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SOMMAIRE 1  Rappel de la mission ................................................................................................................ 1 

1.1  Objectifs du PRC ELEC ................................................................................................... 1 

1.2  Consistance de la mission ................................................................................................ 1 

2  Méthodologie ........................................................................................................................... 2 2.1  Les différentes phases de mise en œuvre ......................................................................... 2 

2.1.1  Capitalisation des documents : ........................................................................................... 2 2.1.2  Etablissement des outils de collecte d’information et de données, Inventaire des parties prenantes, échantillonnage...................................................................................................... 2 2.1.3  Préparation de la collecte de données sur le terrain ........................................................... 2 2.1.4  Réalisation de l’enquête nationale ...................................................................................... 2 2.1.5  Traitement, analyse finale, mise en forme des données ..................................................... 3 

2.2  Approche de mise en œuvre ............................................................................................. 3 

2.3  Calendrier de réalisation .................................................................................................. 4 

2.4  Les enquêtes réalisées ...................................................................................................... 5 

2.4.1  Les localités visitées ........................................................................................................... 5 2.4.2  Catégorie de personnes et organisations rencontrées pour l’entretien : ............................. 6 2.4.3  Statistique des réalisations ................................................................................................. 6 

3  Les résultats de la collecte d’informations auprès des acteurs du secteur ................................ 8 3.1  Bilan de la loi au niveau de l’exploitation: Production, Transport, Distribution ............. 8 

3.1.1  Régimes d’Autorisation et de Concession.......................................................................... 8 3.1.2  Contrat d’achat/Contrat de location ................................................................................. 18 3.1.3  Les technologies ............................................................................................................... 20 3.1.4  Planification ..................................................................................................................... 22 3.1.5  Modalités d’attribution d’Autorisation ou de Concession ............................................... 24 3.1.6  Auto Production ............................................................................................................... 29 3.1.7  Les acteurs publics : MEH, ORE, ADER ........................................................................ 30 3.1.8  Tarif, tarification, recouvrement, abonnés ....................................................................... 34 3.1.9  Les opérateurs/exploitants ................................................................................................ 39 3.1.10  Financement des projets / Les institutions financières (Banque, IMF, projets) ............... 43 3.1.11  Normes et sécurité des équipements et des infrastructures .............................................. 45 3.1.12  Conclusion sur le bilan ..................................................................................................... 47 

3.2  Bilan de la loi du point de vue promotion des énergies renouvelables (ENR) ............... 47 

3.3  Bilan de la loi par rapport à la valorisation durable des ressources et l’implication des collectivités décentralisées ......................................................................................................... 48 

3.4  L’utilisation de l’énergie électrique, qualité de service ................................................. 50 

3.4.1  Raccordement au réseau national de l’électricité ............................................................. 50 3.4.2  Utilisation de l’énergie électrique et comportement des usagers ..................................... 51 3.4.3  Qualité de service offerte aux usagers et leurs stratégies d’adaptation ............................ 54 

4  Analyses ................................................................................................................................. 56 

4.1  Le principal défi : course contre le temps ...................................................................... 56 

4.1.1  Localités à électrifier ........................................................................................................ 56 4.1.2  Population bénéficiaire ..................................................................................................... 57 4.1.3  Activités économiques à satisfaire ................................................................................... 57 4.1.4  Evolution de l’effort d’électrification de 2000 à ce jour .................................................. 58 4.1.5  Un peu de mathématique : ................................................................................................ 58 

4.2  SWOT des technologies de production utilisées par les exploitants à Madagascar ....... 58 

4.3  SWOT des différents modes de fournitures d’électricité aux usagers à Madagascar .... 61 

4.4  SWOT des institutions publiques ................................................................................... 63 

4.4.1  SWOT de MEH ................................................................................................................ 63 4.4.2  SWOT de l’ORE .............................................................................................................. 66 4.4.3  SWOT de ADER .............................................................................................................. 68 

4.5  SWOT des collectivités décentralisées .......................................................................... 70 

4.6  SWOT des exploitants .................................................................................................... 72 

5  Réflexions émises pour améliorer le cadre juridique et institutionnelle ................................ 75 5.1  Renforcement des institutions ........................................................................................ 75 

5.1.1  Ministère de l’Energie et des Hydrocarbures ................................................................... 75 5.1.2  ORE .................................................................................................................................. 76 5.1.3  ADER ............................................................................................................................... 76 5.1.4  FNE .................................................................................................................................. 76 5.1.5  Collectivités décentralisées .............................................................................................. 76 5.1.6  Jirama ............................................................................................................................... 77 

5.2  Régimes d’Autorisation et de Concession ..................................................................... 77 

5.2.1  Résolution du problème de Transport .............................................................................. 77 5.2.2  Révision des seuils ........................................................................................................... 77 5.2.3  Inclure des dispositions spécifiques pour les petites centrales et les mini réseaux .......... 78 5.2.4  Amélioration des termes des contrats ............................................................................... 78 

5.3  Mode de gestion ............................................................................................................. 79 

5.4  Planification ................................................................................................................... 79 

5.5  Appels d’offres ............................................................................................................... 80 

5.6  Contrat de location ......................................................................................................... 81 

5.7  Auto production ............................................................................................................. 81 

5.8  Tarif ................................................................................................................................ 81 

5.9  Normes des infrastructures, efficacité énergétique ........................................................ 81 

5.10  Promotion des ENR ........................................................................................................ 82 

5.11  Processus d’élaboration des textes réglementaires ......................................................... 82 

Liste des figures Figure 1. Catégorie des zones d’enquête .......................................................................................... 7 Figure 2. Part des interviewés qui disposent de source d’énergie électrique ................................... 7 Figure 3. Fournisseurs d’énergie électrique des interviewés ........................................................... 8 Figure 4. Perception des usagers du prix de l’électricité ................................................................ 35 Figure 5. Système de recouvrement ............................................................................................... 36 Figure 6. Perception des usagers du système de paiement ............................................................. 37 Figure 7. Impact du système de paiement ...................................................................................... 37 Figure 8. Importance des charges liées à l’électricité chez les usagers .......................................... 38 Figure 9. Part des clients raccordés directement à la JIRAMA ...................................................... 40 Figure 10. Répartition des investissements par les bailleurs .......................................................... 43 Figure 11. Durée d’utilisation de l’énergie électrique par les usagers ........................................... 51 Figure 12. Stratégie adoptée par les usagers pour l’économie d’énergie ....................................... 52 Figure 13. Niveau de consommation des équipements utilisés par les usagers ............................. 52 Figure 14. Niveau de connaissance des usagers de la grille tarifaire ............................................. 53 Figure 15. Comportement des usagers par rapport à la connaissance de la grille tarifaire ............ 53 Figure 16. Niveau de satisfaction des usagers de l’électricité ........................................................ 55 Figure 17. Solution des ménages pour faire face aux coupures de courant électrique ................... 55 Figure 18. Solution des usagers à des fins professionnels pour faire face aux coupures de courant électrique ........................................................................................................................................ 56  Liste des tableaux Tableau 1. Caractéristiques de localités visitées .............................................................................. 5 Tableau 2. Les personnes et organisations qui ont fait l’objet d’entretien ....................................... 6 Tableau 3. Nombre d’enquête suivant les localités .......................................................................... 6 Tableau 4. Catégories des personnes enquêtées ............................................................................... 7 Tableau 5. Nombre de sociétés intervenant dans le secteur ............................................................. 9 Tableau 6. Liste des contrats de Concession .................................................................................. 10 Tableau 7. Contrats avec avenant ................................................................................................... 11 Tableau 8. Grandes lignes permettant une meilleure sécurisation des investissements ................. 13 Tableau 9. Les clauses non respectés entre les opérateurs et l’Etat ............................................... 15 Tableau 10. Informations sur les contrats résiliés .......................................................................... 17 Tableau 11. Les sociétés qui ont des contrats de location et d’achat ............................................. 19 Tableau 12. Centrales mises en service en 2005 en électrification rurale ...................................... 21 Tableau 13. Centrales mises en service depuis 2009 en électrification rurale ............................... 21 Tableau 14. Dimensionnement des équipements fonctionnant à l’énergie solaire ........................ 29 Tableau 15. Les ajustements tarifaires qui ont dû avoir lieu en comparaison avec ce qui ont été appliqué .......................................................................................................................................... 36 Tableau 16. Nombre d’exploitants en ENR ................................................................................... 40 Tableau 17. Part des investissements en électrification rurale suivant les technologies utilisées .. 43 Tableau 18. Réalisation en électrification rurale ............................................................................ 48 Tableau 19. Raccordement à l’électricité ....................................................................................... 50 Tableau 20. Abonnés et consommation abonnés JIRAMA ........................................................... 52 Tableau 21. Nombre de ménage par Province ............................................................................... 56 Tableau 22. Evolution de la population et du nombre de ménage ................................................. 57 Tableau 23. Nombre des unités de Productions Individuelles ....................................................... 57 Tableau 24. Evolution de l’effort d’électrification rurale réalisé avec l’appui de l’ADER ........... 58 Tableau 25. Evolution des abonnés dans le réseau JIRAMA......................................................... 58 

Liste des abréviations A : Ampère ADER : Agence de Développement de l'Electrification Rurale AO : Appel d’Offres APD : Avant-Projet Détaillé ARMP : Autorité de Régulation des Marchés Publics ASC : Associations de la Société Civile BAD : Banque Africaine pour le Développement BT : Basse tension BTP : Bâtiment et Travaux Publics CR : Commune Rurale CSB : Centre de Santé de Base CTD : Collectivités Territoriales Décentralisés DAO : Dossiers d'Appel d’Offres ENR : Energies Renouvelables EPR : FFKM : FNE : Fonds National de l'Electricité GE : GIZ : Deutsche Gesellschaft für Internationale Zuzammenarbeit GRE : Groupe de Réflexion sur l'Energie GRET : hab/km² : Habitant par kilomètre carré HT : Haute Tension IMF : Institution des MicroFinance JIRAMA : Jiro sy Rano Malagasy JORM : Journal Officiel de la République Malgache kW : kilowatt kWh : Kilowatt heure LBC : Lampe à Basse Consommation MEH : Ministère de l'Energie et des Hydrocarbures MFB : Ministère des Finances et du Budget MOU : Memorundum Of Understanding (Protocole de Collaboration) MT : Moyenne Tension MW : Mégawatt NPE : Nouvelle Politique Energétique OMH : Office Malgache des Hydrocarbures ONG : Organisation Non Gouvernemental ONUDI : Organisation des Nations Unies pour le Développement Industriel ORE : Office de Régulation de l'Electricité PAG :

PAGOSE : Projet d’Amélioration de la Gouvernance et des Opérations dans le Secteur de l’Electricité

PLD : PMDC : PME/PMI : Petite et Moyenne Entreprise/Petite et Moyenne Industrie PPN : Produits de Première Nécessité PPP : Partenariat Public Privé

PRC : Polyéthylène Réticulé Chimiquement PTF : Partenaires Techniques et Financiers PVC : Polyvinyle Chloride RISE : SADEC : Southern African Development Community SE4ALL : Sustainable Energy for All SONAPAR SREP : SWOT : Strengths, Weaknesses, Opportunities and Threats TVA : Taxe sur la Valeurs Ajoutée UE : Union Européenne UESAP : Union d’Economie Sociale pour l’Accession à la Propriété UPI : : WB

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1 Rappel de la mission 1.1 Objectifs du PRC ELEC Les objectifs du PRC-ELEC tels que décrits dans les termes de Référence, sont de :

• Mettre à jour le contenu de la Loi en tenant compte des orientations de la NPE et des besoins exprimés par les usagers du secteur ;

• Intégrer dans la Loi des dispositions relatives à l’exploitation des sources d’énergie renouvelables, afin que Madagascar puisse concrètement s’aligner aux orientations internationales en la matière et bénéficier des initiatives s’y rapportant (SE4All, RISE, SREP) ;

• Rendre le secteur Electricité plus attractif et plus sécurisant pour les investisseurs/promoteurs potentiels, tout en assurant aux Opérateurs (Permissionnaires et Concessionnaires) en exercice une viabilité plus soutenue de leur entreprise. Considérer pour ce faire les schémas de Partenariat Public-Privé (PPP) compatibles et rentables pour le secteur Electricité ;

• Assurer aux usagers du secteur Electricité une meilleure qualité de service, à un coût abordable et respectant le principe de la continuité ;

• Prendre en compte dans la formulation des nouveaux textes les contraintes connexes (préservation de l'environnement, gestion de l'eau, ...) qui pourraient influer sur le secteur Electricité ;

• Concrétiser la vision du secteur Electricité comme étant l’un des principaux moteurs du développement de Madagascar en permettant par exemple sur le moyen terme l’amélioration des différents indicateurs économiques comme le classement au Doing Business.

Au bout du processus, une nouvelle version de la Loi devra être prête à être soumise au Parlement. La formulation d’une nouvelle réglementation pour le secteur électricité, se basera sur l’expérience des seize années d’application de la loi actuelle. 1.2 Consistance de la mission Telles que mentionnées dans le TDR, nos missions consistaient à : • Procéder à la collecte et à la capitalisation de tous les documents relatifs au projet de révision

du Cadre juridique du secteur Electricité à Madagascar (projets de textes antérieurs, rapports de consultants, compte-rendu de réunions, analyses, diagnostics, Nouvelle Politique Energétique ou NPE, etc.) ;

• Procéder à l’inventaire des types de problèmes existant entre les différents acteurs du secteur Electricité (Autorité concédante, Organismes rattachés, Opérateurs, Développeurs de projet du secteur privé, Banques, Consommateurs) : conflits d’autorité, conflits de compétences, types de différends/litiges, etc ;

• Conduire une Enquête sur terrain, dans les chefs-lieux de provinces et/ou dans des villes à forte industrialisation, mais n’excédant pas au total dix (1 0) localités (urbaines et rurales), pour recueillir les perceptions et doléances des différents acteurs susmentionnés, incluant les Consommateurs, pouvant affecter la modification du Cadre juridique du secteur de l’Electricité, notamment sur les thématiques suivantes :

▪ Les procédures (Appel d’Offres, candidatures spontanées, octroi d’Autorisation/Concession, seuils, régime d’AutoProduction, etc.) ;

▪ La tarification de l’Electricité ; ▪ Les Energies Renouvelables ; ▪ L’électrification rurale ; ▪ La viabilité et la qualité des projets PPP ; ▪ Les normes et sécurités sur les infrastructures électriques.

• Animer l’atelier de restitution des résultats des enquêtes thématiques susmentionnées afin de collecter des propositions concrètes pouvant permettre la rédaction d’un nouveau texte.

Remarque : Nos attributions se focalisaient sur la collecte des données, consistant ainsi à faire le bilan de la réforme du secteur relatif à la loi 98-032 ainsi que ses textes d’application. Ces données vont ensuite servir à la rédaction de la nouvelle proposition de loi par le Consultant international.

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2 Méthodologie 2.1 Les différentes phases de mise en œuvre 2.1.1 Capitalisation des documents : Il s’agissait de procéder à la collecte des informations, et des données dans les rapports et les études antérieures concernant le secteur. Les documents transmis par le PRC ELEC ont déjà constitué une bonne base. Concernant les textes juridiques, les rapports d’activités, les documents de projets, les données statistiques, les diverses études stratégiques, sectorielles, techniques, etc…qui ont été établis au niveau local, régional et national ont été consultés. 2.1.2 Etablissement des outils de collecte d’information et de données, Inventaire des parties

prenantes, échantillonnage Il s’agit à la fois de secteurs d’activités et d’acteurs qu’il faut approcher aussi bien à Antananarivo que dans les provinces. Cette étape consiste aussi en une mise à jour de la liste de thèmes et des informations collectées, des cibles et de la méthode de collecte. Les outils de collecte de données seront constitués selon les cibles moyennant :

− Des guides d’entretien : auprès des responsables, et des autorités, … − Des questionnaires : au niveau des ménages, et des autres usagers de l’électricité

2.1.3 Préparation de la collecte de données sur le terrain

a) Sélection et formation des enquêteurs Le cabinet AIDES a affecté :

− 2 à 4 enquêteurs par axe1 pour l’enquête auprès des usagers et des opérateurs en Province, ainsi que les entretiens pour les responsables et autorité en Province. Cette action était faite sous la supervision des Experts et de l’unité de coordination de la collecte au niveau du Cabinet ;

− 7 enquêteurs pour l’enquête à Antananarivo ; − 5 assistants pour la réalisation des entretiens auprès des acteurs à Antananarivo.

Ces intervenants ont bénéficié de la même formation dispensée par le personnel-clé de la mission. Cette formation consistait à la fois :

− Le questionnaire pour l’enquête auprès des usagers. Le but était la maîtriser du questionnaire d’une part, mais d’autre part, la maîtrise de l’outil de collecte, qui pour cette collecte a consisté à l’utilisation d’outil numérique (smart phone avec une application créée pour cette fin) ;

− Le guide d’entretien pour la collecte des informations auprès des responsables au niveau des acteurs et aussi des autorités.

b) Pré terrain et organisation logistique

Cet exercice concernait la reproduction des outils de collecte de données, l’organisation des travaux de terrain entre autres : les moyens de Transport et de déplacement, la préparation des visites sur terrain (information sur la visite), la préparation des documents administratifs facilitant et officialisant la mission tels que lettre d’introduction et les ordres de mission. 2.1.4 Réalisation de l’enquête nationale La descente sur terrain a été effectuée sur 3 axes en ciblant finalement 16 localités y compris l’agglomération d’Antananarivo au lieu de 12 prévues initialement. L’équipe a jugé bon de s’arrêter et de collecter aussi les informations dans les localités qui se sont retrouvées sur le trajet. Dans chaque localité, l’équipe a rencontré :

− Principalement les ménages et les entreprises pour la réalisation de l’enquête − Mais aussi les autorités des collectivités décentralisées pour s’informer sur les potentiels en

matière de ressources en énergies renouvelables, le contexte socio-économique, etc…en se basant sur les outils de collecte de données préalable.

1 Trois axes dont : Est, Nord et Sud

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2.1.5 Traitement, analyse finale, mise en forme des données Tel que mentionné dans la partie compréhension de la mission et cadrage, les informations et les données collectées devront permettre de mener une réflexion profonde et objective en matière d’amélioration du cadre juridique concernant le secteur électricité. Elles devront donc fournir le maximum d’éléments dans ce sens. 2.2 Approche de mise en œuvre L’approche qualitative a été la méthode de collecte de données choisie. Elle nous a permis de parvenir à une analyse descriptive pour jauger les motivations, les pensées et les idées sous-jacentes au niveau des acteurs de la filière. Le Principe de la collecte s’était fondé sur la qualité des informations recueillies. Le but du travail que nous avons effectué a été de recueillir les différentes expressions au niveau de chaque échantillon d’individu de la population d’enquête. Le plus important a été pour nous de toucher toutes les catégories d’individu existantes au niveau de la population. Ainsi, le travail de collecte a comporté quatre composantes principales : • La capitalisation des sources écrites : il s’agit principalement de réunir les documents relatifs aux

projets de textes antérieures, rapports de consultants, compte-rendu de réunions, analyse, diagnostics, nouvelle politique de l’énergie, … ;

• L’observation circonscrite : cette étape consiste essentiellement à valoriser les expertises des principaux intervenants dans le cadre de la réalisation du mandat ;

• L’entretien auprès des acteurs, moyennant un guide d’entretien : L’objectif a été d’inventorier les problèmes existants entre les différents acteurs du secteur électricité d’une part, et d’autre part à recueillir les perceptions et doléances des différents acteurs. Pour cela, chaque responsable des exploitations, des bailleurs et financiers, des représentants de l’Etat dans le secteur énergie ont été contacté. Notre démarche consistait, en premier lieu, à l’envoi des lettres de demande de rendez-vous par des courriels électroniques. Ces courriers ont été composés, d’une lettre d’introduction de l’ORE, des termes de référence du mandat et d’une lettre de demande de rendez-vous. Cet envoi a été ensuite suivi par des échanges téléphoniques et lorsqu’il le fallait, des rencontres en face à face. Des prises de rendez-vous résultent de ces étapes, et puis s’en suit l’entretien proprement dit. Une équipe composée d’un expert au minimum renforcé par deux assistants a conduit l’entretien. Les outils mis à leur disposition sont un guide d’entretien, un enregistreur de son (dictaphone) et des outils didactiques.

• L’enquête auprès des usagers, notamment les ménages et les entreprises, suivant un questionnaire sur support numérique : Trois groupes d’enquêteurs ont réalisé l’enquête. Ils ont été répartis sur 3 axes. Le travail d’enquête était sous la supervision du personnel clé de la mission. En dehors de cela, des rapports journaliers du déroulement de la mission ont été envoyés auprès du cabinet AIDES, qui est chargé de la collecte de données. Chaque enquêteur réalise son travail de manière autonome, c'est-à-dire le groupe s’arrête dans une localité, il se répartit les zones et chacun prend des échantillons des ménages suivant le nombre indiqué. Les fiches sont complétées suivant les réponses de l’interviewé et le masque des saisies sur le support numérique n’est pas validé tant que des cases de réponses restent vides sauf en cas des sauts. Le principe d’enquête est à peu près les même avec les entreprises et les autorités des collectivités décentralisées. Néanmoins celles-ci, particulièrement les industries, ont dû être identifiées en avance et sélectionnées en fonction de la relation de leurs activités avec l’utilisation de l’électricité.

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2.3 Calendrier de réalisation

14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

Préparation de la mission terrain : RV, briefing enquêteur 10

Entretiens des acteurs stratégiques à Tana 20

Enquetes auprès usagers à Tana 5

Collecte de données Boeny-Sofia-Diana 17

Collecte de données Vakinankaratra-Mania 17

Collecte de données Mangoro-Atsinanana 17

Traitement et analyse des données de l'enquête, rédaction rapport 8

Remise livrable: rapport analyse de l'enquête 1

Commentaire PT/PC sur rapport analyse enquête, échange permanent avec CT/CP

7

Prise en compte commentaire et remise rapport d'analyse de l'enquête finalisé

2

Rédaction rapport, Préparation déroulement atelier : programme et contenu (échange permanent, réunion)

6

Septembre OctobreEtapes Nombre

de jours

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2.4 Les enquêtes réalisées 2.4.1 Les localités visitées Nous avons fixé six (6) critères pour la sélection des zones pour la réalisation de l’enquête auprès des usagers (notamment résidentiels) et de l’entretien auprès des autres acteurs (administrations, exploitants, CTD) : - la caractéristique du parc, c’est-à-dire les sources utilisées pour la fourniture d’énergie électrique :

o Soit hydroélectriques combinées avec du thermique o Soit en totalité thermique o Soit des sources d’énergie renouvelables

- Le système de Transport et de Distribution - la taille et le potentiel économique de la ville d’enquête. - la société qui assure la Distribution : soit la JIRAMA, soit d’autres opérateurs appuyés ou non par

l’ADER. - la prise en compte des trois zones tarifaires relatives au réseau JIRAMA. - la répartition équitable par rapport aux axes principaux de Madagascar (entre le Nord et le Sud,

l’Est et l’Ouest) en tenant compte néanmoins du facteur temps et financier afin de réaliser la mission.

Tableau 1. Caractéristiques de localités visitées

Catégories Régions Localités Caractéristiques

centrales, système de Transport

Nombre de localités

Réseau JIRAMA

Grandes villes

Analamanga Antananarivo Antananarivo Mixte (hydro dominant) Réseau interconnecté

1 Vakinankaratra Antsirabe 1

Atsinanana Toamasina Mixte (Thermique dominant) Réseau interconnecté

1

Boeny Mahajanga Thermique Fuel oil 1 Diana Antsiranana Thermique Diesel 1

Villes moyennes

Sofia Antsohihy Supérieur à 1500kW

1

Amoron’i Mania

Ambositra Entre 1000kW et 1500KW Projet RIATA

1

Petites villes

Atsinanana Brickaville Entre 500kW et 1000kW

1

Atsinanana Vatomandry Inférieur à 500kW 1 Alaotra Mangoro

Anjiro Hydro+Thermique 1

Analamanga Manjakandriana Réseau interconnecté

1

Analamanga Ambanitsena Réseau interconnecté

1

Zones d’intervention ADER

Communes Rurales

Boeny Ambondromamy Diesel 1 Boeny Ambovondramanesy Informel 1 Atsinanana Centrale en arrêt 1 Amoron’i Mania

Fandriana - Tsarazaza Hydro 1

Vakinankatra Mandoto Diesel 1 Boeny Anjiajia Biomasse, diesel 1 Diana Ivovona Eolienne, solaire 1

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2.4.2 Catégorie de personnes et organisations rencontrées pour l’entretien : Les personnes et organisations rencontrées sur terrain étaient constituées par les utilisateurs, les opérateurs dans le secteur de l’électricité et les autorités. Tableau 2. Les personnes et organisations qui ont fait l’objet d’entretien

Catégories Acteurs Autorités Ministère de l’Energie et des Hydrocarbures

Ministère des Finances et du Budget Office de Régulation de l’Electricité (ORE) Agence de développement de l’Electrification Rurale (ADER) Collectivités décentralisées : Communes

Partenaires techniques et financiers Banques, IMF : SONAPAR, SOLIDIS Bailleurs de fonds : GIZ, WB, UE, BAD, ONUDI, GRET

Opérateurs (Concessionnaires, Permissionnaires, auto producteurs, autres)

Gros exploitants : JIRAMA, HFF, HIER Exploitants moyens, petits : EOSOL/BEGREED, JIRAFI/SERMAD, BETC, MONEY TECH, CASIELEC, POWER & WATER, MAD EOLE, HERI, AMBINITSOA ENERGY Exploitants à statut associatif : Coopérative Aditsara Promoteur : JOVENNA Sociétés de location de groupes : ENELEC, HFF

Importateurs, distributeurs d’équipements

Importateurs d’équipements de Production d’électricité Distributeurs professionnels d’équipements PV et accessoires

Utilisateurs Ménages urbains Ménages ruraux PME/PMI Industries : Sacoplast, Somacou, Socolait, Star, First Immo Consommateurs électrifiés hors réseau (kit solaire, groupe…) Usagers du secteur public : bâtiments administratifs, Hôpitaux, CSB, …

2.4.3 Statistique des réalisations Le nombre d’enquête effectué est de 887, dont la répartition est résumée par le tableau suivant : Tableau 3. Nombre d’enquête suivant les localités

Districts Communes Nombre d'enquête

ALAOTRA MANGORO MORAMANGA 5 AMORON I MANIA AMBOSITRA 79

FANDRIANA 48 MANDOTO 2

ANALAMANGA AMBOHIDRATRIMO 24 ANTANANARIVO ATSIMONDRANO 63 ANTANANARIVO AVARADRANO 38 ANTANANARIVO RENIVOHITRA 67 MANJAKANDRIANA 28

ATSINANANA BRICKAVILLE 39 TOAMASINA I 69 TOAMASINA II 10 VATOMANDRY 32

BOENY AMBATO BOENI 42 MAHAJANGA I 105 MAHAJANGA II 29

DIANA ANTSIRANANA I 96 ANTSIRANANA II 7

SOFIA ANTSOHIHY 67 VAKINANKARATRA MANDOTO 32

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Tableau 5. Nombre de sociétés intervenant dans le secteur Production Transport Distribution 2000 2009 2016 2000 2009 2016 2000 2009 2016

Réseau JIRAMA 1 2 9 1 1 1 1 1 1Intervenant dans l’électrification rurale 0 23 17* - - - 0 23 172

Source : ORE, 2016

L’exercice des activités de Production, de Transport et de Distribution d’énergie électrique est conditionné par l’obtention au préalable d’une Autorisation (délivrée par Arrêté) ou d’une Concession (délivrée par Décret). Les contrats de Concessions doivent être approuvés par décret et les contrats d’Autorisation par arrêté du Ministre. Dans le respect du contenu du contrat de Concession où les obligations sont plus contraignantes, le décret est un garde-fou pour que le Concessionnaire respecte ses obligations. Selon l’Article 8 de la loi 98-032 : sont placés sous le régime de l’Autorisation :

• l’établissement et l’exploitation d’Installations de Production de puissance maximale installée inférieure ou égale à 500 kW pour les installations thermiques et à 150kW pour les installations hydrauliques,

• l’établissement et l’exploitation d’Installations de Distribution, d’une puissance de pointe inférieure ou égale à 500 kW.

Entre 2000 et 2016, la collecte de données a permis de recenser 141 Autorisations de Production/Distribution dont 82 ont été délivrées avant 2010. 13 contrats ont fait l’objet d’avenants selon les données recueillies auprès du MEH. 9 contrats ont fait l’objet de résiliation. D’après l’article 12 de la loi 98-032 : sont placés sous le régime de la Concession :

• l’établissement et l’exploitation d’Installations de Production de puissance installée supérieure à 500 kW pour les Installations thermiques et à 150 kW pour les Installations hydrauliques ;

• l’établissement et l’exploitation d’Installations de Distribution d’une puissance de pointe supérieure à 500 kW ;

• l’établissement et l’exploitation d’Installations de Transport Les données disponibles auprès de MEH et l’ORE ont permis de dénombrer 18 contrats de Concessions établis entre l’Autorité concédante et 9 promoteurs. Seule la JIRAMA détient des contrats de Transport dans les réseaux interconnectés et des contrats de Distribution. Les autres Concessionnaires sont dans la fonction Production. La majorité des contrats recensés (11) ont été signés en 2001 et 3 contrats de Concessions ont été établis en 2015. Selon le Ministère, d’autres contrats de Concession ont été délivrés à la JIRAMA et à d’autres producteurs sans que les départements techniques détiennent une copie des contrats. Ces informations n’ont pu être confirmées ni obtenues auprès de la JIRAMA.

2 Dont 11 anciens et 6 nouveaux (après 2010)

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Tableau 6. Liste des contrats de Concession Année N° Décret Opérateur Localité Activité Type

2001 N°2001-107 JIRAMA Production Distribution 2001 N°2001-108 JIRAMA Production Distribution 2001 N°2001-109 JIRAMA Production Distribution 2001 N°2001-110 JIRAMA Production Distribution 2001 N° 2001-185 HYDELEC Antsiranana Production Eolienne 2001 N° 2001-180 HYDELEC Amboasary Production Hydro 2001 N° 2001-181 HYDELEC Toamasina Volobe Production Hydro 2001 N° 2001-182 HYDELEC Sahanivotry Production Hydro 2001 N° 2001-183 HYDELEC Mahitsy Production Hydro 2001 N° 2001-184 HYDELEC Maroantsetra Production Hydro HFF Tsiazompaniry Production Hydro 2004 N° 2004-558 HFF Ambohimanambola Production Thermique 2009 QMM Taolagnaro Production Thermique 2011 N° 2012-708 ERMA Sahambano Production Hydro 2011 N°2012-707 TECTRA Ampasimbe Onibe Production Hydro 2015 N°377/15/MEH MADO Behenjy Production Hydro 2015 JOVENNA Production Thermique 2015 SYMBION Production Thermique

Source : MEH, 2016

Selon les exploitants, ils sont plus confortables avec le Contrat d’Autorisation en raison du fait que la procédure est plus rapide. Sur la forme, l’Autorisation est souvent préférée par les opérateurs à cause de sa simplicité et de la rapidité de sa procédure d’octroi. Par ailleurs, le seuil pour l’Autorisation est trop bas selon eux. Par contre, les seuils avec la Concession satisfassent les promoteurs mais la procédure est trop lourde et lente. Le fait de poursuivre le processus vers le décret constitue une contrainte supplémentaire pour les promoteurs alors qu’au niveau du ministère, l’on considère que le contrat de Concessions approuvé par voie de décret constitue une sécurisation supplémentaire pour les investisseurs au lieu d’un arrêté ministériel. D’autant plus que ce processus a le mérite d’être plus transparent, plus participatif grâce à l’implication des autres secteurs et départements ministériels. Des Concessions attribuées sans appels d’offres Plusieurs Concessions ont été octroyées en 2001, c’est-à-dire avant que l’ORE ne soit opérationnel. Leur attribution ne faisait pas l’objet d’appels d’offres. La décision appartenait au ministre en application de l’article 67 de la Loi qui stipule « jusqu’à la mise en place de l’Organisme régulateur, les Concessions de Production sont attribuées par le Ministre chargé de l’énergie électrique sur la base de candidatures spontanées ». La procédure pour l’instruction des dossiers des promoteurs pour le cas des contrats de Concession n’était pas encore claire avant 2005. Les différents départements techniques du Ministère en charge de l’énergie n’avaient pas été systématiquement saisis pour une appréciation optimale des dossiers sur le plan technique. Selon les analyses des exploitants et des agents du Ministère sur ces contrats :

• Les critères de choix des promoteurs restent flous : l’exigence en ce qui concerne la capacité du promoteur en termes techniques et financiers est insuffisante.

• Les critères de choix des sites octroyés ne se basent pas sur un plan établi. • La Concession est établie sous forme de protocole d’accord (MOU). • Les MOU ne sont pas maîtrisés et semblent ne pas comporter de balises pour certains.

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Les doléances des exploitants sont que les MOU ne doivent jamais être interprétés comme une exclusivité du bénéficiaire sur le site faisant l’objet de l’accord. Ce sont des Autorisations d’étude pour faciliter les accès aux données et aux sites. Ils ne constituent en aucun cas des droits exclusifs sur un site donné. Au contraire, les autorités doivent encourager les compétitions afin de pouvoir choisir le moindre coût.

Interférence de la politique dans le choix des zones à électrifier En ce qui concerne l’électrification rurale, les contrats d’Autorisation ont été délivrés après la création de l’ADER. Leur attribution a pour la plupart suivi la procédure d’Appel d’Offres sur la base des demandes des maires et députés. Ainsi, la politique a beaucoup interféré dans la mise en œuvre des premiers projets d’électrification. Les promesses des autorités politiques ont influencé le choix des sites à électrifier avant que l’ADER n’ait établi les plans directeurs régionaux à partir de 2010. Des avenants établis sur les contrats La loi stipule que seul le Ministre est l’Autorité Concédante en ce qui concerne la procédure et l’importance de l’instruction des dossiers par les départements techniques du Ministère. Cette situation présente un flou au niveau de l’autorité de la personne et non de l’institution et peut engendrer des litiges. En effet, certains contrats n’ont pas été instruits par les départements techniques avant leur signature. D’autant plus que l’article 17 de la Loi stipule que « la durée de l’Autorisation et de la Concession tient compte de la nature et du montant des investissements à réaliser par l’Exploitant ». Les investissements dans les contrats de Concession peuvent donner une durée de contrat entre 20 et 25 ans. L’Autorité Concédante devrait donc faire preuve de vigilance avant d’octroyer un contrat portant sur une durée aussi longue. Des cas de révision ont été donc enregistrés qui peuvent être considérés comme des « rattrapages » par l’établissement d’avenant à ces contrats mais l’idée d’une révision de contrat peut affecter la sécurité des investissements si les changements portent atteinte aux intérêts des promoteurs. L’existence de 13 avenants a été constaté au niveau du MEH. Tableau 7. Contrats avec avenant N° Contrat N° Arrêté Entreprise Localité District Avenants

01/01/MEM N°15279/2001 du 13/12/01 SEEM Ilakaka Ihosy

Arrêté N°4755/2011 du 10/09/11

02/06/MEM N°4792/2006 du 31/03/06 HYDELEC Fandriana Fandriana Avenant

07/09-Mde du 01/12/09

N°05024/2010 du 25/03/10 SAMAN

Ambatomainty Amparafaravola

Arrêté N°0729/2012 du 17/01/12 Ambohimandroso

03/03/MEM du 29/10/03

N°18432 du 29/10/03 CASIELEC Ambondromamy Ambatoboeny

Arrêté N°4754/2001 du 10/03/11

01/06/MEM N°4791/2006 du 31/03/06 CASIELEC

Imerimandroso

Ambatondrazaka

Résilié et repris par CASIELEC en 2011approuvé par l’Arrêté N°4755/2011 du 10/03/11

Amparihintsokatra Andromba Andrebakely Vohimena

03/06/MEM N°4793/2006 du 31/03/06

POWER&WATER Ankazomiriotra Betafo N°36179/2010 du

12/10/10

02/11-MdE du 27/12/11

N°20345/2012 du 25/07/12

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N°23739/2015 du 20 juillet 2015 pour ZECCA

03/11-MdE du 27/12/11

N°20347/2012 du 25/07/2014 Ambia

N°23710/2015 du 20 juillet 2015 pour ZECCA

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Les régimes actuels peu adéquats aux petits projets Les promoteurs de très petits et petits projets de centrales hydroélectriques trouvent que la procédure pour l’octroi des régimes tels que définis actuellement ne sont pas adaptés pour eux. Elle est complexe et longue par rapport à la taille et coût du projet et constitue un handicap au développement des mini réseaux. Cas de mini centrale :

• Cas des petites unités d’inférieur à 100kW avec un petit réseau de Distribution • Pré électrification : pour ces opérateurs en pré électrification, vendre de l’énergie est différent

de la Distribution de l’électricité. Elle constitue une activité à part et n’est pas concernée par ces régimes.

La procédure de demande d’Autorisation, incluant la présentation de business plan et la justification de tarifs est trop lourde pour ces petites puissances selon les promoteurs de petits projets. Ils souhaitent une procédure plus adaptée comme le remplissage de formulaires sur la base d’un guide émanant des autorités et obtenir l’Autorisation sur la base d’une déclaration (annonce).Ces mesures constitueraient une incitation pour les promoteurs de ces projets de petites tailles car ces entrepreneurs sont prêts à aller jusque dans les régions enclavées et qui constituent la grande majorité des villages non électrifiés. Les sanctions ne sont pas contraignantes (Article 65 de la loi 98-0323) Les dispositifs n’ont pas tenu en compte les activités illicites en matière de Production ou de Distribution d’électricité. Il faut toutefois voir particulièrement s’il y a ou non concurrence déloyale. La capacité des autorités à réaliser les contrôles n’était pas suffisante pour obliger les exploitants à se conformer à la réglementation. Les contrôles auraient dû se porter profondément sur :

• Durant l’étude des dossiers : la réalité des apports financiers (part de 30%), la réalité de projection de la demande (certaines hypothèses ou projections sont souvent basées sur des éléments non fiables et qui faussent les projections. Une fois en exploitation, la sanction tombe en terme de baisse de recettes, d’où des risques de difficultés financières, la réalité des compétences présentées dans les AO (contrat d’embauche de techniciens compétents et expérimentés dans le métier), le sérieux de l’étude et du business-plan, les études et permis environnementaux, les études de risques divers, les questions de garanties et d’assurance…

• Durant les travaux : l’existence d’un planning d’exécution, le respect du planning de réalisation, la réalité et le respect du programme de décaissement, le respect des travaux d’exécution (réalisation des ouvrages, contrôle qualité des composants avec certificat d’origine et garantie fournisseurs…

• Durant l’exploitation : Des reportings systématiques auraient dû être produits par les exploitants (statistiques d’exploitation, états financiers, tarifs appliqués et modalités de perception des recettes, les qualités de service…).

• Au moindre signe de difficulté, les autorités auraient dû demander des explications et/ou regarder de plus près ce qui se passe vraiment. Il ne faut pas attendre que les choses s’enveniment ou deviennent graves (comme la situation de la JIRAMA).

Ces contrats sont censés sécuriser les investissements des promoteurs/exploitants Les contrats permettent de sécuriser les investissements en se référant sur les engagements de l’Etat et les droits des exploitants. En plus, on relève les éléments suivants :

o la durée de contrat permettant un retour sur investissement sur un délai acceptable mais compatible avec un tarif acceptable (compatible avec la capacité à payer des usagers et qui n’implique pas des désistements de ces derniers) ou même entrainant un développement des accès à l’électricité.

o l’approbation d’un contrat de Concession par voie de décret constitue une sécurité contre la résiliation intempestive du contrat

3 6 mois à 1 an d’emprisonnement avec une amende de 250 000 Fmg à 250 000 000 Fmg

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Tableau 8. Grandes lignes permettant une meilleure sécurisation des investissements Rubriques Engagements et Droits des parties prenantes

Engagement de l’Etat

Sûreté des investissements Octroi et droit d’occupation des terrains Garantie générale : liberté de choix de fournisseurs de biens et services, respect de ses obligations sur toute l’étendue du territoire de Madagascar.

Droits des Exploitants

Droit de construire, d’exploiter, d'entretenir et de gérer les installations objets de la Concession Liberté en matière d’emploi et d’immigration, Droit d’utilisation d’équipements et matériaux produits à Madagascar et des services fournis par des entreprises locales Droit d’avoir un représentant autorisé, Droit de cession et de transfert des droits de la Concession (nantissement, …) Droit de transfert de fonds (y compris devises) et autres opérations bancaires Droit au régime d’admission temporaire Droit de négocier des assurances pour la construction, l'exploitation et la maintenance des installations, objets de la Concession / Autorisation, conformément à la législation malgache et à tous traités internationaux signés et ratifiés par la République de Madagascar

Les parties où la sécurisation est relative sont sur les points ci-après :

• le foncier au début du processus car souvent le domaine sur lequel le promoteur va investir n’est pas toujours totalement disponible. Les problématiques liées au foncier et à l’environnement ne sont pas bien cernées dès le départ. Ces problèmes retombent sur les promoteurs, ce qui pourrait démotiver les investisseurs qui doivent encore résoudre des problèmes d’empiètements, d’opposition à l’accès au terrain. Le problème se situait avant le lancement du site, les études préalables n’ont pas approfondi les problématiques liées au foncier, à l’environnement. Il faut régler les problèmes avant d’avancer vers la contractualisation pour mieux inciter les investisseurs. La collaboration avec la commune constitue un point clé pour lever ces risques au niveau du foncier.

• la garantie par l’Etat en ce qui concerne le risque pays. • la garanti de l’Etat en cas des non paiements par la JIRAMA se limite à la remise d’un bon de

trésor, la JIRAMA non plus n’est pas en mesure de se porter garantie. • la délimitation Concession n’est pas clairement définie notamment dans les zones limitrophes.

Les périmètres de Concession de la JIRAMA ne sont pas bien limités et prêtent actuellement à confusion. Les périmètres de Concession sont « menacés » par le développement de la pré électrification. Le droit des exploitants n’est pas respecté. Néanmoins, ceci démontre aussi l’incapacité de l’exploitant d’offrir de l’électricité à tous les usagers potentiels dans son périmètre. L’enjeu consiste à d’arbitrer sur la liberté légitime des usagers de choisir les offres qui conviennent à leur capacité prônés par les opérateurs en pré électrification et le droit à la protection de son marché par un titulaire d’une Concession comme la JIRAMA. Toutefois, si des systèmes innovants voient le jour alors que le Concessionnaire n’arrive pas à satisfaire correctement les besoins en énergie électrique de ses clients (délai de raccordement de 3 ou 4 ans pour le cas de la JIRAMA, …), il serait peut-être mieux d’accepter cette forme de compétition pour le bien de la population.

• Les investissements ne sont pas sécurisés : les vols et les insécurités vols de câbles et vandalisme sur les équipements hydro remettent en cause également la continuité du service. Les malfaiteurs sont emprisonnés quelques temps et ressortent se plaignent un opérateur. Les vols de câbles, de courant et de Gasoil portant sur des éléments de biens publics et pouvant porter atteinte à la sécurité publique devraient être punis sévèrement (plusieurs années de prison).

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L’application de la Loi n’engage que faiblement l’Etat. En effet, toutes les erreurs sont rejetées sur les opérateurs.

• L’Etat devrait se référer à une priorisation entre utilisation du terrain pour le bien commun et le bien individuel : la politique de l’Etat doit être claire pour ne pas désorienter les investisseurs dans le secteur électricité. Par exemple : donner la priorité à un exploitant agricole par rapport à un projet hydroélectrique.

• Il est à citer ainsi les prévisions d’évolutions de la demande dans les études d’APD inclus dans les Appel d’Offres qui s’avèrent par la suite pas du tout conforme à la réalité (prévisions surestimées dans beaucoup de cas). Or il n’est prévu aucune disposition engageant la responsabilité de l’Etat dans ce genre de cas.

Les investisseurs ont également des obligations envers l’Etat et le pays Selon les termes du contrat, les obligations des promoteurs et futurs exploitants sont les suivantes :

1. Mise en place des financements nécessaires à la construction, à l'exploitation et à la maintenance des installations, objets de la Concession / Autorisation

2. Souscription d'assurances pour la construction, l'exploitation et la maintenance des installations, objets de la Concession / Autorisation, conformément à la législation malgache et à tous traités internationaux signés et ratifiés par la République de Madagascar

3. Respect de la législation malgache en matière d’emploi et immigration 4. Responsabilité envers ses sous-traitants en matière de capacités techniques et financières. pour

l'exécution de leurs obligations au titre de leur contrat de sous-traitance respectif. 5. Gestion des installations, objets de la Concession / Autorisation conformément à la

réglementation en vigueur à Madagascar 6. Mise à disposition de la capacité contractuelle 7. Respect des normes et standards de performance applicables dans le secteur de l'électricité,

jusqu'à l'expiration du contrat de Concession / Autorisation 8. Respect des normes techniques et de sécurité, relatives à la gestion et la protection de

l'environnement et de la population 9. Soumission à la surveillance administrative et aux contrôles techniques 10. Soumission au régime fiscal, parafiscal et douanier de quelque nature que ce soit

conformément aux textes en vigueur à Madagascar 11. Réparation des préjudices subis par les tiers

La loi reste mal appliquée : trop de laxisme et de complaisance L’urgence ou la précipitation à conclure un contrat parfois trop incitatif est au détriment du pays concédant.

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Tableau 9. Les clauses non respectés entre les opérateurs et l’Etat Rubriques Etat Exploitants

Engagements non tenus

Sécurité des investissements Renouvellement des Concessions par AO au lieu de tacite reconduction

Droits non protégés Périmètres de Concession

Obligations non tenues

Pas d’infrastructure et d’installation réalisées (pas de concrétisation même 15 ans après leur signature) Respect des normes et standards de performance Respect des normes techniques et de sécurité, relatives à la gestion et la protection de l'environnement et de la population Respect de la continuité de service Respect de la qualité de service Business plan mal ficelé

Lacunes

Sécurisation des investissements : mise en place de mécanismes de garantie financière (compte séquestre, …) Légalité par rapport à la loi concernant les décisions d’établissement des avenants aux contrats : prolongement, reprise après résiliation Responsabilité des autorités locales dans l’exécution du contrat de Concession / Autorisation Pas de mesures prises : Absence de sanctions contraignantes quant aux manquements aux obligations contractuelles

Obligation d’information: résultats d’exploitation, performances, problèmes Absence de sanctions contraignantes quant aux manquements aux obligations contractuelles Procédure et recours en cas de plaintes des exploitants

Application faible de la disposition de reconduction des contrats La loi 98-032 précise que les contrats ne peuvent pas être renouvelés par tacite reconduction. Il faut toujours passer par un Appel d’Offres.

• Néanmoins, le renouvellement des contrats de la JIRAMA s’est fait sans AO : o La situation juridique de la JIRAMA est en contradiction avec la réforme qui

préconise la libéralisation et la privatisation et le désengagement progressif de l’Etat. o La loi 98 032 a prévu dans son article 67 que pendant une période de deux ans, la

société JIRAMA pourra légalement poursuivre ses activités de Production, Transport et Distribution sans être titulaire de contrats d’Autorisation ou de Concession.

o Avant l’expiration de ce délai la société doit conclure avec l’autorité concédante des contrats de Concession et d’Autorisation, suite à des demandes spécifiques auprès du Ministère de l’énergie.

o La durée de ces contrats de Concession ou d’Autorisation sera de 10 ans. o Ainsi en 2001, des décrets ont été pris portant approbation des contrats de Concession

de Transport, Production et Distribution de la JIRAMA et dont les sites sont donnés en annexe.

o En 2011, les contrats étant arrivés à leur terme, des décrets ont été pris pour continuer les contrats de Concession de la JIRAMA pour une période de deux ans.

o La JIRAMA dispose de nouveaux contrats de Concession d’une durée de 20 ans à compter d’Août 2015.

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Or dans son article 18, la loi stipule que les Autorisations et Concessions ne sont ni tacitement ni de plein droit renouvelables. Une nouvelle Autorisation et Concession ne pourra être accordée qu’à l’issue d’une mise en concurrence. Ainsi, la loi avait déjà prévu la remise en concurrence des Concessions de la JIRAMA, mais elle n’a pas été suivie. Si l’Etat veut absolument maintenir la JIRAMA telle qu’elle est actuellement, il faut remplacer l’article 67 par un autre article spécifiant ce qu’il veut en faire. En effet, l’article 67 mentionne que : «que la JIRAMA pourra pendant une période de deux ans poursuivre légalement ses activités de Production, Transport et Distribution sans être titulaire de contrats de Concession ou d’Autorisation. Avant le délai d’expiration de deux ans, elle devra conclure avec l’autorité concédante des contrats de Concession ou d’Autorisation pour tout ou partie des installations qu’elle exploite à la date de promulgation de la présente loi, suite à des demandes spécifiques au Ministère chargé de l’énergie électrique».

• Des contrats de Concession n’ont pas fait l’objet de concrétisation même 15 ans après leur signature. Les 1ers contrats octroyés en 2001 sont considérés comme une réservation de sites par les exploitants ultérieurs car peu de projets ont vu le jour. Les autorités devraient suivre et appliquer le planning prévu dans les contrats et remettre en concurrence le projet dès que le promoteur présente des signes de défaillance qu’il ne peut pas corriger dans un délai acceptable. Il faudrait voir par contre si la source de la défaillance provient des engagements de l’Etat. Il appartiendra à celui-ci de prendre les mesures qui s’imposent.

• La rédaction des contrats peut susciter des problèmes dans le futur. Un arrêté ou un décret peut inclure plusieurs contrats d’Autorisation ou de Concession portant sur plusieurs sites. Le problème pourrait survenir dans le cas où un des sites ferait l’objet d’une mesure de résiliation ou de cession.

Sur la résiliation des contrats : Le Décret 2001-173, relatif aux conditions et modalités d’application de la loi 98-032 contient les dispositions pour la résiliation de l’Autorisation ou de la Concession. Néanmoins, les conditions de résiliation de contrat doivent être renforcées sur les mesures à prendre lorsque les parties manquent à leurs engagements. La loi a prévu cette situation mais les autorités n’ont pas réagi et a fait perdurer les choses. Il s’agit donc plutôt de voir du côté de l’administration quels sont les obstacles qui ne permettent pas le suivi, le contrôle et la prise de décision correspondante.

• Dans son Titre III consacré au contrôle et à la surveillance administrative, l’Etat a le devoir d’exercer ces contrôles.

• Ainsi si le détenteur d’Autorisation n’arrive pas à accomplir les travaux d’après le planning prévu et qu’il n’y a pas de raison acceptable, il faut retirer son contrat et la léguer à quelqu’un d’autre par voie d’AO. Des mesures sont rarement prises en cas d’absence de concrétisation des investissements dans les contrats de Concession.

o Cas de résiliation de contrats enregistrés : Absence de plan de financement et non-respect des délais contractuels de

début des travaux (SAEE à Maheriara et à Lily) Non-respect des normes d’exploitation (ELEC & EAU à Ranomafana et à

Mangamila) o Cas où des sanctions n’ont pas été prises :

Le non-paiement des redevances dues à l’ORE peut aboutir à une suspension du contrat (cf. textes sur les redevances) – sanction requise/décidée par le Conseil de l’Electricité et devant être validée par l’Autorité concédante

Dans certains contrats, l’objectif de fournir une certaine quantité d’électricité n’est pas atteint sans qu’aucune mesure n’a été prise, cas de la Centrale de Sahanivotry. La raison est la diminution de la ressource hydrologique, la diminution de la pluviosité.

Les activités illicites de Production d’électricité restent peu sanctionnées d’autant plus que l’administration n’a pas les moyens d’effectuer des contrôles sur tout le territoire de Madagascar.

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Tableau 10. Informations sur les contrats résiliés N° Contrat N° Arrêté Entreprise Localité District

02/07/MEM ELEC&EAU résilié

Beforona Moramanga et Vohibinany 02/07/MEM Ranomafana Est

02/07/MEM Antsampanana N° 21 891/2007 Mangamila Anjozorobe 02/08/MEM du 01/08/08

N°16023/2008 du 04/08/08 MMP-BTP Ankadinondry

Sakay Tsiroanomandidy

06/08/MEM du 05/11/08

N°19825/2008 du 10/11/08 TAZA Betanty (Faux

Cap) Tsihombe

03/09-MdE du 01/12/09 N05 020/2010 BAGELEC

résilié

Camp Robin Ambohimahasoa 03/09-MdE du

01/12/09 Vohiposa

05/09-MdE du 01/12/09 N°05 022/2010 BEAU CARRE

résilié Bejofo Ambatondrazaka

Le texte comporte des lacunes Les textes ne précisent pas qui doit construire la ligne de Transport L’activité liée au Transport est considérée comme le goulot d’étranglement dans le secteur. Les projets d’investissement dans la Production sur les grands sites font face à ce problème afin d’amener l’électricité vers les réseaux. L’Etat n’a pas les moyens financiers ou n’en a pas vraiment cherché. Ni l’Etat ni l’acheteur central (JIRAMA) n’ont pas eu (ou pris) les moyens pour investir dans le renforcement du système de Transport Pour résoudre ce problème, l’idée retenue a été la création du terme : ligne d’évacuation qui sert à l’acheminement de l’électricité depuis la centrale de Production jusqu’au réseau JIRAMA existant. Le coût d’investissement de cette opération est supporté par le promoteur du projet de Production. Ce schéma a affecté le tarif car le promoteur a intégré cet investissement dans son coût. L’opérateur est obligé de prendre en charge ces coûts supplémentaires. Or ceci est très pénalisant selon les promoteurs car il faut un budget supplémentaire. Ce qui a été le cas pour la centrale hydroélectrique de Sahanivotry. Par contre pour la centrale hydroélectrique de Tsiazompaniry (5 MW), la JIRAMA a financé la ligne 63 KV d’évacuation sur le réseau interconnecté d’Antananarivo. Un projet d’alimentation du réseau interconnecté d’Antananarivo par la centrale au charbon de 100 MW de SHERRIT à Toamasina avait été envisagé en 2010 mais n’a pas être concrétisé faute de ligne de Transport. Le processus de contractualisation n’est pas incitatif car prend trop de temps Le processus pour l’obtention d’un contrat d’Autorisation dure environ 3 mois, alors que cela nécessite 1 an pour la Concession selon les exploitants. D’après eux, c’est surtout la procédure pour l’obtention de cette dernière est lourde et lente, notamment ce qui se passe avant le conseil de Ministre. Le processus de contractualisation est freiné par les problèmes foncier et environnemental qui ne sont pas rapidement résolus malgré que le Décret 2001-173 contienne les dispositions communes pour l’occupation de terrains. D’après l’article 18 de ce Décret, la durée du processus est de 45jours après réception du dossier. Selon les promoteurs de projets, il y a aussi beaucoup de décisions qui restent en suspens pour d’autres raisons que techniques.

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Cas du projet JIRO Kanto II Il y a un retard de 12 mois à cause de la lenteur de la procédure de l’administration publique. Le financement de ce projet est validé en octobre 2014 mais le gouvernement n’a approuvé ce projet qu’au mois de janvier 2016 :

• Le décret portant approbation du contrat de Concession relatif à la construction et exploitation d’installation de Production d’énergie électrique à Maheriara , Commune Rurale Morarano Chrome, District Amparafaravola, Région Alaotra Mangoro ainsi que Androkabe n’est sorti que le 13 janvier 2016,

• Le projet a démarré au mois de juin 2016. Cas de la centrale hydroélectrique à Ifiriho, CR Ranomafana Est, Région Atsinanana

• 2003 : Etude de l’exploitation de l’hydraulique de Ifiriho financée par l’ONG GRET • 2005 : Lancement de l’Appel d’Offres • 2006 : Manifestation de l’entreprise, le dépouillement se faisait au niveau de l’ADER et

Ministère • 2007 : La centrale hydroélectrique IFIRIHO est devenue fonctionnelle et a continué de

fonctionner jusqu’en 2010 • La contribution des Collectivités décentralisées est importante : l’obtention de leur accord a

été toujours primordiale. Le cadre juridique n’a pas complétement balisé les risques de mauvaise gouvernance du secteur Le problème peut venir de l’inefficacité des institutions et même du déficit de gouvernance :

• Selon les promoteurs de projets, les responsables (dirigeants) rendent les choses plus difficiles afin de trouver des intérêts personnels en vendant la signature. Dans le cas où il n’y a pas d’intérêt pour eux, le projet est remis en question ou laissé en stand-by.

• Le Ministère n’explique pas d’une manière claire et transparente au départ quelles sont les démarches à suivre, les procédures, les spécifications à respecter et le cadre général. On peut en déduire que les représentants des autorités semblent faire exprès de compliquer les choses afin d’exercer une pression envers les apporteurs de projet. Le cas de Volobe peut être cité où des investisseurs venant de différents pays : Inde, Russe, Belgique, Allemagne cherchaient à réaliser ce projet mais le projet restait sans suite.

3.1.2 Contrat d’achat/Contrat de location Pour les loueurs de groupe, la location est préférable par rapport aux IPP car :

• Plus rapide • Dans un grand nombre de cas, ils n’ont pas été imposés à fournir des groupes fonctionnant au

fuel oïl dont les coûts d’investissements sont plus importants car plus complexes que les groupes fonctionnant au Gasoil, alors que le coût du FO est de 30 % moins cher que le GO

• En cas de non-paiement par la JIRAMA c’est plus sécuritaire car il ne comprend pas le fuel Ainsi, certains opérateurs migrent vers le contrat de location à la fin de leur contrat de Concession auprès de la JIRAMA : cas de la centrale thermique à Ambohimanambola. Le contrat de Concession a cessé en 2014 et un contrat de location pendant 5 ans a démarré. Mais même à ce niveau, depuis 2010, la JIRAMA n’a plus honoré ses obligations en matière de paiement et les fournisseurs se trouvent dans une position critique. Dans les textes réglementaires, il n’existe aucun texte qui définit la location de groupe. La location remplit cependant à peu près la même fonction que le l’IPP car permet au loueur de bénéficier d’une infrastructure sans avoir à investir lui-même. Une différence fondamentale existe toutefois, l’IPP est une Concession donnée par l’Etat. Le sort de ces biens en fin de Concession devrait revenir à l’Etat après que le Concessionnaire a pu récupérer ses investissements et réaliser ses bénéfices. Par contre, les biens du loueur lui reviennent en fin de contrat de location. La location est réglementée par le contrat de location. En cas de litige, l’intervention des autorités est nécessaire afin de ne pas perturber la fourniture publique de l’électricité.

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Mis à part les exploitants détenteurs de contrats de Concessions, seules les sociétés QMM et Ambatovy ont un statut d’auto-producteur indépendant. Les autres opérateurs comme ENELEC, AGGREKO sont dépourvus de statut pourtant ils sont dans la Production.

• Est-ce que le groupe est loué ou c’est l’énergie électrique produite qui est achetée ? Dans ce second cas, un contrat de fourniture d’électricité devra se rapprocher d’une activité de Production d’électricité, c’est-à-dire que l’exploitant devra être titulaire d’un contrat de Concession ou d’Autorisation. Il faut cependant faire la part des choses : même en cas de vente d’énergie, il faut définir la destination principale des groupes. Sont-ils destinés à l’auto consommation avec vente de surplus (ou vente temporaire d’un surplus), ou au contraire, s’agirait-il de vendre d’abord l’énergie et d’en consommer ensuite une partie. Dans ce dernier cas, il s’agit bien d’une Production d’électricité nécessitant un contrat de Concession car à la fin de la Concession les actifs reviennent à l’Etat et le traitement comptable est différent.

• Aucune procédure (AO) n’est définie pour le choix du prestataire. Les contrats ne sont pas généralement en faveur de la JIRAMA. Ils sont établis à cause de l’urgence mais cette urgence dure 2 à 3 ans. Le mode de fixation de prix ne profite pas à la JIRAMA :

o Prix d’achat mensuel fixe quelle que soit l’énergie produite ; o Prise en charge de carburant sans en avoir la possibilité de suivre la consommation ; o Location de puissance indépendamment de la puissance fournie.

Actuellement, il existe 18 sociétés avec qui la JIRAMA a établi des contrats de location contre 5 entreprises avec des contrats d’achat : A cause de l’irrégularité de leur paiement, les sous-traitants ne fournissent plus la quantité d’électricité mentionnée dans le contrat. Les contrats doivent se faire en devise car l’Ariary est instable : objet de l’indexation Les producteurs prennent beaucoup de risque pour signer des contrats d’achat avant même d’obtenir un contrat de Concession. Le problème des investisseurs est la garantie du contrat d’achat. Tableau 11. Les sociétés qui ont des contrats de location et d’achat N° Nom du fournisseur Type de contrat 1 AF POWER LIMITED Location 2 AGGREKO Location 3 CIMELTA MADAGASCAR Location 4 COGELEC Location 5 ELECTRICITE DE MADAGASCAR Location 6 Entreprise DAHEL Location 7 EPICES DES ILES Location 8 ERMA Achat 9 FIRST ENERGY Location 10 HENRI FRAISE FILS& CIE Achat 11 HENRI FRAISE FILS& CIE Location 12 HYDELEC MADAGASCAR SA Achat 13 MADA 4x4 PIECES Location 14 MADAGASCAR RENEWABLE POWER Location 15 MADAGASCAR UTILITIES LTD Location 16 QIT MADAGASCAR MINERALS SA Achat 17 SOCIETE ENELEC Location 18 SOCIETE TSARAMANDROSO Location 19 SOGEOI Location 20 SYMBION POWER Achat 21 TAMATRADE Location 22 TARTINE SARL/FIRST ENERGY Location 23 VISION MADAGASCAR Location

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Risque commercial • Non-paiement de la JIRAMA : les investisseurs n’ont plus confiance en la JIRAMA faute

d’assurance et de garantie fiable. Le contrat finit par être litigieux. L’Etat est obligé d’intervenir par la force si cela entraîne la coupure de la fourniture. Ceci devient un cycle infernal dont l’origine est la difficulté financière de la JIRAMA

• L’Etat paye avec des Bons du Trésor mais ces derniers ne sont pas convertibles auprès des banques qui refusent de les accepter comme garanties de paiement car ils sont difficilement liquidables.

• Si on devrait faire par exemple une maintenance pour 50millions et que la JIRAMA ne paie pas, on continue à fournir et plus tard les réparations coûtent 150millions…

• Le problème consiste à couvrir des gaps à cause d’urgences alors que pendant une longue durée la JIRAMA ne fait rien, puis au bout de 2 ans la situation devient urgente…C’est presque une urgence provoquée.

Contraintes techniques • Non-paiement par la JIRAMA/ETAT entraine des difficultés en cascades, attente interminable

sans vraiment de solution de rechange et de perspective claire o La non réalisation des maintenances, entrainant la dégradation des équipements, puis

la non satisfaction des besoins de la JIRAMA… ainsi de suite. Contraintes fiscales

• Il faudrait exonérer les opérateurs qui n’arrivent pas à récupérer le TVA car cela génère des crédits de TVA interminables qui ne seront jamais payés et qui resteront toujours dans ses livres

Le contrat comporte des lacunes et n’apporte pas de précisions sur • l’obligation pour le propriétaire de groupe de garantir la fourniture d’électricité • le délai de location car normalement, la location n’est pas une solution permanente • le droit de regard de l’Etat

Ainsi, le manque de clarté dans les dispositions réglementaires présente un risque pour l’atteinte de l’objectif d’un accès à une énergie à moindre de coût. La location de groupe ne devrait pas être ainsi instituée légalement. En effet la location de groupe thermique par la JIRAMA ne permet pas une planification des tarifs à moindre coût. La JIRAMA est obligée de recourir à plus de contrats thermiques qui par nature sont destinés normalement à honorer des besoins urgents de court-terme (urgence qui durent souvent 2 ou 3 ans, ou même plus). 3.1.3 Les technologies Aucun article dans la loi ni dans le décret n’interdit une quelconque évolution technologique, l’opérateur peut proposer de nouvelles formules d’exploitation. Ceci devra permettre ainsi aux promoteurs de pouvoir proposer différents modèles d’activités (Production, Transport, Distribution). Les technologies indiquées dans la loi ne portent que sur 2 grandes catégories : centrales hydroélectriques et centrales thermiques qui englobent tous les types de centrales. Le fait de mettre dans le même groupe tous types de technologies hors hydro n’incita pas vraiment le développement de technologiques propres, renouvelables. Les technologies solaires, éoliennes et les autres ENR ou non ENR (charbon) ont toutes leurs spécificités qui n’ont rien à voir avec le thermique diésel. Il est souhaitable d’étendre la loi pour traiter chaque technologie, selon les promoteurs. Les normes y afférents sont à définir selon les opérateurs. Les modalités techniques d’application en découleront. A citer le cas d’un contrat de mise en place d’une centrale éolienne de 1,5 MW à Antsiranana signé entre JIRAMA et MAD’EOLE depuis dix ans mais qui n’a pu être encore concrétisé à ce jour malgré que les équipements avaient été emballés pour expédition. Le blocage est du fait entre autres de questions techniques. Les plans ont toujours mis en avant les centrales hydroélectriques. Elles demandent de grands investissements n’empêche que c’est la seule option pérenne selon les promoteurs, les PTF et le Ministère. Il y a donc une vue convergente à ce propos.

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L’énergie renouvelable solaire, éolienne a une limite technologique. Pendant le jour, ce sont des énergies dites fatales qui fonctionnent ou varient selon l’existence du vent ou du soleil. Pour les faire fonctionner en continu ou le soir il faut utiliser des batteries. Mais ces dernières grèvent le coût de revient de ces solutions.. Autrement il faut mettre des groupes thermiques équivalents en puissance qui puissent reprendre instantanément les pertes brusques de puissance des éoliennes ou solaires. Une optimisation est donc nécessaire, que ce soit pour un contrat d’achat ou une utilisation autonome. Le point important est le prix du kWh. En plus, l’investissement est encore élevé mais s’il y a une tendance à la baisse, par exemple pour une plaque de puissance 150W, le coût d’investissement est de 600 000 Ar. Or cette puissance ne peut supporter que l’éclairage de 2 à 3 ampoules et un ordinateur portable. Selon les exploitants, la biomasse devrait être encouragée car son coût se rapproche d’une capacité à payer des usagers plus compatible avec la rentabilité de l’exploitation. La biomasse coute moins cher que le carburant mais il y a un problème en termes de protection de l’environnement. A titre comparatif, le thermique diesel est à 1 700Ariary/kWh tandis que le central à biomasse n’est qu’à 700Ariary/kWh. Les installations thermiques par contre ne sont pas adaptées pour les communes rurales, elles ne sont pas rentables et les tarifs ne sont pas extensibles à volonté. Entre 2005 et 2009, une vague d’installations de centrales thermiques a eu lieu dans les Communes rurales, sur les 53 inventoriés par cette étude, 16 sont encore en marche c’est-à-dire seulement 30% après 7-10 ans. Tableau 12. Centrales mises en service en 2005 en électrification rurale Types de centrales Total installées Encore en marche 2016 En arrêtHydro 5 3 2Hyb biomasse+GE 1 1 0Hyb Eolien, Diesel 2 2 0Solaire 2 2 0Thermique diesel 53 16 37 63 24 39 Tableau 13. Centrales mises en service depuis 2009 en électrification rurale Types de centrales Total installées Encore en marche 2016 En arrêtHydro 11 9 2 Biomasse 6 2 4 Hyb biomasse+GE 1 1 0 Hyb Eolien, solaire 2 2 0 Hyb Eolien, GE 4 2 2 Solaire 8 8 0 Thermique diesel 3 0 25 24 4

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3.1.4 Planification Processus d’élaboration La loi mentionne la nécessité d’un plan sur quinze ans afin de baser les AO et les tarifs. Cette disposition devrait être renforcé dans la loi afin d’éviter des décisions abusives et qui ne correspondraient pas au moindre coût. Plusieurs entités interviennent dans la planification et développe leur plan : - MEH : Existence d’une direction de planification - ORE plan indicatif, régulièrement mis à jour, concernant les centres / réseaux JIRAMA existants

et les grands projets d’interconnexion envisageables JIRAMA - ADER : plans directeurs régionaux spécialement pour l’électrification rurale - JIRAMA : plan d’extension à moindre coût : non considéré la plupart des temps lors des AO - Les privés : peu de plan élaborés en raison du manque de visibilité Cette situation engendre une confusion sur le partage des rôles notamment entre le MEH, l’ORE et l’ADER en matière de planification. Les textes doivent clarifier explicitement qui fait quoi en matière de planification, et spécifier qui décide du plan à appliquer. Cela permettraient aux investisseurs de disposer d’une feuille de route claire sur un horizon déterminé se traduisant par une meilleure planification des investissements. Les paramètres ci-après ont été considérés dans le processus d’établissement des plans : Moindre coût, potentiels des ressources hydroélectriques, localisation des ressources, évolution de la demande, projets, installations existants… Comme il peut exister plusieurs manières et façons de satisfaire une demande d’électricité, le rôle de l’Etat est de veiller à ce que, pour les mêmes qualités de service, le choix porte sur la technologie présentant le moindre coût dans un horizon donné. Le critère du moindre coût garantit pour le consommateur que l’Etat a vraiment recherché le meilleur prix à qualité égale. L’application de ce critère doit être renforcée dans la loi et son application doit être contrôlée. Néanmoins, les dispositions actuelles ne donnent pas une directive claire sur la nécessité d’une valorisation optimale des sites. Pour ORE, l’élaboration des plans est basée sur les éléments suivants :

• Détermination de l’horizon du Plan • Etude de la demande (en énergie et en puissance) sur cet horizon • Inventaire du Parc existant au moment de l’élaboration du Plan • Etablissement d’une Banque de projets sur la base de l’orientation politique, des technologies

et des coûts correspondants • Détermination des contraintes / critères de planification • Optimisation des équipements à installer / équiper pour satisfaire la demande sur l’horizon • Elaboration d’un Plan d’Expansion au Moindre Coût sur l’horizon considéré. • Elaboration du Plan d’Investissement / Programme d’équipements correspondants.

Néanmoins, les lacunes se trouvent au niveau des données d’entrées de la planification qui restent très sommaires (hydrologie, demande, socio-éco, …). Les promoteurs doivent faire eux-mêmes leurs propres études et estimations, le dimensionnement des ouvrages et l’évaluation des investissements. Les autorités doivent pouvoir contrôler et vérifier ces données et les valider. Les opérateurs privés partent souvent sur des dimensionnements non réalistes auxquels la JIRAMA ne participe pas alors qu’au bout du compte ils vont établir un contrat de vente avec cette dernière. Cela conduit souvent à des incohérences, notamment en matière d’acheminement des produits électriques qui sera assuré par la JIRAMA. L’application de ces plans Le MEH élabore la politique de l’énergie. Les orientations (ENR) et les objectifs (taux d’accès de 70% en 2030 contre 15% en 2016) sont définis dans la NPE. Les plans doivent être élaborés sur ces bases et parmi toutes les options qui se présentent il faut choisir le moindre coût. Mais le Ministère se trouve handicaper par la faiblesse du système de planification. Le Ministère n’a pas une vue globale, pour mettre en cohérence les différents plans. Le plan national ne permettrait pas d’asseoir les bonnes

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décisions en matière de développement de l’électrification. Le plan de l’ORE n’a pas connu une application. Un manque de « coordination » est ainsi noté par le Ministère alors que l’ADER, l’ORE et le MEH devraient pouvoir travailler correctement ensemble. Néanmoins, les plans établis par l’ORE et l’ADER ont pu servir de base de programme pour les Appels d’Offres et de référence auprès des partenaires techniques et financiers. Par ailleurs, la planification à Madagascar connait un retard par rapport à la technologie selon les promoteurs qui préconisent l’installation d’une veille technologique. Les impacts sur l’existence de ces plans Les plans de l’ORE n’ont pas connu d’application. La non-application du plan à Madagascar a abouti à l’installation de centrales thermiques, qui n’est pas une option durable car non seulement le secteur entre dans la location des groupes mais doit également assurer les grosses charges de consommation des carburants par ces groupes. Les plans de développement ou d’extension des réseaux urbains, le plan directeur en l’électrification rurale, le développement non balisé de la pré-électrification peuvent amener à des cas d’incohérence. Les incohérences dues aux problèmes de planification constituent des menaces pour la motivation des investissements. Les exemples ci-après sont cités :

• A Ambatofinandrahana et Bealanana où la JIRAMA utilise toujours le diésel alors qu’il y a une solution hydro.

• Les appels à projets basés sur des plans indicatifs de l’ADER ont été lancés (des sites hydro de 1 à 4 MW) et prévus être accompagnés par la GIZ dans la région de SAVA, mais entretemps le MEH octroie un autre site inclus dans le périmètre à un opérateur privé (Anjialava de 6MW). Ce qui remet en cause tout le projet car on ne peut pas faire les deux en même temps.

• Deux opérateurs se retrouvent sur un seul site : cas du site Maheriara 700kW entre BETC et GRET BETC était le premier prometteur prévu intervenir à Maheriara, mais avec la lenteur administrative dans la prise de décision, une nouvelle demande d’exploitation venant du GRET est reçue pour ce site.

• Existence de conflit entre le périmètre de Concession (zone géographique) pour JIRAMA et les promoteurs de projets de pré électrification (location de lampes) : Il y a 70 kiosques à Madagascar installés par HERI. 15.000 clients et 253 lampes loués quotidiennement. Ce cas devrait cependant être relativisé : il pourrait s’agir d’une complémentarité plutôt que d’une concurrence. En effet, ces locations de lampes s’adressent plutôt à des ménages non connectés au réseau existant et qui peuvent toujours décider de se connecter (s’ils ont la capacité de le faire). Il n’y a donc pas concurrence. A notre avis, il faut privilégier les options qui satisfont mieux et plus vite l’électrification des ménages. Ces techniques offrent par ailleurs des possibilités de paiement compatible avec les pouvoirs d’achat de leurs clients. Il faut également s’interroger sur la nécessité ou non de réglementer ce genre d’opération dans la loi.

La planification du Transport n’est pas claire voire absente. En effet, le problème de l’absence de plan se répercute sur la cohérence entre les caractéristiques des équipements le long de la chaine d’approvisionnement : Production-Transport-Distribution.

• Cas inadéquation entre la capacité de Production du site de Tsiazompaniry par rapport à la ligne de Transport en 20 KV et qui a été par la suite corrigée par la mise en place d’une ligne d’évacuation de 63 KV

• Les différents réseaux ne sont pas connectés, chacun a ses normes. Par exemple le réseau de Mahanoro est une basse tension, le réseau de Vatomandry est composé de moyenne tension et basse tension alors que ces réseaux doivent être connectés dans le futur

• Le réseau de Transport est très usé, il en est de même avec les réseaux inter-Distribution. Une planification floue ne contribue pas à donner une visibilité sur le développement du secteur et ouvre la porte à risque de prises de décision politique sans base technique approfondie notamment avant de lancer les AO. Les promoteurs avisés se demandent sur quel plan s’est basé l’AO qui a fait

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ressortir en même temps sur le même horizon et pour le RI-Tana et Toamasina, les trois grands sites (Volobe de 90MW avec la ligne d’interconnexion Tanà-Toamasina, de Sahoflka à 300MW et d’Antetezambato de 180MW). Au final, les autorités n’ont pas suivi avec la rigueur nécessaire les plans ayant fait l’objet de réflexion et d’étude poussée pour asseoir leur décision. 3.1.5 Modalités d’attribution d’Autorisation ou de Concession Les modalités d’attribution des contrats d’Autorisation, de Concession sont:

• La procédure d’Appel d’Offres • La candidature spontanée (Cf. loi 98 032, loi 2008-038, Déc 2001-173)

« L’Appel d’Offres est la règle, la candidature spontanée, l’exception ». 3.1.5.1 Appels d’offres Les textes relatifs aux AO sont assez fournis :

• Le Décret 2001-173 est relatif aux conditions et modalités d’application de la loi 98-032. Il précise les règles et procédures applicables pour l’octroi d’Autorisation, de Concession.

• La loi 2004 009 portant Code des Marchés Publics définit en son Art 3 les personnes soumises à l’application de ce Code, et en son Titre IV définit les procédures de passation de marchés publics, la publicité et les modes de passation des marchés (Appel d’Offres ouverts ou restreints, avec pré qualification, appels d’offres ouverts en 2 étapes, appels d’offres infructueux…)

Pour le secteur énergie, les AO peuvent être lancés par : • Le Ministère en charge de l’Energie • L’Acheteur Central • L’ADER

Globalement, la procédure est la suivante : • Le Ministre instruit le dossier : cahier des charges, critères… • L'ADER instruit les dossiers de demande d'Autorisation ou de Concession, émet son avis

technique, assistance technique aux opérateurs, • L’ORE examine et émet son avis technique sur tout projet d’Appel d’Offres. • Le Ministre ou l’acheteur central, ou l’ADER lancent les consultations • Publication au JORM • La composition de la commission d’Appel d’Offres, la procédure de dépouillement, les

modalités d’évaluation des offres sont fixées par arrêté du Ministre de l’énergie. • Négociations et signature du contrat. • Pour les Concessionnaires, il faut encore l’avis préalable et le visa de l’ORE (Art 3 L- 98-

032), • Le Ministre de l’Energie à l’issue de l’AO, rend le Décret d’approbation du contrat, publié au

JORM (Décret 2001-173) D’une manière générale, le respect des règles en matière d’Appel d’Offres devrait garantir la transparence et l’égalité de traitement des soumissionnaires. Néanmoins, les exploitants, les partenaires techniques et financiers perçoivent que les procédures sont trop lourdes. Le développement de projet prend plusieurs années (en moyenne 2 ans). Il n’y a pas de délai impératif pour instruire le DAO pour chaque étape de la procédure. Même s’il y a un avis positif de la part des institutions publiques quant à la qualité du processus d’AO en permettant la concurrence, les avis des promoteurs divergent quant à leur degré de confiance aux AO lancés par le MEH. Pour certains, les appels d’offres ne sont qu’une formalité car l’entreprise choisie est déjà ciblée en avance. Choix des sites Les Concessions délivrées avant 2005 n’ont pas fait l’objet d’AO mais seulement d’AMI. Beaucoup d’AO pour les contrats de Concession sont lancés sans une importante considération de plans. La norme et l’aspect technique précèdent l’aspect politique normalement mais ce n’est pas le cas. Il y a un manque de cohérence sur la stratégie :

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• Lancement d’un AO sur un projet de Production sans une vision suffisante sur l’ensemble de la chaine d’approvisionnement. Cas du site de Sahanivotry sans que le problème du Transport soit pris en compte.

• Les 5 grands sites lancés en 2016 et qui seront mis en service ne 2025 sont basés sur un plan élaboré par le MEH : Ranomafana, Ambodiroka, Antetezambato, Sahaofika et Volobe.

Normalement, les décisions qui mènent au choix des sites faisant l’objet d’AO sont basées sur les plans. Mais l’existence de plusieurs plans (ou finalement l’absence de plan) crée une confusion et le choix final ses sites peut être basé sur une prise décision irrationnelle, non adaptée aux besoins du secteur. En ce qui concerne l’électrification rurale, ADER lance ses AO sur la base de ses plans directeurs régionaux mais le choix risque de rencontrer un problème en raison de l’absence d’une cohérence ou d’une coordination par rapport aux plans des autres institutions. Pour les exploitants, le choix du site dépend de l’étude de faisabilité ainsi que des raisons économiques. Par exemple, un promoteur a choisi le site de Maheriara où le pouvoir d’achat de la population des localités à desservir avoisinantes (autour du lac Alaotra) est relativement élevé. Ceci constitue une indication pour garantir la rentabilité de l’exploitation Préparation du DAO et lancement « Les activités de Production, de Transport et Distribution d’énergie électrique relèvent de l’Autorité du Ministre chargé de l’énergie électrique et de l’Organisme Régulateur » Il y a donc partage de responsabilité (et de compétence) entre le Ministère et l’ORE,

• Le Ministre élabore la politique générale et lance l’Appel d’Offres pour le Transport et la Distribution,

• L’ORE examine et vise les dossiers d’Appel d’Offres. Rôle des différentes autorités confus Selon le texte, les institutions suivantes lancent les AO :

• MEH : AO pour le Transport et la Distribution (cf. Article 3 de la Loi 98-032) ; • Acheteur Central : AO pour la Production (cf. Article 16 de la Loi 98-032) ; • ADER : AO pour l’Electrification Rurale (cf. Décret ADER) ; • ORE : Visa avant lancement de tout AO (cf. Article 38 de la Loi 98-032).

Dans la pratique, le secteur privé perçoit un flou sur les rôles des différentes institutions en matière de lancement d’AO et octroi de Concession : on ne sait plus qui fait quoi vu de l’extérieur ce qui amène à une confusion et prudence :

• ADER prépare les dossiers AO pour les projets entrant dans le cadre de l’électrification rurale; le Ministre effectue le lancement des AO au nom de ADER.

• Les grands sites ont été aussi lancés par le Ministre en charge de l’énergie. • La JIRAMA, en tant qu’acheteur central procède aussi au lancement des AO. • Le Ministre attribue des Concessions • Le PRM attribue des Concessions • Seul le rôle de l’ORE est clair à travers l’octroi de visa.

Souci de transparence Selon les textes, l’Appel d’Offres ouvert est la règle en matière de PPP, la publicité préalable et ses différentes étapes sont définies, mais qu’il s’agisse d’AO ou de dialogue compétitif, la publicité préalable à l’appel à concurrence est prescrite suivant un modèle type fixé par voie règlementaire et publié selon « les modalités fixées par Décret ». L’identification des projets faisant l’objet d’AO par les soumissionnaires se fait généralement par affichage, via courrier électronique (mail) pour les soumissionnaires en bon termes avec ADER et par l’intermédiaire du journal. Certains AO ne font pas l’objet d’une publication dans la presse.

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Appel d’Offres ouvert vs Appel d’Offres restreint Les AO peuvent être ouverts ou restreints. Les modalités des AO ouverts sans pré-qualification ou avec pré-qualification, sont fixées par Décret. Les recours à des AO restreints doivent être motivés par la personne publique et il ne peut y être procédé qu’après avis favorable de l’ARMP. En outre, la loi 98-032 ou PPP ou autres énumère limitativement les cas qui justifient l’AO restreint. Les grands sites ont été lancés en 2015 sous AO restreint. Qualité des cahiers de charge variable : du plus vague au trop précis Concernant les sites hydroélectriques, les cahiers de charges sont préparés sur la base d’informations relativement sommaires selon le MEH et les exploitants. Les soumissionnaires doivent effectuer l’essentiel de la collecte de données pour pouvoir présenter une offre. Une collecte de données peut ainsi prendre 6 mois à 1 an, rien que pour l’étude hydrologique. Les promoteurs et les PTF pensent que le MEH devrait développer le dossier jusqu’au stade de APS. A l’extrême, des cahiers des charges ne permettant pas de proposer des modèles technologiques plus avantageux ont été également lancés. Les termes du cahier de charges manquent de flexibilité à l’exemple de cahier de charges pour l’installation de centrales thermiques avec des spécifications trop précises ou biaisées. Cette pratique donne lieu à des interprétations pouvant ternir le principe d’équité, réduire la confiance au processus. Des AO lancés sans un réel avis technique du ministère Tout projet d’Appel d’Offres pour l’octroi de Concession/Autorisation doit préalablement à son lancement, être présenté à l’ORE pour examen et visa. Toute étude doit être faite et dirigée par le Directeur technique du Ministère et dans la foulée le Plan Directeur avant de lancer un Appel d’Offres. Néanmoins, certaines décisions ont été prises par le Cabinet du Ministre sans passer par les Techniciens. En ce qui concerne l’électrification rurale, la préparation des AO passe directement chez le Ministre, l’instruction par les départements techniques du Ministère n’est pas une obligation. Exemple : JIROKANTO – Lac Alaotra – mini-réseaux. Préparation AO par les soumissionnaires Délai de préparation de la soumission non respecté Les articles 6 et 25 du décret 2001-173 mentionnent que les AO sont lancés au moins 6 mois avant la date limite de dépôt des offres. Un cas d’AO avec un délai trop court a été enregistré : à soumettre 48h après la sortie de l’AO, livraison après 30 jours, cette situation n’inspire pas confiance quant à la transparence de la procédure, ne respecte pas le principe de l’équité au départ. Cette pratique constitue des raisons de méfiance de la part des soumissionnaires comme quoi le marché est déjà attribué et que la démarche constitue seulement une formalité par rapport à la procédure. Les exploitants ont besoin d’informations supplémentaires au préalable pour pouvoir bien élaborer une offre : prix de l’électricité produite, cohérence dans la chaine d’approvisionnement (Production, Transport, Distribution), qui prend en charge quoi ? Manque de professionnalisme Selon les promoteurs, le contenu des Appels d’offres n’est pas très professionnel. On est obligé d’adapter les choses pour coller aux AO. Les personnes qui répondent à l’Appel d’Offres ne sont pas toutes des professionnels. Les business-plan sont censés présentés afin d’avoir des dossiers homogènes qui peuvent être comparés dans la compétition. Evaluation et attribution des offres Les critères utilisés pour la sélection des soumissionnaires et la composition de la Commission d’AO sont précisées respectivement dans l’article 5 et l’article 7 du décret 2001-173 portant conditions et modalités d’application de la Loi 98-032. Ouverture en public des offres L’ouverture et l’évaluation des offres s’effectuent en public. Généralement, la démarche depuis l’ouverture de l’offre jusqu’à l’évaluation s’effectue de manière transparente. Des cahiers de charges mal conçus: surtout du point de vue critères. La sélection des dossiers est basée sur les critères suivants :

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• La capacité à respecter les obligations et à mener à bien les activités ; • Les conditions et délais de réalisation des ouvrages et de leur mise en service ; • La capacité de disposer de moyens financiers suffisants ; • La capacité à respecter les règles et normes applicables en matière de sécurité des personnes,

de protection de l’environnement et de la règlementation d’urbanisme ; • La capacité d’assurer la sécurité et la sureté des réseaux électriques, des installations et des

équipements associés ; • La capacité d’assumer la responsabilité civile découlant de l’activité ; • La prise en considération de l’utilisation des sources d’énergie locales ; • Les prix proposés pour les services.

Processus de notification reste flou, pas de recours Certains promoteurs déclarent néanmoins le contraire : pas de transparence, on ne sait pas si on devrait faire appel en cas de désaccord, autrement dit pour s’assurer que celui qui est choisi est réellement le meilleur choix. Cette remarque est d’autant plus amplifiée quand le Ministère s’accorde un délai pour faire l’identité des soumissionnaires sélectionnés. Cette étape au niveau du MEH est même considérée par les acteurs comme un goulot d’étranglement dans la procédure car la prise de décision finale appartient au MEH après sélection de l’adjudicataire par la commission d’AO. La notification pour les appels d’offres se fait suivant un procès-verbal. Pour les soumissionnaires, meilleure confiance lorsque les PTF sont impliqués Actuellement, il existe des partenaires tels que UE, GRET, TANY MEVA, qui travaillent avec ADER. En collaboration avec ces partenaires, les soumissionnaires gagnent en confiance dans la procédure grâce à la présence de ces partenaires, le traitement de faveur pour cause d’affinité à ADER est rare selon eux. Bref, il semble que le processus de l’AO n’ait pas réellement permis d’aboutir à offrir au secteur les meilleures offres en matière d’électricité à moindre coût. 3.1.5.2 Candidatures spontanés Elle est prévue par la loi 2008-038 modifiant et complétant certaines dispositions de la loi 98-032, en son Art.3, est régie par les Art 10 et suivants du Décret 2001-173, est n’est normalement autorisée que dans les cas d’absence d’un programme d’électrification dans la zone concernée, ou à l’issue d’un Appel d’Offres infructueux. Avant la mise en place de l’ADER, et de l’ORE, les premiers projets d’investissement ont été soumis sous la forme de candidatures spontanées. L’octroi des contrats de Concession ou d’Autorisation ne se faisait pas par voie d’AO. Selon l’ORE, les critères suivants sont importants dans l’instruction des dossiers de candidatures spontanées :

• Crédibilité de l’opérateur vis-à-vis de l’Administration, • Capacité technique de l’opérateur à respecter ses obligations, à assurer la sûreté et la sécurité

des installations électriques, • Disposition de moyens financiers suffisants de l’opérateur • Rentabilité économique et financière du projet.

Les facteurs de blocage des projets présentés sont souvent : • L’inexistence d’un plan de financement ; • Des études préliminaires non consistantes ; • Le manque d’expérience technique de l’Opérateur.

Le manque de considération des promoteurs envers ces informations techniques et financières est souvent source de conflit avec l’administration car il peut entraîner le rejet de leur demande. En plus, la procédure mentionne la nécessité de communiquer par voie d’affichage4 pour les projets d’électrification par candidatures spontanées. Les affiches sont effectivement placardées dans les locaux du MEH et de l’ADER, mais ne comporte pas de délai permettant aux intéressés de se 4 Affichage jusqu’au niveau des zones d’implantation des projets

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manifester. L’absence de délai agrandit le risque de conflit entre les exploitants, ce qui constitue une violation de la loi en vigueur. Ainsi, la lenteur administrative et/ou la négligence de l’administration publique peut engendrer des conflits entre promoteurs. Pour remédier à cette situation, il s’impose d’instaurer des procédures solides en matière de candidature spontanée, notamment pour les petits projets de centrales hydro, où les promoteurs sont beaucoup plus nombreux et la taille des projets et le coût des investissements est assez accessible pour toutes catégories de promoteurs, professionnels et non professionnels. Hormis ces critiques, les acteurs s’accordent à dire que les candidatures spontanées peuvent contribuer à accélérer le processus d’électrification en permettant aux investisseurs de soumettre des projets sur les sites qui les intéressent, même s’ils ne sont pas encore programmés pour un AO. Néanmoins, selon l’ORE, en l’absence d’une mise en concurrence par voie d’AO, le coût de l’électricité risque d’être élevé au niveau des usagers finaux, et la qualité de service aléatoire. Ces initiatives peuvent également d’entraver la mise en œuvre des Plans. 3.1.5.3 Partenariat Public Privé La loi 2015-039 du 09 décembre 2015 sur le PPP, dont les décrets d’application sont en cours d’élaboration, mérite d’être citée. Elle entend « recourir à une panoplie complète de projets de partenariats publics privés. » et considère qu’il y a des « insuffisances du cadre juridique » au plan sectoriel … en particulier dans les infrastructures de l’eau et de l’énergie … La loi 2015-039 qui comporte 54 articles et qui prévoit les différents types de contrat entrant dans le cadre du PPP, cite entre autres, les Concessions de travaux ou de services (une personne publique confie à un titulaire l’exécution de travaux ou prestations de service et offre en contrepartie le droit d’exploiter les ouvrages ou les services, le titulaire a la charge de supporter tout ou partie du risque d’exploitation) les contrats d’affermage, les contrats de CET (Construction, Exploitation, Transfert) qui à terme transfèrent à titre gratuit à l’autorité publique, l’exploitation d’une infrastructure, et la Délégation de service public. Elle prescrit que les contrats PPP sont des contrats administratifs contenant des clauses obligatoires dont le contenu est cependant déterminé par Décret. Les Procédures de passation des contrats sont définies au Titre IV. Les différents modes de passation sont :

• Les Appels d’Offres, qui sont la règle, • Le gré à gré, et • Le dialogue compétitif

Le dialogue compétitif et le gré à gré ne sont appliqués que dans les cas spécifiquement prévus par cette même loi. La loi prévoit des procédures simplifiées pour les petits projets, ou de courte durée, c’est-à-dire ne nécessitant pas d’études préalables. Le contrat détermine librement les droits et obligations des parties, et par conséquent, la répartition des risques entre le Titulaire et la Personne publique. Les contrats PPP sont néanmoins des contrats administratifs entraînant des clauses obligatoires dont le contenu est déterminé par Décret. La procédure de gré à gré est pratiquée dans des cas strictement prévus par la loi. Le recours à cette procédure doit recevoir l’avis favorable de l’ARMP. Cette procédure ne peut être utilisée que : (cf. : Art.24)

• Pour des prestations qui doivent être tenues secrètes pour sécurité publique ou défense nationale ;

• Suite à deux AO identiques infructueux ; • Face à une urgence impérieuse ; • Face à un cas exceptionnel motivé par intérêt public.

On rencontre aussi ce cas dans le cadre de la reconduction de contrat. Ce dernier constitue une violation de la loi 98-032, qui interdit le renouvellement par tacite conduction des contrats.

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3.1.6 Auto Production Il existe 3 catégories d’utilisateurs :

• La première catégorie regroupe les ménages simples qui s’intéressent généralement aux panneaux solaires, pour assurer l’éclairage ;

• Dans la deuxième catégorie se trouve les microentreprises (locateur sono, diffuseur vidéo, …), les PME/PMI, les hôtels, les sociétés immobilières qui s’intéressant particulièrement aux groupes électrogènes.

• Des investisseurs à grande échelle dans les autres secteurs (miniers, industries, …) disposant des moyens de production d’électricité pour satisfaire leurs propres besoins, et peuvent par la suite réinjecter leur surplus de Production dans le réseau JIRAMA.

Du point de vue des autorités, l’utilisation de dispositifs individuels de Production est permise par la loi, mais sous certaines conditions comme la déclaration. Il s’agirait plutôt de systèmes de secours (face au délestage) plutôt que d’un substitut définitif au réseau. Il s’avère que la réglementation n’est pas totalement respectée au vu des installations constatées au niveau des usagers. Selon l’article 27. « L’établissement et l’exploitation d’Installations d’Autoproduction dont la puissance installée est inférieure ou égale à un mégawatt (1MW) pour les Installations thermiques et inférieure ou égale à 500 kW pour les Installations hydrauliques sont soumis à Déclaration selon des modalités fixées par Décret. Toutefois, les installations thermiques de Production d’électricité strictement à usage personnel, dont la puissance installée est inférieure ou égale à 10 kW, ne sont pas soumises à Déclaration ». Les motivations des usagers pratiquant de l’autoproduction sont variables :

• Face à la variation de la tension de l’électricité de JIRAMA, les panneaux solaires produisent une meilleure stabilité ;

• En matière d’éclairage, pour compenser les besoins en énergie durant le délestage pour certains et pour assurer directement l’éclairage pour d’autres (les ruraux surtout) ;

• Sur le plan économique, l’utilisation des panneaux solaires est plus économique que l’utilisation des piles et batteries.

La majorité des utilisateurs sont des ménages isolés mais le nombre de clients citadins s’est accru depuis l’année 2015. Les vendeurs, distributeurs de matériels et équipements de Production affirment que cet intérêt soudain des citadins est dû au problème de délestage. D’après leurs chiffres de ventes, le nombre d’acheteurs de kits solaires augmente d’une année à une autre. A titre d’exemple : Panneau solaire de puissance allant de 10W à 120W, Batteries 5 Ampères à 150 Ampère. Les équipements les plus achetés par les clients sont les panneaux solaires d’une puissance de 70 à 100W. La raison de ce choix repose sur la puissance qui correspond aux besoins en énergie des ménages Tableau 14. Dimensionnement des équipements fonctionnant à l’énergie solaire

Equipement solaire Besoins en énergie Panneau Solaire 10 à 15 W + Batterie 9 A Ampoules 03 + Lecteur DVD Portable Panneau solaire 25 W + Batterie 20 A Ampoules 04 + Ecran plat (Ultra led) Panneau Solaire 150 W + Batterie 120 A Eclairage + Congélateur Ainsi, le développement de la demande en matière d’achat de groupes électrogènes et de panneaux solaires pour produire de l’électricité a entrainé un boom du business en matière d’approvisionnement et de vente d’équipements de production de faible et de moyenne puissance. Néanmoins, pour les autorités, l’absence de suivi et de contrôle de ces matériels fait qu’on ne dispose pas d’informations et de données techniques sur ceux-ci. Se posent alors la question sur :

• Les normes techniques relatives à ces installations qui ne sont pas encore définies notamment par rapport aux questions de sécurité, etc.

• La compatibilité technique des équipements par rapport aux spécificités du réseau public (stabilité du réseau, sécurité, …) en cas de développement d’une éventuelle injection sur le réseau.

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En effet, selon l’article 31 de la loi 98-032.- « sous réserve qu’au moins 70% de l’électricité produite soient consommés pour ses besoins propres, l’Auto producteur peut vendre ses excédents d’électricité dans des conditions fixées par l’Organisme Régulateur ». Les installations d’auto Production dans les bâtiments, hôtels en milieu urbain sont dotées d’une puissance relativement importante mais les propriétaires n’ont pas connaissance de cette disposition légale. Selon les distributeurs, la population rurale est vraiment intéressée par ces équipements. Les panneaux solaires constituent une solution immédiate pour l’électrification rurale mais leur utilisation reste encore limitée à l’éclairage. La cherté des produits constitue également un blocage pour les paysans. Néanmoins, d’une certaine manière ces équipements contribuent au développement de l’électrification rurale. En l’absence de normes et de contrôle, le développement de l’autoproduction pourrait augmenter les risques d’accident. 3.1.7 Les acteurs publics : MEH, ORE, ADER Concernant les institutions, le MEH, l’ORE et l’ADER, les promoteurs et les exploitants ont des connaissances assez vagues et se posent des questions sur leurs rôles respectifs et sur leur opérationnalité. Selon les partenaires techniques et financiers (PTF), il y a un manque de coordination entre les différentes institutions. Ils suggèrent de mettre en place une plateforme de coordination et de suivi pour au moins assurer les feed-back. Les procédures appliquées par les institutions manquent de clarté en ce qui concerne particulièrement les Appels d’Offres. Cette situation désoriente les promoteurs sur les démarches et mesures à prendre pour faire avancer leurs projets. Il n’y a pas également de concertation avec les autres Ministères (Aménagement du territoire, Décentralisation, Economie et Industrie, Eau, Environnement et Forêts, Agriculture). 3.1.7.1 MINISTERE DE L’ENERGIE ET DES HYDROCARBURESManque de communication La loi précise surtout le rôle de Ministre en charge de l’énergie. « Les activités de Production, de Transport et de Distribution d’énergie électrique relèvent de l’Autorité du Ministre chargé de l’énergie électrique et de l’Organisme Régulateur ». Malgré les efforts entrepris par le MEH, les services ne sont pas exactement satisfaisant pour le secteur privé, notamment au niveau de la communication. Il n’existe pas ou il existe peu d’informations sur les procédures à suivre, sur les contrats, sur les textes applicables et sur la statistique. Les messages passés par l’Etat au secteur privé ne sont pas claires. Le Ministre est en charge de l’élaboration de la politique en matière d’énergie électrique selon la loi 98-032. La NPE est sortie en 2015 mais le Ministère n’a pas encore communiqué le plan de mise en œuvre de cette nouvelle politique, alors que tous les acteurs ont besoin de ce plan pour pouvoir aligner ces activités par rapport au plan. Ainsi, certains promoteurs vont même jusqu’à penser que les responsables auprès du Ministère de l’Energie n’ont pas les compétences nécessaires pour établir une politique énergétique efficace. Ministère possède le dernier mot Pour le Ministère, l’électrification fait partie des obligations de l’Etat mais il les confie à l’ORE et à l’ADER. Par conséquent, le MEH se repose trop sur l’ORE et l’ADER.

• L’ADER se concentre en particulier sur l’électrification rurale ; • Le rôle du MEH est de sécuriser et de faciliter l’obtention des contrats, et de donner des

garanties fiables aux investissements ; • L’ORE est un organe consultatif qui instruit et éclaire les dossiers des promoteurs en matière

de tarifs, les DAO, … Même si l’ORE et l’ADER préparent des plans et le MEH les valide, le ministère a également le dernier mot sur le prix de l’électricité. Néanmoins, le MEH semble moins se concentrer sur certaines de ses missions : la mise en place d’une politique claire pour le secteur et d’une stratégie de mise en

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œuvre de la NPE, l’instruction technique des dossiers pour comparer les résultats avec ceux de l’ORE et l’ADER afin pouvoir prendre des décisions éclairées, la préparation et le lancement des AO. Répartition floue des rôles à l’intérieur du ministère Ainsi, ses rôles restent à clarifier dans la pratique quant à l’octroi des contrats. Les promoteurs attendent du MEH qu’il trouve des bailleurs de fonds et fait l’arbitrage en cas de conflit. Selon le secteur privé, les besoins sont énormes et des possibilités existent mais le ministère attend très longtemps ou ne lance pas les appels d’offres et cette attitude n’est pas comprise quand les promoteurs s’adressent aux différentes hiérarchies du Ministère : du Ministre aux services techniques. La partie floue se trouve notamment sur la répartition des tâches entre le Ministre et les différentes directions du Ministère. La procédure est floue en ce qui concerne l’implication des différents départements pour les AO avant qu’ils ne soient lancés par le Ministre : choix des sites, préparation des dossiers, lancement. Lorsque les départements techniques du ministère ne sont pas consultés au départ, il y a un risque d’une prise de décision sans une étude technique approfondie. Il en est pour les contrats avant qu’ils ne soient signés par le Ministre. Les départements techniques exécutent surtout les ordres ou ne sont sollicités qu’une fois après la prise de décision des supérieurs hiérarchiques ou lorsque des problèmes surviennent. C’est ainsi que des contrats d’Autorisation et de Concession font l’objet d’avenants afin de s’ajuster par rapport aux réglementations. Des AO pour le développement des 4 sites hydroélectriques (Sahofika, Volobe, Ambodiroka, Antetezambato) ont été montés par les départements techniques du Ministère. Néanmoins, le ministère manque d’informations pour bien rédiger les DAO correspondants. Le problème ne se pose pas toujours sur la loi, mais sur la personne responsable qui détient beaucoup de pouvoirs selon les promoteurs. Selon eux, la prochaine loi devra de mettre en place des contraintes et des balises pour limiter les pouvoirs du premier responsable (Ministre ou DG) pour que la bonne gouvernance soit en place. Plaintes des promoteurs La réactivité de l’administration constitue une contrainte (manque de diligence). Des projets d’investissement restent en instruction dans les différents départements du ministère durant des mois voire des années, cas d’un projet de centrale à charbon. La durée indéterminée pour instruire une demande ou répondre à une demande dépasse même plusieurs années. Les agents du MEH reconnaissent la lenteur de la procédure pour chaque service à demander auprès du ministère et cela reste un blocage majeur pour les promoteurs. Pour un promoteur, HIER, l’Etat n’a aucunement aidé pour ses projets à Sahanivotry et à Maroantsetra. Il a tout fait, et cela prend du temps et de l’argent, alors que cela aurait dû être fait par l’Etat. La possibilité de recours reste floue dans la réglementation actuelle. Les exploitants sont désorientés sur les institutions auxquelles s’adresser en cas de problèmes : le MEH, l’ORE ou l’ADER. La procédure de traitement de ces plaintes n’est pas claire. 3.1.7.2 OFFICE DE REGULATION DE L’ELECTRICITE - OREL’ORE est un organe technique, consultatif et exécutif dans le secteur de l’Electricité (articles 03 et 34 de la Loi). C’est un Etablissement public doté de la personnalité morale et de l’autonomie financière, relève de la loi 98-031 du 20 janvier 1999 portant définition des établissements publics et des règles concernant la création de catégorie d’établissements publics. Selon l’article 3 de la Loi 98-032, l’ORE a un niveau de pouvoir équivalent à celui du MEH, même si les attributions des deux entités sont différentes. La NPE prévoit la modification du statut de l’ORE en un établissement public de Régulation. Un projet de loi a été proposé en ce sens mais n’a pas encore promulgué. Aux yeux de la loi 98-032, les missions de ORE consistent à (articles 35 et 36 de la Loi) :

• Déterminer et publier les prix règlementés de l’électricité et surveiller leur application ; • Surveiller le respect des normes de qualité de service ; • Contrôler et faire respecter les dispositions légales et réglementaires régissant le secteur, les

principes de la concurrence.

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Par ailleurs, l’ORE est habilité à (articles 34, 35 et 38 de la Loi) : • Elaborer une planification indicative pour le secteur ; • Elaborer un programme d’Appel d’Offres dans le secteur (si demander par le Gouvernement) ; • Contrôler et faire respecter les principes de la concurrence ; • Etablir des normes ayant valeur impérative et s’imposant aux Exploitants du secteur ; • Contrôler et mener des investigations et enquêtes ; • Prononcer des injonctions et des sanctions ; • Consulter toutes administrations et organismes concernés dans l’exercice de sa mission.

L’ORE est considéré comme un organe consultatif par le Ministère de l’énergie L’autonomie de ORE en tant qu’organe de régulation reste relative avec l’existence d’une interférence de l’Etat. L’ORE est toujours vu comme un organisme de consultation au service du MEH. Le Ministre n’est pas le seul habilité à prendre une décision. Dans la pratique, les avis de l’ORE restent consultatifs et n’ont pas de force obligatoire. L’ORE estime qu’il n’a pas les mains libre pour jouer exactement ses rôles de régulateur. Certains DAO ne passent pas par l’ORE pour avoir le visa avant son lancement (entorse à l’article 38 de la Loi) ou les recommandations de cet organisme ne sont pas respectées même si le texte spécifie la nature impérative de l’avis émis par l’ORE. Les avis de l’ORE concernant les décisions à prendre par le MEH sur les cas de non-respect des contrats de Concession ou d’Autorisation ne sont pas suivi. C’est notamment le cas de suspension de contrats de certains opérateurs défaillants. L’ORE n’est parfois pas consulté pour les modifications et avenants aux contrats d’Autorisation/Concession, les cessions et les reprises initiées par le Ministère. Les exploitants ont des opinons divergeantes par rapport à ORE Pour les uns, l’ORE joue un rôle de régulateur (tarif et qualités des services), fixe également les conditions dans les cahiers de charges. L’implication de l’ORE en matière de tarif constitue le principal visage de cet organisme aux yeux des exploitants. Dans l’exercice de sa mission, les exploitants considèrent que les décisions de l’ORE en matière de tarif sont en leur défaveur. L’autorité de l’ORE pour interpeller et sanctionner les exploitants défaillants est limitée, l’organe de régulation n’arrive pas complètement à imposer ses décisions Les directives et demandes d’informations supplémentaires adressées par l’ORE aux opérateurs dans le processus d’instruction des dossiers sont considérées par ces derniers comme un blocage déguisé au développement de leur projet ou un refus à leur demande. Cette situation reflète dans une certaine mesure le manque de préparation des promoteurs et l’insuffisance de communication avec l’ORE afin que toutes les informations soient disponibles pour une rapide et bonne instruction, et prise de décision. D’autres exploitants considèrent l’ORE comme un organisme d’appui et de conseil pour les aider à monter les dossiers de projet. Le refus de l’ORE pour réaliser cette demande ne plait pas aux promoteurs, qui le considèrent comme un manquement à ses rôles. Mais cette situation montre un besoin de renforcement de capacités au niveau de certains promoteurs car l’ORE ne peut pas être à la fois juge et partie. Pour une 3ème partie, cette entité n’est pas indispensable. C’est le marché qui crée les règles, la loi de l’offre et de la demande reste le seul régulateur. Elle peut néanmoins jouer un rôle pour établir les normes, mais se posera en doublon avec le Bureau national des normes. C’est au niveau des frontières (douanes) que les règles doivent s’établir (exonération des taxes, barrières douanières). La régulation interne engendre souvent la corruption selon eux.

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La régulation par l’ORE est important pour les PTF Selon les Partenaires Techniques et Financiers, l’ORE est très utile, mais son indépendance reste à renforcer à 2 niveaux : financier et politique

• Indépendance financière : consolider et/ou corriger le mécanisme de financement si nécessaire. Cas de non-paiement des redevances dues à l’ORE par les opérateurs, notamment la JIRAMA

• Indépendance politique, voir en benchmarking comment les autres pays font afin que l’ORE puisse jouer pleinement son rôle d’arbitre. Il doit avoir la capacité de formuler un avis fort et indépendant

Selon le Ministère des Finances et du Budget, l’ORE se trouve sous tutelle budgétaire et comptable auprès du ministère des finances et du budget, et les membres du conseil sont choisis par l’administration. L’ORE doit faire parvenir des comptes rendus au MFB et au MEH et se soumettre aux contrôles et inspection de l’Etat. 3.1.7.3 AGENCE DE DEVELOPPEMENT DE L’ELECTRIFICATION RURALE - ADERLa loi 98 032 stipule en son article 03 §4 « pour étendre l’accès à l’électricité des populations des zones rurales, le Ministre chargé de l’énergie électrique peut utiliser des subventions d’équipement prélevées sur un fonds national de l’électricité constitué à cet effet, notamment dans le cadre du programme de développement rural » Le décret 2002-1550 du 03 décembre 2002 institue l’Agence de Développement de l’Electrification Rurale un établissement public à caractère administratif doté de la personnalité morale et d’une autonomie administrative et financière. Le décret 2002-1550 a été modifié par le décret 2003-510 du 22 Avril 2003 qui se rapporte aux articles 02,04,05,23 et 24 relativfs entre autres à la modification des compétences de l’ADER, la consultation de l’ADER par le Ministre chargé de l’Energie électrique, au mandat du Secrétaire Exécutif et au personnel de l’ADER. La lettre de politique de l’Energie de Madagascar 2015-2030 accorde une place importante à l’ADER afin qu’elle puisse se développer et il est prévu de revoir ses statuts pour lui donner plus d’autonomie financière et administrative et renforcer ses moyens et ressources pour mieux gérer le FNE. L’objectif était d’accélérer l’électrification rurale. Il a été dit que l’ADER gère le FNE et que ce dernier utilise une partie du fonds pour l’électrification rurale. Le FNE a été alimenté par l’Etat, les Bailleurs et le Concessionnaire. L’ADER est sous tutelle directe du Ministre en personne. Premières années d’expérience orientées vers les centrales thermiques Bien que l’ADER ait été créée par le décret 2002-1550 du 03 décembre 2002, (Agence de Développement de l’Electrification Rurale) elle n’a été opérationnelle qu’en juin 2004. Au début, ADER a financé l’électrification des communes rurales par l’installation des centrales thermiques. L’expérience a maintenant démontré que ces exploitations n’ont pas été une solution pérenne en matière d’électrification et n’ont pas permis d’offrir de l’électricité à moindre coût aux usagers. La grande majorité de ces centrales thermiques se sont arrêtées au bout de quelques années de fonctionnement. Le choix des sites faisait l’objet d’interférence politique car les autorités utilisaient l’électrification rurale comme argument électoraliste. Pendant un certain temps, elle a mis en place un plan d’électrification rurale, avec les subventions du FNE qui dans un premier était alimenté uniquement par l’Etat. Et ce plan était établi village par village, ce qui n’attirait pas les investisseurs vu l’éparpillement des villages. Le choix de l’ADER pour l’électrification est porté en priorité sur l’Hydraulique, ensuite la Biomasse et le Solaire. Peu de résultats en matière d’extension du réseau de la JIRAMA vers les zones rurales Pour les travaux d’extension de réseau, la collaboration avec la JIRAMA n’a pas donné les résultats escomptés car le projet d’extension n’a pas pu être mené à termes alors que cette société a été payée totalement (100%).

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Orientation vers la valorisation des énergies renouvelables et l’application des plans directeurs Depuis 2010, ADER a eu une autre approche plus régionale. Cela a permis d’agrandir le périmètre de Concession. Elle a sorti les Plans Directeurs Régionaux, avec un processus participatif au niveau des Districts, Régions, Communes Rurales et Fokontany. 16 plans sur 22 ont été élaborés. Des AO ont été lancés en Avril 2015 (Sava, Sofia, Ihorombe, Bongolava) et Decembre 2015 (Atsimo Andrefana, Androy, Anosy, Alaotra Mangoro). Des bailleurs étrangers se sont manifestés pour contribuer au financement de ces projets. Cet organisme privilégie désormais les projets de centrales valorisant les énergies renouvelables : centrales hydroélectriques, centrales à biomasse, solaire, éolienne et l’éthanol. Déblocage lent des fonds au niveau du Trésor, financement des bailleurs solution temporaire Pour les Partenaires Techniques et Financiers, l’ADER est très utile pour promouvoir l’électrification rurale. Cette agence manque néanmoins de fonds. Les bailleurs peuvent aider pour un certain temps mais pas éternellement. Il n’arrive pas à attirer suffisamment les opérateurs privés qui peuvent apporter leur financement propre pour se substituer aux bailleurs et compléter le FNE. La gestion de ce fond constitue aussi un défi car selon les promoteurs, l’ADER ne le gère pas directement et les promoteurs se plaignent du retard de la procédure pour le visa du contrôle financier. Par exemple, il faut attendre 6 mois pour faire sortir 200 000 000 d’Ariary selon un exploitant. Bref, la lenteur des déblocages de fonds au niveau du Ministère des Finances et du Budget, notamment au niveau de la Direction Générale du Trésor retarde la mise en œuvre des projets au niveau des titulaires des contrats. Ceux qui disposent de moyens avancent dans les travaux avec leur propre moyen pour respecter leur engagement. Cette situation constitue également la raison pour laquelle les Bailleurs n’interviennent pas beaucoup dans le FNE. Bref, la recherche et la consolidation d’un mécanisme interne de financement constituent une forte préoccupation de cet organisme. En raison du manque de financement, les candidatures spontanées ne sont plus subventionnées. Services délivrés plutôt satisfaisants pour les promoteurs En matière d’accompagnement des promoteurs, le service de ADER est globalement satisfaisant selon les exploitants. En cas de besoin d’information, l’ADER est présent avec les éléments cherchés ; en cas des interrogations il apporte des réponses et en cas des problèmes l’ADER est à l’écoute et accompagne les promoteurs. Néanmoins, des reproches sont émis par certains promoteurs en matière de candidatures spontanées en absence de retour d’information de la part de l’ADER sur les suites à donner à leur demande. A ce niveau, les rôles du MEH, de l’ADER et de l’ORE méritent encore d’être clarifiés car l’ADER ne devrait intervenir normalement que sur les projets d’électrification rurale portant sur des contrats d’Autorisation. Pourtant, l’ADER instruit même les dossiers de Concessions de 20 MW. 3.1.8 Tarif, tarification, recouvrement, abonnés Calcul de tarif Selon les opérateurs, les calculs décrits dans le décret 2001-849 du 26 Septembre 2001 portant conditions et modalités de fixation des prix de l’électricité sont trop compliqués et plutôt orientés vers le système urbain (JIRAMA), il faut établir des guides simplifiés ou à la limite des modèles à remplir par les opérateurs. Selon les promoteurs, cette pratique élimine indirectement les opérateurs privés, au niveau du Transport et de la Distribution, à travers la maîtrise du tarif (vente à perte). Les termes et concepts utilisés dans la loi doivent être clarifiés. Les acteurs dans le secteur s’accordent à dire que les tarifs doivent pouvoir recouvrir à tout moment :

• Les coûts fixes relatifs aux investissements effectués en Production, Transport ou Distribution et gestion, (amortissement industriel)

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puissance et de la consommation à distance… Ce qui résout le problème de recouvrement, des décalages de paiement, de gestion de relation clientèle et des fraudes. 3.1.9 Les opérateurs/exploitants L’environnement pour une forte participation des opérateurs privés reste précaire. Les risques pris par les privés sont relativement importants, le partage de risque Etat/Privé n’est pas équitable. Les risques sont supportés uniquement par l’opérateur selon les investisseurs :

• Risque pays • Changement de lois, de régime, de personne (risque de changement de décision), garantie pour

la continuité de l’Etat concernant notamment les contrats établis lors des précédents régimes En outre, les exploitants n’arrivent pas à respecter la continuité et la qualité de service en raison de problèmes financiers entraînant un défaut de maintenance des installations et un défaut d’approvisionnement en combustible dans les cas des centrales thermiques. En plus, il y a aussi des incompétences et négligences dans certains cas. En matière d’arbitrage, les opérateurs préfèrent souvent les chambres internationales car ils ne font pas de confiance au système judiciaire local.

a) La JIRAMA et les Concessionnaires dans son réseau La JIRAMA est un instrument politique qui est minée par des contraintes externes qu’elle subit et des problèmes internes à résoudre. Pour la JIRAMA, la pression politique qui intervient dans ce secteur empêche son développement notamment sur l’ajustement tarifaire. Malgré les évolutions en hausse des prix du gasoil et des taux de change, l’Etat empêche l’évolution du prix d’électricité ce qui oblige cet opérateur à procéder vers la vente à perte. L’Etat est obligé de subventionner la JIRAMA. Faute de moyens, les maintenances ne sont plus faits à temps, les groupes se dégradent et ne peuvent plus garantir ses outputs optimaux. Les puissances et la qualité de service n’étant plus satisfaites. La situation actuelle est la conséquence des décisions des autorités : le délestage systématique et généralisé. On ne peut pas enlever de la JIRAMA la Concession (tacite reconduction) pour des raisons politico-sociales. A cause de ces difficultés financières, la JIRAMA n’arrive pas à développer son réseau, à satisfaire les clients existants et à satisfaire les demandes de raccordement. Cette situation compromet l’augmentation du taux d’accès à l’électricité, même dans les zones où le tarif est plus abordable pour les consommateurs, c’est-à-dire sur les sites alimentés par des centrales hydrauliques. Exemple : CR Anjiro, District Moramanga, Région Alaotra Mangoro La Commune est alimentée par 2 Centrales hydroélectriques à Mandraka et Mantasoa et 1 centrale thermique. L’électrification de la Commune a commencé depuis 1980, et la Commune n’a jamais fait face à des graves problèmes qui pouvaient menacer les centrales. Parmi les 9 Fokontany de la commune rurale d’Anjiro, 4 Fokontany seulement sont électrifiés. Selon les statistiques de la Commune, seulement 30% des ménages sont raccordés alors que la commune compte plus de 1 000 ménages. Ce faible taux de raccordement est dû à la difficulté de la JIRAMA d’investir dans les infrastructures de raccordement alors que la demande existe selon le Maire. Dans les grandes agglomérations, l’accès à l’électricité est un besoin primaire. Ainsi, si le raccordement par l’opérateur principal n’est pas effectif, les usagers mobilisent d’autres moyens pour se raccorder. La plupart des interviewés sont raccordés à des clients de la JIRAMA, c’est-à-dire que plusieurs usagers, plusieurs toits partagent le même compteur.

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Les entretiens avec les exploitants en activités ont permis de recenser les raisons des échecs et les contraintes qu’ils rencontrent :

- Motivation des promoteurs o Au départ, des aventuriers ont cru obtenir de l’argent facile, mais lorsqu’ils sont entrés

dans le formel, ils sont confrontés aux réalités : dépenses de fonctionnement et de maintenance plus importantes que les revenus alors qu’ils sont dans l’obligation de continuer le service ;

o D’autres toutefois sont convaincus de la promotion des énergies renouvelables. - Sur le plan économique : 

o La « demande » prévue dans le business plan n’était pas au rendez-vous car basée sur les programme (PLD) des maires et qui ne se réalisent pas eux-mêmes ;

o Des données socio-économiques et techniques pour répondre aux appels d’offres ne sont pas fiables ou carrément fasses alors que le délai alloué pour répondre à ces AO est court et ne permet pas à l’opérateur de les vérifier et les corriger ;

o Il n’y a aucun engagement de l’Etat (ou de l’organisme en charge de l’AO) sur ces données qui ont été communiquées ;

o Le faible pouvoir d’achat des ménages, le coût de l’électricité est élevé par rapport au pétrole, par conséquent les usagers n’arrivent à payer les factures. Des conflits naissent, d’un côté l’opérateur qui demande son paiement et de l’autre côté les usagers qui veulent la continuité des services sans procéder au paiement ;

o Taux de recouvrement est faible : plusieurs cas de diminution du nombre des abonnés ont été notés auprès des exploitants. Cette diminution de clients accompagnée de défauts de paiements des factures s’est amplifiée depuis 2009/2010. Ces cas arrivent notamment avec ceux qui utilisent le post paiement. Ceux qui utilisent le prépaiement ont moins de problème. En fait, les abonnés sont déjà habitués à acheter des crédits pour les téléphones.

- Sur le plan social o La sécurité des personnels, il y a des moments où des usagers viennent menacer les

opérateurs en plein services suite à des mesures prises par rapport au non-paiement de leurs factures ;

o Epuisement de la centrale, car des groupes d’individus de mauvaise foi chargent des batteries les nuits ;

o Problèmes des vols d’équipements et installations : fils, plaque solaire, etc. - Sur le plan technique 

o Dans les offres de l’ADER, lors de l’étude avant l’installation, les données techniques prennent trop d’importance au détriment des données socio-économiques qui influent pourtant considérablement sur la rentabilité du projet ;

o Eloignement des sites gérés par un exploitant pour les centrales diesel. L’approvisionnement en carburant ainsi que le contrôle ne sont pas tâches faciles du point de vue déplacement et coût. Ainsi, il y avait eu un surplus des charges et l’effet d’échelle espéré pour rentabiliser la Production n’est pas atteint ;

o L’utilisation de groupes thermiques ne pose pas problème pendant les deux premières années, mais par la suite, les maintenances et les réparations commencent à peser sur la trésorerie qui n’arrive pas à suivre. Il faudrait faire contrôler par les autorités si les tarifs proposés permettent de financer ces grosses réparations à temps ;

o Par rapport à la maintenance et à l’entretien des machines (convertisseurs) : les convertisseurs sont importés de la Chine, la question qui se pose est comment entretenir ces machines tout en assurant la rentabilité de la Production ?

o Maintenance des onduleurs et de la centrale : pas de technicien local qualifié. - Sur le plan politique et juridique 

o La corruption à tous les niveaux : du niveau local jusqu’en haut de la pyramide ; o A tire d’exemple, certaines autorités demandent qu’on leur attribue une part d’actions

dans la société, d’autres souhaitent prendre en main le recrutement de la main d’œuvre ;

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o Le maire de la commune concernée ne veut remettre son accord qu’à la condition qu’il obtienne un pourcentage sur les recettes ;

o Présence d’un autre exploitant dans un même périmètre : concurrence déloyale.

- Sur le plan financier o Par rapport à l’apport financier de l’exploitant : 30% - 40%, cela ne pose pas de

problème pour les grands exploitants mais constitue un obstacle pour les petits exploitants nationaux pour lesquels rassembler un apport de 10% est déjà un défi ;

o Selon le secteur privé, la redevance de l’ORE est basée sur le chiffre d’affaires, alors que celui-ci n’est pas encore de l’argent encaissé. Il est mieux de le baser sur les ventes encaissées. Le taux de redevance de l’ORE est de 1,20% alors que ADER a établi aussi 3,25% du chiffre d’affaire. Les exploitants souhaitent diminuer ces pourcentages ;

o En cas de post paiement, les risques d’impayés existent. Alors les exploitants sont dans l’obligation d’accepter les paiements en nature ;

o Le retour du capital est trop long vis-à-vis des attentes ; o Les financements sont difficiles à trouver.

Selon le Ministère et les partenaires techniques, la capacité financière et de gestion des exploitants est variable :

• L’existence de l’apport de 30% au départ n’est pas certaine ; • La réalité sur l’utilisation des 100% en cours de travaux laisse perplexe ; • Le sérieux de l’exploitation avec obligation de reporting systématique et contrôle sur terrain

n’est pas respecté. Selon les exploitants eux même, leurs défaillances se situent :

• Au niveau de l’organisation de l’entreprise et de la pertinence des ressources humaines employées en termes de nombre et de qualification : commerciaux, techniciens ;

• Au niveau de la gestion financière : les recettes de la société peuvent être utilisées dans d’autres activités entrainant des problèmes de trésorerie impactant sur l’activité de la centrale tels que le non-paiement des salaires des employés, leur démission ;

• Manque d’entretiens des infrastructures entrainant les fuites et les pannes. Pour pallier à ces blocages, ADER a pris quelques mesures :

• Les soumissionnaires seront exigés de procéder à des visites de lieux et d'en faire une proposition de plan d'affaire. 

• Il avait incité les exploitants privés à remettre aux normes leurs installations, ceci incluant l'orientation vers l'utilisation des ressources d'énergies disponible localement 

c) Les communautés locales

La contribution de la communauté locale est variable dans la mise en place des infrastructures. Le cas de MAD’EOLE est présenté en illustration : les villageois prennent en charge les poteaux et leur installation. L’ADER prend en charge les câbles, MAD’EOLE se charge de leur installation et maintenance en s’associant avec la JIRAMA pour de raisons techniques.

d) Les opérateurs en pré électrification et mini réseau Les activités en pré électrification concernent : • La location de lampe ; • Les charges de téléphone au kiosque ; • Les achats des produits solaires.

En ce qui concerne la mise en place des kiosques énergies dans des zones qui sont déjà électrifiées, les opérateurs en pré-électrification ne pensent empiéter sur le périmètre d’un Concessionnaire en s’implantant dans ces zones de Concession. L’entreprise s’appuie sur la complémentarité de ces deux sources suivant l’inégalité de pouvoir d’achat des ménages et l’étendue de la couverture du service. Selon HERI Energie, il se trouve dans une zone qui ne sont pas inclue dans la zone de couverture des Concessions de la JIRAMA et ciblent des ménages qui n’arrivent pas à accéder aux réseaux pour des raisons financières. Cette complémentarité est déjà testée dans des trois petites villes différentes.

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Les opérateurs affirment que l’un des avantages de leurs activités est l’absence de risque d’insécurité et de vols de matériels. La principale contrainte reste toujours le coût qui constitue une barrière pour les ménages. Malgré que le prix soit compétitif, il existe beaucoup des ménages qui sont à faibles revenus qui préfèrent le pétrole par rapport aux lampes de location. C’est toujours le prix qui motive les usagers. Pour le cas de HERI Energie, cet opérateur possède 70 kiosques éparpillés dans 08 régions de l’île.

e) Les fournisseurs et fabricants de matériels et équipements Il n’y a aucune usine de fabrication d’équipements de Production d’énergie à Madagascar excepté des tuyauteries en matière synthétique (PRC et PVC) de diamètre réduit. Tout est importé avec des qualités et des coûts variables. Il en est de même pour les autres matériels électriques (transformateurs, matériels de lignes électriques, etc.).Il existe par contre des représentants ou distributeurs de certaines marques de matériels. Cependant, à ce jour sauf dans quelques cas, les services après-vente sont mal ou pas assurés du tout. La filière nécessite d’être restructurée et appuyée. 3.1.10 Financement des projets / Les institutions financières (Banque, IMF, projets) D’après l’ADER, la puissance installée dans le cadre du programme d’électrification rurale est actuellement de l’ordre de 7,865 kW. Le coût total des investissements était de 22,178 Millions d’Euros. Le détail sur la part de ces investissements suivant les technologies est donné par le tableau suivant : Tableau 17. Part des investissements en électrification rurale suivant les technologies utilisées

Technologie Investissement Puissance ne kWEnergies renouvelables 79,6% 2 545Extension réseau 8,6% 2 110Energie thermique 11,8% 3 209

Source : ADER, 2016 Le part du financement national est de 55%. Le détail est présenté par le graphique suivant.

Source : ADER, 2016

Figure 10. Répartition des investissements par les bailleurs 3.1.10.1 BanquesLes banques commerciales n’ont pas encore réellement financé des projets d’électrification. Selon les promoteurs, les banques locales sont trop chères et demandent des revenus futures qu’ils ne sont pas capables de garantir. • Les petits opérateurs ne peuvent pas investir dans les centrales hydro moyens car les

investissements coûtent trop chers ;

25,4%

6,2%

21,5%

2,0%

31,6%

1,4% 0,3% 0,5%

11,2%

FNE

Num

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FNE

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Aut

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National Bailleurs

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• Les promoteurs n’arrivent pas à rembourser les prêts bancaires ; • Vis-à-vis du problème des petits exploitants nationaux par rapport à l’apport financier pour

l’investissement du projet, il leur faut une aide de la part de l’Etat sous forme de subvention ou de garantie pour faciliter l’emprunt auprès d’une banque ;

• Des difficultés apparaissent au niveau du remboursement car la demande prévue dans le business plan n’est pas au rendez-vous, alors que les maintenances sont très chères (et les pièces sont importées) mais doivent être réalisées ;

• Ainsi, le planning de réalisation est soumis à des risques de dépassement. 3.1.10.2 Partenaires techniques et financiers• Les PTF sont motivés à financer mais sous certaines conditions : la Bonne gouvernance doit être

la règle partout. • Obtenir des financements avec les bailleurs de fonds prend beaucoup de temps. Ces derniers

préfèrent travailler avec l’Etat qu’avec les privés. • En cas de participation de bailleurs, la partie malgache n’arrive pas à payer sa part suivant le

planning • Les Bailleurs ne pourront pas beaucoup investir dans le FNE si celui-ci est versé au trésor • La BAD soutient les opérateurs privés. Pour la centrale de Sahanivotry la BAD a donné 997 000

dollars. 3.1.10.3 FNELe Fonds National de l’Electricité FNE est créée par la loi 2002-001 du 07 octobre 2002 :

• Le Fonds est géré par l’ADER, alimenté par des fonds publics nationaux et des redevances sur les kWh.

• Le Fonds peut être alimenté par les bailleurs internationaux • Le Fonds est offert comme une subvention de l’électrification rurale en vue d’atténuer les

tarifs appliqués aux consommateurs en milieu rural. Alimentation du FNE : Problème de la collecte de la redevance auprès des opérateurs Le FNE et les taxes communales peuvent réellement contribuer au financement des projets à condition qu’ils soient bien gérés. Les Ressources du FNE sont :

• Les prêts et les dons des institutions financières et des ONG internationales octroyés à l’Etat ou aux Collectivités locales ;

• La contribution spéciale prélevée sur chaque kW-heure consommé selon un taux révisable (le tarif social est exonéré de cette contribution spéciale) ;

• Les dotations versées au titre de pénalités financières ; • Les dotations versées au titre de frais d’instruction ou frais d’inscription, et des redevances

pour le dépôt de demandes d’Autorisation ou de renouvellement ; • Toutes autres sources autorisées par la loi de finance.

Contrainte du déblocage Ce qui semble être un handicap est la mise en œuvre du FNE qui n’est pas du tout opérationnelle, claire et transparente. Il faut consolider le mécanisme de manière transparente afin que les bailleurs puissent apporter leur aide au nvieau du FNE au lieu d’injecter directement le fonds aux opérateurs.

• Le problème semble se situer au niveau du décaissement du trésor le FNE ; • L’apport de l’Etat (FNE) est faible comparé à l’apport des partenaires, cependant cet

apport est difficilement réglé par l’Etat. La subvention que l’Etat a promise n’arrive pas chez les promoteurs. Les promesses présidentielles ont été réalisées mais les réalisations n’ont jamais été payées ;

• La procédure actuelle est un frein car elle suit la procédure du Trésor : Le chemin à suivre dans la procédure FNE :

− Inspecteur d’Etat

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− Visa Trésor − Avis Trésor − Primature − Présidence − ADER

• Le temps de réalisation de cette procédure peut prendre jusqu’à 6 mois ; • Retard dans le décaissement, notamment lorsque le montant dépasse 200 millions Ar la

procédure devient très longue alors qu’avant, le décaissement pouvait se faire le jour même.

Impacts sur la concrétisation des investissements • Cela constitue un grand blocage car beaucoup de projets sont suspendus en raison du

retard de versement du FNE. (Exemples : Projet Amboasary, Analalava). • Calendrier non maîtrisé et non défini pour les décaissements

3.1.11 Normes et sécurité des équipements et des infrastructures Difficultés des exploitants à appliquer les normes Concernant les normes sur les lignes et les postes de réseaux électriques, les promoteurs ont du mal à acquérir les équipements et les pièces qui leur conviennent. Comme Madagascar ne fabrique pas d’équipements destinés à la Production, Transport et Distribution, il faut importer tous les matériels. L’importation de ces équipements est libre et les matériels trouvés sur le marché proviennent de différents pays ce qui implique aussi une grande variabilité en termes de qualité. Néanmoins, leur prix d’acquisition est élevé. Le droit de douane et taxe d’importation des matériels d’électrification constitue une barrière de plus. Bon nombre d’exploitations ont soit périclitées, soit sont en difficultés pour raisons techniques (technologiques et financières) fautes de moyens adéquats (en compétence et en ressources humaines et financières), de mauvaise gestion (technique dont l’optimisation de la maintenance). L’une des principales sources des difficultés étant financière (insuffisance du recouvrement des factures et/ou tarifs trop bas). Le décret 64-013 portant réglementation générale en matière d’opération d’énergie électrique à usage public :

• porte surtout sur la délimitation des niveaux de tension électrique et des procédures touchant le public pour les travaux de lignes ;

• précise les démarches à faire auprès des Autorités pour les nouvelles installations ; • reste assez général en ce qui concerne l’exploitation en ne demandant que des

informations à caractères administratifs, statistiques et économico-financières. Quant aux produits électriques fournit, il existe aussi des normes de qualité technique tel que :

• la continuité du courant électrique exprimé en heure par an ; • la tension du courant qui doit être autour de 5% autour de la tension nominale pour la

basse tension ; • la fréquence à 2% autour de la fréquence nominale. 

Les fournisseurs d’énergie électrique n’arrivent plus à suivre ses normes suite à leur mauvaise situation, notamment financière. Non adaptabilité des normes aux conditions actuelles à Madagascar Les décrets sur les normes techniques datent au plus tôt de 1964. Ils ont un caractère très général ne tenant pas compte les spécificités des types de production électrique et de leur implantation. Ainsi en ville, il y a nécessité d’une continuité de service maximum (les microcoupures détériorent les matériels informatiques et les systèmes d’automatisme des usines, et provoquent des fluctuations de puissance et de fréquence parfois hors limites), tandis qu’en campagne les mêmes contraintes de continuité de service sont plus allégées du fait qu’il y a peu de matériels informatiques et de systèmes d’automatisme à y alimenter. Seul le projet rHyvière a établi des normes d’études, de construction et d’exploitation pour l’électrification rurale à Madagascar basée sur l’hydraulique et englobant l’ensemble du système

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(environnement, études économique et financière, cahier de charges techniques et cahier de charges d’exploitation). Ces normes ne sont pas encore validées par l’Etat par voie de décret. En ce qui concerne le respect des normes des infrastructures et équipements de Production, il existe des dispositions réglementaires « normes » sur certains équipements notamment pour le Transport. Mais ils ont besoin d’être mis à jour. Par contre, le choix de certains matériels et équipements sont dictés par des impératifs techniques et de sécurité si bien que les AO lancés par la JIRAMA par exemple comportent un cahier de charge indiquant nécessairement des caractéristiques techniques que tous les soumissionnaires doivent respecter dans leur offre. Ces matériels font ainsi l’objet de vérification par la société. Faible suivi de l’application des normes Dans la pratique, par manque de moyens, le contrôle par le Ministère, et l’ORE ne sont pas aussi systématique et efficace qu’ils voudraient. Pour cette raison, certains exploitants notamment en milieu rural profite pour acquérir et utiliser des équipements de basse qualité. Cette situation fait que les assureurs ne paient pas pour les cas de perte d’exploitation. Il faut noter aussi l’absence d’orientation politique et de dispositions légales favorisant l’efficacité énergétique aussi bien au niveau des équipements de Production, de Transport et de Distribution qu’au niveau des équipements utilisés par les usagers. Seules quelques initiatives ont été notées pour sensibiliser et remplacer les lampes incandescentes par les lampes à basse consommation ont été constatés. Les usagers rencontrent sur le marché des équipements électroménagers provenant de divers pays et de qualité variable. Pour les usagers, c’est le prix d’acquisition qui importe le plus dans le choix. Par contre, les usagers industriels sont sensible sur cet aspect efficacité énergétique et intègre cela dans leur politique d’investissement. L’insuffisance des normes, la faiblesse du système de contrôles constituent une brèche pour tenter les promoteurs d’opter pour des équipements de qualité discutable. Ceci aboutit à des pannes, à une réduction de la durée de vie des machines, et à leur arrêt plutôt que prévus durant la mise en service. Ainsi, tous ces problèmes aboutissent finalement à une importante perte pour les exploitants, à un gaspillage d’énergie et voire augmente le risque d’accident aussi bien pour le personnel des exploitants (cas de l’agent de la JIRAMA électrocutés), et des usagers. Normes à améliorer et à adapter aux contextes malgaches pour une meilleure rentabilité des activités Outre le coté organisationnel et structure développé par ailleurs, il y a lieu de faire les recommandations suivantes :

• Les normes appliquées à Madagascar ont été celles adaptées pour l'Europe, donc fonction des contextes techniques et économiques européens. Elles ont été légèrement modifiées. Il doit être possible de les modifier plus profondément de manière à mieux les adapter aux contextes techniques et économiques malgaches. L'application de certaines contraintes pourrait être moins lourdes à appliquer et les rendre plus économiques, tout ceci en ne sacrifiant pas la sécurité du public et du personnel de l'exploitant. 

• La planification qui intègre le moindre cout est à réaliser jusqu’aux plus bas niveaux (commune ou intercommunal) de manière à proposer des moyens de production et de transport et distribution au minimum d’investissement avec des sources d’énergie renouvelable. 

• De nouvelles normes sont à établir pour le contexte local. Plus particulièrement pour le transport de l’électricité elles sont à adapter au contexte de Madagascar de par l’éparpillement de la population et la variabilité de sa densité. 

• Des moyens drastiques d’information et de formation dans le secteur sont à mettre en place et à intégrer dans les textes juridiques si besoin 

• L’identification de tous les moyens et leur mise en application pour minimiser les couts d’investissements et d’exploitation est à faire (tarifs douaniers, impôts, promotion des fournisseurs et des initiatives pour les industries locales dans le secteur) 

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3.1.12 Conclusion sur le bilan Le point positif de ces 16 ans reste principalement la libéralisation du secteur. Madagascar est parmi les pays qui ont axé leur politique dans le développement du secteur privé. Selon les partenaires techniques et financiers, la loi et les institutions sont pertinentes. Le problème n’est pas la loi mais son application et sa mise en œuvre. EIle a juste besoin de quelques améliorations. Selon le secteur privé, le cadre juridique en soi ne bloque pas, mais dans la pratique la possibilité de monter des affaires est freinée. Ce sont les personnes chargées de faire appliquer la loi qui créent des problèmes et qui sont à l’origine des blocages. Les promoteurs de projet intéressés dans le secteur d’électricité sont nombreux, toutefois les projets réalisés sont rares. Il semble qu’elle ait été faite pour l’exploitation et la Distribution urbaine sans tenir vraiment compte l’électrification rurale. Cette loi s’adressait surtout aux exploitants, par contre elle n’engage pas l’Etat Au final, cette loi a permis aux investisseurs privés d’investir dans le secteur de l’électricité mais d’une manière limitée. Les investissements privés se sont situés surtout au niveau de la Production pour les Concessionnaires en vendant ensuite à la JIRAMA et au niveau de la Production Distribution pour les permissionnaires en électrification rurale. Quant au Transport et à la Distribution dans les grandes villes, la société JIRAMA en seule détient l’exclusivité selon le terme utilisé par les opérateurs. Le flou, la complexité des procédures à suivre lors de la préparation des dossiers dès l’AO jusqu’au renouvellement du contrat, le manque de diligence dans la prise de décision, une faible sécurisation des investissements, le risque de corruption lorsque la procédure n’est pas claire, le délai de prise de décision longue, ont entaché la mise en place d’un environnement sain et la concurrence entre les opérateurs. 3.2 Bilan de la loi du point de vue promotion des énergies renouvelables (ENR) Le texte actuel manque de dispositions liées à l’utilisation des sources d’énergies renouvelables. Avant la NPE, il n’y avait pas de directives explicites pour prioriser la valorisation des énergies renouvelables. Les autres ENR sont comprises dans la catégorie des centrales thermiques. L’article 4 §4 de la Loi mentionne « toute Production faisant appel à une source d’énergie autre que l’hydraulique, les vagues et les marées, est assimilée pour les besoins de l’application de la présente loi, à la Production d’origine thermique». Mais il est préférable de préciser qu’à partir du moment où l’on produit de l’énergie électrique, la source d’énergie relève de la loi quelle que soit l’origine : solaire, biomasse, éolienne etc. Les investissements relatifs à la mise en place de centrale en ENR n’ont pas connu un véritable développement sur les 16 dernières années. La Production d’électricité par les centrales hydroélectriques constitue la forme de valorisation des énergies renouvelables semble être privilégiée à Madagascar. Les plans établis ont d’ailleurs priorisés ce types de centrale. La sortie de la NPE en 2015 a mis en relief une politique énergétique dirigée vers la valorisation des ENR. Seulement, elle n’est pas encore mise en œuvre à ce jour. Les modèles d’affaires dans la valorisation des ENR (hors hydro) • Prolifération de la vente des PV, kits solaires et accessoires

Depuis 5 ans, on note aussi orientation vers les ENR grâce à l’évolution technologique et à la tendance à la baisse du coût d’investissement ayant entrainé la multiplication des importations, et vente d’équipements pour la production d’électricité à partir de l’énergie solaire : plaques, batteries de toutes dimensions et le développement de business de location de lampes et d’équipements rechargeables.

• Pré électrification La Production est assurée par des modules photovoltaïques associés à des batteries, la Distribution pouvant être de deux types : « Distribution d’un service » ou « Distribution d’un bien d’équipement durable ». Le service est facturé selon le niveau de service, payé à échéances régulières, avec un SAV plus ou moins structuré. L’évolution technologique dans les panneaux solaires a permis de réduire

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drastiquement le coût de Production (-43% entre 1998 et 2010, -14% en 2011 par rapport à 2010, -14% en 2012 par rapport à 2011), et de développer de systèmes complets6. Les visites sur terrain ont permis de constater l’utilisation grandissante de kits solaires individuels dans les villages, l’habitat isolé, les lieux de marchés en milieu rural.

• Promotion des centrales hybrides L’ADER a multiplié les solutions hybrides intégrant du renouvelable (éolien, solaire) ou celles valorisant la biomasse dans les centres isolées associées à un réseau local. Ces modèles s’ajoutent au développement de la petite hydroélectricité en matière d’électrification rurale.

Blocages : • Accès aux informations.

Concernant les sites hydroélectriques, les informations restent insuffisantes. Cela amène les promoteurs à effectuer leur propre investigation. Bien qu’il y ait eu des actions faites par ADER, de grandes lacunes dans le rôle de l’Etat consistent aux mesures préalables : mesures des vents, études des sites hydro, mesures hydrologiques. Seuls les promoteurs disposant de capacité peuvent ainsi accéder et collecter les informations requises pour développer correctement les projets. Pour les autres ressources : biomasse, solaire, éolien, les informations restent également insuffisantes.

• Fiscalité et redevance : La redevance sur l’utilisation de l’eau n’est pas incitative voire pénalisante pour les projets d’investissement en centrales hydroélectrique. La détaxation des équipements pour les ENR ne concerne pas tous les composants mais seulement les panneaux Le texte indique une exonération des droits de douanes pour l’importation de tous équipements pour l’énergie renouvelables qui fait l’objet d’une passation à des communautés locales.

• Environnement : La population demande qu’on installe les centrales biomasses en dehors de la ville. Le changement climatique, l’érosion risquent de réduire les ressources hydrauliques.

Tableau 18. Réalisation en électrification rurale 2010 2016Centrales hydroélectriques 9 Centrales thermiques 55 Centrales solaires 24 Centrales éoliens 1 Nombre de centrales hybrides

Thermique diesel+Hydro 6 Thermique diesel+Eolien 4 Thermique diesel+Solaire 1 Thermique diesel+Biomasse 4 Eolien+Solaire 1

3.3 Bilan de la loi par rapport à la valorisation durable des ressources et

l’implication des collectivités décentralisées Préservation des ressources hydrauliques Les apports solides dus aux dégradations de l’environnement (problèmes de déforestation, de lavaka, chercheurs d’or, aucune protection …) nuisent aux rendements des centrales, et augmentent les charges (obligation de dessabler tout le temps)

6Quels modèles innovants pour le développement des énergies renouvelables dans les pays du Sud ? Assise du Développement et de la Solidarité Internationale. Brochure de cadrage

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L’absence de protection des bassins versants (à cause de feux de brousse) fait en sorte que le débit diminue et que l’étiage est de plus en plus marqué. Ceci entraine une baisse de la production puis des recettes. Les exploitants ont porté plainte contre les faiseurs de feux de brousse mais les autorités ne prennent pas les mesures nécessaires pour que ces phénomènes s’arrêtent définitivement car actes reprennent après un ou deux ans. Problèmes d’érosion : A cause de la non protection des bassins versants en amont, les productibles deviennent instables. Les données anciennes risquent d’être faussées.

• Site de Marobakoly à 1MW ou 1,5MW, mais actuellement toute la forêt environnante a disparu entretemps et les opérateurs ont peur que le site ne fasse plus que 600 ou 800kW ou peut-être moins.

• Sahanivotry : la boue causée par les activités des orpailleurs passe dans la turbine. Rôle des collectivités décentralisées Les collectivités décentralisées ne connaissent pas ou très peu la loi 98-032. La loi ne mentionne pas les rôles des communes, alors que l’on s’adresse à elles pour les projets, notamment en matière de terrains, de Distribution (prise de participation en poteau par ex), coordination avec le PLD, etc. Du côté gouvernance, la participation de la commune dans le processus se limite à l’étude de faisabilité et les visites de lieu. Pour le reste, toutes les autres responsabilités reviennent à l’ADER. Les autorités locales étaient dépourvues de toute autorité et de responsabilités dans la gestion de la centrale, elles restent impuissantes face à la mauvaise gestion. La plupart des CTD (Commune, District) n’a pas de politique d’électrification. Le problème foncier avec l’exploitant amène aussi les communes à s’impliquer dans le processus d’électrification et faciliter la relation entre la communauté et les promoteurs (cas de la Commune de Mandoto et le Power& Water). Les communes qui connaissent des avancées comme le cas de Tsarasaotra, font appel à d’autres villes à l’étranger pour l’accompagner dans la concrétisation de leur projet d’électrification. Plus souvent aussi, la non profitabilité de la population locale des énergies produites conduite à une faible implication des communautés locales et des CTD dans la bonne mise en œuvre des projets d’électrification (cas de la plupart des zones d’implémentation des centrales hydroélectriques où le courant électrique produit est acheminé en totalité vers les grandes agglomérations et la population locale reste dans le noir). Le texte mentionne une convention qui indique qu’après 20 ans toutes les installations reviennent à la commune. La commune n’a pas un droit de regard dans le cas où l’entreprise responsable du projet ne suit pas les conditions écrites dans les cahiers des charges. Selon le résultat de l’interview avec les maires des communes où nous avions effectué les travaux d’enquête, l’élaboration des textes réglementaires nécessite une grande concertation impliquant tous les acteurs concernés surtout les acteurs les plus touchés par le secteur. Certes le besoin d’expert est pertinent, souvent l’Etat sollicite l’aide des experts étrangers néanmoins ce sont les acteurs ou entités les plus proches des ressources qui font face aux différents problèmes du secteur d’électricité au quotidien. Ils sont au courant de la réalité plus que ces experts. Ainsi, la considération de ces acteurs ou entités est importante dans l’établissement des textes réglementaires. Les Communes ne sont pas consultées pour ce qui est du tarif. Pour le moment, ce sont les exploitants et l’ADER qui fixent le tarif. Par contre, une convention est ensuite signée entre les exploitants et la Commune.

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3.4 L’utilisation de l’énergie électrique, qualité de service 3.4.1 Raccordement au réseau national de l’électricité Selon le rapport Doing Business, le délai de raccordement moyen à Madagascar est de 450 jours alors qu’en Afrique Sub-saharienne, ce délai est de 130,1 jours. Le pays connait encore ainsi un retard par rapport aux autres pays. Tableau 19. Raccordement à l’électricité

Indicateur Madagascar Afrique sub-saharienne OCDEProcédures (nombre) 6,0 5,4 4,8Délai (jours) 450,0 130,1 77,7Coût (% du revenu par habitant) 6 229,5 4 075,6 65,1Indicateur de fiabilité de l’approvisionnement et de transparence des tarifs (0-8) 0,0 0,9 7,2Source : Doing Business, 2016 La consommation en énergie électrique a connu une continuelle hausse entre 2000 et 2016 dans le réseau de la JIRAMA. Le nombre d’abonnés de la JIRAMA, surtout constitué par des ménages, est passé de 320 817 en 2001 à 468 031 en 2013. Par ailleurs, le commerce des équipements électriques a connu également un important développement. Ces équipements sont considérés comme des biens de consommation au niveau des utilisateurs notamment les ménages. On observe les faits suivants :

o Présence sur le marché de différents produits, de provenance diverse (Europe, Asie, …), avec une diversité du prix de vente ; o Diversité des opérateurs œuvrant dans l’importation et la Distribution des équipements électriques ; o Inexistence de cadre réglementaire par rapport à l’efficacité énergétique et la sécurité des usagers ; o Existence du tarif douanier.

Libellé 2014 2015 (janv-sept)2016

Valeur Quantité Valeur Quantité Valeur Quantité Groupes électrogènes diesel <75kVA 13 163 769 410 19 581 9 762 823 231 35 980 9 377 432 686 13 769 Groupes électrogènes entre 75kVA et 375kVA 6 965 436 695 10 125 3 821 855 663 30 385 4 156 458 953 33 865 Groupes électrogènes >375kVA 8 251 532 281 42 938 47 784 281 894 650 6 687 488 306 67 Groupes électrogènes essence 1 621 933 197 6 103 1 513 275 915 34 541 1 426 716 103 49 893 Autres groupes électrogènes à énergie éolienne 30 953 841 45 112 977 039 130 53 210 110 154 Autres groupes éléctrogène à l' énergie hydraulique 65 542 125 22 390 867 1 87 813 442 5

Sous-total groupes électrogènes 30 099 167 549 78 814 62 995 604 609 101 687 21 789 119 600 97 752 Accumulateurs tous types confondus 26 543 150 204 272 555 28 736 358 462 427 217 21 247 475 168 502 865 Convertisseurs rotatifs électriques 47 683 748 333 84 325 618 1 019 92 367 806 46 352 TOTAL GENERAL 56 690 001 501 351 702 91 816 288 689 529 923 43 128 962 574 646 969

3.4.2 ULes sensinciter l’réseau JIrenouvelLe probll’électricconsommd’électril’industr

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A Ivovona, avec l’éolienne en 2013, l’électricité a été fournie 24h/24h. Mais actuellement, depuis 2013 jusqu’à ce jour, la fourniture d’électricité s’effectue seulement durant 12h : de 18h à 05h du matin avec le solaire. Selon les exploitants en électrification rurale, afin d’améliorer le secteur, la stratégie actuelle doit se concentrer à la fois sur l’amélioration de la qualité de service auprès des usagers en cours tout en cherchant à acquérir de nouveaux utilisateurs à travers l’augmentation de l’accès à l’électrification. Cette ambition d’extension de l’électrification rencontre2 principales raisons :

- Les 15% d’abonnés actuels avec le réseau JIRAMA se rencontrent surtout en milieu urbain. Si nous voudrions augmenter ce taux, nous devons avancer dans le milieu rural. Ainsi, les 55% de cible pour l’extension de l’électrification, pour atteindre l’objectif de 70% d’abonnés, ont un revenu très faible et très instable.

- Les caractéristiques des villages malgaches ne permettent pas une électrification de masse comme dans les pays européens. Cela nécessite un investissement énorme en matière de Transport depuis les zones de Production. Il en est de même pour le Transport de l’énergie électrique jusqu’au niveau des usagers.

3.4.3 Qualité de service offerte aux usagers et leurs stratégies d’adaptationC’est plutôt la mauvaise qualité de service offert par les opérateurs en électrification qui est surtout ressentie. Les habitudes de consommation demeurent très traditionnelles et non réceptives aux changements et évolutions technologiques. La qualité de l’électricité proposée aux usagers : instabilité de la tension, de la fréquence. La qualité de service fait l’objet de beaucoup de discussion et de plaintes :

o Longue attente pour obtenir le raccordement o Coupures fréquentes dans la fourniture d’électricité : 799 coupures en 2015 o Système de paiement mensuel contraignant pour certains usagers : difficulté à gérer le

budget destiné pour la consommation d’énergie électrique La mauvaise qualité de service se manifeste sous plusieurs formes chez les usagers :

- Les plus fréquents sont la destruction des appareils électroménagers. Les ménages doivent adopter une certaine stratégie pour faire face à cette mauvaise qualité de service ;

- La majorité des entreprises informelles arrêtent leurs activités lors des coupures de courant. Cela entraine une perte économique importante, notamment lors des coupures de longue durée ;

- Pour les petites et moyennes entreprises, elle se manifeste, soit par le ralentissement des activités et le retard dans l’achèvement des actions. Cela influe très fortement sur la performance de ces entreprises et l’extension de leurs activités. ;

- Pour les services administratifs, le ralentissement des activités se fait sentir très fortement. Cette mauvaise qualité de service peut aboutir à des cas plus grave au niveau des hôpitaux, des CSB et des services de santé comme la perte de vie humain, dégradation des médicaments nécessitant la conservation par le froid (vaccin), …

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Figure 16. Niveau de satisfaction des usagers de l’électricité La plupart des usagers n’ont pas d’alternative pour faire face à la mauvaise qualité de service. 60% des ménages attendent seulement le rétablissement des lignes. Pour les entreprises, seulement quelques-unes disposent de groupe de secours, mais les autres arrêtent leurs activités en cas de coupure. Certaines, principalement les microentreprises, disposent d’équipements sources d’énergie électrique à partir de ressources renouvelables. Les industries souffrent aussi de cette mauvaise qualité de l’électricité tandis que sur le tarif, leurs avis divergent. Les industries alimentaires pensent que le coût reste compétitif alors que les industries textiles estiment le coût élevé. Les impacts de la mauvaise qualité de service au niveau des industries sont surtout la perte de compétitivité, l’arrêt technique de la production et les dégâts sur les équipements et les produits.

Figure 17. Solution des ménages pour faire face aux coupures de courant électrique

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4.1.2 Population bénéficiaire Faible densité de la population dans certaines zones rendant couteux la Distribution et le raccordement : (30 hab/km²). La demande en Electricité est essentiellement tirée par les résidentiels. L’objectif de la NPE est d’atteindre un taux d’accès de 70% d’ici 2030, c’est-à-dire en 15 ans. Une estimation faite par la GRE indique un nombre de ménage de 7 308 345 en 2015. Ceci signifie qu’il y aurait 5 115 000 ménages qui auront accès à l’électricité. Tableau 22. Evolution de la population et du nombre de ménage

ANNEE 2012 2015 2020 2030 Population totale 21 263 403 23 041 914 26 325 144 34 361 744Population urbaine 4 316 471 4 897 582 6 045 097 9 209 719Population rurale 16 946 932 18 144 331 20 280 047 25 152 025Ménages totaux 4 427 151 4 797 446 5 599 053 7 308 345Ménages urbains 966 414 1 096 519 1 384 738 2 109 651Ménages ruraux 3 460 737 3 700 927 4 214 316 5 198 694

4.1.3 Activités économiques à satisfaire Selon l’INSTAT, on dénombre 140 775 établissements formels à Madagascar entre 2005 et 2012. 13 343 entreprises appartiennent au secteur secondaire soit 9,4%, tandis que 124 900 entreprises se concentrent dans le secteur tertiaire dont 8 297 entreprises intervenant dans l’hôtellerie et la restauration. Les branches de l’industrie considérées comme porteuses et à fort potentiel sont les industries alimentaires, les industries de boissons, les industries dans le bois, l’extraction, les constructions, les métaux et les zones franches industrielles.7 Dans leur manifeste, le Syndicat des Industries de Madagascar veut satisfaire au moins 90% de la demande intérieure par les industries locales, et une augmentation de l’exportation des industries entre 50% et 100%. Dans cette perspective, les industries malgaches se sont donné pour objectif depuis 2010, l’augmentation du taux d’utilisation de leur capacité de Production de 75%, ainsi que l’accroissement du volume de nouveaux investissements de 10 fois supérieur à leur niveau actuel8 En outre, l’étude de L’INSTAT en 2012 sur le secteur informel9 a permis d’estimer l’existence de 2 268 900 Unités de Production Individuelles (hors agriculture, élevage, chasse et pêche). Les activités de transformation (branche secondaire) regroupent 43% des UPI ; 80% des UPI se trouvent en milieu rural. Seuls 12,4% des industries alimentaires UPI, utilisent l’électricité pour leur activité. En général, l’auto financement est le principal mode de financement du capital du secteur informel. Les machines et équipements de Production représentent 6% du capital des UPI dans la branche industrie. En particulier, la part du capital dans les machines est faible, de l’ordre de 8,9% dans les UPI alimentaires et 10% dans le bois. En mettant en place une politique de promotion des PME, ces UPI peuvent se devenir de véritables entreprises et investir dans des équipements afin d’augmenter la Production. Selon l’étude sur le secteur informel, les UPI investiront dans l’augmentation de leur capacité productive en cas d’octroi de crédit. Tableau 23. Nombre des unités de Productions Individuelles Madagascar Urbain Rural % Nombre % Nombre % Nombre UPI totale 100 2 268 900 UPI dans la branche Industrie 43,1 977 896 20,9 204 285 79,1 773 611

UPI dans l'activité extractive 7,8 176 974 13,3 23 538 86,7 153 437 UPI dans l'alimentaire 4,4 99 832 32,9 32 845 67,1 66 987 UPI dans la confection 18,8 426 553 16,9 72 087 83,1 354 466

UPI dans le bois 3,4 77 143 20,1 15 506 79,9 61 637 Autres industries 3,2 72 605 30,3 21 999 69,7 50 606

BTP 5,5 124 790 30,7 38 310 69,3 86 479

7L’Industrie comme moteur de croissance économique, Adamson Rasolofoson, 2013 8 Manifeste du Syndicat des industries de Madagascar, 2010 9 Enquête nationale sur l’emploi et le secteur informel, Instat 2013  

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4.1.4 Evolution de l’effort d’électrification de 2000 à ce jour Actuellement, le rythme d’électrification reste encore très bas face au défi mentionné dans la NPE. Si l’on considère seulement le nombre d’abonnés, les réseaux actuels (JIRAMA, électrification rurale) n’arrivent à raccorder moins de 20 000 nouveaux clients par an. Tableau 24. Evolution de l’effort d’électrification rurale réalisé avec l’appui de l’ADER

Communes électrifiées

Abonnés

Année Nombre communes Nombre Abonnés Abonnés cumulés Avant 2009 62

2009 75 2 003 2010 79 9 905 11 908 2011 80 10 920 20 825 2012 84 10 626 21 616 2013 11 018

Moyenne par an 4,6 communes /an 4 565 abonnés/an La JIRAMA a enregistré entre 2001 et 2013 c’est-à-dire sur 12 ans, 147 000 nouveaux clients, soit 12 000 par an. Tableau 25. Evolution des abonnés dans le réseau JIRAMA 2001 2005 2010 2013 Abonné Cons

MWh Abonné Cons

MWh Abonné Cons

MWh Abonné Cons

MWh HT/MT 891 288 342 906 312 182 912 327 763 1 058 342 207 BT 319 926 355 894 400 994 441 533 422 973 521 863 466 973 612 565 PMI/PME 7 352 48 405 8 914 56 203 7 844 59 770 8 212 69 598 RESIDENTIEL 311 672 298 184 390 989 375 829 413 999 453 880 457 601 536 062 ECLAIRAGE 902 9 306 1 091 9 502 1 130 8 213 1 160 6 905

4.1.5 Un peu de mathématique : Compte tenu de la vitesse actuelle, pour traiter 1 contrat, cela prend encore 1 an actuellement, et avec quelques vingtaines d’opérateurs dans l’exploitation, le nombre restreint d’importateurs et distributeurs professionnels d’équipements, le défi à relever est considérable pour atteindre l’objectif de 70% de ménages à électrifier. L’atteinte de l’objectif de NPE sera conditionnée par la capacité et le rendement de travail des institutions et l’existence d’un cadre juridique adapté pour pouvoir planifier les activités de Production, de Transport et de Distribution. L’administration se doit d’être capable d’instruire plusieurs appels d’offre, délivrer plusieurs contrats, suivre et contrôler plusieurs projets dans le secteur. Le développement du secteur devra faire l’objet d’une forte mobilisation des acteurs privés pour se positionner et investir dans la chaine de valeur : importateurs-distributeurs d’équipements de Production, de Transport et de Distribution avec une capacité de raccordement satisfaisant une importante demande en nombre, exploitants, importateurs-distributeurs d’équipements aux usagers, les fournisseurs de services : finance, assistance technique, formation… 4.2 SWOT des technologies de production utilisées par les exploitants à Madagascar Plusieurs sites hydroélectriques de grande taille et des sites potentiels pour des microcentrales hydroélectriques existent aussi afin de fournir en électricité sur les réseaux interconnectés et vers les milieux ruraux. Il existe un consensus général entre les acteurs du secteur sur le fait que le développement à moindre coût du secteur doit reposer en priorité sur le développement de la production hydroélectrique. En effet, le pays dispose d’importantes ressources hydroélectriques même si au départ leur installation demande d’important investissement. La principale menace au développement de l’hydroélectricité réside surtout au niveau de la dégradation de l’environnement, notamment le changement climatique, la déforestation et l’érosion ayant pour conséquence la

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diminution des ressources (débit), le phénomène d’ensablement. Ce phénomène devrait interpeller non seulement les acteurs au niveau du secteur électricité mais l’ensemble du Gouvernement pour prendre des mesures adéquats en matière de protection de l’environnement. La biomasse constitue également une ressource importante pouvant être valorisée en énergie telle que les déchets urbains, les déchets agricoles forestiers et industriels. Les technologies existent mais les données plus complètes concernant la quantité, la qualité sur ces biomasses restent insuffisantes pour une meilleure appréciation de leur contribution en matière de production d’électricité. Mais elle offre beaucoup d’opportunité en termes de production d’électricité dans diverses localités en raison du haut potentiel agricole, forestier du pays dont les déchets pourront donc être valorisés en électricité. Le pays dispose d’un potentiel en Energie solaire de l’ordre de 2 000 kWh/m² s’étalant du nord au sud notamment sur toute la partie ouest de Madagascar. En ce qui concerne l’Energie éolienne, le pays possède une vitesse de vent supérieur à 7m/s notamment sur sa partie sud et sa partie nord. L’opportunité en matière d’exonération de droit de douane sur les plaques solaires constitue une incitation à leur utilisation. Ces solutions sont néanmoins handicapées par un problème de stabilité de la production en raison de l’intermittence de l’ensoleillement et de la vitesse du vent. La disponibilité et l’accès de terrain constitue également une contrainte supplémentaire pour l’installation de champs solaire. Malgré la facilité en termes d’installation, les expériences avec les centrales thermiques ont démontré leur contrainte en matière d’entretien et l’important coût lié à leur exploitation impactant sur le tarif. Cette solution ne devrait être envisagée qu’en dernier recours ou pour les soudures. Le défi pour les autorités en charge du secteur de l’électricité est d’intégrer ces solutions et d’aboutir à un mix énergétique tel que prévu par la NPE, d’inciter les investisseurs à envisager ces différentes options. Hydro Biomasse Solaire Eolien Thermique FORCES 7 800MW de puissance Coût de production faible : 0,1 $/kwh Faible impact sur l’environnement ne pollue pas, réduit le taux d’émission du carbone Exploitation possible sur une longue période

Diverses variétés de biomasse : ligneuse, non ligneuse, déchets Coût matières premières compétitives Disponibilité de technologie de valorisation énergétique des biomasses

2 000 kWh/m² de potentiel en Energie solaire, surtout dans les régions ouest de Madagascar10 Disponibilité d’équipements solaires de tailles et capacités adaptés à différents usages à Madagascar Système d’approvisionnement des équipements : multiplication des acteurs

Supérieur à 7 m/s de vitesse de vent permettant une installation éolienne au nord et au sud de Madagascar. 9 m/s pour Diana, 7,5 m/s à Sava et 8 à 9 m/s dans le sud11. Système d’approvisionnement des équipements : multiplication des acteurs

Système de production de taille différente Installation rapide

FAIBLESSES Manque de données suffisantes sur les

Manque de données suffisantes sur les

Prix encore relativement élevé des

Prix encore relativement élevé

Utilisation de carburant

10The potential for renewable energies in rural areas of Madagascar, ONUDI, Victor Beguerie et al. Mars 2009 11 The potential for renewable energies in rural areas of Madagascar, ONUDI, Victor Beguerie et al. Mars 2009

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ressources Système d’approvisionnement des équipements : peu d’acteurs Contraintes environnementales, foncières, et utilisation ressources en eau

ressources Filière d’approvisionnement à créer Système d’approvisionnement des équipements : peu d’acteurs

équipements malgré la baisse Risque de pollution en cas de rejet des batteries dans la nature après usage Manque de données suffisantes sur les ressources Contraintes foncières (disponibilité)

Manque de données suffisantes sur les ressources

Approvisionnent difficile dans les centres isolées Pollution

OPPORTUNITES Ressources hydro inventoriées

Loi sur la bio énergie Source de revenu supplémentaire pour les fournisseurs

Détaxation des équipements importés

Détaxation des équipements importés Réduction d’impôts sur les revenus Prix de l’éolienne en baisse au niveau international

MENACES Dégradation des ressources forestières Changement climatique Erosion impactant sur la disponibilité des ressources

Absence de cadre règlementaire propre aux ENR

Absence de cadre règlementaire propre aux ENR Matériels importés (panneaux photovoltaïque), risque de difficulté d’approvisionnement des pièces et d’entretien dans les régions éloignées pouvant réduire la durée de fonctionnement Vols des équipements Disponibilité et accès au foncier

Absence de cadre règlementaire propre aux ENR

Système d’approvisionnement des équipements : multiplication des acteurs

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4.3 SWOT des différents modes de fournitures d’électricité aux usagers à Madagascar La population malgache peut accéder à l’énergie électrique sous 4 possibilités : avec le réseau interconnecté ou réseau local, le mini réseau, la pré électrification et l’auto production. Ces options permettent d’offrir des services de fournitures d’électricité en fonction des besoins et de la capacité des usagers. Le défi reste l’existence d’acteurs qui pourront investir suffisamment avec l’appui de l’Etat et des PTF pour amener les produits au niveau des consommateurs. Le défi pour les autorités en charge du secteur énergie est de pouvoir intégrer les différentes options dans la politique et trouver les combinaisons possibles en parallèle avec les possibilités de mix énergétique. Les réseaux interconnectés si alimentés par des centrales hydroélectriques ont l’avantage de couvrir une importante zone et permettre ainsi l’accès à un nombre important d’usagers aussi bien ménage que les professionnels. Avec l’effet d’échelle, l’offre d’énergie électrique à moindre coût est réalisable. Le handicap de ce système est l’importance de l’investissement aussi bien au niveau de la production, du transport et de la distribution. La mise en place de ligne de transport pourrait faire face aussi à des contraintes géographiques (relief), environnementales, sociales et de disponibilité de terrain (accès au foncier). Ces solutions sont bien cadrées par les textes avec les régimes d’autorisation et de concession et leur développement sera plus gérable avec un bon système de planification. La solution mini centrale et min réseau est également inclue dans le texte avec le régime d’autorisation mais les promoteurs trouvent cette procédure complexe et contraignante donc peu adapté et non incitative pour cette option. Mais elle a l’avantage d’être moins couteuse en investissement et d’être un système de fourniture en électricité à proximité des usagers, ce qui réduit les contraintes par rapport aux grands réseaux. Le défi pour l’administration sera l’instruction de ces dossiers, la gestion, le suivi et le contrôle de nombreuses petites centrales éparpillées dans des zones dont certaines sont encore enclavées. En plus leur planification sera difficile étant données que les sites potentielles ne pourront pas toutes être répertoriées et la possibilité que la manifestation des promoteurs s’effectueront par voie de candidatures spontanées. L’autoproduction reste soit une solution de recours pour notamment pour les usagers raccordés au réseau lorsqu’il y a des coupures d’électricité. Mais le développement de la technologie favorise l’acquisition par les ménages des kits solaires, de groupes électrogènes afin de satisfaire leur besoin d’éclairage en particulier. Elle peut être une solution pour les habitations en milieu rural très isolées. Le défi pour l’administration sera de faire respecter la réglementation pour les installations où une déclaration sera nécessaire (la puissance installée inférieure ou égale à 10 kW ne nécessitant pas de déclaration selon article 27 de la loi 98-032). Les produits et services offerts par les opérateurs en pré électrification peuvent être une solution pour certains usagers en raison de leur pouvoir d’achat. Grosses centrales avec réseau interconnecté

Centrales isolées avec un réseau local

Mini centrale et mini réseau

Pré électrification

Auto production

FORCES Possibilité d’offrir une production à moindre coût par l’effet d’échelle notamment si centrale hydroélectrique

Possibilité d’offrir une production à moindre coût par l’effet d’échelle notamment si centrale hydroélectrique

Pas besoin d’importantes lignes de transports Système de fourniture proche des usagers

Système de production autonome : EnR + stockage Offre de services adaptée au besoin de consommation des ménages modestes Système de paiement adapté au pouvoir d’achat des ménages (système de location)

Système de production autonome : EnR + stockage Autonomie des usagers en énergie électrique Multiplication des acteurs dans le système d’approvisionnement des équipements

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Possibilité de développer des petites et micro entreprises pratiquant ce business

FAIBLESSES Investissement important pour le besoin de transport et distribution en raison de la faible densité de la population Absence d’investissement privé en transport (goulot d’étranglement)

Important investissement pour le besoin distribution en raison de la faible densité de la population

Peu d’informations et de données sur les ressources hydro potentielles Intégration difficile dans le plan Prise de connaissance des projets par candidature spontanée

Investissement relativement important au démarrage (mise en place des kiosques) Un système d’approvisionnement en équipement hors de contrôle technique

Un système d’approvisionnement en équipement hors de contrôle technique : aux risques et périls des acheteurs et utilisateurs Développement des solutions avec le groupe électrogène

OPPORTUNITES Cadrage juridique clair sous le régime de Concessions

Cadrage clair sous le régime de Concessions ou d’Autorisations ou candidature spontanée Développement de différentes solutions technologiques adaptées de différentes tailles

Développement de différentes solutions technologiques adaptées de différentes tailles Technologie smart grid

Développement de différentes solutions technologiques adaptées de différentes tailles Stockage d’énergie

Développement de l’autoproduction en raison de la qualité de l’électricité et des services fournie par le réseau Développement de différentes solutions technologiques adaptées de différentes tailles Possibilité de vendre le surplus sur le réseau selon le texte

MENACES Pouvoir d’achat des ménages : plus de 70% moins de 2usd/jour Vol des câbles, et autres équipements de distribution Rentabilisation

Pouvoir d’achat des ménages : plus de 70% moins de 2usd/jour Vol de câbles, et autres équipements de distribution Rentabilisation

Pouvoir d’achat des ménages : plus de 70% moins de 2usd/jour Vol des panneaux PV, câbles, et autres équipements de distribution

Empiètement des périmètres de concession Dispositions juridiques floues

Dispositions juridiques méconnues des usagers

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ou viabilisation difficile sans développement économique (industries, PME/PMI) La mise en cohérence avec les autres politiques sectorielles est importante

ou viabilisation difficile sans développement économique (industries, PME/PMI) La mise en cohérence avec les autres politiques sectorielles est importante

Dispositions juridiques contraignantes par rapport à la taille des projets en matière de procédure sous le régime d’Autorisation

4.4 SWOT des institutions publiques 4.4.1 SWOT de MEH L’article 3 de la loi 98-032 stipule que les activités de Production, de Transport et de Distribution d’énergie électrique relèvent de l’autorité du Ministre chargé de l’énergie électrique et de l’Organisme Régulateur. Le Ministre chargé de l’énergie électrique : • élabore la politique générale en matière d’énergie électrique, • lance des appels d’offres en matière de Transport et de Distribution conformément à l’article 38 de

la présente loi, • fixe par voie réglementaire les normes et les spécifications techniques applicables aux

Installations. Un succès du Ministre et du Ministère est la sortie de la lettre de nouvelle politique énergétique (NPE) en 2015 qui a été établi de manière concerté avec tous les acteurs et avec l’appui des partenaires techniques financiers. La NPE donne ainsi une orientation claire en matière de développement du secteur électricité à Madagascar. Depuis sa sortie, il revient au Ministère d’élaborer un plan de mise en œuvre de cette nouvelle politique permettant à chaque acteur de se positionner et d’établir aussi une stratégie et des actions cohérentes par rapport à ce plan de mise en œuvre. Mais un rôle important du Ministère n’était pas réellement visible en ce qui concerne la coordination des activités dans le secteur. Ce vide se ressent notamment au niveau de la planification car le Ministère devrait intervenir dans la mise en cohérence des divers plans existants. Le MEH a pris une initiative pour compiler les différentes plans de l’ORE, l’ADER et la JIRAMA pour monter le Plan National de l’Electricité. Mais le Ministère n’a pas communiqué ce plan. Même des départements au sein du Ministère ne disposent pas d’un tel document. La loi donne une importante prérogative au Ministre par rapport au Ministère. La responsabilité du Ministre seul est engagée en matière de développement du secteur électricité. Le secteur électricité comporte d’important aspect technique que le Ministre ne maitrise pas forcément. Les termes de la loi peuvent favoriser une démarche solitaire et non concertée au sein même du Ministère. La forte rotation des Ministres à la tête du Ministère (9 ministres au total) ne milite pas non plus à l’existence d’une politique stable pour le développement du secteur et pour apporter une certaine continuité dans la mise en œuvre des activités. Ainsi, les décisions stratégiques à prendre restent toujours en souffrances surtout que des informations importantes peuvent être omises durant les diverses passations. Mais cette situation place aussi dans une position d’attentisme les différents départements techniques du Ministère qui ne sont pas toujours tenus au courant des sollicitations et des dossiers qui arrivent au niveau du Ministre. L’un des impacts de cette situation est le manque de réactivité du Ministère, la lenteur dans l’instruction des dossiers, le traitement des demandes des promoteurs. Ainsi, le Ministère ou le Ministre en absence de données, et d’un travail de réflexion interne approfondie se tourne souvent vers l’ORE et ADER pour traiter des dossiers en urgence ou pour demander des informations. En outre, certains dossiers ou projets d’investissement proposés par les

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promoteurs au Ministre restent non instruits pendant plusieurs années car ils sont restés au niveau du cabinet. Selon l’article 18 du décret N° 2001-173 du 28 février 2001 fixant les conditions et modalités d’application de la Loi n°98-032, le Ministère chargé de l’énergie électrique dispose d’un délai de quarante-cinq (45) jours à compter de la date de réception du dossier de demande pour rendre son avis sur les demandes d’autorisation. Mais ce délai n’est pas respecté. La loi engage beaucoup plus le Ministre que le Ministère. Le Ministre, en tant qu’autorité concédante peut négocier auprès des investisseurs. Le risque est que des décisions stratégiques ne sont pas prises au bon moment, ou sont mal prises car tous les paramètres notamment techniques et environnementaux n’ont pas été pris en compte. Le paramètre politique serait prépondérant lors de la prise de décision. La conséquence est le risque de rencontrer des contrats de concessions mal négociés qui peuvent être signés au détriment du pays et que par la suite des problèmes de mise en œuvre peuvent se produire amenant finalement les techniciens du Ministère à les traiter. En outre, on notera aussi le risque que des décisions soient prises en dehors des dispositions réglementaires. Par exemple, le cas de la résiliation du contrat avec le décret abrogeant le décret n°2001-180 du 05 mars 2001 et portant approbation du contrat de concession de production d’Energie Electrique relatif à l’établissement et l’exploitation d’une Centrale Hydraulique à Amboasary, Région Vakinankaratra. Une démarche qui a été effectué sans appel d’offre et où le décret est sorti avant l’instruction du dossier. En outre, le Ministère a procédé à l’instruction de quelques demandes telles qu’Ampizarantany, Ambondro, Analapatsy qui normalement revient à ADER selon le décret N°2002-1550 du 03 décembre 2002 instituant l’ADER. Le MEH empiète ainsi sur le rôle de l’ADER en intervenant des tâches opérationnelles. Le décret 2015-091 fixant les attributions du Ministre de l’Energie et des Hydrocarbures re introduit l’instruction des demandes comme l’une des attributions du Ministère. Ainsi, cette pratique entraine une confusion sur le rôle des différentes institutions aux yeux des promoteurs et affecte la performance de l’ADER qui est l’institution censée réaliser cette mission d’instruction pour l’électrification rurale. De même, l’implication du Ministre ou du Ministère en matière de tarification est aussi discutable car la loi accorde ce pouvoir à l’ORE. Des interventions du Ministre ou du Ministère pour autoriser ou s’opposer aux révisions de tarif de la JIRAMA ont existé. Le Ministère est handicapé par l’insuffisance des données et informations concernant le secteur électricité. Les informations à disposition du Ministère ne sont pas non plus bien centralisées mais se trouvent éparpillées au niveau des différents services et direction, il n’y a pas de véritables système d’information. Cette situation réduit ainsi la capacité du Ministère et du Ministre pour élaborer et piloter la politique en matière d’énergie électrique, rend difficile l’établissement des dossiers d’Appels d’Offres lancés par le Ministre. En plus, l’insuffisance des ressources ne permet pas aux agents du Ministère d’accomplir leur mission pour faire des collectes de données, effectuer des contrôles sur terrain. Forces Faiblesses Opportunités Menaces GOUVERNANCE POLITIQUE Autorité à définir les orientations stratégiques Dispose du rôle régalien de l’Etat

Capacité stratégique insuffisante : plan de mise en œuvre de la NPE Manque de communication : après la sortie de la NPE, où en est-on ? le plan national de l’électricité n’est pas partagé

Renforcement de capacités nécessaire identifié avec financement défini (PAGOSE) Cadrage par rapport aux enjeux mondiaux (ODD, Climat)

Négociation ardue avec les investisseurs et les PTF. Difficulté des procédures de mobilisation de fonds mondiaux.

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Place prépondérante du Ministre dans la prise de décision : - Elabore la politique - Lance les AO - Supervise directement ADER - Fixe les normes par voie réglementaire

Gouvernance mal perçue par les parties prenantes : Décisions subjectives défavorables à la transparence et à la compétition loyale. Trop forte implication dans les décisions opérationnelles Mécanisme de décision instable

Coordination nécessaire avec les autres départements (environnement, budget, plan) en vue d’une décision plus collective. (plateforme)

Forte rotation au poste de Ministre : entre 2000 et 2016 : 9 ministres Engagement hésitant des investisseurs Conditionnalités renforcées des PTF.

ASPECTS ECONOMIQUES Pouvoir d’affectation des investissements publics dans le secteur de l’énergie.

Capacité financière limitée. Capacité d’absorption faible

Sources de financement potentielles extérieures diversifiées et volumineuses (fonds vert)

Compétition internationale sur la mobilisation des fonds.

Potentielles énergétiques importantes

Externalités non prises en comptes

Comptabilisation des ressources naturelles

Prix compétitifs des sources d’énergies polluantes.

ASPECTS ENVIRONNEMENTAUXPrise en compte des ressources renouvelables dans les politiques.

Analyse des risques peu développée, notamment sur les ressources hydrauliques.

Informations et analyses internationales développées.

Risques climatiques et anthropiques élevés.

ASPECTS TECHNOLOGIQUES Disponibilité de techniciens multidisciplinaires

Les départements techniques ne sont pas toujours tenus au courant ou sont peu consultés sur certains projets avant la prise de décision. On s’adresse surtout à eux pour exécuter les ordres ou lorsque des problèmes surviennent. Relève peu préparée.

Appui des missions d’expertise internationales Programme de renforcement de capacité des ressources humaines

Compétition et fuite de compétences en faveur du secteur privé et du marché extérieur.

Expériences sur différents modes de production énergétique

Faible gestion des connaissances. Manque d’information sur le secteur : données sur les sites, plans, opérateurs,

Valorisation des recherches nationales et des expériences dans les pays du sud.

Compétition des acteurs étrangers et des importations.

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4.4.2 SWOT de l’ORE Selon l’article 34, l’ORE est chargé du contrôle du Secteur de l’Électricité. L’Organisme Régulateur est un organe technique, consultatif et exécutif spécialisé dans le secteur de l’Electricité. Selon l’article 35, le texte autorise l’ORE à établir des normes ayant valeur impérative et s’imposant aux Exploitants du secteur de l’Electricité. Les actes, décisions, injonctions ou sanctions prononcés par l’ORE ont une valeur juridique (acte administratif) qui s’imposent à tous et qui ne peuvent faire l’objet d’un recours que devant le Conseil d’Etat. En ce qui concerne le tarif, toute modification ne pourra être apportée qu’avec l’accord préalable de l’Organisme Régulateur (art 36), les projets d’AO pour achat de puissance et d’énergie ou pour octroi de Concession ou d’Autorisation doivent avoir le visa de l’ORE avant leur lancement (art 38). La pratique a montré que cet organisme n’a pas pu réellement exercer son pouvoir et faire respecter ses décisions. Vis-à-vis de l’administration, son pouvoir de contrôle, d’interpellation ont une portée limitée car ses décisions, ses avis ou recommandations ne sont pas obligatoirement suivis. Selon l’article 3 de la loi 98-032, les activités de Production, de Transport et de Distribution d’énergie électrique relèvent de l’autorité du Ministre chargé de l’énergie électrique et de l’Organisme Régulateur. L’esprit de cet article montre que l’ORE a le même niveau d’autorité que le Ministre dans le secteur électricité tout en tenant compte de leur prérogative respective. Néanmoins, si l’autorité d’un Ministre est reconnu naturellement car disposant du pouvoir régalien de l’Etat, celle de l’ORE qui n’existe que depuis 15 ans, n’est pas connue, comprise voire reconnue et acceptée notamment en matière d’injonction, d’interpellation et de sanction dans les cas de décision ou pratique non conforme à la loi constatées par cet organisme. Vis-à-vis des exploitants et des promoteurs, l’ORE souffre d’une incompréhension quant à ses attributions. Les opérateurs ne font pas une réelle distinction entre la mission du Ministère et celle de l’ORE car ces 2 institutions font partie de l’Etat de leur point de vue. Les interviews auprès des exploitants ont montré une incompréhension quant aux attributions de l’organe régulateur. En conséquence, l’ORE fait l’objet de reproche par ces opérateurs lorsque cet organisme accomplit son rôle pour faire respecter la loi dont les décisions ne sont pas forcément favorables aux opérateurs. En plus, l’ORE reste impuissante lorsque les exploitants ne respectent pas leurs obligations telles que la soumission de rapport. Le problème de l’ORE réside sur le fait que cet organisme ne dispose pas réellement de moyens et d’indépendance pour imposer ses décisions et se faire entendre. En fait, les attributions de l’ORE est fondamentalement incompatible par rapport à son statut et son rattachement institutionnel. Les conditions de son indépendance à l’égard de tous les acteurs du secteur, y compris l’Etat, ne sont pas réunies. L’ORE a un statut d’EPA mais les ressources12 ne correspondent pas à celles d’un EPA. L’article 23 du Décret n°2001-803 précisant l’organisation et le fonctionnement de l’Office de Régulation de l’Electricité prévoit que l’ORE obtienne des subventions de l’Etat. Même si cette subvention n’a jamais été effective car l’ORE perçoit des redevances sur le chiffre d’affaires des opérateurs (art 48), l’ORE se trouve sous la tutelle budgétaire et comptable du Ministère des finances et du budget le privant des garanties d’indépendance devant revenir à un organisme régulateur. Sa comptabilité est assujettie au contrôle d’un agent comptable et de l’inspection générale de l’Etat13. En outre, les modalités de fonctionnement de l’ORE ne correspondent pas à la catégorie des EPA. En effet, le personnel de l’ORE est soumis au Code du Travail. L’indépendance de l’ORE est aussi fortement tempérée dans la mesure où l’article 2 du Décret n°2001-803 place l’ORE « sous la tutelle technique du Ministre chargé de l’Energie Electrique, sous la tutelle budgétaire du Ministre chargé du Budget et sous la tutelle comptable du Ministre chargé de la comptabilité publique ». Son rattachement au Ministère de l’énergie n’est pas en cohérence par rapport au pouvoir que la loi 98-032 confère à ORE car il sera toujours considéré comme sous les ordres du Ministre. L’ORE est considéré comme un organisme rattaché, c’est-à-dire un prolongement du Ministère. 12 Article 23 du décret n°2001‐803 précisant l’organisation et le fonctionnement de l’Office de Régulation de l’Electricité 13 Article 24 et 26 du décret n°2001‐803

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En outre, dans l’exercice de ses prérogatives, notamment pour veiller sur le principe de la concurrence, l’ORE a été appelé à jouer le rôle d’arbitre et effectue des médiations aussi bien entre opérateurs eux même qu’entre opérateurs et le Ministère. Ce rôle est endossé par l’ORE lorsque des conflits sont constatés par cet organisme ou rapportés par des tiers. Les auteurs de ces pratiques peuvent être le Gouvernement, le Ministère et les opérateurs. Généralement, ces conflits surviennent après que des décisions aient été prises sans avis préalable de l’ORE. D’autres formes d’arbitrage et de médiation ont été également notées sans que l’actuelle loi ne l’ait pris en compte en ce qui concerne le règlement des conflits avec les usagers et les collectivités décentralisées. En effet, selon l’article 37 de la loi, l’Organisme Régulateur peut se saisir d’office ou être saisi par le Ministre chargé de l’énergie électrique, les Permissionnaires ou les Concessionnaires. Mais la pratique a montré que l’ORE a dû traiter également des cas qui ont impliqué les consommateurs et les collectivités. L’ORE a été ainsi amené à porter une lecture juridique sur des cas de conflit entre le ministère, les collectivités, les opérateurs, les usagers et recommander des solutions. Pour appliquer les recommandations, cet organisme effectue des démarches d’information et négociations auprès promoteurs et usagers, comme le cas où il a été demandé aux industries de s’effacer durant les périodes de pointes. Enfin, l’article 38 de la loi stipule aussi que l’Organisme Régulateur élabore une planification indicative pour le secteur de l’énergie électrique. Néanmoins, ces plans n’ont pas reçu une considération sérieuse de la part des autres acteurs notamment de la part du MEH et n’ont pas connu une application malgré l’expertise, les compétences et l’investissement pour monter ces plans. Constatant l’importance d’un organe régulation en tant que gardien de la loi, la NPE a recommandé le renforcement du statut de l’ORE en le transformant en établissement public de régulation capable d’imposer ses décisions en termes de tarification, qualité des services, concurrence, et défense des intérêts des consommateurs. Forces Faiblesses Opportunités Menaces Gouvernance Politique Procédure claire pour l’instruction des dossiers

Rattachement avec le Ministère de l’énergie

Reconnaissance par les PTF de l’importance du rôle de régulateur

Manque d’indépendance par rapport au MEH Considéré comme un organe consultatif

Normes émis ayant valeur impérative

Porté limitée de ses décisions PRC ELEC pour travailler sur la réforme

Rôle mal compris par les promoteurs et exploitants: organe de conseil, d’appui

Décision, avis ayant une valeur juridique dont recours possible seulement au niveau Conseil d’Etat

Faible capacité à imposer et appliquer ses décisions au Ministère et exploitants

Aspects économiques Collecte de redevances sur les CA des opérateurs (1,2%) comme ressources financières

Moyen insuffisant pour faire le suivi et le contrôle donc certaines activités illicites échappent au contrôle et aux sanctions au risque de créer une concurrence déloyale

Tutelle budgétaire et comptable du Ministère des finances et du budget

Aspects techniques Expertise technique Personnel insuffisant pour le

suivi, le contrôle

Diligence dans le Personnel sous le régime du

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traitement des dossiers, émission des avis et recommandations aux promoteurs, ministère

code de travail

Dispose de plan indicatif bien élaboré

Plan peu pris en compte par MEH

Site web pour communiquer et partager les informations

Aspects juridiques Habilité à établir des normes

Statut EPA non approprié à son rôle de régulateur

Projet de statut EPR

Conseil de l’électricité nommé par le Gouvernement

ORE est l’organe régulateur des prix

Echec de la mise en œuvre/concrétisation absente

Pouvoir d’injonction, de sanctions

4.4.3 SWOT de ADER Selon l’article 3 de la loi 98-032, pour la réalisation de la politique nationale dans le secteur de l’électricité, le Ministre chargé de l’énergie électrique peut déléguer tout ou partie de ses pouvoirs. Pour étendre l’accès à l’électricité des populations des zones rurales, le Ministre chargé de l’énergie électrique peut utiliser des subventions d’équipement prélevées sur un fonds national de l’électricité constitué à cet effet, notamment dans le cadre du programme de développement rural. Ainsi pour promouvoir l’électrification rurale, le décret 2002-1550 du 03 décembre 2002 a institué l’Agence de Développement de l’Electrification rurale. L’ADER est un établissement public à caractère administratif, doté de la personnalité morale et d’une autonomie administrative et financière. Selon le même décret, ADER est placé sous la tutelle technique du Ministre chargé de l’Energie Electrique, sous la tutelle budgétaire du Ministre chargé du Budget et sous la tutelle comptable du Ministre chargé de la comptabilité publique. Globalement, ADER dispose depuis sa création en 2004 une solide expérience de 12 ans en électrification rurale. De ces expériences passées ont été tirées des leçons notamment la mise en place de plans directeurs régionaux en abandonnant le pilotage à vue qui fonctionnait sur demande des Communes rurales ainsi que le fait de privilégier l’exploitation des énergies renouvelables au lieu des groupes thermiques. Par ailleurs, ADER peut compter sur une équipe multidisciplinaire compétente même si des faiblesses sont notées par cette équipe au niveau de la capacité en gestion axée sur les résultats ainsi qu’en matière de communication interne. Le décret 2002-1550 du 03 décembre 2002 stipule aussi que l’ADER instruit pour le compte du Ministre chargé de l’énergie électrique, les demandes d’Autorisations et/ou Concession qui peuvent porter sur des activités de Production et de Distribution d’énergie électrique sur un ou plusieurs centres relevant de ses compétences. Cette délégation de pouvoir reste plus ou moins effective selon les dirigeants au niveau du Ministère, c’est-à-dire qu’à la fois ADER et le Ministère instruisent des demandes de contrats. Même si l’on peut assimiler cela comme un signe d’empiètement dans leur attribution respective, on peut noter un réel problème de coordination. L’existence de 2 institutions qui effectuent la même tâche peut conduire à des incohérences ou des conflits. Il s’agit ainsi du cas de 2 projets de concession sur le site de Lokoho dans la région SAVA avec 2 dossiers instruits dont l’un se trouve au niveau de ADER sous financement allemand et le second au niveau du MEH sur le grand

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site. Même si les dossiers instruits sont envoyés par ADER au Ministre qui représente l’autorité concédante. Une telle situation autorisée par la loi ne contribue pas à améliorer la performance de l’ADER en matière d’électrification rurale et à asseoir une bonne confiance au niveau des promoteurs qui ont déjà investi dans la réalisation d’étude pour faire face ensuite à un risque d’abandon de leur projet. Pareillement, le décret 2002-1550 du 03 décembre 2002 stipule aussi que l’ADER délivre ou fait délivrer les certificats de conformité prévues à l’article 61 du décret N° 2001-173 du 28 février 2001 fixant les conditions et modalités d’application de la Loi n°98-032 et peut procéder, sur délégation du Ministre chargé de l’énergie électrique au contrôle et à la surveillance mentionnée aux articles 72 à 75 dudit décret. ADER fait face à la même situation que précédente en absence d’une bonne coordination entre MEH et ADER. Ces 2 faits placent ADER dans une situation d’incertitude sur les initiatives qu’elle devrait prendre dans l’accomplissement de sa mission sans entrer en conflit avec le MEH et devront interpeller les responsables au niveau de MEH et de l’ADER sur la meilleure manière de gérer la délégation de pouvoir qui est stipulée dans l’article 3 de la loi 98-032. L’esprit de la délégation peut en effet être interprété au niveau de l’ADER comme le fait pour MEH de se décharger des activités opérationnelles pour se concentrer sur la politique, la stratégie. Mais depuis 2013, ADER a besoin de l’aval de MEH avant de prendre d’importantes décisions comme l’instruction des demandes de contrats, les lancements des AO, appels à projets, appels à candidatures. Par contre, la réalisation d’action de contrôle telle que stipule encore le décret 2002-1550 du 03 décembre 2002 se fait en coordination avec ORE. Les 2 Institutions se complètent pour contrôler les infrastructures de production et de distribution. Néanmoins, l’agence n’arrive pas à effectuer le contrôle de toutes les exploitations existantes tout le long du processus en raison de l’éloignement des sites et l’insuffisance des ressources. Des cas d’installations n’ayant pas fait l’objet de réception technique, de contrôle de conformité aux normes et cahier de charge sont notés par l’agence. Les doléances des Communes et des députés permettent entre autres à ADER de s’informer sur la situation de terrain : l’arrêt des exploitations, conflits entre l’exploitant et les usagers par exemple. L’ADER prend ainsi des mesures avec ORE pour effectuer de la médiation, des constats de carence aboutissant parfois à la résiliation des contrats. Le décret 2002-1550 du 03 décembre 2002 stipule que l’ADER peut octroyer aux Exploitants des subventions prélevées sur le Fonds National de l’Electricité. La gestion de la FNE est ainsi confiée à ADER. L’ADER étant un EPA et gérant de denier public, il est soumis aux règles de la comptabilité publique. Le fonds destiné pour les projets d‘électrification dépend ainsi du plan de décaissement du trésor en fonction de sa priorité et de la disponibilité. Ainsi, ce décaissement s’effectue avec un délai relativement long même si le traitement des dossiers s’effectue rapidement au niveau de l’ADER. Cette lenteur crée un problème de crédibilité vis-à-vis de ses partenaires. En effet, les partenaires techniques et financiers contribuent significativement pour compléter la FNE en financement directement les opérateurs. Mais le retard de déblocage de la FNE compromet les investissements. La contrainte en ce qui concerne la collaboration avec les PTF reste néanmoins leur zone d’intervention qui ne coïncide pas forcément avec la priorité de l’ADER. Forces Faiblesses Opportunités Menaces ADER reste le premier interlocuteur des promoteurs en électrification rurale

Manque d’autonomie financière et administrative

Manifestation d’intérêts des promoteurs de projets suite au lancement des AO

Redevabilité de l’ADER envers l’entité origine de la ressource (pot de vin)

Procédure rapide en matière d’autorisation de décaissement au niveau ADER

Manque de recul pour tirer les leçons et capitaliser les acquis

Motivation des bailleurs dans le financement l’électrification

Intervention de la politique dans la gestion d’ADER : électrification

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rurale rurale comme outil de propagande dans les localités

Existence de plans directeurs régionaux les énergies Hydro – Biomasse – Solaire – Eolienne et l’Ethanol depuis 2010

Lenteur des déblocages de fonds au niveau du MFB/ Direction Générale du Trésor ADER ne gère pas directement le FNE

Existence de PTF (GIZ, ONUDI, PIC…) pour financer les projets

Réticence des PTF pour financer si le fond passe par le Trésor

Site web pour communiquer et partager les informations

Manque de ressource pour accélérer l’électrification, instruire les dossiers, faire le suivi

Partage de rôles flou entre MEH et ADER sur la délivrance de certificat de conformité

Absence de système d’information, insuffisance de données techniques

Pas de contribution de la JIRAMA sur la FNE Administration ne fait pas de recouvrement

Compétences multidisciplinaires

Lenteur dans l’instruction du projet

Empiètement ou manque de coordination en matière d’instruction des demandes entre MEH et ADER

Expérience de 12 ans en ER

Insuffisance de suivi des exploitations

Confusion de responsabilités entre ADER et ORE : contrôle

4.5 SWOT des collectivités décentralisées Les collectivités décentralisées sont des structures locales disposant d’atouts pour promouvoir l’expansion du secteur électricité. Leur force principale réside sur le fait qu’elles sont les plus proches des usagers et possèdent une bonne connaissance des ressources valorisables. En milieu rural en particulier, les collectivités décentralisées ont une force de communication pour sensibiliser les consommateurs, connaissent leurs besoins, leurs contraintes. Leur contribution pour lever les problèmes fonciers et environnementaux liés à la mise en place des infrastructures de production, de transport et de distribution est importante. En plus, les collectivités décentralisées peuvent établir des accords de coopération en matière de développement avec des villes étrangères, des partenaires financiers et techniques. Des initiatives en matière d’électrification peuvent être ainsi intégrées dans ces accords de coopérations. Actuellement, leur implication dans le processus reste encore limitée d’autant plus que les autorités locales ont une faible connaissance de la loi 98-032 et leur capacité à établir une politique de développement énergétique notamment sur l’électricité reste à apprécier. Néanmoins, leur implication constitue aussi un risque avec la possible interférence politique qui encombrera le processus pour l’électrification d’une localité : de la conception, l’appel d’offre, la mise en place des infrastructures. Par contre, les collectivités décentralisées peuvent tenir un rôle pour assurer la viabilisation de l’exploitation par la promotion des activités économiques afin de tirer la consommation d’énergie électrique, la gestion durable des ressources, la protection des infrastructures, en particulier pour les installations d’éclairage public en milieu rural. Mais le risque de confier une telle responsabilité

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résidera sur la continuité des services et l’appropriation d’une telle responsabilité à chaque renouvellement des autorités communales. Forces Faiblesses Opportunités Menaces POLITIQUE Place importante dans la réussite des projets : source d’informations considérable dans le choix des sites, l’élaboration du projet et l’étude. Connaissances des sites

Faible implication des autorités locales - la participation de la commune dans le processus se limite à l’étude de faisabilité et les visites de lieu - le dépouillement se fait au niveau de l’ADER et Ministère.

Appui de l’ADER Et des partenaires : ONG, UE…

Rupture de continuité en cas des changements des responsables, ou fin de mandat pour les élus

Possibilité de trouver de financement par des partenaires

Insuffisance des moyens Engagement des partenaires

Tendance à utiliser l’électrification rurale comme outil de propagande

Rôle important dans la résolution des problèmes communautaire, et à l’accès aux ressources

Illégitimité vis-à-vis de la communauté en cas d’une personne non élu Conflits avec les communautés locales

Connaissance du milieu social mieux que l’ADER Autorités les plus proches de la communauté donc ils devraient chercher l’intérêt communautaire

Manque de redevabilité vis-à-vis de la communauté

Manque d’appropriation des infrastructures octroyées et gérées par les CD : éclairage public, pas de prise de responsabilité

Autorités clés dans la signature des conventions

Manque des techniciens, connaissance technique faible : droit et obligation dans la gestion et l’accès aux ressources, méconnaissance de la loi et des possibilités pour les CD pour élaborer une stratégie de développement de l’énergie au niveau local

Dépourvu des droits des regards dans la mise en œuvre du projet

Loi sur la décentralisation : Légalité et légitimité du CTD

Exclusion des CTD dans la gestion réduisant ainsi le contrôle ou le suivi du projet au niveau local

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4.6 SWOT des exploitants Selon l’article 62 de la loi, tout exploitant et tout Autoproducteur ont le devoir de maintenir ses installations en bon état de fonctionnement et dans des conditions qui ne mettent pas en danger les personnes ou les biens, conformément aux dispositions contenues dans le Contrat de Concession ou l’arrêté d’Autorisation et à la législation en vigueur. Cette disposition suppose à priori que les exploitants déploient toutes mesures pour disposer des équipements de qualité répondant aux normes permettant une production satisfaisante en termes de qualité et de quantité en toute sécurité. Ceci suppose également une obligation pour les exploitants de procéder à une maintenance en règle de ces équipements et infrastructures. L’expérience constatée a montré que les problèmes rencontrés par les exploitants pour remplir ces obligations proviennent en partie de leur faiblesse en ce qui concerne l’acquisition de matériels de qualités peu fiables mais également en leur capacité de gestion de l’exploitation pour les maintenances : ceci comprend la compétence technique mais également la gestion financière permettant de disposer d’une trésorerie suffisante pour assurer la prise en charge des travaux de maintenance. Par ailleurs, la responsabilité des autorités peut être également engagée car l’insuffisance des normes et de contrôle de ces équipements avant leur mise en service constitue une menace pour une meilleure application de cette disposition. En plus, une implication abusive des autorités dans le système de tarification est une menace aboutissant à des difficultés financières et compromettre ainsi l’assurance d’une bonne santé financière des exploitants comme le cas de la JIRAMA. L’interférence de la politique dans la gestion interne de cette société bien qu’appartenant à l’Etat a influencé les prises de mesures concernant les révisions de tarifs pour lui permettre de disposer d’une situation financière suffisante pour assurer la maintenance des installations. En absence de ces maintenances, la performance des machines ont diminué entrainant la baisse de la production, et la qualité de service. Selon l’article 63 de la loi, l’établissement et l’exploitation des Installations d’Electricité, doivent respecter les dispositions législatives et réglementaires relatives à la protection de l’environnement et en particulier celles de la Charte sur l’Environnement adoptée par la loi n° 90-033 du 21 Décembre 1990 et des textes réglementaires pris pour son application. L’octroi de permis environnemental est précédé par l’engagement des exploitants à respecter son cahier de charge environnemental qui contient les mesures à prendre pour atténuer les impacts de l’exploitation sur l’environnement. Le degré d’accomplissement des engagements au niveau des exploitants sont variables selon les compétences et ressources dont ils disposent. Néanmoins, il faut reconnaitre également que la dégradation de l’environnement, la déforestation, l’érosion des bassins versants risquent d’avoir un impact de plus en plus important sur les ressources hydrauliques compromettant ainsi la production des centrales hydroélectriques et menaçant ainsi les obligations des exploitants en matière de fourniture d’électricité en qualité et quantité. Les mesures de protection de l’environnement à prendre peuvent dépasser la responsabilité seul de l’exploitant et devront faire appel à un plus engagement de l’Etat et des autres secteurs (autre que l’énergie). Sans une clarification de la part de responsabilité des 2 parties, le risque pourrait être supporté par le seul exploitant et pourra constituer un facteur de démotivation des investisseurs. Selon l’article 66 de la loi, toute destruction ou détérioration volontaire d’Installations d’électricité telles que définies à l ‘article premier sera punie. Les plaintes des exploitants relatent les cas de destructions et de vols des installations de production, de distribution d’électricité. Les conséquences de ces actes constituent aussi une menace forte sur leur capacité à respecter leur engagement de fourniture d’électricité. Des cas d’arrêt d’activités sont enregistrés. Le fait que les exploitants supportent seul ce risque constitue aussi une menace à la sécurisation des investissements dans le secteur. En outre, si les gros exploitants disposent d’un atout significatif en termes de compétence technique, gestion, commercial, ces capacités constituent les faiblesses des petits et promoteurs moyens. Cette situation se traduit d’une coté par leur difficulté à monter des dossiers conformes à la demande de MEH, de l’ADER, de l’ORE dans les différentes procédures telles que les AO, tarif, suivi-évaluation

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(collecte de données), reporting, et d’autre coté par une difficulté de management des exploitations. En plus, le retard de paiement de la subvention à travers FNE constitue une menace à la mise en place des projets et au respect du calendrier. Ce qui oblige certains exploitants à prendre le risque d’avancer le montant des investissements. Par contre, les gros exploitants dans le réseau de la JIRAMA voient le manque de garanti en matière de paiement soit par la JIRAMA ou l’Etat comme leur principal menace à la sécurisation de leur investissement. SWOT de JIRAMA Forces Faiblesses Opportunités Menaces Usagers MT/HT (industriels) absorbent 38% de l’électricité pour à peine 1000 abonnés

La production n’arrive pas à couvrir les besoins totaux des usagers

Appui des PTF à travers le projet PAGOSE: composantes PAG, PDMC

Mécontentement des usagers pouvant aboutir à des actes de destruction des infrastructures de la JIRAMA

Amélioration du système de passation de marché : engagement à abandonner la procédure de gré à gré pour passer systématiquement aux AO

Vente à perte Taux de recouvrement commercial : 60% Déficit de JIRAMA 296 milliards Ar en 2014

Subvention de l’Etat à 300 milliards Ar qui sera progressivement réduite d’ici 2020

Autres opérateurs intervenant dans le périmètre de concession

Capacité à faire marcher les centrales malgré l’insuffisance des moyens

Location de groupe avec des contrats de location de groupe au désavantage de la JIRAMA

Augmentation de tarifs 10,5% puis de 5% en 2016 permettant d’améliorer la situation financière

Concessions reconduites hors de la procédure d’AO et en violation des procédures légales

Non maitrise du système de production, distribution : 35% de perte (perte technique, et non technique : vol, raccordement frauduleux)

Les technologies pour une surveillance de la consommation (compteurs intelligents)

Achat de carburant à un prix élevé par rapport au prix à la pompe

Statut de la JIRAMA : en cas de défaillance l’Etat constitue une garantie pour la JIRAMA

Manque d'équité en cas de défaut l'opérateur est sanctionné mais en cas de défaillance de la fourniture de l'énergie de la JIRAMA aux usagers se cache derrière le service public et reste impuni.

Statut de la JIRAMA : forte implication de l’Etat actionnaire dans la gestion technique et financière

SWOT des exploitants concessionnaires HFF; HYDELEC Forces Faiblesses Opportunités Menaces Force de négociation jusqu’aux autorités supérieures de l’Etat

Possibilité de Négociation avec les autorités locales

Instabilité politique

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Expertise technique pour les études et montage de projet, la gestion d’exploitation

Expertise technique avec l’assistance des projets financés par les PTF

Manque de garantie de l’Etat. Risque élevé d’investissement

Surface financière relativement important pour supporter les retards de paiement de la JIRAMA

Difficulté à monter un financement. Garantie insuffisante dans les contrats avec la JIRAMA

Retard du paiement Endettement de l’exploitant

Les opérateurs prennent tous les risques

Absence de fond de garantie

Potentiel de valorisation des ENR.

Problème foncier. L’insécurité

SWOT des exploitants Permissionnaires Forces Faiblesses Opportunités Menaces Potentiel de

développement de l’énergie renouvelable à prix compétitif

Instabilité politique

Des systèmes de paiement de l’électricité élaborés pour s’adapter aux contextes de l’ER mais pas forcément mentionné dans la réglementation (paiement en nature)

Capacité de monter des dossiers bancables : faible connaissance des procédures de financement surtout les petits promoteurs

Les AO lancés par ADER sur la base des plans directeurs régionaux

Retard dans le déblocage des FNE au trésor, compromettant la mise en œuvre des projets.

Absence de mécanismes de garanti et de financement dédié au secteur sauf FNE

Mobilisation des banques : charte pour le financement de l’électrification rurale

Difficulté pour obtenir des prêts auprès des banques locales

Capacité de gestion et commerciale des exploitations

Financement avec FNE

Faible pouvoir d'achat des ménages

Capacité technique dans le montage et l’installation des centrales

Conflits entre les usagers et l’exploitant

Rassembler l’apport de 30%

Difficulté d’emprunt pour les opérateurs locaux du fait que la banque craint le non solvabilité de la JIRAMA pour le remboursement

Imposition de prix par les promoteurs d’une manière illicite sur terrain

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5 Réflexions émises pour améliorer le cadre juridique et institutionnelle 5.1 Renforcement des institutions 5.1.1 Ministère de l’Energie et des Hydrocarbures a) Plate-forme de coordination Les attributions du MEH doivent être détaillées dans la loi (au-delà des termes généraux de l’article 3) afin que les règles du jeu soient claires. Le MEH devrait prendre l’initiative pour coordonner les activités dans le secteur en créant une plate-forme de coordination réunissant toutes les parties prenantes du secteur (MEH, ADER, ORE) mais aussi avec les autres secteurs. En effet, les politiques et les programmes concernent plusieurs ministères et plusieurs bailleurs ou autres institutions. Il s’agit de trouver la combinaison optimale entre 4 modes d’accès ci-après à l’intérieur du même secteur de l’énergie. Le Ministère a un grand rôle à jouer pour coordonner toutes ces activités. 4 modes d’accès existent :

• Auto production • Pré électrification • Proche du consommateur via la production distribuée urbaine ou rurale, qui peut être

encore divisée en deux suivant la puissance et la taille o Centre isolé avec réseau local o Mini réseau avec des centrales de petite puissance

• Soit les « grands » réseaux interconnectés auxquels sont raccordées de grosses centrales. Cette coordination s’impliquera également dans la standardisation de la procédure d’AO au niveau du MEH de l’ADER et de l’Acheteur central (JIRAMA) afin qu’un même message soit communiqué auprès des promoteurs. Ceci permettra d’éviter les malentendus et les conflits. La gestion de la mise en œuvre pourrait être confiée à une plateforme composée d’experts et de techniciens possédant les compétences requises. b) Observatoire de l’électricité La mise en place d’un observatoire de l’électricité permet de rassembler les informations sur le secteur, de garantir l’application de la loi et le respect de la transparence qui doit être la règle : publier les Concessions et Autorisations octroyées, les données d’exploitation, les textes, les AO, etc. En effet, l’expérience des 16 dernières années montre que bon nombre de dispositions de la loi n’ont pas été appliquées, ont été mal interprétées ou contournées, souvent par les autorités elles-mêmes. Il faut aussi le rendre le plus autonome possible. Constituer cette Observatoire à partir :

o De la Société civile (associations de la SC) o De techniciens du métier pour leur compétence o Représentants des opérateurs o Le Bianco

La prédominance du Ministère dans ce secteur handicape son développement, et constitue une entrave à l’indépendance et à l’efficacité d’organismes comme l’ORE ou l’ADER. Les implications de la tutelle technique du MEH sur ces deux organismes sont à étudier avec soin. c) Contrôle de l’Etat Il faut insérer dans le contrat que l’Etat a le pouvoir de contrôle. Un contrôle que sera effectué par des Agents assermentés (Ingénieurs,…). d) Imposer un délai de réponse dans les textes réglementaires Le texte devrait contraindre le MEH à se prononcer dans un délai défini sur les sujets et les décisions qu’il est appelé à prendre, pour éviter tout vide et toute continuation du vice faisant l’objet de la sanction. Les différentes étapes dans la procédure d’AO jusqu’à la notification devront comporter des délais que le Ministère, l’ADER et l’ORE devront respecter.

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5.1.2 ORE Les projets de réforme (projet de loi du 13 novembre 2008 modifiant et complétant certaines dispositions de la Loi n°98-032) tendent encore à réduire le pouvoir de l’ORE en matière d’investigation, et son pouvoir d’injonction et de sanction. Une étude réalisée par le cabinet Hector Farina Avocat suggère l’adoption d’un statut proche d’un statut d’une Autorité Administrative Indépendante ou d’une Autorité Publique Indépendante. Un projet de texte dans ce sens portant sur la création d’un statut EPR est en cours de réflexion et d’élaboration. Renforcer l’autonomie de l’ORE pour qu’il puisse assurer pleinement sa mission d’interpellation aussi bien des promoteurs que du Ministère. Les exploitants proposent qu’un guide pour établir le business plan et, les projections commerciales soit rédigé afin de permettre un bon dialogue entre les autorités et les opérateurs. Une partie importante des conflits et des reproches proviennent d’une incompréhension sur les informations que veulent les autorités et les informations fournies. 5.1.3 ADER L’étude menée par le cabinet Hector Farina Avocat stipule que le statut de l’ADER ne répond pas aux besoins du secteur en tant qu’agence de développement de l’électrification rurale. Des éclaircissements doivent avoir lieu concernant les attributions de cette agence en matière d’octroi d’Autorisations et de Concessions. Les défaillances des textes réglementaires relatives à l’ADER sont à revoir, plus particulièrement sur les empiétements de champs de compétence entre l’ADER, MEH en matière d’électrification rurale : instruction des demandes, le certificat de conformité. Il faut rendre l’ADER plus autonome et indépendante de l’Etat et lui attribuer la gestion complète de la FNE. Il importe de mettre dans la loi plus explicitement aussi le rôle de l’ADER. L’ADER doit mieux communiquer et sensibiliser les acteurs publics et privés quant à son périmètre d’intervention. Le décret 2002-1550, instituant l’Agence de Développement de l’Electrification Rurale stipule que ADER intervient au niveau de :

• « Electrification Rurale » recouvre une partie du secteur de l’électricité auquel s’appliquent des normes et réglementations spécifiques et qui recouvre (i) l’ensemble des zones rurales ou périurbaines du territoire de la République de Madagascar sur lesquelles aucune installation électrique (réseau de distribution basse tension et/ou centrale de production) n’est implantée à la date de promulgation du présent décret, et (ii) l’ensemble des Centres Autonomes existants à ladite date et dont la puissance installée est inférieure à 250kW (iii) à l’exclusion de toutes les Installations d’Autoproduction.

• « Centre Autonome » : tout centre non raccordé à un réseau interconnecté •

5.1.4 FNE Le FNE doit être un fonds autonome avec des statuts clairs et une politique claire, avec des procédures transparentes tant au niveau de la gestion des ressources que de leur octroi (modes de collecte, conditions de décaissement, suivi et justification des dépenses, etc.). Des propositions ont été reçues quant à la taxation carbone notamment sur le carburant (véhicules) afin d’alimenter le FNE. Le fonds devra être directement géré soit par l’ADER, soit par les Bailleurs eux-mêmes après l’avis de non-objection de la part de l’ADER. Une autre solution serait de constituer le FNE en fondation avec statuts autonomes, gérée par une entité autonome et des procédures claires et transparentes. 5.1.5 Collectivités décentralisées Le texte devra inclure des dispositions permettant d’impliquer les autorités locales (Collectivités décentralisées) durant la préparation des dossiers et la gestion d’une centrale : attribution de pouvoirs pour contrôler et suivre la gestion. Pour les installations communautaires telles que l’éclairage public, la responsabilité des collectivités décentralisées devra être engagée en matière de gestion et d’entretien.

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5.1.6 Jirama La Jirama travaille dans des conditions épouvantables mais arrive encore à faire marcher le réseau. Cependant avec les conditions actuelles cela va s’écrouler et il faut penser à trouver la solution :

• Transformer la JIRAMA en société de patrimoine qui gère les infrastructures et délègue l’exploitation à des fermiers (qui peuvent être des sociétés privés) à travers des contrats comportant des objectifs très précis. Ou gérer la JIRAMA en Holding (de structure légère au niveau central) et établir des filiales opérationnelles découpées en (production, transport, distribution et/ou commerciale, comptage et autres activités annexes…)

• La JIRAMA aura donc à lancer des appels d’offre pour les investissements et pour l’exploitation et à signer les contrats.

• Définition des périmètres ER et Urbain • Réorganisation interne et résolution des vols et fraudes : les pertes non techniques représentent

dans les 20% par mois. Ce qui constitue une énorme perte qu’il faut enrayer. 5.2 Régimes d’Autorisation et de Concession 5.2.1 Résolution du problème de Transport La loi 98-032 donne à l’Acheteur central la Concession de transport. En l’occurrence, dans les zones urbaines, c’est la JIRAMA qui joue le rôle d’Acheteur central. Comme les ouvrages de Transport, incluant les bouclages et les sous-stations des grands centres urbains, sont du domaine concédé, les infrastructures sont des biens de retour et doivent revenir à l’Etat à la fin de la Concession. A cet égard, deux alternatives doivent être clarifiées dans la loi : soit ces actifs sont construits par l’Etat ou préexistants à la Concession, alors il n’y pas de difficulté particulière, soit, l’Etat n’a pas les moyens de financer la construction et demande au privé de le faire pour son compte, alors, le bien en question devrait faire l’objet d’un amortissement de caducité afin de récupérer le montant investi. 5.2.2 Révision des seuils La majorité des promoteurs de projets ont proposé de revoir à la hausse le seuil de l’Autorisation/Concession. Le projet de texte pour améliorer la loi 98-032 portant sur la réforme du secteur électricité a déjà inclus des nouvelles propositions de seuils : - Sous le régime de l’Autorisation :

• puissance inférieure ou égale à 1 000 kW pour l’établissement et l’exploitation d’installations de production hydroélectrique;

• puissance inférieure ou égale à 500kW pour l’établissement et l’exploitation d’installations de production thermique.

• puissance inférieure ou égale à 1 000 kW pour la distribution - Sous le régime de la Concession :

• puissance supérieure à 1 000 kW pour l’établissement et l’exploitation d’Installations de Production hydroélectrique ;

• puissance supérieure à 500kW pour l’établissement et l’exploitation d’Installations de Production thermique ;

• puissance supérieure à 1.000 kW pour les installations de distribution ; • l’établissement et l’exploitation d’installations de transport.

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5.2.3 Inclure des dispositions spécifiques pour les petites centrales et les mini réseaux Le texte devra pouvoir couvrir tous les modèles d’affaires en matière de fourniture d’électricité. Les différents modèles d’affaires devront se créer grâce au progrès de la technologie et la tendance à la baisse des investissements notamment dans la mise en place de multitude de très petites et petites centrales, le développement des mini réseaux notamment en milieu rural. Néanmoins, ces initiatives devront être balisées dans les textes réglementaires afin de promouvoir les investissements et d’éviter un développement anarchique. Les propositions des promoteurs sont de fixer un seuil particulier pour les mini projets par exemple pour les installations de moins de 100KW et d’offrir un régime d’Autorisation dont la procédure d’octroi sera allégée. Il faut également clarifier la procédure par candidature spontanée a été préconisé par les promoteurs car la candidature spontanée constitue notamment une voie plus allégée pour les petits projets de centrales. 5.2.4 Amélioration des termes des contrats a) Engagement de l’Etat Mise en place des moyens de pression pour que l’Etat puisse honorer son engagement mentionné dans le contrat (exemple : apport financier de l’Etat non réglé entrainant la suspension des travaux). Il faudrait instaurer également des garanties par l’Etat ou des assurances acceptables sur les vols de biens publics et autres actes de vandalismes. b) Renforcement des obligations des opérateurs Les promoteurs doivent pouvoir démontrer la réalité des apports financiers (part de 30%), %), justifier les hypothèses utilisées dans la projection de la demande (certaines hypothèses ou projections sont souvent basées sur des éléments fantaisistes et qui faussent les projections. la réalité des compétences présentées dans les AO (contrat d’embauche de techniciens compétents et expérimentés dans le métier), le sérieux de l’étude et du business-plan, les études et permis environnementaux, les études de risques divers, les questions de garanties et d’assurance… Les promoteurs doivent établir et montrer pendant les travaux un planning d’exécution, la réalité et le respect du programme de décaissement, le respect des travaux d’exécution (réalisation des ouvrages, contrôle qualité des composants avec certificat d’origine et garantie fournisseurs…) En cours d’exploitation : Des reportings systématiques doivent être produits par les exploitants (statistiques d’exploitation, états financiers, tarifs appliqués et modalités de perception des recettes, les indicateurs portant sur les qualités de service…). c) Sécurisation foncière En matière de foncier, l’intervention de l’Etat et de la collectivité décentralisée est requise par les promoteurs. Le terrain devrait être du domaine concédé par l’Etat et faire partie des biens de retour non-amortissables. Si le terrain du site appartenait déjà à un privé, l’Etat doit le déclarer l’utilité publique et indemniser le privé selon la loi en vigueur. Dans le cas où l’Etat n’est pas capable d’indemniser le privé et que celui-ci devrait « acheter » le terrain, alors le concessionnaire devrait être autorisé à prélever un amortissement de caducité sur la durée de la Concession afin de récupérer ce capital. Afin d’éviter ce genre de problèmes, l’Etat doit décréter que les environs immédiats des sites hydrauliques ou géothermique ou équivalent doivent rester des terres domaniales et non aliénables. Ils peuvent faire l’objet d’expropriation dans le cas d’utilité publique en cas d’aménagement du site. d) Périmètre : Les exploitations dans lesquelles la JIRAMA vend à perte doivent être cédées à d’autres promoteurs privés, par voie d’AO. e) Transparence L’ensemble des acteurs soulève la nécessité d’une transparence dans les procédures à travers la publication de toutes les Autorisations et les Concessions, ainsi que de la situation actuelle du projet avec date (en cours de demande, étude, montage financier, travaux, exploitation depuis…) afin que tous soient au courant de l’avancement des choses.

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f) Le sort des installations en fin de contrat L’article 22 de la loi 98-032 stipule que pendant la durée de l’Autorisation ou de la Concession, le Permissionnaire ou le Concessionnaire est propriétaire des Installations objet de l’Autorisation ou de la Concession. Le sort des installations en fin de Concession ou d’Autorisation est déterminé conformément aux dispositions de l’Arrêté d’Autorisation ou du Contrat de Concession. Celles-ci peuvent prévoir notamment les conditions du démantèlement des Installations ou de leur transfert à l’Autorité Concédante ou à toute personne publique ou privée ainsi que les modalités financières afférentes à ces opérations. Néanmoins, il mérite d’être approfondi. Quelle est le sort des actifs à l’expiration de l’autorisation ? Resteront-ils des propriétés privés ? Dans ce cas, quid des installations inamovibles (centrales hydro). Ou seront-ils rachetés systématiquement par le concédant ? Or, le but des contrats de type BOT consiste, pour le concédant à obtenir en fin de mandat des installations qui autrement lui-même il n’arriverait pas à créer. Il faut préciser ces choses-là dans la loi car il s’agit du fondement même de ce système. Ces considérations auront un impact sur le seuil. En effet, en matière de Concession, il faut distinguer trois types d’actifs qui sous-entendent trois types de traitement pendant et en fin de concession :

1. les biens de retour : biens concédés au concessionnaire par le concédant et à retourner gratuitement à ce dernier moyennant entretien et maintenance

2. les biens de remise : biens acquis durant la concession et à remettre gratuitement au concédant en fin de concession, mais possibilité d’amortir les montants investis par le concessionnaire sur la durée restante de la concession (amortissement de caducité)

3. les biens de reprise : biens propres du concessionnaire ayant servi dans la concession et pouvant être repris par le concédant en fin de concession, moyennant indemnisation (rachat)

5.3 Mode de gestion La loi stipule bien la séparation des Concessions de Production, de Transport et de Distribution, il serait intéressant d’analyser si les Concessions de distribution (incluant celles de la JIRAMA) pourraient être efficaces également en gestion séparée. De même, on pourrait aussi séparer les activités commerciales et les activités de comptage. Ces derniers peuvent être gérés en concurrence. Distribution et commercialisation peuvent être unifiées. 5.4 Planification Le Ministère doit posséder un Plan bien élaboré ayant une valeur impérative. Néanmoins, il faudrait aussi préciser les procédures de planification et les responsabilités de chaque intervenant. Le Ministère doit veiller à la cohérence entre les différents plans de l’ADER et l’ORE. Dans le cas d’une éventuelle nouvelle planification, il faudra la confier à des groupements ou même à des investisseurs privés qui ont la possibilité (financière et technique) d’orienter le secteur dans l’exploitation des énergies renouvelables pour les biens du secteur et pour les Malagasy aussi car c’est la seule option pérenne. La planification du transport devra prendre en compte de normes de Transport à appliquer afin d’éviter des incohérences futures. Le texte réglementaire doit stipuler que le plan doit servir de base pour les appels d’offres. Le principe d’élaboration devra toujours considérer l’option au moindre coût. Pour contribuer à cela, il faut anticiper l’évolution de la technologie dans l’élaboration des textes, d’où l’importance du système de veille. En outre, le texte devra clairement orienter les planificateurs vers l’utilisation optimale du potentiel des ressources hydroélectriques : l’Etat doit porter garant de leur utilisation optimale. En effet, pour un site donné, le soumissionnaire pourrait être tenté de sous-utiliser le site afin de pouvoir proposer un prix plus bas au risque de compromettre la possibilité de valorisation optimale du site. Le texte devra renforcer spécifiquement le rôle de l’ORE, de l’ADER et de MEH en matière de vérification et de contrôle des dossiers des promoteurs en matière de dimensionnement du projet et d’évaluation des investissements ainsi que les propositions de prix afin d’éviter des risques d’erreur ou surévaluation volontaire ou non. Les autorités peuvent faire appel à des experts locaux et/ou étrangers si elles n’ont pas les compétences nécessaires.

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5.5 Appels d’offres Les AO doivent être basés obligatoirement sur un plan qui inclut toutes les mesures d’urgence sur le court-terme. Le plan sert de référence et devra être avoir été optimisé (options durables au moindre coût) et validé (cohérent avec la NPE) auparavant. Le texte doit mentionner le délai pour chaque étape du processus d’appel d’offres. L’article mentionnant le passage obligatoire du DAO à l’ORE avant lancement devrait être complété par le principe de la nullité automatique de l’AO dans le cas contraire. Le cahier des charges doit décrire de façon précise ce qu’on attend du soumissionnaire (en termes techniques : types d’installations, technologie, caractéristiques techniques, normes, etc.) afin qu’il puisse s’y conformer, et afin d’éviter les mauvaises surprises. Ainsi, les besoins exprimés et objet de l’AO doivent être impérativement être ouverts et non entachés d’orientations quelconques vers une exclusivité. Le secteur privé recommande que l’établissement des cahiers des charges doit se faire entre l’autorité et exploitant et cela de manière consensuelle. Il doit se faire après l’installation des infrastructures car entre l’étude et l’installation, des enjeux peuvent encore s’ajouter surtout sur le plan socio-économique ou même politique. Les critères de sélection des soumissionnaires doivent démontrer leur capacité technique. Il importe que les opérateurs puissent démontrer également leur compétence entrepreneuriale notamment en matière de gestion, de marketing. Les stratégies des opérateurs durant l’exploitation doivent d’être décrites par les soumissionnaires pour mieux apprécier la viabilité des projets. Les PLD ne sont pas en effet suffisants. Les principes d’AO devraient être clarifiés dans la loi : • La procédure doit être connue par tous les acteurs : les différentes étapes et les institutions

impliquées • Les AO sont lancés par un comité technique pluridisciplinaire maitrisant le détail du plan • Les AO doivent être ouverts et les AO sur liste restreinte doivent être prohibés • Les délais de soumission des AO doivent être cohérents avec les préparations • Le rôle de l’administration (MEH, ADER, ORE) dans chaque étape des processus d’examen des

dossiers doit être clair que les projets sans suite soient expliqués • L’appel d’offres devrait être transparent (publier les résultats sous peine de nullité) • L’identité des titulaires de Concessions ou Autorisations est également à publier • Les MOU exclusifs sont à prohiber. • La publication des AO et de leurs résultats (incluant les offres de prix), des contrats octroyés avec

les dates et leurs titulaires doivent garantir la transparence de la conduite des affaires et éviter les risques d’abus de pouvoir de la part de certaines personnes.

• Les évaluations doivent être le fait d’un comité composé de personnes issues de divers horizons intéressés par le sujet et la sécurisation de la procédure afin d’assurer une transparence totale (techniciens du métier, Bianco, ministères, ARMP…). Aucune autre entité ne doit imposer ou s’interposer entre ce comité et les résultats. L’octroi d’une Concession ou d’une Autorisation doit être concerté et ne doit donc être la décision d’une seule personne quel que soit son rang et sa fonction. Une triple signature devrait conclure le contrat (par exemple celui du Ministre chargé de l’énergie, celui du ministre chargé des finances et celui du ministre chargé de l’aménagement du territoire ou du ministre chargé du Plan).

Par ailleurs, les promoteurs souhaitent que l’on publie également la liste des concessions ou des autorisations. Au niveau de l’attribution de marché, ils conseillent d’éviter autant que possible d’attribuer à un exploitant des marchés dans des districts différents à cause de la difficulté de gestion. Enfin, comme les Appels d’offres, l’Appel à projet devrait être inséré dans les textes réglementaires (initiative des soumissionnaires des sites).

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5.6 Contrat de location La loi devrait imposer dans les contrats l’existence des termes suivants :

• les contrats de location ne doivent pas perturber en aucune façon la fourniture de l’électricité • les contrats de location peuvent être limités dans le temps et interdits pour une longue durée.

En effet, prévus pour une situation d’urgence à court-terme, ces contrats, comme certains IPP d’ailleurs, deviennent trop chers au locataire qui se charge du carburant. Les locations devraient avoir pour fonction de combler les gaps temporaires ou des pannes de groupes attendant réparations ou encore d’étiage sévère.

• Les autorités doivent avoir un droit de regard pour le cas où il y a des risques de défaillance future et que l’Etat devrait apporter son soutien

5.7 Auto production Revoir le cadre juridique de l’Autoproduction, notamment les conditions d’injection de l’excédent sur le réseau. 5.8 Tarif Diverses remarques et propositions ont été collectées. Certaines renferment surement des aspects intéressants qu’il faut approfondir avant d’édicter des lois :

• L’énergie produite dans chaque région doit correspondre à la potentialité en ressources en énergie de la région. A titre d’exemple, pour la région de Mahajanga, l’énergie solaire est la plus adaptée, énergie hydroélectrique pour l’Est, charbon pour le sud

• Etudier la possibilité de simplifier les catégories de tarifs : un tarif unique pour les quartiers résidentiels, tarif pour le catégorie industriels et tarif pour les ménages

• Revoir le choix entre les deux extrêmes : vérité des prix contre péréquation nationale. Analyser les avantages et les inconvénients et choisir en toute connaissance de cause.

o Le tarif est pérequé au niveau de la zone (mode de production identique) mais différencié selon le mode de production (hydro, fuel, gas oil). En effet, la vérité des prix suppose que chaque tarif reflète et recouvre le coût de fourniture.

o La péréquation nationale va pratiquer le même tarif partout quelques soit le mode de production et le niveau du coût. Ceci est acceptable pour une optique de solidarité nationale et de développement régional mais a comme inconvénient de donner une fausse information économique aux consommateurs de ces régions où le mode de production est cher.

• Changement des compteurs en compteurs prépayés ainsi tous les consommateurs paient cash. Utiliser les compteurs intelligents afin d’éliminer les interventions humaines et réduire à néant les pertes non techniques (corruptions et fraudes) et le problème de recouvrement ainsi que du décalage entre paiement et consommation.

Les problèmes de la tarification ont des impacts au niveau des usagers dans le sens que lorsque les exploitants n’arrivent plus à fournir de produit et service de qualité, les entreprises et les ménages subissent des pertes et de manques à gagner ainsi que des gènes dans leur vie quotidienne. Il faudrait préciser les engagements de l’Etat sur les conséquences de telles décisions, notamment celui de subventionner l’opérateur concerné si l’origine des problèmes relève d’une décision politique. 5.9 Normes des infrastructures, efficacité énergétique Un inventaire des normes existantes doit être réalisé afin de permettre de faciliter la mise à jour. Les normes doivent comprendre tous les équipements de Production, de Transport et de Distribution. La réglementation devra comporter des dispositions pour favoriser l’utilisation des équipements à haut rendement énergétique (efficacité énergétique). Pour cela, les exploitants préconisent de placer un auditeur énergéticien avec les démarches suivantes : mise en place de la norme, contrôle et pénalise tous ceux qui ne respectent pas les règles. Quant aux matériels, pièces de rechange et autres, l’Etat devrait lancer un AO pour s’assurer de leur qualité.

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5.10 Promotion des ENR Les propositions du secteur privé pour promouvoir les ENR sont citées ci-après :

• Définir les pico, micro et mini applicables à Madagascar • Promouvoir les nouvelles technologies (turbines de basses chutes, hydroliennes, etc)

Il y a lieu d’encourager et de promouvoir les autres sources d’énergie renouvelables (marémotrices, etc.) ainsi que les nouvelles technologies (panneaux solaires sans cadres par exemple ayant plus d’efficacité énergétique).

• Promouvoir la construction sur place de petits hydro (déjà existant) • Promouvoir les collaborations régionales (Réunion et Maurice) • Inciter les opérateurs à ne pas être frileux quant au dimensionnement des sites : ils le font sur

la base des débits garantis alors que l’on peut faire mieux très souvent (ex à 60%), en effet il y a plus à gagner. Mais il faut faire des études d’optimisations bien sûr

• Prendre des tarifs incitatifs adaptés aux fluctuations hydro (étiage et hors étiage) • Considérer les apports des feed in tariffs • Voir les améliorations possibles en matière de compteurs prépayés et smart (loi sur le

comptage) • Professionnaliser la reforestation dans tous les bassins versants • Bien spécifier les facilitations données par l’Etat (taxations, foncier, études, dossier,

financement, etc) • Taxer fortement les groupes thermiques pour être en cohérence avec la NPE

Des mesures incitatives sont proposées pour faciliter le développement des ENR : • Exonération des taxes de tous les équipements relatifs à l’énergie renouvelable • Clarifier les seuils et simplifier les procédures • Concernant le dépannage et la réparation, l’Etat devrait proposer une centrale d’Achat à

Madagascar • Il faut qu’on soit dans les normes internationales : question régionale, convention

internationale (SADEC avec UESAP). Il faudrait cependant insister dans la loi sur la nécessité de protéger les bassins versants contre les phénomènes de déforestation et les exploitations minières ainsi que le désordre climatique. Des lois et des sensibilisations plus intenses doivent être faites à l’encontre des contrevenants (exploitants, miniers en amont, tavy). La professionnalisation de la reforestation doit être obligatoire. 5.11 Processus d’élaboration des textes réglementaires L’Etat devrait rassurer les opérateurs par la sécurité des investissements et cela doit être inclus visiblement et clairement dans la loi. Le processus de révision de la loi doit être participatif et inclure toutes les parties prenantes. Le projet de loi devrait être lu et critiqué par tous Les fondements de la loi sur l’électricité doivent être la Transparence et la Compétitivité Ne pas impliquer les autorités dans toutes les procédures et dans toutes les étapes de réalisation du projet, que ce soit avant, pendant et après l’installation ou au cours de l’exploitation. Il faut établir une entité neutre pour ne pas mélanger politique et technique.