Évaluation de la vulnérabilité financière du secteur électrique

1
Évaluation de la vulnérabilité
financière du secteur électrique
Impact de la crise du crédit sur les
investissements dans le secteur
électrique : le cas de la Tunisie
3/10/2010
Évaluation de la vulnérabilité financière du secteur de l'électricité – Tunisie
Point macroéconomique :
Impact modéré de la crise...
•
Les effets de la crise mondiale sur l'économie tunisienne sont réels, mais
restent relativement modérés :
–
–
–
•
•
•
•
Le PIB a commencé à ralentir vers la fin de 2008, avec comme résultat une croissance
de 4,5 %, contre 6,3 % en 2007
La croissance prévue du PIB sera d'environ 3-3,5 % en 2009 au lieu des 5-6 % prévus
initialement
la croissance remonterait à environ 3,5-4 % en 2010, puis reviendrait à la tendance de
5-6 % pour 2011 et au-delà
700
600
500
400
300
200
100
0
01/01/2011
01/01/2010
01/01/2009
Évaluation de la vulnérabilité financière du secteur de l'électricité – Tunisie
01/01/2008
3/10/2010
01/01/2007
* Standard & Poor’s/Moody’s
01/01/2006
01/01/2005
01/01/2004
Les industries exportatrices, comme le textile, la chaussure, la construction
électrique, la mécanique, etc., ont été les plus touchées : les exportations ont
diminué de plus de 20 % au premier semestre 2009
Le tourisme et les envois de fonds des travailleurs émigrés ont également été
touchés, mais ont fait preuve de résistance
L'agriculture (environ 10 % du PIB) bénéficiera de conditions climatiques
favorables
Comme illustration de l'impact modéré de la crise sur la Tunisie, le « spread
souverain » a d’abord fortement augmenté, à plus de 600 points de base en
décembre 2008, mais il est revenu ensuite à moins de 200 pb. De même, les
principales agences de notations ont confirmé la bonne note de la Tunisie
(BBB/Baa2*, avec une perspective stable)
Un enjeu important pour l'économie tunisienne en général et la future demande
électrique en particulier réside dans les « mégaprojets » annoncés par des
investisseurs du Golfe avant la crise (Sama Dubaï-Tunis Lac Sud, BoukhaterTunis Sports City, Cité des Roses, Zone Balnéaire de Korbous, Port Financier
de Tunis, etc.). Des retards sont attendus dans un certain nombre de ces projets,
des annulations sont possibles, mais à ce stade il est très difficile de prédire ce
qui se produira réellement et quel sera le calendrier effectif
Tunisie : spread souverain
(points de base au-delà des bons du
Trésor américain, source : BM)
01/01/2003
•
2
3
... Réaction publique rapide...
•
•
•
•
(source : BCT)
7%
6%
5%
4%
3%
2%
1%
0%
Jan-10
Jan-09
Jan-08
Jan-07
Jan-06
Jan-05
Évaluation de la vulnérabilité financière du secteur de l'électricité – Tunisie
Jan-04
Jan-03
Jan-02
Jan-01
3/10/2010
Tunisie : taux de référence (TMM)
Jan-00
•
Le Gouvernement a pris rapidement des mesures pour
soutenir l'économie, avec un plan de relance
macroéconomique et un soutien direct à certains secteurs et
agents touchés (notamment les entreprises exportatrices)
Les mesures fiscales comprennent une augmentation de 20 %
des investissements publics. Des dépenses supplémentaires de
700 MTND ont été approuvées par le Parlement en juillet
2009, pour être dirigées vers les projets d'infrastructure à
partir de 2010
Les mesures monétaires comprennent l'assouplissement du
taux d’intérêt de référence (TMM) par la Banque centrale :
baisse de près de 100 points de base au cours du premier
trimestre de 2009 (voir graphique)
Les autres mesures comprennent des réformes destinées à
faciliter les affaires et le commerce extérieur (droits de
douane, normes, registre du commerce, code de l'urbanisme,
secteur financier, secteur des services, etc.)
Le Gouvernement a également décidé de réduire son
financement par de la dette intérieure et d'augmenter les
emprunts extérieurs en provenance des bailleurs officiels, afin
de réduire la pression sur le secteur financier privé en Tunisie.
Dans la première moitié de 2009, la Tunisie a collecté 600
MUSD provenant de sources officielles, dont 250 MUSD de
la Banque mondiale, pour un prêt à l’appui des politiques de
développement (intégration et compétitivité)
4
... Et espace fiscal préservé
•
La situation budgétaire s'est améliorée en 2008 :
–
–
•
Le déficit budgétaire devrait atteindre 3,8 % du PIB en 2009, ce qui reste acceptable dans l'état actuel de
l'économie mondiale :
–
–
–
•
•
Le déficit budgétaire est passé de 3,0 % en 2007 à 1,2 % du PIB
Le poids de la dette publique a reculé, de 50,7 % à 47,5 % du PIB
Les dépenses seront accrues pour soutenir l'économie
La croissance des recettes fiscales devrait rester légèrement positive
En outre, les subventions seront légèrement réduites, grâce à la baisse des prix mondiaux des matières premières
Le Gouvernement entend poursuivre sa gestion proactive de la dette publique. Une fois que la crise se sera
apaisée, l'assainissement budgétaire devrait ramener le ratio Dette publique/PIB sur une trajectoire descendante
La position extérieure de la Tunisie demeure confortable, avec des réserves de 9,5 MdUSD à fin juillet 2009,
soit environ 4,2 mois d'importations
Tunisie : déficit fiscal
Tunisie : dette extérieure
(% PIB, source : données officielles, FMI, BM)
(% PIB, source : données officielles, FMI, BM)
0.0
80
-0.5
70
-1.0
60
50
-1.5
40
-2.0
30
-2.5
20
-3.0
10
-3.5
0
Dette totale
Évaluation de la vulnérabilité financière du secteur de l'électricité – Tunisie
2009(e)
2008
Dette publique
2007
2006
2005
2009(e)
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
3/10/2010
2004
-4.0
5
Structure du secteur électrique : Une compagnie
publique dominants, un important IPP
•
•
•
•
•
Selon la loi 96-27, adoptée en mars 1996, les exploitants
privés ont le droit de produire de l'électricité dans le cadre de
concessions publiques
La Société Tunisienne de l’Electricité et du Gaz (STEG),
compagnie publique verticalement intégrée créée en 1962,
représente encore environ 70-75 % de la production en
Tunisie. Elle détient le monopole du transport et de la
distribution (d'électricité et de gaz)
Le premier et principal producteur indépendant d'électricité de
Tunisie est une centrale de 471 MW (cycle combiné au gaz,
CCGT) détenue et exploitée par Carthage Power Company
(CPC) à Radès. Elle a été mise en service en 2002. La CPC est
détenue par Marubeni et BTU Ventures, un groupe de « private
equity »
Le second et le seul autre producteur indépendant à ce jour en
Tunisie est une petite centrale à gaz de 30 MW, entrée en
service à El Bibane en 2003 et exploitée par CME Energy. Elle
utilise le gaz fatal d'un champ pétrolier
Le réseau de transport de la STEG est relié à l'Algérie (une
nouvelle ligne de 400 kV est en construction pour renforcer la
liaison). L'interconnexion avec la Libye permettrait l'extension
de la zone synchrone aux pays du Machrek. Une liaison entre
la Tunisie et l'Italie est également à l'étude (dans le cadre du
projet Elmed)
3/10/2010
Évaluation de la vulnérabilité financière du secteur de l'électricité – Tunisie
Demande : Croissance stable confirmée
•
•
•
•
•
•
Au cours des deux dernières décennies, le PIB de la Tunisie a progressé d'environ 5 % par an en moyenne
La demande en énergie électrique a augmenté de plus d'un point au-delà du PIB jusqu'en 2002 (6,2 %
contre 4,8 % entre 1990 et 2002)
Ces dernières années, la demande en énergie électrique a commencé à croître à un rythme moindre (environ
4,5 % par an), à la suite des efforts du pays visant à promouvoir la maîtrise de l'énergie
La prévision du Gouvernement pour le 11e Plan était de 5,4 % pour la croissance de la demande électrique
au cours de la période 2007-2011, en ligne avec la tendance du PIB
Ensuite, pour le 12e Plan, couvrant la période 2012-2016, la croissance de la demande électrique aurait dû
atteindre 7,7 % par an grâce aux mégaprojets et à l’activité économique induite (logement, tourisme,
affaires...), qui aurait dû entraîner une croissance additionnelle de 2 % par rapport aux prévisions de
demande électrique du 11e Plan
Des prévisions plus prudentes sont actuellement à l'étude, vu le ralentissement économique mondial et les
retards probables dans plusieurs mégaprojets : la tendance de la croissance pour la demande en électricité
devrait rester dans la fourchette actuelle de 5-6 %
Tunisie – PIB et croissance de la demande électrique
(source : Ministère de l’Energie, FMI, BM)
10%
9%
8%
Electricité
(historique)
Electricité
(Plans)
Electricité
(prévision)
PIB
7%
6%
5%
4%
3%
2%
1%
0%
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
3/10/2010
Évaluation de la vulnérabilité financière du secteur de l'électricité – Tunisie
6
7
Production : Domination du gaz
•
La STEG représente un peu plus de 70 % de l'offre locale et la CPC environ 20 %. Le solde de 7-8 %
vient en grande partie des autoproducteurs (y compris les cogénérateurs) et marginalement d’El Bibane.
Les échanges nets avec l'Algérie sont très limités
Le gaz naturel représente plus de 90 % de la production d’électricité (le gaz est à environ 60 % tunisien
et 40 % algérien), le solde étant pour l’essentiel produit à partir de fioul lourd. L'hydroélectricité
représente moins de 1 % de la production et l’énergie éolienne moins de 0,5 %
Les centrales conventionnelles à cycle vapeur et les cycles combinés représente chacun 40-45 % de
l'électricité livrée au réseau, et les turbines en cycle ouvert 10-15 %
•
•
Tunisie – Production par opérateur (source : STEG)
Tunisie – Production par filière (source : STEG)
16,000
16,000
14,000
14,000
12,000
12,000
Autoproducteurs
OCGT
8,000
CCGT
6,000
Vapeur
4,000
Hydro + Eolien
2,000
3/10/2010
2003
2004
2005
2006
2007
2008
Autoproducteurs
8,000
IPP
6,000
STEG
4,000
2,000
0
0
2002
10,000
GWh
GWh
10,000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Évaluation de la vulnérabilité financière du secteur de l'électricité – Tunisie
8
Capacité : Un parc relativement moderne
•
•
À la fin de 2009, la capacité installée totale a atteint 3,3 GW
La capacité de la STEG est de 2,9 GW :
–
–
–
–
•
120 MW à base d’énergies renouvelables (hydroélectricité et éolien), le solde utilisant des
combustibles fossiles (gaz ou fioul)
1 100 MW de centrales conventionnelles à cycle vapeur fonctionnant en base, à Sousse (gaz) et à
Radès (deux unités, l'une au fioul, l'autre au gaz)
Une centrale de base à cycle combiné, à Sousse (400 MW)
Plusieurs turbines à gaz en cycle ouvert utilisées en semi-base ou en pointe, totalisant 1 300 MW, dont
5 machines de 120 MW récemment mises en service (Thyna 1 en 2004, Feriana 1 et La Goulette en
2005, Thyna 2 en 2007, Feriana 2 en 2009)
Les deux IPP au gaz représentent un peu moins de 0,5 GW :
–
–
Carthage Power (471 MW)
El Bibene (27 MW)
Capacité (2009)
STEG
Hydroélectricité
Cycle vapeur
TAG cycle ouvert (OCGT)
TAG cycle combiné (CCGT)
Énergie éolienne
Indépendants
Carthage Power
El Bibane
Total
3/10/2010
MW
2 851
62
1 090
1 280
364
55
498
471
27
3 349
Sousse A, Radès B, Radès Fuel
Sousse CC
Sidi Daoud
CCGT
OCGT
Évaluation de la vulnérabilité financière du secteur de l'électricité – Tunisie
Plan d'investissement en production :
Un programme ambitieux
•
•
•
•
La réserve de capacité tunisienne est adéquate, mais la demande est en constante croissance : la capacité devra donc s’y adapter
Une turbine à gaz en cycle ouvert de 120 MW mise en service en 2009 (Feriana 2)
Une turbine identique en 2010 (Thyna 3), ainsi que deux parcs éoliens près de Bizerte totalisant 120 MW (Kchabta et Métline,
financés par des prêts concessionnels espagnols et des banques locales)
Au-delà de 2010 :
–
–
–
•
•
•
•
9
Deux grands projets de la STEG : Ghannouch (CCGT de 400 MW en construction, 2011) et Sousse (400 MW CCGT, 2013)
Une nouvelle centrale indépendante prévue à Bizerte (400 MW CCGT, 2014-2015)
Le projet Elmed avec une composante domestique de 400 MW (CCGT ou charbon) prévue en 2016
Ce programme est basé sur les taux de croissance de la demande des 11e et 12e Plans (5,4 % par an jusqu'en 2011, 7,7 % par an
pour 2012-2016). Il implique environ 150 MW par an de nouvelles capacités jusqu’à 2011 et 270 MW annuellement par la suite
Dans les prévisions initiales de la STEG, les mégaprojets auraient représenté une demande supplémentaire de 1 000 MW pour les
5-7 prochaines années, de sorte que les besoins auraient presque atteint un cycle combiné de 400 MW par an
En tenant compte du ralentissement des mégaprojets, on peut s’attendre, comme on l’a dit, à une croissance de la demande se
maintenant autour de 5-6 % par an, soit un peu moins de 200 MW par an, ou un cycle combiné standard de 400 MW tous les
deux ans
En résumé, le programme d'investissement en Tunisie pour de nouvelles capacités est bien adapté à la demande prévue, avec une
certaine flexibilité qui peut autoriser des retards raisonnables dans le développement des projets
Tunisie – Equilibre offre-demande
3/10/2010
6,000
5,000
Capacité
4,000
Pointe
3,000
11th12th Plan
5% pa
2,000
1,000
Évaluation de la vulnérabilité financière du secteur de l'électricité – Tunisie
2016
2014
2012
2010
2008
2006
2004
0
2002
MW
Tunisie : Nouvelles capacités (source : STEG)
MW
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
STEG
Hydroélectricité
Vapeur
-55
CCGT
400
400
OCGT
118 241
117
126 126
Eolien
9
36
120
Indépendants
Existants
27
Bizerte
400
Elmed (tranche domestique)
400
Total
36
118 241 -55 117
36
126 246 400
400
400 400
10
STEG : Accélération des investissements
•
•
Bien que la situation financière de la STEG soit formellement acceptable (en termes de ratios Dette/Fonds propres ou
Dette/EBITDA), la société dépend fortement des subventions : les tarifs ne couvrent pas les coûts, même dans le contexte
tunisien où les prix internes du gaz à sont inférieurs aux prix internationaux
L'investissement devrait cependant s’accélérer dans les années à venir, soit 500 MUSD (700 MTND) par an jusqu'en 2016
selon la STEG (y compris les réseaux gaz) :
–
–
–
•
L'augmentation prévue est due principalement à des besoins en nouvelles capacités. L’investissement en transport et
distribution (T&D) pourrait être limité si nécessaire, après une phase de dépenses importantes au cours des dernières années :
–
–
•
•
•
Moyenne 2004-2008 : 350 MTND
Environ 450 MUSD (600 MTND) par an jusqu’à la fin du 11e Plan (2011)
Environ 550 MUSD (800 MTND) par an au cours du 12e Plan (2012-2016)
Seulement 70 MTND par an en production dans la période 2005-2008
215 MTND par an en T&D au cours de la même période, en partie financés par la BEI avec un prêt de 150 MEUR en 2002. Un nouveau prêt
de 66 MUSD a été approuvé récemment par la BAD pour poursuivre l'amélioration du réseau électrique tunisien
La centrale de Ghannouch, un projet de 400 MEUR, est financée principalement par des bailleurs de fonds (BEI, FADES).
Les montants prêtés sont plus élevés qu’initialement prévu en raison d’un moindre apport du budget de l’Etat et de la STEG,
et de coûts d’investissement beaucoup plus élevés que prévu
Le projet de Sousse sera en tout point comparable à celui de Ghannouch. Il devrait être financé par les bailleurs de fonds
(BEI, AFD, BID, etc.), probablement avec les banques locales, sans les banques internationales et probablement sans les
ECA. Le choix du fournisseur est attendu entre la fin 2009 et le début 2010
Plus généralement, la STEG peut compter sur de nombreuses sources internationales de financement et aucune pénurie n'est
prévue sur ce point : IFI et bailleurs bilatéraux, ECA, Fonds arabes
STEG : Investissements (MTND)
400
350
300
250
200
150
100
50
0
2002
3/10/2010
Autres
Gaz
Distribution
Transport
Production
2003
2004
2005
2006
2007
2008
Évaluation de la vulnérabilité financière du secteur de l'électricité – Tunisie
Secteur privé : Deux projets importants
•
•
Plus d'une décennie après Carthage Power, deux nouveaux projets d’IPP ont été lancés, Bizerte et Elmed
Bizerte :
–
–
–
–
–
•
11
Très semblable à Carthage Power : cycle combiné de 400 MW, contrat d’achat de 20 ans avec la STEG, mise en service
prévue pour 2014-2015. L'option pour une autre tranche de 400 MW est susceptible d'être retardée en raison de la crise et de la
moindre croissance de la demande
17 manifestations d'intérêt après le processus de présélection, avec d’importants développeurs en provenance d'Europe, d'Asie
et des pays du Golfe, et des lettres de soutien de grandes banques internationales. 5 soumissionnaires ont été retenus pour la
sélection finale en 2010 (Marubeni, Mitsui, IP, GDF Suez, Powertek-Siemens). Le bouclage financier n'est pas attendu avant
la fin 2010, lorsque l'impact de la crise se sera en principe estompé
La présélection a été lancée avant la crise. La plupart des soumissionnaires ont confirmé leur intérêt, ainsi que la plupart des
banques commerciales. Aucun problème n'est prévu en matière de financement, en raison de la taille relativement modeste du
projet (300-500 MUSD) et de son bon profil de risque (bon risque tunisien, technologie éprouvée, contrat de vente à long
terme avec une contrepartie bien connue)
La question principale pourrait porter sur les conditions financières des banques, qui sont encore sous contrainte. Ceci aura un
impact sur le prix de vente de l’électricité et donc sur les finances de la STEG et/ou les tarifs publics de l'électricité
Les bailleurs de fonds ont été approchés (BEI, BAD, SFI, etc.) et les ECA pourraient être impliquées, ce qui contribuerait à
atténuer l’impact financier sur la STEG
Elmed :
–
Le projet comprend deux composantes distinctes (avec éventuellement des financements séparés) :
•
•
–
–
–
–
Interconnexion sous-marine entre la Tunisie (Cap Bon) et la Sicile (400 kV, courant continu, environ 200 km)
Production en Tunisie : 400 MW pour le marché local (contrat avec la STEG), 800 MW pour l'exportation vers l'Italie (avec des capacités
réservées sur l'interconnecteur)
Coût total : environ 3 MdUSD, mise en service prévue pour 2015-2016
Le développeur sera responsable des ventes en Italie et du choix technologique (charbon ou gaz, avec une composante
renouvelable à déterminer)
A ce stade, il existe un certain scepticisme parmi les acteurs internationaux, si ce n’est sur le projet lui-même, tout au moins
sur le calendrier, non pas tant en raison de la crise financière, qu’à cause de la complexité et des incertitudes liées au projet.
Les banques craignent de ne pas voir le bouclage financier du projet avant au moins 2-3 ans
Le processus de sélection a été lancé pour le pôle de production. 16 soumissionnaires ont été présélectionnés (dont Mubadala,
Macquarie Capital, Siemens, SNC Lavalin, Edison, Enel, Marubeni, Sumitomo, IP, BG, etc.). L’appel d'offres officiel doit être
publié prochainement, pour une sélection finale d'ici fin 2010
3/10/2010
Évaluation de la vulnérabilité financière du secteur de l'électricité – Tunisie
Énergie renouvelable :
Programme solaire tunisien, initiative pour le CSP
•
Programme solaire Tunisien (PST) :
–
–
–
–
•
12
Un programme ambitieux en faveur de l'efficacité énergétique et des énergies
renouvelables a été récemment annoncé
40 projets identifiés d’énergie solaire, d’énergie éolienne, de biomasse et d'efficacité
énergétique
2 MdEUR à investir, dont 1,4 MdEUR par le secteur privé
Comprend les parcs éoliens de Bizerte (120 MW), ainsi que plus de 500 MW de capacité
supplémentaire (voir tableau)
Initiative pour un changement d’échelle du CSP dans la région MENA
–
–
Initiative MENA-CSP
Projets tunisiens
MW
Financement
(MTND)
Promoteur
Démarrage
Privé
Public
Total
Elmed
Elmed
(100 MW)
CSP
Trans-
(100 MW)
port
73
73
40
128
128
0
100
100
100
150
150
1 000
450
450
1 140
(MUSD)
FTP
Autres crédits
concessionnels
Programme Banque mondiale/BAD pour développer 1 000 MW d'énergie solaire à
concentration (CSP) dans la région MENA, avec des financements concessionnels du
Fonds propres
Fonds pour les technologies propres (FTP, jusqu'à 750 MUSD)
3 projets identifiés en Tunisie : interconnexion Elmed, composante solaire de 100 MW au Dette commerciale/ECA
sein du pôle de production Elmed, ainsi que la centrale solaire de 100 MW déjà incluse
Total
dans le Programme solaire tunisien
Programme solaire tunisien
IPP-CSP
Observations
Solaire
Hybride CSP-gaz
150
STEG
0
355
355
2010-14
CSP
100
Privé
600
0
600
2010-16
25 MW solaire, 125 MW gaz
Exportation surtout, fait partie de l’initiative
MENA-CSP (IPP-CSP)
Hybride CSP-gaz
40
Privé
98
0
98
2012-14
Champ de gaz d’El Borma, 10 MW solaire, 30 MW
gaz
Photovoltaïque
18
Divers
118
62
180
2010-14
Centrales hors réseau
Photovoltaïque
10
STEG
0
64
64
2010-16
Une grande centrale reliée au réseau
Photovoltaïque
10
Privé
64
0
64
2010-16
Petites centrales reliées au réseau
Éolien
120
STEG
0
360
360
2009-11
Parc éolien de Bizerte
Éolien
100
Privé
280
0
280
2012-16
Un grand parc éolien
Éolien
60
Privé
180
0
180
2010-14
Petits parcs éoliens (autoproduction)
Biomasse
26
Privé
76
0
76
2010-14
Déjections de volailles, gaz de décharge, etc.
Total
634
1 416
841
2 257
Autres
3/10/2010
Évaluation de la vulnérabilité financière du secteur de l'électricité – Tunisie
13
Banques locales : Liquidités abondantes,
manque de financements longs
•
•
•
•
•
Le secteur financier tunisien n'a pas été directement touché par la crise
Les autorités ont poursuivi leur stratégie à long terme de renforcement du secteur bancaire. Par
exemple, les créances classées ont diminué de 17,6 % du total des prêts en 2007 à 15,5 % en 2008.
La Banque centrale maintient un objectif de 15 % pour 2009
Les banques locales sont riches en cash avec un niveau stable de leurs excédents de liquidité au
cours du premier trimestre 2009 (dernières données disponibles). Elles ont pu par exemple se
substituer aux banques internationales et aux bailleurs de fonds dans le financement du projet
Hasdrubal (champ gazier offshore, financement de 400 MUSD) : un financement de projet a été
initialement envisagé, mais les conditions proposées ont été considérées comme trop onéreuses (plus
de 250-300 points de base pour un financement à 7 ans, au lieu des 120-130 pb et 10-12 ans
initialement prévus); les banques locales ont fourni un crédit syndiqué à 5 ans à environ 150 pb
Bien que liquide, le marché bancaire local n’est guère équipée pour fournir des financements à long
terme (au-delà de 7 ans). En outre, les banques tunisiennes sont relativement petites et il serait
difficile pour le système bancaire local de financer seul des projets de plusieurs centaines de MUSD
La disponibilité des devises étrangères est aussi limitée (et elle diminue, du fait de la baisse des
revenus d'exportation)
3/10/2010
Évaluation de la vulnérabilité financière du secteur de l'électricité – Tunisie
14
Conclusion et
recommandations
3/10/2010
Évaluation de la vulnérabilité financière du secteur de l'électricité – Tunisie
Des projets inchangés,
des retards possibles
• Depuis le début de la crise la croissance de la demande électrique a ralenti
• Toutefois, les perspectives à moyen et long terme n'ont pas sensiblement
changé, car les fondamentaux de l'économie tunisienne restent solides et la
réponse du Gouvernement à la crise a été rapide et bien ciblée
• La situation offre-demande électrique est relativement équilibrée : de
nouvelles capacités seront nécessaires dans les prochaines années, mais il
existe une certaine flexibilité, qui peut permettre des décalages raisonnables
dans le calendrier des projets
• Des réajustements dans le calendrier des mégaprojets pourraient avoir un
impact important sur le programme d’investissement dans le secteur
électrique. Cependant, jusqu’à présent aucun projet n'a été annulé. Certains
ont connu des retards mineurs, qui ne sont que partiellement imputables à
la crise et sont relativement courants dans le développement de grands
projets
3/10/2010
Évaluation de la vulnérabilité financière du secteur de l'électricité – Tunisie
15
16
Des financements disponibles, mais chers
•
•
•
•
Depuis l'achèvement de CPC, premier IPP du pays, il y a environ une décennie, la Tunisie s’est reposée sur
le secteur public (STEG) pour les investissements de production électrique. Plusieurs projets privés sont
actuellement à l’étude pour de nouvelles capacités
Les projets du secteur public sont généralement financés par les institutions financières internationales
(IFI), les bailleurs de fonds bilatéraux, les agences de crédit export (ECA) et les banques locales. Aucun
problème majeur de financement n’est prévu pour de tels projets en Tunisie. En dépit de la crise, les IFI, les
bailleurs de fonds et les ECA sont toujours prêts à financer. Les banques locales demeurent liquides et
considèrent le secteur électrique comme un bon risque : elles sont prêtes à le financer. Toutefois, leur
capacité est limitée en termes de maturités et de prêts en devises
Les projets privés, qui dépendent davantage des banques internationales, peuvent être confrontés à
des conditions de financement plus difficiles. Toutefois, la Tunisie est considérée comme un bon
risque parmi les pays émergents et bénéficie de l’investment grade. En dépit d'un marché de la
syndication toujours paralysé, les acteurs du secteur pensent généralement que les « bons » projets
seront financés, grâce, le cas échéant, à d'autres ressources : tranches locales, acteurs internationaux
publics ou quasi-publics (ECA, IFI, bailleurs de fonds)
Alors que la plupart des projets restent « bancables » en dépit de la crise, la question clé est le coût
du financement, quelles que soient les sources et la nature publique ou privée des projets. Ce coût
correspond à des marges plus élevées, mais aussi des maturités plus courtes, des frais « upfront »
plus élevés, des « covenants » plus stricts, etc. Cette constatation est surtout vraie pour les prêteurs
commerciaux internationaux, mais elle s'applique aussi dans une certaine mesure aux entités du
secteur public (IFI, ECA). Cette situation pourrait conduire à des tarifs électriques plus élevés ou à
des contraintes plus lourdes pesant sur les finances publiques (subventions tarifaires, soutien aux
compagnies publiques)
3/10/2010
Évaluation de la vulnérabilité financière du secteur de l'électricité – Tunisie
Recommandations
•
•
Les principaux enjeux concernant le secteur électrique sont les retards dans la structuration des projets, les
banques étant plus difficiles à convaincre, et les conditions financières plus strictes
Dans ce contexte, le soutien financier de la Banque mondiale et d'autres institutions multilatérales pourrait
devenir nécessaire :
–
–
–
–
•
Afin d'éviter d’avoir à trop augmenter les tarifs électriques, elles pourraient combiner leurs crédits en devises à long
terme, à des conditions raisonnables, avec des prêts commerciaux moins intéressants (marges plus élevées et/ou
maturités plus courtes et/ou monnaie locale uniquement)
C’est particulièrement vrai pour les nouveaux projets d’IPP, pour lesquels le financement de projets, bien que
disponible, est susceptible d'être onéreux : un cofinancement significatif contribuerait à maintenir des prix de vente
raisonnables pour l’électricité
Des financements pourraient également être nécessaires pour les projets d'énergies renouvelables : le Gouvernement a
exprimé un fort soutien pour ces énergies (comme le montre par exemple le PST), mais leur financement pourrait
s'avérer difficile dans le contexte financier actuel, car les investissements unitaires sont généralement plus lourds que
pour les technologies conventionnelles. L’initiative pour le développement du CSP dans la région MENA pourra
constituer un élément de cet effort, mais d'autres actions pourraient être nécessaires
Une autre façon d'aider les projets à boucler plus rapidement leur financement à des conditions raisonnables et d'attirer
suffisamment de banques commerciales serait de fournir des produits de couverture adéquats, tels que la garantie
partielle de risque de la BIRD
Le Gouvernement pourrait également avoir besoin d'une assistance technique dans plusieurs domaines :
–
–
–
–
–
3/10/2010
Assistance à la préparation du projet Elmed, depuis l’appel d’offres jusqu’à la structuration : la complexité de ce projet
pourrait être la cause de retards (comme l’indiquent les préoccupations exprimées par certains développeurs et
financiers du secteur privé)
Assistance à la préparation des projets solaires CSP proposés dans le programme d’investissement du FTP
Régulation du secteur, dans la mesure où plusieurs projets d’IPP devraient être mis en service dans les années à venir.
Les questions réglementaires concernant le transport transfrontalier devront également être abordées, en relation avec
l'intégration régionale et le projet Elmed
Politique tarifaire, afin de réduire l'écart entre les coûts et les revenus pré-subventions
Stratégie à long terme pour le secteur, y compris l’évolution du mix énergétique (gaz contre charbon, énergies
renouvelables...)
Évaluation de la vulnérabilité financière du secteur de l'électricité – Tunisie
17
18
Annexe :
Comptes de la STEG
3/10/2010
Évaluation de la vulnérabilité financière du secteur de l'électricité – Tunisie
STEG
Comptes de résultat (MTND)
Chiffre d’affaires
croissance
Subventions
Coût des ventes
Croissance
EBITDA
% des ventes
EBIT
% des ventes
Résultat avant impôt
Impôt sur les sociétés
Résultat net
Flux de trésorerie (MTND)
Flux de trésorerie lié à
l'exploitation
Investissements
Cash-flow disponible
Cessions d’actifs
Dette nette nouvelle
Variation de trésorerie
Bilan (MTND)
Immobilisations nettes
BFR
Actif net
Dettes à long terme
Autres passifs à long terme
Dettes à court terme
Dette financière nette (DFN)
DFN/Actif net
DFN/EBITDA
3/10/2010
19
2004
1 027,9
2005
1 157,1
13 %
2006
1 316,6
14 %
589,7
-1 621,0
285,3
22 %
84,5
6%
25,2
-12,2
13,0
2007
1 433,0
9%
672,7
-1 774,6
9%
331,0
23 %
107,8
8%
30,0
-18,4
11,6
2008
1 877,6
31 %
1 232,4
-2 754,1
55 %
355,9
19 %
110,9
6%
-14,8
-3,2
-18,0
238,6
23 %
95,6
9%
25,5
-0,7
24,9
275,9
24 %
100,0
9%
14,3
-6,2
8,1
2004
2005
2006
2007
2008
112,9
-366,5
-253,6
3,6
269,1
19,1
100,4
-276,5
-176,1
4,4
170,0
-1,7
228,0
-432,8
-204,8
4,0
233,4
32,6
182,3
-320,1
-137,8
8,7
223,7
94,6
274,2
-460,0
-185,8
5,6
180,7
0,5
2004
2 583,0
-113,4
1 387,9
110,4
774,6
196,6
971,2
70 %
4,1
2005
2 687,4
-62,4
1 421,5
121,7
876,6
205,3
1 081,8
76 %
3,9
2006
2 921,7
-129,1
1 415,4
169,6
996,6
210,9
1 207,5
85 %
4,2
2007
3 065,1
-162,1
1 449,9
183,9
1 142,3
126,8
1 269,1
88 %
3,8
2008
3 405,2
-334,4
1 470,1
234,9
1 241,9
123,9
1 365,8
93 %
3,8
Évaluation de la vulnérabilité financière du secteur de l'électricité – Tunisie