscales nettes négatives sur toute la période; part limitée dans la consommation totale. - Mesures de correction adoptées: décisions d’élimination progressive des subventions lorsque leur niveau est devenu «insoutenable» et effet de redistribution «très régressif». ### Réforme: étapes, calendrier et résultats - Réformes décidées: - Deux étapes: (i) répercuter les variations des prix internationaux sur les prix intérieurs à compter de juin 2011; (ii) éliminer progressivement les subventions existantes sur une période de 12 à 18 mois. - Ajustements observés: - Prix des carburants relevés de 12 % à la mi-2010. - Prix relevés d’environ 8 % au milieu de 2011. - En 2011, le montant total affecté aux subventions aux carburants maintenu à un niveau inférieur à celui de 2010: 1,1 % du PIB. - Sous l’effet de la réforme, prix à la pompe ont augmenté en juin 2011 et jusqu’à fin août 2011; stabilisation de septembre à fin 2011. - Coût mensuel de la subvention: près de 4 milliards de FCFA en mai 2011; réduit de moitié à compter d’août 2011. - Circonstances nationales influençant la réforme: - Imminence du démarrage de la production nationale (SORAZ) — les autorités jugeaient politiquement inacceptable d’augmenter les prix au moment du démarrage; la population s’attendait même à une baisse. - Les premières réformes (fin 2010 et début 2011) mises en œuvre par un gouvernement de transition, estimant avoir moins de légitimité pour entreprendre des réformes délicates. - Après démarrage de la raffinerie: - SORAZ a vendu l’essence à 336 FCFA le litre et le gazole à 340 FCFA le litre pour les six premiers mois de fonctionnement — prix inférieurs aux marchés internationaux. - Les prix n’ont ensuite pas évolué vers la formule intégrant les marchés internationaux comme prévu. - Accord gouvernement–syndicats des transports conduisant à des propositions pour réduire encore les prix à la pompe: la TIPP sera abaissée de 15 % à 12 % à partir de 2013. ### Mesures d’atténuation et redéploiement budgétaire - Mesures d’atténuation adoptées: - Subvention directe au secteur des transports (tickets modérateurs) ciblant le secteur le plus touché et utilisé par les couches les plus pauvres. - Coûts et réaffectation: - Coût des mesures d’atténuation: «moins de 0,1 % du PIB». - Élimination des subventions a permis une hausse de 19 % des dépenses sociales inscrites au budget de 2012 par rapport à 2011, en particulier les investissements dans l’éducation. - Masse salariale augmentée pour permettre l’embauche de 4.000 enseignants au début de 2012. ### Indicateurs macroéconomiques (extraits du Tableau 3: Niger: principaux indicateurs macroéconomiques) - PIB par habitant ($ EU): - 2000: 155.0 - 2003: 223.8 - 2008: 361.0 - 2010: 363.6 - 2011: 420.7 - Croissance du PIB réel (pourcentage): - 2000: –2.6 - 2003: 7.1 - 2008: 9.6 - 2010: 10.7 - 2011: 2.2 - Inflation (pourcentage): - 2000: 2.9 - 2003: –1.8 - 2008: 10.5 - 2010: 0.9 - 2011: 2.9 - Solde budgétaire global (en pourcentage du PIB): - 2000: –3.8 - 2003: –2.8 - 2008: 1.5 - 2010: –2.4 - 2011: –3.0 - Dette publique (en pourcentage du PIB): - 2000: 118.8 - 2003: 90.1 - 2008: 21.0 - 2010: 23.7 - 2011: 29.2 - Solde des transactions courantes (en pourcentage du PIB): - 2000: –6.7 - 2003: –7.5 - 2008: –13.0 - 2010: –19.9 - 2011: –24.7 - Importations de pétrole (en pourcentage du PIB): - 2000: 4.0 - 2003: 2.4 - 2008: 3.8 - 2010: 4.7 - 2011: 4.7 - Exportations de pétrole (en pourcentage du PIB): 0.0 pour les années listées (2000, 2003, 2008, 2010, 2011). - Consommation de pétrole par habitant (litres): - 2008: 36.4 - 2010: 33.1 - 2011: 34.3 - Incidence de la pauvreté à 1,25$ par jour (PPA) (% de la population): 43.6 (2008); autres années: n.d. ### Enseignements et recommandations tirés du cas nigérien - Comprendre l’ampleur du problème des subventions aux carburants est essentiel. - Analyser l’effet distributif (effet redistributif) des subventions aide à obtenir un plus grand appui aux réformes: les subventions profitent davantage aux groupes à haut revenu (consommateurs d’essence). - Transparence budgétaire: rendre explicite le coût des subventions dans le budget s’avère très utile pour sensibiliser l’opinion et créer un environnement propice à l’élimination des subventions. - Communication et sensibilisation: planifier une campagne d’information publique pour mobiliser le soutien; au Niger, débats à la télévision et à la radio ont joué un rôle crucial. - Approche participative: établissement d’un comité ad hoc et inclusif (le Comité du différé) pour déterminer modalités et mise en œuvre; le dialogue et le consensus sont des clés de réussite. - Temps et patience: expliquer, négocier et mettre en œuvre la réforme prend du temps — au Niger, environ six mois ont été nécessaires pour obtenir la participation et l’acceptation des parties prenantes. - Partenaires financiers: leur participation peut fournir informations et pression pour lancer la réforme, mais il faut équilibrer encouragement et appropriation nationale. - Ciblage des mesures d’atténuation: veiller à ce que les mesures profitent effectivement aux groupes les plus touchés, par des subventions ciblées basées sur une analyse détaillée. - Complexité accrue quand un pays devient exportateur de pétrole: l’attente sociale d’une réduction des prix à la pompe complique la réforme. *Source: Extrait de la section «Niger» (auteur: Clara Mira, Département Afrique) — études de cas sur la réforme des subventions aux carburants.* ### 1.500 kWh par mois) et fi nalement à 18,57 K Sh le kWh pour les ménages qui ### _afr1302f - 1.500 kWh par mois) et fi nalement à 18,57 K Sh le kWh pour les ménages qui ### Réforme tarifaire et structure des tarifs (Kenya) - Tarif pour la troisième tranche: 18,57 K Sh le kWh pour les ménages qui consomment plus de 1.500 kWh par mois. - Le tarif qui s’applique à la troisième tranche est donc 828 % plus élevé que dans la première. - Redevance fixe pour les consommateurs résidentiels: 120 K Sh. - Consommateurs non résidentiels: différents tarifs linéaires selon la catégorie (entreprise commerciale, industrielle, ou entité publique). - Évolution du kWh dans la décennie: - kWh à 0,07$ en 2000 - kWh à 0,15$ en 2006 - kWh à 0,19$ en 2009 - Structure tarifaire de KPLC en place depuis juillet 2008. - Abaissement de la TVA sur l’électricité de 16 à 12 % à la suite des sécheresses de 2008 et 2009. ### Principaux indicateurs du secteur électrique (Kenya — extrait du tableau 7) - Accès à l’électricité (% de la population): 1995 = 11.79, 2000 = 11, 2005 = 13.10, 2009 = 16.10 - Consommation d’énergie électrique (kWh par habitant): 1995 = 130.83, 2000 = 109.72, 2005 = 137.13, 2009 = 141.43 - Pertes des réseaux de transmission et de distribution (% de la production): 1995 = 17.90, 2000 = 21.16, 2005 = 18.38, 2009 = 15.53 - Production d’électricité (GWh): 1995 = 3759, 2000 = 4098, 2005 = 5995, 2009 = 6875 - Tarif moyen ($/kWh): 2000 = 0.07, 2005 = 0.15, 2009 = 0.19 ### Impacts de la réforme tarifaire (Kenya) - Coûts cachés du secteur de l’énergie: - Tombés d’environ 1,5 % du PIB en 2001 à un niveau quasiment nul en 2008. - Effets opérationnels et financiers: - Viabilité financière des sociétés de production et de transmission/distribution renforcée. - Accroissement des investissements dans les capacités de production, y compris participation privée. - Taux de recouvrement des recettes de la KPLC: 81 % en 2004 → 100 % en 2006 → retombé à environ 98 % (derniers chiffres de l’ERC). - Nombre annuel de nouveaux raccordements: 43.000 en 2003–2004 → 200.000 en 2008–2009. - Pertes de distribution: 21 % en 2000 → 15,5 % en 2009. - Productivité de la main-d’œuvre de la KPLC (ventes/employé ou clients/employé) s’est sensiblement améliorée 2004–2009. - Fiabilité et coût pour les entreprises: - Plus de 67 % des entreprises possédaient un générateur (enquête Banque mondiale 2007). - Coupures d’électricité causaient en général des pertes équivalant à 5 % du chiffre d’affaires annuel des entreprises interrogées. - Manque de fiabilité réduit la croissance du PIB du Kenya de 1,5 % par an (estimations Briceño-Garmendia et Shkaratan (2011a)). - Les membres de l’Association des entreprises manufacturières du Kenya représentent environ 60 % du total de la consommation d’énergie industrielle. ### Mesures d’atténuation et ciblage social (Kenya) - Mesures adoptées: - Plan d’électrification rurale: raccordements portés de 650.000 en 2003 à 2 millions "à l’heure actuelle". - Fonds renouvelable (financé par des bailleurs) pour paiement différé des frais de raccordement. - Prêts des banques commerciales pour les frais de raccordement. - Tarif «social» (inférieur au prix coûtant) pour les ménages qui consomment moins de 50 kWh par mois, financé par subvention croisée par les tarifs des gros consommateurs. - Seuil de subsistance énergétique: 50 kWh par mois - Estimations: abordable pour 99 % des ménages kenyans selon Briceño-Garmendia and Shkaratan (2011b). - Uniformité des tarifs: pas de subventions croisées entre urbain et rural, car les tarifs sont uniformes. - Accès au réseau: - Taux d’accès estimé à 4 % en zones rurales en 2009, contre 51 % dans les villes. - Besoins d’investissement: - Le Kenya devra multiplier par deux les capacités installées actuelles au cours des dix prochaines années et renforcer les liens de transmission transfrontalière pour accroître l’accès à une énergie hydroélectrique moins chère. ### Enseignements tirés (Kenya) - La réforme nécessite plus qu’une modification tarifaire et prend plus de 10 ans (processus engagé depuis le milieu des années 90). - Facteurs essentiels à la réussite: - Politique tarifaire prudente. - Amélioration de l’efficience technique et administrative des sociétés publiques. - Cadre réglementaire relativement solide, avec un organisme de régulation considéré comme généralement efficace et indépendant. - Transparence: informations affichées régulièrement sur le site Internet de l’ERC; ajustements automatiques liés au coût des carburants, au taux de change et à l’inflation généralement acceptés. - Mesures pour assurer accessibilité pour les plus pauvres (tarifs sociaux, mécanismes pour alléger les frais de raccordement). - Contraintes d’économie politique ont conduit au report d’une révision tarifaire prévue pour le milieu de 2011. --- ### Contexte et réformes du secteur électrique (Ouganda) - Contexte: - Fort potentiel hydroélectrique mais pénuries d’électricité persistantes. - Demande en hausse rapide durant les années 90 et 2000. - Société publique UEB fragilisée financièrement; taux d’accès particulièrement bas en zones rurales. - Dépendance quasi exclusive à l’hydroélectricité avant 2006, vulnérabilité aux chocs climatiques. - Réformes initiées en 1999: - Nouvelle loi sur l’électricité pour favoriser la participation privée. - Création de l’Electricity Regulatory Authority (ERA) en 2000. - Scission de l’UEB en 2001 en trois entités: UEGCL (production), UETCL (transmission), UEDCL (distribution). - Création de la Rural Electrification Agency en 2003. - Concessions privées: - 2003: Eskom Uganda a obtenu une concession de 20 ans pour gestion d’actifs de l’UEGCL. - 2005: UMEME Ltd a obtenu une concession de 20 ans pour gestion d’actifs de l’UEDCL. - UETCL reste fournisseur de gros et gère le réseau de transmission à haute tension; tarifs de gros inférieurs au niveau de recouvrement des coûts, compensés par aides budgétaires directes et indirectes de l’État. ### Évolution de la production et des coûts (Ouganda) - Part de l’énergie thermique: - Avant 2005–06 : essentiellement hydroélectrique. - Part de l’énergie thermique passée d’à peu près 7 % en 2005 à environ 39 % en 2011. - Subventions et coûts explicites: - Coût de la subvention directe pour l’exercice 2010–11 représentait 1,1 % du PIB. - La hausse tarifaire de 2012 a éliminé ce coût lorsque la centrale hydroélectrique de Bujagali est devenue pleinement opérationnelle à la fin de 2012. - Le pays devra continuer à verser des paiements de capacité aux producteurs d’énergie indépendants. - Possibilité de réduction du coût du kWh: - En développant le potentiel hydroélectrique, le coût du kWh pourrait baisser de 0,16$ E.U. à environ 0,12$ E.U (Ranganathan and Foster, 2012). ### Indicateurs macroéconomiques et du secteur (Ouganda — extrait du tableau 8) - Indicateurs macroéconomiques: - Croissance du PIB réel (pourcentage): 2005 = 6.3, 2007 = 8.4, 2010 = 5.2 - Taux d’inflation (pourcentage): 2005 = 10.7, 2007 = 4.4, 2010 = 4.2 - Solde budgétaire hors dons (% du PIB): 2005 = –7.6, 2007 = –6, 2010 = –7.3 - Indicateurs du secteur de l’électricité: - Énergie en amont (millions kWh): 2005 = 1846, 2007 = 1861, 2010 = 2456 - Électricité consommée (millions kWh): 2005 = 1139, 2007 = 1204, 2010 = 1731 - Pertes au niveau de la distribution (%): 2005 = 38, 2007 = 35, 2010 = 30 - Taux de recouvrement (% du total des factures): 2005 = 81, 2007 = 93, 2010 = 96 - Tarif effectif (cents EU/kWh): 2005 = 9, 2007 = 18, 2010 = 16 - Recettes moyennes (cents EU/kWh): 2005 = 8, 2007 = 17, 2010 = n.d. - Coût moyen (cents EU/kWh): 2005 = 13, 2007 = 23, 2010 = 26 ### Performance et quasi-défici t budgétaire (Ouganda) - Améliorations sous concession de distribution (UMEME): - Pertes en ligne: 38 % en 2005 → 28 % en 2011. - Taux de recouvrement: 80 % en 2005 → 96 % en 2011. - Investissements d’UMEME: 105 millions de $E.U. à la fin de 2010. - Nombre de clients UMEME: augmentation de plus de 30 % en 2009–2010 après un rythme plus lent 2005–2008. - Déficit quasi budgétaire (DQB): - DQB du secteur de l’électricité aurait représenté 2,6 % du PIB de l’Ouganda en 2011, dont environ 1,1 % du PIB correspondraient aux coûts budgétaires explicites. - La sous-tarification était responsable de 80 % du DQB en 2011. - Extraits du tableau 9 (subventions explicites et énergie thermique): - Subventions explicites à l’électricité (millions de dollars EU): - 2006 = 60.11, 2007 = 51.28, 2008 = 87.56, 2009 = 112.87, 2010 = 151.05, 2011 = 174.80 - En pourcentage du PIB: 2006 = 0.6, 2007 = 0.4, 2008 = 0.7, 2009 = 0.8, 2010 = 1.0, 2011 = 1.1 - Énergie thermique (GWh): 2006 = 370, 2007 = 539, 2008 = 590, 2009 = 896, 2010 = 1022, 2011 = 1029 - En pourcentage du total de l’énergie: 2006 = 23.3, 2007 = 29.0, 2008 = 28.9, 2009 = 39.5, 2010 = 41.6, 2011 = 38.9 - Prix moyen du baril de pétrole (milliers de U Sh): 2006 = 131, 2007 = 132, 2008 = 210, 2009 = 132, 2010 = 173, 2011 = 253 - Coûts de l’énergie thermique (en % du PIB): 2006 = 0.9, 2007 = 1.1, 2008 = 1.3, 2009 = 1.3, 2010 = 1.5, 2011 = 1.7 - Extrait du tableau 10 (DQB, comparaisons 2005–08 vs 2009–2011): - DQB dû à la sous-tarification: 2005–08 = 32.8% des coûts (1.0% du PIB) ; 2009–2011 = 40.1% des coûts (1.4% du PIB) - DQB dû aux pertes de distribution (jusqu’à 10 %): 2005–08 = 6.7% des coûts (0.2% du PIB) ; 2009–2011 = 6.0% des coûts (0.2% du PIB) - DQB dû aux pertes de distribution (plus de 10 %): 2005–08 = 17.0% des coûts (0.5% du PIB) ; 2009–2011 = 12.5% des coûts (0.4% du PIB) - DQB dû au sous-recouvrement: 2005–08 = 4.6% des coûts (0.1% du PIB) ; 2009–2011 = 1.9% des coûts (0.1% du PIB) - Total des coûts quasi budgétaires: 2005–08 = 61.1% des coûts (1.9% du PIB) ; 2009–2011 = 60.5% des coûts (2.1% du PIB) ### Observations et trajectoire des tarifs (Ouganda) - Tentatives antérieures d’aligner les tarifs sur les coûts n’ont pas rattrapé la hausse des coûts. - Révisions tarifaires importantes: - Juin 2006 et novembre 2006: hausses d’environ 35 % et 41 %, faisant passer le tarif effectif moyen du kWh à 0,18 $ EU. - Entre 2007 et 2009: pas d’ajustement du tarif de détail alors que les coûts de production augmentaient (hausse des prix des combustibles, retards de Bujagali, dépréciation du shilling). - En janvier 2010, ajustement des tarifs de détail pour alléger la charge des ménages; en 2010 les tarifs effectifs de détail couvraient environ deux tiers des coûts de production d’électricité. _Italic: Extrait du chapitre “Études de cas sur la réforme des subventions à l’électricité” (Kenya et Ouganda) du document fourni._ ### 2012. Le tarif effectif moyen a été relevé d’environ 41 % (0,05 $/kWh). Les ### _afr1302f - 2012. Le tarif effectif moyen a été relevé d’environ 41 % (0,05 $/kWh). Les ### Ajustement tarifaire et résultats immédiats - Le tarif effectif moyen a été relevé d’environ 41 % (0,05 $/kWh). - Les nouveaux tarifs résultant de cet ajustement étaient encore inférieurs au niveau de recouvrement des coûts, mais un rattrapage était attendu lorsque la centrale hydroélectrique de Bujagali serait pleinement opérationnelle à la fin de 2012. - Le nouveau tarif de l’électricité pour les usagers industriels a été fixé à 0,128$ EU/ kWh — soit une hausse d’environ 73 %. - Le tarif social est resté inchangé à 100 U Sh/kWh pour les consommateurs individuels pauvres consommant au plus 15 kWh par mois. - Depuis la dernière hausse, les tarifs de l’électricité en Ouganda sont alignés sur ceux des autres membres de la Communauté d’Afrique de l’Est (CAE). ### Réactions publiques et communication - Les protestations ont été d’une ampleur limitée, comprenant quelques manifestations à Kampala et un grand débat au Parlement. - L’État a mené une vigoureuse campagne de communication officielle pour expliquer les facteurs justifiant le relèvement des tarifs, rappelant notamment que le prix du gazole avait pratiquement doublé depuis la dernière hausse tarifaire de 2006. - Le président de l’Association de l’industrie manufacturière ougandaise a indiqué que le nouveau tarif augmenterait automatiquement les coûts de production tout en admettant que le niveau des prix serait tolérable si les approvisionnements en électricité étaient fiables. - Certains médias ont noté que les subventions bénéficiaient de manière disproportionnée aux riches et ont présenté la hausse tarifaire comme une mesure favorable aux pauvres. - Le faible taux d’accès à l’électricité (environ 88 % de la population sans électricité) a contribué à limiter l’ampleur des manifestations. ### Facteurs ayant rendu la réforme possible - L’augmentation et le niveau insoutenable des coûts budgétaires de l’énergie thermique en raison de la hausse des prix des combustibles. En 2011, le coût des subventions budgétaires explicites a dépassé 1,1 % du PIB. - Les subventions à l’électricité étaient mal ciblées : avant la hausse, les gros consommateurs industriels payaient le kWh à moins d’un quart de son coût de production. Ces usagers représentaient 44 % du total de la consommation d’électricité en 2010. - Près des deux tiers des subventions bénéficiaient à un petit groupe d’usagers industriels. - Pour les ménages, seuls 12 % d’entre eux avaient accès au réseau électrique national en 2010, le reste utilisant le kérosène non subventionné et le bois de chauffage. Les frais de premier raccordement étaient d’environ 80 $. - Le constat que les consommateurs étaient prêts à payer bien plus que les tarifs en vigueur en 2010 : le coût d’adaptation («coping cost») moyen était de 0,30$ EU/kWh (ou 0,40$ EU, frais fixes compris) ; les consommateurs résidentiels seraient prêts à payer 0,498$ EU/kWh. - Les investissements dans les infrastructures hydroélectriques devaient abaisser les coûts de production à moyen et long terme. - L’accès limité à l’électricité en Ouganda : en 2010, seuls 12 % de la population (et moins de 4 % de la population rurale) avaient accès à l’électricité, soit moins de la moitié du taux moyen pour les autres pays africains à faible revenu. ### Mesures d’atténuation - Conservation du tarif social pour les consommateurs à faible revenu : consommation maximale de 15 kWh par mois facturée à 100 U Sh/kWh. ### Enseignements et recommandations politiques - Le principal obstacle à la correction de l’inefficacité d’une société publique d’électricité est le manque d’investissements. UMEME, grâce à de gros investissements, a réduit les pertes de distribution, amélioré le taux de recouvrement et accru d’environ 50 % le taux d’accès ces trois dernières années. - Les mauvais résultats des sociétés d’électricité tiennent aussi au niveau élevé des pertes du réseau de distribution et au non-recouvrement des factures ; il ne suffit donc pas de relever les prix. - Les tarifs doivent être fixés à des niveaux économiques tout en permettant un pourcentage raisonnable de pertes en ligne. - Il importe d’assurer la viabilité financière des sociétés publiques par des mesures visant à améliorer l’efficience. La politique de régulation peut servir à donner les encouragements nécessaires. - La réforme institutionnelle du secteur de l’électricité prend du temps (de 5 à 10 ans). Les réformes en Ouganda, lancées en 1999, ont nécessité plus de dix ans pour produire des progrès sensibles (taux d’accès, indicateurs d’efficience, coûts budgétaires). - Les réformes ont conduit à : - la mise en place d’un organisme de régulation largement indépendant et d’un cadre réglementaire relativement solide ; - une plus grande participation du secteur privé à la production et à la distribution par un système de concessions ; - l’adoption d’une politique tarifaire devant éliminer les coûts cachés d’ici à la fin de 2013. - Les hausses tarifaires exigent une stratégie de communication et de mise en œuvre bien étudiée ; l’expérience ougandaise montre l’importance d’expliquer au public le coût des subventions et leur incidence sur la population. - Il est difficile d’accroître l’accès à l’électricité ; le coût élevé d’un nouveau raccordement constitue un obstacle majeur, ce qui a conduit à réviser les objectifs d’électrification rurale de 2010 à 2012. *Extraits du document «Réforme des subventions énergétiques en Afrique subsaharienne — expériences et enseignements», Département Afrique, International Monetary Fund, Avril 2013.* --- _Source: https://www.imf.org/-/media/websites/imf/imported-publications/external/french/pubs/ft/dp/2013/_afr1302f.pdf_