Rapport Go. 6915-CA Gabon: Problemes et choix energetiques Juillet1988 RapportduprogrammecornmunPNUDIBanqueMondialede1'6valuationdusecteurdeI'bnergie Lepresentdocumentfait I'objet d'une diffusionrestreinte.Sa teneur nepeuthtredivu1guC.esans -. I'autorisationdugow&nernent du PNUDoudelaBayueMondiale. .-- . --. .- I---*--- rC-..-%Ah ..4.*'-bA&. r --"-, ii -C -i...i*.,- " * PROGRAMHE CONJOINT PIRID/BMQUE HOHDIALE POUR PAVORISER LA W T B I S E DES CHOIX ENERGETIQUES Rapports deji publies Pays - Date - No. Indondsie Novembre 1981 Ile Maurice Dkcembre 1981 Kenya Mai 1982 Sri Lanka Mai 1982 Zimbabwe Juin 1982 Haitl Juin 1982 Papouasie Nouvelle-Guinee Juin 1982 Burundi Juin 1982 Rwanda Juin 1982 Malawi Aoit 1982 Bangladesh Octobre 1982 Zambie Janvier 1982 Turquie Mars 1983 Bolivie Avril 1983 Iles Fidji Juin 1983 Iles Salomon Juin 1983 SCnegal Juillet 1983 Ouganda Juillet 1983 Soudan Juillet 1983 Nigeria AoSt 1983 N6pal Aoit 1983 Gambie Novembre 1983 PCrou Janvier 1984 Costa Rica Janvier 1984 Lesotho Janvier 1984 Seychelles Janvier 1984 Maroc Mars 1984 Portugal Avril 1984 Niger Mai 1984 Ethiopie Juillet 1984 Cap Vert A06t 1984 Guinee-Bissau Aodt 1984 Botswana Septembre 1984 St. Vincent et les Grenadines Septembre 1984 Ste. Lucie Septembre 1984 Paraguay Octobre 1984 Tanzanie Novembre 1984 Yemen Dbcembre 1984 Libbria Dbcembre 1984 Rhpublique Islamique de Mauritanie Avril 1985 Jamaique Avril 1985 Cbte d'Ivoire Avril 1985 Togo Juin 1985 BCnin Juin 1985 suite en page de garde arribre A USAGE OFFIcIeL Rapport No. 6915-GA GABON PROBLEMES ET CHOIX ENERGETIQUES JUILLET 1988 Le prBsent rapport fait partie d'une serie publihe dans Le cadre du progranme conjoint PNUDIBanque mondiale pour favoriser la maitriae des choix Onerghtiques. Le travail a 6th finance en partie au titre du compte Bnergie du PNUD et rBaliaB par la Banque mondiale. Le present document fait L'objet d'une diffusion restreinte. Sa teneur ne peut 6tre divulguee sans l'autoritsation du Gouvernement, du PNUD ou de La Banque mondiale. Le Gabon est dote de ressources importantes en petrole brut, gaz naturel, hydraulique, uranium et biomasse. La consommation dt6nergie commerciale par habitant (600 Kep en 1985) est exceptionnellement blevCe, cornpatee A celles des pays de ltAfrique sub-saharienne. Sur la base d'estimations preliminaires faites par la mission, la consommation de bois et d'bnergie non commerciale par habitant serait de l'ordre de 300 Kep. I1 en rdsulte une consommation totale d'bnergie par habitant de 990 Kep en 1985. Le dbveloppement du secteur dnergktique, a l'instar des autres secteurs, a 6th rCexarnin6 B la suite de la baisse des prix internationaux du petrole en 1986. En accord avec le gouvernement, ce rapport est donc essentiellement centre sur les sous-secteurs du pitrole et de l'blectricit6, plus affectes par la crise que les autres sous-secteurs. ~'utilisation du gaz naturel pour la production dlQlectricitb constitue une priorit6 depuis la decouverte de reserves importantes. Apr&s identification des problkmes et evaluation des diffhrentes options, le rapport ebauche (a) une stratdgie pour optimiser la production petrolikre et soutenir la reprise economique; (b) un programme d'investissement plus restreint dans Le dornaine electrique; et (c) une politique de prix cohCrente visant i promouvoir un approvisionnement et une utilisation plus efficace de 1'Bnergie. I1 propose enfin des rbformes institutionnelles a mettre en oeuvre pour amCliorer la planification, la gestion et la coordination dans le secteur Cnergetique. BEICIP Bureau d' Etudes Industrielles et de Cooperation de 1' institut fran~aisdu pdtrole COG= Compagnie Gabon-Elf de Raffinage DCE Direction G6ndrale de 1'Energie DGH Direction Gdndrale des Hydrocarbures CPP Groupement Professionnel des Pdtroliers mu Winistkre de 1'Energie et des Ressources Hydrauliques MFBP Ministere des Finances, du Budget et des Participations nnH Ministere des Mines et des Hydrocarbures WPE Ministhe de la Planification et de L'Economie OPEP Organisation des Pays Exportateurs de Pdtrole PETBOGAB SocidtC Nationale Pdtrolihre Gabonaise PI20 Socidtd Nationale de distribution de produits pdtroliers SEEG Socidtd d'Energie et dtEau du Gabon SCEPP Socidtd Gabonaise d'Entreposage des Produita Pltroliers sum SocidtC Nationale Elf-Aquitaine SOBRAGA Socidtd des brasseries du Gabon SOGABA SociCtb Gabonaise de Raffinage SPAFE SociCti des PCtroles de 1'Afrique Equatoriale P r n Programne des Nations Unies pour le Ddveloppement b baril b/j baril(s) par jour b/an baril(s) par an BT basse tension CAF coct, assurance, fret GPL gaz de petrole liquefih Gwh gigawatt-heure . ha hectare hl hectolitre HT haute tension kcal kilocalorie kep kilogramme d' 8quivalent petrole kg kilogramme km kilometre km* kilometre carre kVA kilovolt-ampere kV ki1ovolt kW kilowatt kwh kilowatt-heure litre metre cube MBTU millions de "British Thermal units" MJ mCga-joule ~ P C milliards de pieds cubes M P ~ milliers de pieds cubes MVA megavolt-amp8re MT moyenne tension MW megawatt ~m~ metre cube normal NWE Northwest Europe (Europe-Nord-Ouest ) PIB produit interieur brut tep tonnes d18quivalent pCtrole t tonne rnetrique Unit6 monhtaire - Franc CFA (FcFA) Taux de change: 350 P C F A / ~$EUa/ Combustible Pouvoir Calorifique (million de kcal/t) Pdtrole brut GPL (Butane) Essence Carburhacteur Pdtrole lampant Gas-oil Fuel-oil Bois de Feu Charbon de bois Gaz nature1 Electricit6 4000 kWh = 1 tep, dquivalent thermique de llhydro-Qlectricitd (avec un rendement thermique de 34,421. 1 GUh = 86 tep (iquivalence en termes de pouvoir calorifique fourni). -a/ Taux de change au moment de la mission; sauf mention explicite contraire, cette valeur a 6th utilisde dans le present rapport. --b/ Million kcal/Mnpc c/ teplmpc Le prdsent rapport eat fond6 aur lea conclusions d'une mission dl&valuation du secteur hnerg6tique qui s'est rendue au Gabon en octobre/novembre 1986. Cette mission dtait composde de Monsieur Abderrezzak Ferroukhi (Chef de Mission, Economiste principal pour les questions &nerg&t iquee), Mademoiselle Lori A. Perine (Economiate), l4essieurs P. Vernet (Economiste en questions Cnerg6tiques ,Consultant 1, G.R. Khoury-Haddad (Consultant, Production et Exploration de produits phtroliers), L. Ceccaldi (consultant, Raffinage et Distribution de produits pbtroliers), et D. Dufrenoy (Consultant, Energie Electrique). Mademoiselle Perine a principalement contribue A la redaction du rapport. . TABLE DES lIhTIEBBS Page RESUME ET RECOMMENDATIONS ............................ i ...................... I. LE SECTEUR ENERGETIQUE AU GABON ........................................... ..... ~ ~ ~ c i n o m i e .............................. Impact initial de la chute des prix de pbtrole . . ............................... Ressources Cnergetiques Consommation dIenergie . ........................................... ...... I1 EXPLOITATION ET DEVELOPPEMENT DES HYDROCAIIBUBES Historique ..... GCologie de la r6gion .................e...e.......... .............................. Historique de la prospection et de la production ................................ Activiths anthrieures ........ ActivitCs actuelles ............... Perspectives futures de production de p4trole ................. Miae en valeur des reserves prouvCes ............................ Sc6narios de production de pCtrole .............................. Cadre juridique et fiscal ........... Organisation 4u secteur Potentiel de mise en valeur du gaz nature1 ........................... APPROVISIONNEMENT ET DISTRIBUTION ....................... DES PRODUITS PETR0LIERSe.e ................................. Demande de produits pCtroliers Raffinage du pdtrole .................................... Dispositions relatives l'approvisionnement ....... en pCtrole brut ....... Commercialisation et distribution des produits Arrangements relatifs A la comercialisation .................... Difficult& financiires de PIZO ......................................... Stratbgie de distribution des produits .......................... pCtroliers ........ Questions institutionnelles ................................. Etablissement des prix de produits phtroliers ......................... Prix ex-raffinerie Structure des prix de dbtail IV. ......................................... ENERGIE ELECTRIQUE .....a o....................... .a*.. Introduction Caracteristiques principales du r&seau ............... Production et Transport ............................. Distribution......................................... CaractCristiques de la demande ....................... Profil de la demande ............................... Privieions de la demande ........................... AmCnagement du rCseau Q moyen terme: 1987-1995 Ddveloppement du rCseau B long terme ................. ....... Interconnexion des sous-rbseaux LBV et POG Autres questions lides aux sous-secteurs ............. ......... ...... Tarifs de 1'Clectriciti ............................ RCforme des rkglementations du service public Situation financike de la SEEG .................... TABLEAUX Tableau 1.1: Gabon .Indicateurs de la consommation d'inergie coamerciale .1978.1986 ............ Tableau 1.2. Bilan Cnergetique du Gabon. 1985 ............. Tableau 2.1: Production annuelle de petrole par opdrateur de 1976 B 1986 ..................... Tableau 2.2: Prevision de la production des gisements actuellement en exploitation ................. Tableau 2.3: Estimations de la production pCtroliire. 1986-1992 .................................... Tableau 2.4: Prbvisions des dipenses de mise en valeur. 1986-1991 .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . w . . . . o . . . Tableau 3.1: Ventes intCrieures de produits phtroliers 1980-85...................................... Tableau 3.2: CaractCristiques de la raffinerie de SOGARA.................. o . . . o . . m . . . . . . e . . . . Tableau 3.3: Part. par produit. du marchi inthrieur que se partage les socidtks de distribution en 1985...................................... Tableau 3.4: Indicateurs du marche de dCtail des produits petroliers. 1985 .................... .................................. Tableau 3.5: Programme d' investissements sugghrhs (1987-1991) ........ Tableau 3.6: Comparaison des prix ex-raffinerie et des prix paritaires i 1' importation. 1986 .................. Tableau 3.7: Principaux ClBments de la structure des prix de produits petroliers .............. Tableau 3.8: Evolution des taxes et subventions relatives aux prix de produits pktroliers Tableau 4.1: Caracteristiques principales du rkseau de ......... la SEEC. 1985 ................................ Tableau 4.2. Ventes d'blectricite au Gabon - 1985 ........................ Tableau 4.3: Previsions rkviskes de la demande hlectrique. 1986-1995 Tablehu 4.4: Centrales hydro-6lectriques potentielles pr&s de Libreville........................... Tableau 4.5: Programme d'investissements privus dans le sous-secteur Clectrique - 1987-1995.......... Tableau 4.6: Etude tarifaire de la SEEG - Tarif basse tension...................................... Tableau 4.7: Etude tarifaire de la SEEG - Tarif transport et moyenne tension........................... Tableau 4.8: ArriCrCs payables & la SEEG.................. ANNEXES .. Annexe 1 Gabon: Consommation d' ~nergieCommerciale.. Annexe 2 Dipenses d' Investissements pour 1'Exploration PCtrolihre, 1977-1985........................ Annexe 3 Gabon - Historique des Forages PCtroliers, 1976-1985.....*.....................*........ Annexe 4 DCpenses d'investissements pour la mise en production des gisements p6troliers 1976-1985.....*.................mm.m.......m. Annexe 5 Etude de FaisabilitC de 1'Utilisation du Gaz Nature1 - Projet de Termes de Rif&rence................ Annexe 6 Gabon: Production de la Sogara, 1975-1985.... Annexe 7 Demande de produits pCtroliers selon BEICIP................................. Annexe 8 Demande de produits pitroliers et investissements........................... Annexe 9 Structure tarifaire des carburants , . par region.................................... Annexe 10 Frais de Transport des produits pktroliers... Annexe 11 Structure de prix du gaz butane Libreville et Port-Gentil, 18 mars 1985................. Annexe 12 DonnCes de base du rCseau Clectrique. ........ Annexe 13 Demande dfElectricitC: 1980-1985............. Annexe 14 Caractiristiques des centrales hydrauliques et therrniques installties..................... Annexe 15 Consonnnation et vente dtilectricit6 par type de tension et catCgorie d'usagers-1985....... Annexe 16 PrCvieions de la demande pour la SEEG-1984... Annexe 17 Potentiel Hydraulique ........................ .................. Annexe 18 Personnel de La SEEG ........................ 97 .............. Annexe 19 Nombte dtabonn8s de La SEEG 99 Annexe 20 Prais d'Exploitation de La SEEG 100 Annexe 21 Hietorique des Investiseements de La SEEG.... 100 Annexe 22 Organigraome de la SEEG...................... 103 Annexe 23 Tarifs de la SEEG............................ 104 ................................... Annexe 24 Energie des Mknagee - Projet de Termes de RkfCrences 108 PortCe de l'btude 1. Ce rapport dt&valuation des problhmes et choix Bnergetiquea resume les conclusions d'une mission qui sleet rendue au Gabon en octobre/novembre 1986. 11 La mission a eu lieu A une periode oh lee incertitudes btaient nombreuaee pour les autoritbs gabonaises. Les divers plans de dkveloppement Cconomique et d'investieeements qu'avait formules le Gouvernement ont dG gtre retardbs et rbexaminCs A la suite de la baisse importante des prix internationaux de pCtrole. Bien qu'un examen complet de l'ensemble du secteur Cnergetique ait k t prhvu initialement par la mission, les repercussions macro-&conomiques anticipees de la baisse des prix de petrole (para. 1.6-1.7) ont quelque peu modifiC lee prioritbe du Gouvernement ainei que celles des problkmes A examiner. En consCquence, la mission, en accord avec le Gouvernement, a choisi de mettre en lumiere lee problhes dont lee paramhtres clefs avaient btb influences par la baisse des prix du pitrole, affectant par la m&me occasion lee dCcisions A court et moyen temes. 2. Ainsi, le contenu du present rapport se concentre essentiellement sur lee sous-secteurs du pCtrole et de l'ilectricite. ~'utilisation de gaz naturel en tant qu'option A long terme pour la production d'knergie blectrique (para. 4.27-4.31) conetitue bgalement une priorit4 depuis la dCcouverte de rCserves importantes qui permettraient d'approvisionner la Socibt4 d'Energie et dtEau du Gabon (sEEG) en gaz A un co6t favorable. Une dhcision concernant le gaz naturel semble essentielle A court terme. Les termes de refkrence d' une Ctude approfondie de faieabiliti pour l'exploitation du gaz naturel, A entreprendre dans lee plus brefs dblais, sont proposde B 1'Annexe 5. 3. Lee autree problemes que la mission a examin6 sont lee suivants: (a) la meilleure stratCgie pour tirer lee b6nCfices maxim actualis6s des rbeerves pitroli&res et en m h e temps optimiser la production actuelle de pbtrole brut dans le but de soutenir 1 Le mission etait composbe de: Abderrezzak Ferroukhi (chef de mission, bconomiste principal, bnergie), Lori A. Perine (bconomiste), P. Vernet (kconomiste consultant, Cnergie), G.R. IChoury-Haddad (consultant, exploration et production du pbtrole), L. Ceccaldi (consultant, raffinage et distribution du pitrole), et D. Dufrenoy (consultant, energie Clectrique). Des sectione du rapport ont it& traduites par Mme. Hkline Talon qui en a assurC les travaux de secrbtariat. Wlle. Perine est l'auteur principal du rapport. la reprise 6conomique, en accordant une attention particulikre aux accords contractuels destines B encourager l'exploration et la mise en valeur des ressources pdtrolieres; (b) la compCtitivit6 et l'efficacitd de l'approvisionnement du march6 national en produits pdtroliers, particulihrement en ce qui concerne les dispositions contractuelles et institution- nelles en matiere d'approvisionnement de petrole brut et de produits raffinhs, ainsi que des besoins en matiere de distribution et d'entreposage des produits phtroliers; (c) les prioriths concernant la rdvision et la planification des inveetissements dans le sous-secteur de 1'6lectricitd it court, B moyen, ainsi qu'A long terme; (d) 1'6laboration de structures tarifaires et de politiques de prix coh6rentes vieant Q promouvoir un approvisionnement et une consommation efficace de l'dnergie; et (e) les besoins en matiBre de rkforrne institutionnelle pour amhliorer la coordination et la planification du secteur CnergCtique et faire face aux divers problemes de gestion financihre. 4. D'autres problemes habituellement abordes lors d'une Ctude dfCvaluation du secteur Qnerg6tique n'ont pas 6th examinds dans le prheent rapport. I1 s'agit notanment de: la etrategie Cnergdtique concernant le secteur des mknages; l'approvisionnement et la demande en combustibles ligneux; et l'utilisation des ddchets agricoles et d'autres ressources QnergQtiques non-conventionnelles. Le Gabon dispose actuel- lement de trhs peu d'information dans ces domaines. Le Ministere de lVEnergie et des Ressources Hydrauliques (MERH) a commandit6 une 6tude sur ltCnergie dans le secteur des minages, dont les rksultats devraient etre connus vers la fin de 1987. D'aprBs les termes de rbfkrence, cette Ctude doit pouvoir aboutir B une estimation de la demande des mknages sans toutefois identifier les utilisations spbcifiques des combustibles et lee types d'bnergies qui sont consomm6s. Elle ne couvrira pas non plus l'examen syetdmatique des rQseaux d'approvisionnement de l'bnergie aux manages (surtout en ce qui concerne les combustibles ligneux). La mission a annex6 au pr6sent rapport un projet de termes de rdfdrence (Annexe 5) pour une enqu6te qui permettrait d'obtenir ces informations, Afin d'arndliorer sa base de donnees bnergetiques du pays, le Gouvernernent devrait envisager de lancer des enquetes similairee dans le secteur agricole et parmi lea petite consonrmateurs industriels afin de proceder Q la collecte des informations sur l'usage de combustibles non- conventionnels dens ces secteurs, Ces deux enquites ne sont pas prioritaires et peuvent itre reportees A moyen terme. Apercu du secteur Qnergetique et de l'iconomie 5. La RCpublique gabonaise est dotCe d' importantes ressources pdtrolikres, gaziires, hydrauliques et forestihres. Les rdserves pdtrolikres actuelles prouvees sont estimees A 961 millions de barils environ (para. 1.9). La produc ion de gaz naturel associi qui htait de l'ordre de 2,O milliard de NmS en 1985, devrait augmenter durant la prochaine dkcennie apres la confirmation, en 1987, des decouverts de Rabi, Coucal, etc. Le fleuve OgoouC et ses effluents fournissent au pays un potentiel hydro-Qlectrique de 50.000 ~Wh/an, dont 1% seulement est exploit&. Dee forBts denses Bquatoriales couvrent plus de 22 millions d'hectares (ha) ou 80% du territoire gabonais. 6. La consommation comerciale Cnergdtique par habitant a 6th estimke i 600 kilogrammes d'hquivalent petrole (kep) en 1985. Si l'on ajoutait les estimations de la mission concernant la consommation de bois de feu par la population rurale qui reprdsente moins de la moitiC de la population totale ce chiffre passerait i prks de 990 kep, soit une consommation 6nergCtique par habitat plus &levbe que les pays voisins de L'Afrique de 1'0uest. Les produits pCtroliers comptent pour plus de 73% de la conaommation intkrieure nette (non-compris la consommation de pdtrole brut et de gaz naturel par l'industrie phtrolikre), tandis que les combustibles ligneux et 1'Clectricitd representent respectivement 16% et 10%. Le gaz naturel est utilisQ exclusivement pour la production d'hnergie secondaire (electricit&) ou pour la production de pitrole, et ne figure pas dans les statistiques bnerg6tiques nationales de consommation intdrieure nette (Tableau 1.2). L'industrie phtrolihre est le secteur qui consomme le plus dlCnergie au Gabon, en plus grosse partie sous forme d'dnergie primaire (gag naturel associk re-inject8 pour la production de brut et petrole brut utilisti dans les opCrations de raffinage). La structure de la demande finale se repartit parmi les consomrnateurs principaux, comme suit: les menages (33x1, les autres industries (2821, le transport (17X), les travaux publics (11%) et l'industrie p6troliire (8%). 7. Le secteur hnerghtique a jouk un rBle crucial dans le dhveloppement du Gabon depuis le debut des annCes 1970, la production petroliire constituant 1'activite dtiterminante de l'hconomie nationale. A la suite de L'expansion rapide de lt6conomie due i une production pCtroliBre acc416ree et B une augmentation des prix pCtroliers internationaux, le recours B de lourds emprunts exthrieurs destines soutenir un ambitieux programme d'investissernents publics a entrain6 une crise de liquidit6 et une aggravation de la dette exterieure vers les annbes 1978-79. L'adoption en 1979, d'un programme de stabilisation soutenu par le FMI a coincidi avec la deuxikme augmentation des prix pdtroliers internationaux, ce qui a contribuC au redressement dconomique de 1980 B 1984. A la fin de cette pkriode, le secteur petrolier reprdsentait 45% du PIB et les revenus pktroliers comptaient pour 66% des recettes totales du gouvernement. 8. Des le ddbut de 1985, la croissance Cconomique s'est a nouveau ralentie; L'Qconomie a 6th fortement &branl&e par la chute des prix pdtroliers internationaux vers la fin de l'annde. Quoique les projections a court terme de l'dvolution Cconomique, jusqu'en 1990, n'indiquent qu'un faible redressement, la situation devrait s'amdliorer vers le milieu de la prochaine dhcennie, sous l'effet conjugud de l'augmentation de la production et du relivement des prix du phtrole. A court terme, cependant, les recettes pdtroliires devraient plafonner 200 milliards de FCFA (prix constants 19851, ce qui ne correspondrait qu'8 55% des niveaux atteints en 1985. Le potentiel d'un accroissement significatif des recettes gouvernementales provenant d'autres secteurs au cours de cette pQriode est tris limit&. Ainsi, le Gouvernement a Qte contraint de rdduire ses dCpenses de fonctionnement et i se limiter aux investissements considCrds c o m e essentiels Q la poursuite de 1 'activitd Qconomique. Probl6mes prioritaires du sous-secteur petrolier Optimisation de la production petrolihre 9. La plupart des gisements pdtroliers actuellement en productibn ont 6th entikrement ddveloppis et connaissent en fait un ddclin nature1 de leur production. Leur production globale annuelle ne suffirait pas Q maintenir le rythme actuel (8 millions de tonnes) jusqu'en 1990 (Tableau 2.2). La mise en valeur de nouvelles decouvertes importantes telles que celles du champs pCtrolier de Rabi (para. 2.10-2.11) ainsi que celui de Coucal (para. 2.12) serait necessaire Q maintenir la production. Les prdvisions de production pdtrolihre annuelle apr&s 1990 telles que reprises au Tableau 2.3 montrent que le ddveloppement de Rabi serait essentiel pour maintenir un niveau de production au-deli du seuil des 8 millions de tonneslan. Ces prdvisions ne tiennent pas compte de la possibilitQ de dCveloppement et de mise en exploitation d'autres gisements en dehors de ceux de Rabi et de Coucal. Elles soulignent cependant l'importance que represente la production de Rabi pour la reprise dconomique B court et moyen terme: sans cette production, Les recettes pdtroli&res auraient peu de possibilitQ de remonter aux niveaux atteints anthrieurement B la chute des prix. 10. Afin de pouvoir se rapprocher de ces deux buts simultanQment, la stratdgie A adopter par le Gouvernement moyen terme devrait consister principalement i &laborer un cadre fiscal et juridique approprid afin d'encourager l'exploitation des ressources pQtrolikres, surtout pendant les pQriodes d'instabilite des prix pdtroliers c o m e ce fut le cas en fin 1985 et au dibut 1986. Le Gouvernement devrait profiter du cadre Clargi que lui offrent les nouveaux termes des accords de partage de production qu'il a mis en place (para. 2.18-2.21) afin: (a) d'amdliorer le suivi des activitds des compagnies pdtrolieres; et (b) d'dlaborer des politiques fiscales et d'investissements favorisant les activitds de prospection et de mise en production pdtroliire dans le pays (para. 2.21). 11. La Direction Gdnirale des Hydrocarbures (DGH) bdnificie d'une assistance technique a long terme fournie par des experts internationaux tr&s qualifies qui devraient Otre i m b e de concevoir et de mettre en oeuvre un programme de formation intensif des cadres nationaux dans ces domaines (para. 2.23). examen en et la revision Cventuelle des termes de reference des experts devrait assurer que ces derniers soient charges de: (a) conseiller la DGH quant aux choix des meilleures dispositions i prendre pour realiser un suivi systematique des opCrations pCtroli&res; (b) asaurer une formation sur place aux hauts fonctionnaires spCcialisCs de la DGH sClectionnCs pour cette fonction; (c) conseiller la DGH, au fur et Q mesure des besoins, au sujet de problemes de suivi particuliers exigeant le concours de sp4cialistes techniques; et (dl former Le personnel de la DGH a la verification et au contrale des comptes des compagnies pktrolieres tels qu'ils sont prCsentes d8apr&s les deux types d'accords d'exploration (para. 2.17-2.20). 12. Dans le court terme, le Gouvernement devrait Ctablir un profil optimum de la production pettolike au Gabon, sur la base des prCvisions de l'dvolution des prix pktroliers et des calculs des rCserves rdcupCrables en place. I1 servirait d dlCment ' principal dans la planification de l'bconomie nationale a long terme et devrait Otre mis i jour pCriodiquement. Systeme d'approvisionnement de petrole brut 13. La raffinerie de petrole du Gabon, la Societe Gabonaise de Raffinage (SOGARA), est 'le principal fournieseur du march6 national en produits p8troliers. Ses statuts officiels lui font obligation de raffiner le pCtrole brut produit localement; toutes les sociCt6s productrices dens le territoire gabonais sont tenues de vendre une partie de leur production (apres impets) A la raffinerie pour La satisfaction des besoins locaux. SOGARA achete le brut aupres dtE1f-Gabon i un prix fixe (para. 19). ~ u s ~ u ' e n1987, les paiements s'effectuaient par l'intermddiaire de Petrogab, la soci6tC nationale du petrole (para. 2.24). Petrogab a 6th liquidhe en 1987 (para. 2.261, et par consdquent la facturation directe par Elf-Gabon pourrait Otre re- instauree et les transactions pourraient Otre periodiquement contralees par la DGH (para. 3.8). Stratdgie en matihe de distribution des produits pdtroliers 14. Les besoins du Gabon en investissements destines au stockage et au transport des produits pktroliers ont fait l'objet d'une btude realisee au debut 1983 (para. 3.13-3.14). Sur la base des scenarios revises par la mission pour rnieux refleter une croissance de l'activitk plus faible entrainee par la baisse des prix du phtrole, la mission a modifid les recommandations de 1'Ctude. PremiQrement, afin de minimiser les investissements en matiare de stockage, le Gabon devrait mettre en place un stock de reserve de skurite de moins de 45 joure de consommation, 25 jours dtant considdrd comme le niveau souhaitable de rhserve i respecter. Le Gouvernement pourrait toutefois retenir un niveau lkgerement plus eleve, si ce dernier niveau devait &tre considkre comme inadkquat pour des raisons stratkgiques (para. 3.14). Deuxiemement, la recommandation qui consiste i la construction de stations-service supplementaires Q l'intirieur du pays ne semble pas dtre une stratkgie qui s'av6rerait kconomique i moyen terme. D' autres solutions, telles que l'utilisation de barils destinks B 1'approvisionnement des zones isolees en utilisant des pompes manuelles devraient Gtre envisagbes (para. 3.17). 15. Dane le but d'ameliorer les codts d'approvisionnement du butane, 1'Ctude menee par le Bureau d'Etudes Industrielles et de Cooperation de 1'Institut Fran~ais du Pktrole (BEICIP) a reconnnandi le renforcement des jnstallations dt0vendo par l'installation de deux sphhres de 2.000 m . La mission est d'accord pour une strategie qui consiste B installer dans les moindree delais une seule sphire, sous reserve de pouvoir demontrer que les codts d' investissements pourraient &re remboursks dans une periode de moins de deux ans par les dconomies qui ddcouleraient du projet. Dans le court terme, une analyse de la demande et du systeme d'approvisionnement du butane est a entreprendre. Elle pourrait figurer dans l'blaboration d'une strat6gie bnergbtique pour le secteur des mknages et devrait integrer les conclusions de 1'6tude des prix phtroliers (para. 3.16). Institutions du sous-secteur petrolier 16. ~usqu'en 1987, six socibtes participaient aux activites de connnercialisation des produits pbtroliers au Gabon; elles Ctaient toutes privkes (participation gouvernementale: 10%) B 1 'exception de la compagnie nationale de commercialisation, PIZO. PIZO (participation gouvernementale: 50%) a ete creke afin d'assurer un meilleur approvisionnement de toutes les rkgions du pays en produits pktroliers. En 1985, PIZO avait la part la plus importante du march6 pour la vente de produits sur tout le territoire national (para. 3.9). En vertu de sa mission de service public et de la grande proportion de ses clients qui sont du secteur public, PIZO s'est retrouvke confrontee a de graves probldmes financiers (para. 3.10-3.11). Le Gouvernement a pris la dkcision, aprhs examen attentif de ces problhmes, de proceder a la liquidation de la sociite et a la vente de ses avoirs (para. 3.12). I1 est conseille qu'avant sa mise en application, le plan definitif de liquidation, qui entre prochainement en vigueur (fin 87/debut 881, devrait prbvoir precisement le paiement et/ou la resorption de tout ou partie des dettes et comptes fournisseurs de PIZO. Le Gouvernement est Bgalement encourage A rechercher d'autres solutions interimstires afin d'aeeurer l'approvisionnement des regions dloignkes en produits petroliers, une fois la liquidation de PIZO rendue effective. 17. Deux organiemes clefs participent dans la supervision des opbrations, des investissements, de la planification, et de la tari- fication du sous-secteur petrolier: le MinistGre des finances, Budget et Participations (MFBP) et le Ministere du Plan et de 1'Economie (MPE) (para. 3.18-3.22). Bien que leurs diverses responsabilitBs soient dkfinies par des textes juridiques, il existe un important chevauchement et une duplication d'attributions dans ces documents. Une rkpartition "de facto" des responsabilitis permettrait au sous-secteur d'opirer avec peu de difficultis. Cependant, l'absence d'une distinction nette dans les attributions des responsabilitCs limite la coordination parmi les ministkres et laisse des vides dans l'exercice des fonctions de supervision. 18. Une dtude institutionnelle approfondie a 6th recommandie par la mission pour le sous-secteur, avec c o m e objectifs de dCfinir les rdles respectifs de la DGH, du MERH, du MPE et du MFBP dans le sous-secteur, et de formuler des recommandations pour les renforcer dans l'exercice de leurs fonctions. Les tlches principales a entreprendre dans l'itude sont: (a) Cvaluer d'une manikre exhaustive l'efficaciti actuelle de chaque organisme dans les rdles "de facto" qu' ils exercent A prisent ; (b) Ctablit un bilan complet des responsabiliths de gestion et de contrdle qui sont ma1 ou peu exCcutkes sous le cadre actuel; (c) Cvaluer les compitences et les ressources des diverses institutions concernant les points (a) et (b); (dl identifier les attributions de responsabilitis appropriCes et modifier les textes juridiques en cons8quence; et (e) dCterminer les besoins en personnel, de formation et d'autres ressources, et developper un plan pour la mise en oeuvre des rdformes proposies . (para. 3.22). Tarification des produits 19. Dans le systkme actuel, c'est le MFBP qui est charge de 1'Ctablissement des prix ex-raffinerie. Le prix est dCtermini sur la base du codt du pitrole brut dtabli par une estimation de la valeur de la production pittoliere plus une marge qui devait permettre le recouvrement des frais de la SOGARA et un petit bdnifice (para. 3.24-3.25; 3.28). Le prix reel pay6 par la SOGARA pour ses achats de brut, qui correspond au prix officiel de 1'OPEP au moment du pompage, peut diffCrer d'une manihre substantielle de l'estirnation de la valeur du brut telle qu'itablie par le MFBP (para. 3.26). Le fait que les prix ex-raffinerie soient substantiellernent plus ClevCs que les coiits d'importer les produits pitroliers indique la possibiliti que le raffinage local ne soit pas la source la plus iconomique d'approvisionner le pays en produits phtroliers. En fait, le systeme de fixation des prix ex-raffinerie sur la base des codts n'est pas du tout incitateur A minimiser les coiits de raffinage (para. 3.29-3.30; Tableau 3.5). Af in d encourager ' un approvisionnernent plus iconomique de produits par le biais du raffinage local, le Gouvernement devrait revenir B la tarification basie sur le prix paritaire Q l'importation ( c o m e c'btait le cas avant 1981) pour l'itablissement des prix ex-raffinerie (para. 3.31). 20. Le MFBP Ctablit Cgalement les prix de vente au ditail des produits pitroliers. Les prix au ddtail sont calculCs suivant une structure assez complexe qui comprend le prix ex-raffinerie, les coiits de transport, la rdmunkration des distributeurs, les charges financiires, la marge octroyhe au dCtaillant, ainsi que diverses taxes et subventions - viii - (para. 3.33-3.38). Cette structure pourrait 6tre reduite i cinq ClCments majeurs de coGt (para. 3.43). Les ajustements apportes aux prix de detail en avril 1986 refletaient la diminution des coGts du pitrole brut et les changements de politique fiscale (para. 3.39-3.40). La mission estime que dans une premihre phase, le prix de detail du gas-oil devrait 6tre rajuste (eventuellement par ltapplication d'une taxe complementaire plus importante) afin que tous les prix de detail refletent plus exactement leurs coiits economiques relatifs (para. 3.41-3.42). Les implications fiscales de cette solution comptent parmi sea principaux avantages. 21. En deuxi&me phase, tous les mecanismes de fixation des prix des produits petroliers, du depart de la raffinerie jusqu'aux consommateurs finals, devraient itre examinds. Les ajustements de prix sont peu frdquents, et il ne semble pas y avoir de consultations rdgulikres entre parties int6ressies afin de stassurer que les prix refletent les coiits dconomiques (para. 3.25-3.27; 3.34). Les r6formes du systkme de tarification devraient Ctre clairement dtifinies dans le contexte d'une etude approfondie dont les trois objectifs principaux seraient (a) lt6valuation diagnostique des operations de raffinage et ltex8cution d'un contrble de la gestion de SOGARA; (b) l'examen des syst&mes et des coGts d'approvisionnement du pays en petrole brut et en produits. raffin6s; et (c) le rdexamen de la stratigie de distribution des produits pitroliers et le systeme de tarification (para. 3.31). Les recommandations pour les dispositions institutionnelles en matiere de tarification devraient it,re compatibles avec les conclusions de 1'6tude institutionnelle du sous-secteur (para. 18). Problemes prioritaires du sous-secteur Clectrique PrCvisions de la demande en energie electrique 22. En 1984, la SEEG a fait des previsions d6taillhes Q long terme pour la consommation d'dlectricitk pour l'ensemble du rhseau klectrique (Annexe 16), sur lesquelles elle s'est baske pour pr6parer un plan de dkveloppement Q long terme (para. 24). La SEEG a r6vis6 ses previsions au d6but 1986 pour reflCter une croissance plus modCree Q la suite de la chute des prix de petrole (para. 4.17-4.18; Tableau 4.3). La mission a estimC que ces previsions ne pouvaient pas servir de base i lt61aboration du plan de dCveloppement du reseau Q long terme, parce qu'elles ont 6th faites en prolongeant les tendances passees de la demande (para. 4.191, et elle a donc recommandti A la SEEG de reprendre les pr6visions (en particulier celles relatives Q la consoamation basse tension) en suivant une mCthodologie plus appropriee pour incorporer: (a) les rksultats d'une enquEte de march6 dCsagrCgee pour chaque grande catdgorie d'abonnds (en plus des enqustes de march6 d6ji effectuees aupres des grands consommateurs industriels) et par secteur de consommation; et (b) un systhme macro-bconomique de contrdle de la cohCrence des previsions de la demande base sur les prbvisions macro-dconomiquea lee plus recentes du MPE. Un nouveau scbnario, prbvoyant une rbcession du sous-secteur electrique, a 6th construit au dCbut 1987 par une approche synthbtique (para. 4.20). Ces nouvelles prbvisions devraient constituer 1'ClCment principal d'une re-optimalisation du plan de dbveloppement du rbseau B long terme (para. 4.27). Stratbgie de dbveloppement du rbseau blectrique 1 moyen terme jusqu'en 1995 23. Les prdvisions rbvisbes de la demande d'blectricitb faites par la SEEG en 1987 confirment que l'actuelle puissance installhe aux trois centres de charge importants (Libreville, Port-Gentil, et Franceville) suffira B satisfaire la demande jusqu'au dkbut des annbes 1990 (para. 4.21). Une turbine a gaz complbmentaire de 12 MW pourrait s'avbrer ndcessaire i Franceville aprbs 1992 afin de diminuer les risques de pbnuries au cours des anndes sbches. La decision ddfinitive devrait Gtre prise en 1988-1989 (para. 4.22). Des plans prevoyant l'installation de turbines B gaz B Port-Gentil en 1992-1994 (para. 4.23) sont 1 revoir, aprbs qu'une stratbgie comprenant des travaux d'interconnexion Libreville-Port-Gentil aura 6th rbexaminbe (para. 4.28-4.29). Aucune addition i la capacitb de production installhe ne sera requise pour ces deux exploitations avant 1996, dans tous les cas. 24. Au dCbut de l'annee 1986, la SEEG a ete amenee a rkduire son programe d'blectrification des exploitations regionales (DER) de 24 a 15 centres de charges (para. 4.24). Aprbs avoir revise le volume du programme envisagd i la baisse, le Gouvernement a finalise en 1987 les conditions de rbalisation d'un programme rbamenage Einance avec le concours du Canada. I1 est en ndgociation avec le Gouvernement Franqais pour l1Cquipement des centres non-inclus dans le programme canadien. Toutefois, la SEEG devrait sournettre chaque projet restant dans le programme de dbveloppernent ainsi rbduit a une analyse economique et financi6re complbte afin de pouvoir Ctablir des priorites dans sa rbalisation, suivant un CchCancier plus &tale dans le temps (para. 4.25). Stratkgie de dbveloppement du rbseau long terme 25. L'interconnexion du sous-secteur d'exploitation Libreville- Port-Gentil etait l'dlbment principal du plan initial de ddveloppement A long terme Qlabore par la SEEG en 1984. Cette interconnexion aurait dd entrer en service en 1990-1991 et aurait etb suivie par l'installation de deux turbines B gaz de 21 MW Port-Gentil. Le plan prbvoyait c o m e troisibme element ltamCnagement d'un site hydro-electrique pr&s de Libreville, done la rnise en service btait prdvue vers la mi-1990 (para. 4.28-4.30). Le plan a btb rbvisb en 1987 pour tenir compte des nouvelles pr6visions de la demande hlaborees par la SEEG et des incertitudes relatives Q la disponibilitb du gaz naturel. La stratdgie retenue prbvoit un dbveloppement sCparb des rdseaux de LBV et de POG (para. 4.23; 4.27). 26. De rdcentes ddcouvertes en gaz nature1 font appel a de nouvelles rdvisions et optimisations du plan de ddveloppement i long terme de la SEEG. De nouveaux scinarios devraient &tre envisagis en tenant compte de nouvelles hypothhses pour les parametres-clefs, y compris: (a) pr6visions de la demande et le taux de croissance anticipi de la consommation d'dnergie dlectrique (para. 22); (b) consommation projetde, disponibiliti et tarification du gaz naturel; (c) tendances des prix des combustibles; et (dl taux d'actualisation. I1 y aurait dgalement lieu de poursuivre sans retard les analyses du sol aux sites hydrauliques potentiels afin que toute 1'information ndcessaire soit disponible pour la prise de ddcision concernant la premiere tranche d'investissement en fin 1989. Cette date est cruciale car il faut compter une pdriode de six ans entre le ddbut des travaux et la mise en service des projets hydro-dlectriques et de quatre ans pour les travaux d'interconnexion. Si l'on maintient l'hypothese suivant laquelle l'interconnexion reste la premiere phase dans un plan de developpement optimish, les travaux de construction devraient ddmarrer en 1992, ou au plus tard en 1994 (para. 4.31). 27. La decision sur le calendrier dlexCcution de chaque phase du systeme de developpement est moins importante a court terme pour les autres exploitations de la SEEG. Pour 1'exploitation i Franceville, la dkcision concernant l'installation d'une nouvelle puissance de production hydro-ilectrique dans les annees 1996 ou 1997, ne devra pas itre prise avant 1992 (para. 4.32). Les prdvisions de l'evolution de l1Cconornie nationale dtablies jusqullmi-1995 ne devraient pas permettre d'envisager un retour au programme poussi d'electrification de la DER avant 1996 vu quf! les investissements necessaires aux autres exploitations auront prioritd. Le Gouvernement devrait profiter de la periode de ralentissement du programme d'dlectrification pour (a) definir prdcisdment une stratdgie de developpement des reseaux electriques de la DER; (b) rCdvaluer les besoins CnergCtiques pour les centres de charge cibles; (c) identifier des solutions dconomiques intermediaires; et (d) rechercher des alternatives pour le financement de ces autres solutions (para. 4.33). Autres problemes 28 Tarifs. La SEEG a entrepris une dtude tarifaire detaillee en 1984 en compldment aux plans d'investissements. Les tarifs proposds sont basis sur les codts marginaux B long terme de l'approvisionnement de 1'Clectriciti (dans 1'hypoth&se de r6alisation de l'ancien plan de diveloppement), sujets aux contraintes imposbes par (a) les politiques officielles du service public, telles que les subventions giographiques croisCes, et (b) besoins en rentrhe de recettes, afin d'assurer une marge brute suffisante pour supporter le financement d' investissements futurs. L'itude semble avoir 6th menie suivant une mdthodologie solide (para. 4.39). Lee tarifs devront Ctre mis B jour afin d'incorporer (a) les plans rivisis pour l'amknagement du systkme et (b) les changements de la courbe de charge et la structure de la consomation consCcutifs au ralentissement dconomique et par la suite au redressemsnt envisagC (~ara. 4.42). Entretemps, la structure tarifaire propoeee devrait 6tre mise en oeuvre meme si les niveaux tarifaires devront malgrC tout 6tre ajustes apri5s la mise a jour de 1'Ctude. 29. RCforme du service public. Le MERH a pris en considtiration une proposition de rCforme pour les services publics de l'Clectricit6 et de i'eiu. Suivant ce projet de r~forme, la SEEG serait convertie d'entreprise para-publique (participation gouvernementale: 63%) en entreprise enti&rernent publique. Dbs Le moment ou le changement de statut entrera en vigueur, tous les bhtiments et ltCquipement appartenant ou utiLisCs par la SEEG deviendront propriCtC d'~tat et la SEEG n'aurait plus c o m e responsabilite que La gestion de l'exploitation du rCseau (para. 4.44-4.45). La mission a relev6 plusieurs inconvhnients A cette proposition (para. 4.46) et recommande le maintien d'actionnaires privds dans le contr6le de la SEEG pour le court terme (para. 4.47). ~'investissement de capitaux par d'autres entitbs ou particuliers devrait 6tre encouragC. Si une certaine participation privee devait 6tre maintenue dans La structure de l'organisme, les tarifs prCfCrentiels pour les gros consommateurs qui se trouvent itre aussi actionnaires devraient &re rCexaminCs; par contre, les actionnaires devraient 6tre les bCnCficiaires de tout profit dCcoulant de l'exploitation de la SEEG (para. 4.47). Durant la pCriode interimaire, le reexamen de toute proposition de reformer ou de restructurer l'organisation du sous-secteur est conseille, de pr6ference dans le contexte d'une evaluation approfondie des finances et de la gestion des operations du sous-secteur Clectrique (para. 4.52). 30. Statut financier. Comme beaucoup d'entreprises para-publiques avec mandat de service public dans les pays en voie de developpement, la SEEG connait un sCrieux problQme de trksorerie cause par les arri6rCs (de l'ordre de 4 mois et 15 milliards de FCFA en 1985) et/ou les non- paiernents. La structure des arri&res--85% des factures en souffrance proviennent d'entitks du service public--est telle que m&me la mise en oeuvre d'un vigoureux programme de recouvrement n'est pas suffisante pour remCdier au problbme (para. 4.49-4.51). Un examen complet de la situation financiQre de la SEEG et de la gestion des opdrations du sous- secteur devrait 6tre entrepris sur le champ avec c o m e objectif final la restructuration financibre et organisationnelle de la SEEG vis-i-vis du gouvernement. Le transfert des avoirs, ou l'echange d'endettement assainirait la dette gouvernementale et donnerait i la SEEG plus d'autonomie financihre (para. 4.52). Un examen des codts d'exploitation laisse entrevoir des possibilitis de reduction des coQts (para. 4.53). La sociCtd poursuit tout effort pour maitriser ses dCpenses opCrationnelles. RCsumC des recommandations prioritaires 31. Les principales recommandations sont pr&sent&es ci-dessous selon la priorit6 accordbe a leur mise en application. Programme prioritaire d'investissement public 32. Les projets suivants devraient recevoir une priorit4 absolue dans le budget d'investissements futurs (en FCFA de 1985): (a) investissements pour le stockage de butane et le programe rdduit d' investissements pour 1'entreposage des autres produits pitroliers (Tableau 3.5): 1,86 million de FCFA; (b) am4liorationa ti apporter aux r&seaux de distribution de L'BlectricitB ti Libreville et B Franceville (Tableau 4.5): 6 milliards de FCFA; et (c) premiere phase d'un programme riduit pour le ddveloppement des exploitations Blectriques rigionales (Tableau 4.5): 4,s milliards de FCFA. 33. Lee besoins d'investissements en matihe de lignes de transport B Libreville, y compris le remplacement de la puissance de transformation du poste Bissegue (2 milliards de FcFA) et une nouvelle ligne de transport de 225 kV reliant Kinguele B Libreville ( 5 milliards de FCFA) peuvent &tre diffirBs jusqu'en 1990. On prbvoit des investissements additionnels B l'exploitation de la DER de l'ordre de 1,5 milliard de FCFA par an jusqu'en 1990. Recherches et investigations prioritaires 34. Les Btudes suivantes aont d&j& programBes ou devraient &tre Lancies en 1987/ 1988: (a) dtude de faisabilith approfondie pour l'exploitation du gaz nature1 entreprendre en 1990 (Annexe 5): coOt B diterminer; (b) nouvelle optimisation du plan de dBveloppement B moyen terme pour L'approvisionnement de l'ilectriciti, comprenant les r6sultats de 1'Btude de faisabilitg pour l'exploitation du gaz: 1 milliard de FCFA; (c) examen approfondi de la aituation financiere de la SEEG, de l'organisation de la gestion des opirations du sous-secteur blectrique, surtout les statuts de la SEEG et see rapport6 avec le gouvernement (para. 4.52): 150.000 $EU- 40 hommes-semaines ($EU de 1985); (d) revisions a apporter B 1'Btude tarifaire de l'Blectricit& (para. 4.42); et (e) &valuation diagnostique des opkrations et l'ex8cution d'un contrele de la gestion de la SOCARA: coOt dbterminer. - xiii - 35. Les htudes devraient dhbuter apr8s 1988 mais Ctre complhthes au plus tard en 1991. (a) examen institutionnel poussh de l'ensemble des institutions du sous-secteur phtrolier (para. 3.22): coGt B dhterminer; (b) deuxibme et troisihme phases de l'htude du systhe d'approvisionnement et de la tarification du phtrole et des produits phtroliers (para. 3.31): coGt B dhterminer; et (c) rhvision de la politique d'amhnagement et des plans d'investissements pour l'exploitation de la DER (para. 4.33): coit B dhterminer. 36. D'autres etudes portant sur l'utilisation de l'hnergie dans lee menages et l'utilisation des combustibles non-classiques pourraient Cgalement Ctre entreprises, si le financement le permet. Rdformes des institutions et de la politique 37. Les rhformes suivantes devraient entrer en vigueur immhdiatement ou d8s l'achbvement de l'etude sur laquelle elles sont bashes: Sous-eecteur phtrolier (a) Les prix du gas-oil devraient Ctre rajusths par une taxe cornpl6mentaire afin que lee prix de dhtail refl8tent plus prhcisdment lee coits hconomiques effectifs (para. 3.42). (b) L'examen et la revieion hventuelle des termes de reference d'experts internes afin d'assurer la formation intensive adequate des cadres nationaux dans le suivi des activitde des compagnies pbtrolihres (para. 2.22). (c) La structure des prix de dCtail des produits phtroliers devrait 6tre modifihe dans le but de simplifier la structure actuelle (para. 3.43). (d) Les prix ex-raffinerie devraient &re dtablis sur base de la paritd A l'importation (para. 3.31). Sous-secteur dlectrique (el Maintien d'actionnaires privhs dans le contr6le de la SEEG et suppression des tarifs prdfdrentiels. Une revue de toute proposition de restructurer lea institutions du sous-secteur eat conseillhe B entreprendre A la suite de l'examen approfondi des finances et de la gestion du sous-secteur dlectrique (para. 4.47). (f) Rbviaion des textea juridiquea suite A l'examen des institutions du sous-secteur pCtrolier en vue dtCliminer la duplication et les ambiguitis, et pourvoir aux manquements. Planification des ressources humaines et besoins en formation 38. En plus des besoins en formation identifiis par les btudes recommandbes, les activitbs auivantes devraient dimarries dhs que possible: (a) prograarme de formation intensive des fonctionnaires de la DGH, sous la supervision d'experts itrangers dbji sur place, visant i dbvelopper lee compitences qui leur permettront de surveiller les opCrations pbtrolihres et de contr6ler la comptabilitb des entreprises en association (para. 2.23-2.26) ; (b) l'assistance technique d la DGE pour former lee cadres dans (i) la collecte de statistiques bnergitiques, (ii) l'analyse des donnCes et rapports bnergbtiques/bconomiques, et (iii) l'itablissement et le maintien de balances Cnergbtiques nationales; et (c) aprhs 1992, l'assistance technique ir la DGH en vue de former les cadres dans la consolidation des projections de La demande bnergbtique, et l'ilaboration de plans quiquhnaux pour l'approvisionnement et la demande bnergCtique. Apercu 1.1 La RCpublique gabonaise (~abon) est situCe au niveau de L'Cquateur, avec un littoral de 800 kilomhtres sur la c6te ouest- africaine. Elle s'dtend sur une superficie de 267.000 km2 dont les trois-quarts sont couverts par des forsts denses Cquatoriales. Le fleuve Ogoouh et ses affluents assurent traditionnellement le principal lien de transport avec L'intCrieur du pays. 1.2 Selon les estimations qui datent de 1985, la population totale du Gabon se situe A environ 1 million, y compris les Europiens et les Africaine non-gabonais. Plus de la moitii de La population vit dans les centres urbains et le taux de croissance de la population urbaine est le double de celui de la population totale (2,3% par an). Par contre, la croissance de la population rurale n'est que de 0,9% par an en raison du rythme relativement Clevi de l'exode rural vers les villes (1,3% par an). 1.3 Depuis l'indhpendance en 1960, la croissance dconomique a 6th considhrablement tributaire de la production des industries extractives: pitrole, manganese, uranium et aussi 1' industrie forestiire. Les industries forestihres et minihres, l'exclusion du pCtrole, ont constitui les pivots de l'iconomie gabonaise au dCbut des annCes 1970 (30% du PIE). En 1984, ces deux secteurs ne reprhsentaient plus que 4,3% du PIE. La part du phtrole, par contre, s'blevait a 45% du PIE et constituait 66% des revenus de 1'~tat. 1.4 La part de l'agriculture dans le PIE est restke a un niveau relativement constant d'environ 4,5% au cours de la derniere dhcennie. Lee industries manufacturi&res et de construction reprhsentaient 13,3% du PIE en 1985; l'administration publique et la fiscalit6 et lee imp6ts reprhsentaient 15%. La contribution dee autres secteurs dtait de: 7,6% pour les services non-publics, 6,6% pour le commerce et 3,8% pour le transport. 1.5 La production phtrolihre constitue depuis le dhbut des annCes 1970 1'61hment determinant dans l'ivolution du PIE au Gabon. Le dkveloppement hconomique eat devenu extrQmement tributaire de l'ivolution des marchCs internationaux du phtrole. Ce lien est hvident au coure des trois periodee dietinctes qui caractirisent la croissance hconomique du pays entre 1970 et 1983. De 1970 A 1976, l'hconomie a connu une expansion rapide (14,LX par an en moyenne) de concert avec la croiseance de la production petrolihre et des prix internationaux du pbtrole. Puis entre 1976 et 1979, les emprunts importants contractbs B ltCtranger pour financer un programme ambitieux d'investissements publics ainsi que la stagnation des revenus petroliers contribuerent 8 une crise au niveau de la dette exterieure du pays et des liquidit&. En consCquence, L'Cconomie a connu une contraction marquee alors que le PIB en termes constants chutait B un tau. annuel de -12,6%. En 1979, un programme de stabiliaation soutenu par le FMI fut adopt6 dans le but de diversifier la structure Cconomique, crder des conditions favorable8 B une croissance non-inflationniste et reduire la dette exterieure. Ce programme b6nCficia d'une maniere efficace de la deuxihme augmentation des prix internationaux du petrole. La relance Bconomique qui en rbsulta au cours de la phriode entre 1980 et 1984, quoique spectaculaire, fut considbrablement attCnuCe par des taux d'inflation ClevCs. Bien que l'iconomie ait connu une forte croissance en termes courants (16,13% par an), la croissance rCelle annuelle n'a 6th en Doyenne que de 1,54%. Impact initial de la chute des prix de petrole 1.6 Au debut de l'annee 1985, llBconomie du pays traversa une phriode de marasme et fut, par la suite, considerablement secoude par la forte chute des prix internationaux de phtrole B la fin de cette annee- 18. La production petroliire subit une baisse legire (-1,2X) et llapprCciation du FCFA par rapport au dollar ne suffit pas a combler la chute rapide des prix en dollars du baril de pitrole. A la suite de quoi, les revenue petroliers ont chutC de plus de 10%. Cette baisse cependant ne fut pas accompagnee par un ralentissement des investissements interieurs et de la consolnmetion, qui en fait augmenthrent respectivement de 17,3X et de 6,9X. En consbquence, le PIB a enregistre, pour la premiere fois depuis de nombreuses annhes, une croissance reelle negative (-2,5%). L'impact sur l'bconornie gabonaise ne serait ressenti dans sa totalit4 qu'au debut de llannCe 1987. I1 est prCvu en effet que le PIB chuterait A presque la moitiC de son niveau de 1985. 1/ La part des revenus pbtroliers dans le total des revenus de 1'Etat chutera, selon les pr4visions, de 63% B 23%, entrainant la reduction de moitik du budget et une diminution des dCpenses publiques et des investissements sauf ceux qui sont essentiels. 1 7 Les previsions court terme de la croissance dconomique laissent apparaitre une reprise trhs lente. L'hypothbse la plus prudente suppose que les prix de petrole connaitront une augmentation trbs lente pour n'atteindre que 16 dollars le baril en 1990. Cette hypothbse est dejh depassee, lee prix de petrole ayant rebondi a 20 dollars le baril au milieu de l'annde 1987. Dane le cas oC lee prix se maintiendraient B ce niveau, lee revenus phtroliers de 1'Etat pourraient depasser lea 200 milliards de FCFA (en prix constants de 1985) en 1990. Cela ne constitue qu'environ 55% du niveau atteint en 1985. Le PIB reel ne -1/ Ce retard d'un an est dO au fait que les revenus petroliers d'une annee donnee sont &hue par le Couvernement l'annee d'aprhs. connaitra qu'une croissance marginale et ne regagnerait lee niveaux precCdemment atteints qu'i la fin des annCes 1990. Resaources CnergCtiques 1.8 Le Gabon est dote de nombreuses ressources Cnergitiques, comprenant le pCtrole, le gaz naturel, l'inergie hydro-Clectrique, le bois, l'uranium et l'hnergie solaire. Une partie seulement de ces teesources potentiellement exploitables a CtC mise en valeur Q des fins d'utilisation QnergCtique, aussi bien pour la consommation nationale que pour l'exportation. ~usqu'Q present, lee autoritis gabonaises ont fait preuve d'une grande prudence dans la mise en valeur de leurs ressources CnergCtiques. En conshquence, le pays connait dans l'ensemble une auto- suffisance en mati&re d'Cnergie, B l'exception de certains produits pCtroliers qu'il importe. 1.9 En 1987, les &serves pCtroliires prouvCes du Gabon s'elevaient Q 133,4 millions de tonnes (961 millions de barils). Cette quantiti reflhte l'augmentation des rCserves petroli&res, Q La suite des nouvelles dhcouvertes en 1986 et 1987 (para. 2.10-2.11). 1.10 La production de gaz na urel, associde ci celle du pitrole, a 5 CtC eetimhe B 2,O milliards de Nm en 1985. Une fraction seulement de cette production est utilisCe pour la production d'hlectricite et la production de pCtrole et le reste est briilb B la torche. Selon lee estimations officielles, le vo ume total des rCserves prouvCes se situe J entre 40 et 45 milliards de Nm . I1 s'agit eseentiellement des rCserves de gaz associi bien que des dicouvertes mineures de gaz non-associC aient itC faites. La rCcuperation dconomique Q grande Cchelle du gaz naturel rencontre un certain nombre de difficultds, du fait que le gaz se trouve dans de nombreux reservoirs offshore rhpartis sur une longueur de 400 kilomhtres de c6tes. Cependant, la situation s'est amCliorCe recement, grace Q des reserves additionnelles de gaz decouvert par la Shell, qui propose au Gouvernement une politique de conservation (rCinjection). 1.11 Le potentiel exploitable total des ressources hydrauliques du Gabon a 6th estime B 50.000 GWh/an. Un peu plus de 1% B peine de ce potentiel est mis en valeur; la production hydro-Clectrique annuelle en 1985 dtait de 668 CWh. Cette quantite reprCsente un peu moins de 80% de la production totale d'dlectricith dans le pays. La capacitC hydro- Clectrique installee totale s'Q1Bve actuellement B 161 HW (para. 4.3; Tableau 4.1 1. 1.12 Plus de 22 millions d'hectares, soit 80% du territoire ' gabonais, sont couverts de for6ts denses Bquatoriales. Environ 8 millions d'hect tee de couverts forestiere eont exploites et produisent 1,s million de de boie induetriel par an. Une quantitC estimde i 3 millions de md (720 kep) de residue de bois inutilisbs, sous-produit des exploitations forestihres et des industries de transformation du bois, eat produite chaque annCe. 1.13 En raison de l'abondance relative de ressources Cnergitiques bon march&, une faible priorit6 a btC accordbe B l'exploitation du potentiel de ltCnergie nucldaire et solaire. Le Gabon eat en mesure de produire annuellement jusqutB 1.500 tonnes d'uranium "yellow cake". La production, en 1985, n'a 'kt6 toutefois que de 900 tonnes et baissera, selon les prbvisions, a un niveau de 700 tonnes au cours des prochaines annees par suite du ralentissement de 1'activit6 dconomique internationale. Lee autoritbs ont, A un moment donn6, envisagi l'utilisation de ce potentiel pour la production d'ilectriciti, mais l'usage de l'bnergie nucleaire reste limit6 pour le moment aux petites applications technologiques. Le degrC ClevC d'ensoleillement du pays en ferait un candidat ideal pour lea applications solaires, en particulier dans les zones rurales bloign6es. A ce jour, peu de recherche8 ont Cti faites pour adapter lea technologies solaires actuelles aux exigences et aux conditions locales. Consomation d'bnergie 1.14 I1 eat difficile d'bvaluer la consoamation totale d'bnergie au Gabon en raison de l'absence totale d'information sur les modes de coneommation du bois de feu, du charbon de bois et des autree combustibles non-comerciaux. Des estimations grossiires, situent la consommation d'bnergie comerciale au Gabon (produits pitroliers, gaz naturel et Clectricitb) A 600 kep par habitant, en 1985. Si on inclut l'utilisation du gaz naturel et du petrole brut dans la production phtrolibre, ce chiffre passe A plus de 870 kep. 2/ Par contre, la consommation d'bnergie commerciale en Cbte d'1voi;e ne s1C1&ve qu'a 170 kep par habitant; au Congo, le chiffre est Cgal B 150 kep. Ce niveau de consommation inergbtique, exceptionnellement ClevC pour l'dfrique sub- saharienne, reflbte la prospbritb relative du Gabon. Si l'on ajoute la consoannation du bois de feu par la population rurale, la consonmation d'bnergie totale par habitant serait, selon les estimations de la mission, de presque 990 kep. 1.15 L'bvolution de la consoannation d'Cnergie comerciale eat ~r6sentbeau Tableau 1.1. Le t a u de croissance annuelle moyen de la consoannation qui a atteint presque 6,OX entre 1978 et 1985, a-connu une forte diminution A la suite de la chute des prix de pbtrole. La consomnation par habitant a Cgalement augment4 h un taux constant de 5,8X par an. Lea fluctuations annuelles des taux de croissance au coura de -21 Puisque ces quantitis ne pinetrent pas le marchb intirieur de dbtail, ellee ne sont gbniralement pas comptbes dens les chiffres de consomaation intbrieure, prbsentes par le Gouvernement. cette periode refletent le poids relatif des produits petroliers, qui representent 86% de la consonnnation d'bnergie comerciale. La demande de produits pdtroliers est, ii son tour, dtroitement lihe a la situation bconomique. 1.16 Le bilan dnergdtique du Gabon, pour l'annhe 1985 (Tableau 1-21, presente la structure actuelle de la demande d'energie. La consommation de combustibles-bois traditionnels par la population rurale a 6th modQrQment estimke Q un peu plus de 76 kep par an; d'autres statistiques indiquent une consommation modhrde de bois de feu, par les scieries, pour la production de chaleur industrielle et d'Blectricitd (24,7 kep par an). Lorsqu'on prend ces chiffres en consideration, ainsi que ceux de la consommetion primaire de gaz naturel et de pbtrole brut par l'industrie phtrolikre, les trois secteurs qui sont les plus gros consomateurs d'inergie sont l'industrie petroliere (34x1, les menages (24%) et les autres industries, y compris l'industrie miniere (20%). Le transport (12%) et le secteur travaux publics et genie civil (8%) viennent en denier. 31 Les produits petroliers representent 53% de la consommation int~rieure-nette, le gaz naturel 24X, le bois de feu 12% et 1'ClectricitC seulement 8%. 1.17 I1 faudrait cependant noter que si l'on exclut la consommation de gaz naturel et de pCtrole brut le classement des secteurs en mati&re de demande d'bnergie est radicalement modifii. Dans ce cas, les trois plus gros consomamteurs sont: les menages (33x1, les autres. industries (28%) et le transport (17%); l'industrie pdtrolikre est releguee B la cinquikme place (8x1, juste derriere le secteur des travaux publics et du genie civil (11%). -3/ Bien plus de 50% de la demande dlCnergie du secteur travaux publice/g&nie civil eet attribuable A la construction de la ligne ferroviaire, le Transgabonais. Tableau 1.1: GABON- INDICATEURS DE LA CONSOWATION D'EMRGIE CO)IIMERCIALE 1978 - 1986 Consornation totale dlbnergle c m r c l a l e (1000 tep) Electrlcitb Produits pbtroiiers Taux de crolssance de llbnergle c m r cIale ($/an ) Consonation par habitant (kep) Electrlclt6 Produits pbtroliers Croissance de l a consornatlon par habitant ($/an) Intensit6 bnergbtlque (kep par FCFA) b/ Cosff iclent 6nergbt ique c/ -a/ Estlmatlons prbllmlnalres. -b/ PIB en FCFA de 1985. - C / Rapport de l a crolssance de IIBnergle comnerciale e t de la croissance du PIB. - Source: Estimations de l a mission, MFW, MPE. 11. EXPUlITATIOll J3T D-PPKHEMT DES EI'YDROCARBUEES Historique 2.1 L' Cvolution A moyen terme de 1 'Cconomie gabonaise ddpendra principalement de ltCvolution des prix du pktrole, des investissements poursuivis dans le secteur pCtrolier et du mode d'exploitation de gisements de petrole dCcouverts recement. Cette forte dhpendance de l'bconomie i 1'Cgard du secteur petrolier fait ressortir lee problhmes majeurs auxquels ce secteur eat confront&: (a) quel est le profil optimum de la production petrolihre qui assurerait la maximisation de la valeur des rdserves restant en place; (b) A quel niveau faut-il maintenir les investissements tant dans lee activiths d'exploration que celles de ddveloppement afin de compenser la baisse de production pCtrolihre et d'augmenter lea reserves d 'hydrocarbures; et (c) comment faudrait-il modifier le cadre fiscal et juridique rigissant les activitCs des sociCtCs p&troli&res au Gabon pour encourager de nouveaux investissements. 2.2 Les bassin8 sidimentaires du Gabon couvrent une superfic'e i totale de 200.000 km , divisee en un pet't bassin oriental (45.000 km ) '2 et un baeein c6tierloff-shore (155.000 km ). Le bassin cbtierloff-sho e 1 est A son tour subdivise en une plate-forme continentale (3.500 km ) d'une profo deur marine de moina de 200 m et une superficie sous-marine 2 (120.000 km ) en eau profonde (200-300 m). La plate-forme continentale contient toutes les ressources exploitables connues en hydrocarbures. 2.3 Lee bassins sddimentaires sont constituQa de couches sequentielles allant du mesozoique aux formations plus rCcentes de schiste/sable, avec intermittence de carbonate et une large section d'bvaporation. Des reservoirs ont btC dCcouverts i des profondeurs allant de 1.000 A 3.000 m, constituCs principalement de sable et de grks de diverses phriodes et origines. La majorit6 des pihges petrolifhres au Gabon sont constituhs de structures A induction saline, bien que lee reservoirs soient genhralement lies aux structures de sous-sols contr6lhes. Historique de la prospection et de la production 2.4 La prospection pdtrolihre a d6butd en 1928 mais la premibre dhcouverte ne fut faite qu'en 1956 par la SociCtk des PCtroles de 1'Afrique Equatoriale (SPAFE), affilihe au groupe fran~ais Elf. La production des trois nouveaux gisements pdtrolifkres (Ozouri, Pointe Clairette et Port-Gentil) s'6levait en moyenne i 3.500 barils par jour en 1957, soit un taus annuel de 177.000 tonnes. En 1959, les socihtCs Mobil et Shell se sont assocides i la SPAFE, actuellement connue sous le nom de Elf-Gabon, pour une shrie d'ophrations en association &parties sur une zone de 25.000 km2 qui s'dtend vers le sud, en direction du Congo. Ces efforts ont eu pour rhsultat la ddcouverte de nouveaux gisements mis en exploitation en 1964 et qui ont ramen6 la production Q 20.000 barils par jour (1 million de tonnes par an). 2.5 La prospection petroli8re a connu un ralentissement tr&s sensible de 1965 Q 1969, piriode durant laquelle les socihtds p6trolikres ont concentrh leurs investissements au dhveloppement des gisements. La production annuelle a quintuple au cours de cette piriode. La relance des activiths d'exploration au cours des anndes 1970 Q 1977 a men6 Q la dicouverte de 15 autres gisements. La production annuelle est mont6e en flhche, dhpassant les 11 millions de tonnes en 1974, niveau auquel elle s'est maintenue pendant plus de trois ans avant qu'une baisse ne soit enregistree. La production est tombde B un niveau inferieur Q 8 millions de tonnes par an au cours de la premi&re piriode des anndes 80, mais s'est depuis maintenue au-dessus de ce seuil Q mesure que l'on mettait en production de nouveaux gisements. Le Tableau 2.1 indique l'ivolution de la production depuis 1976. 2.6 Les perspectives trbs prometteuses du bassin sidimentaire du Gabon, associies Q la politique progressiste du Gouvernement dans le secteur phtrolier, ont encourage des activiths d'exploration considhrables enregistrees au cours de la dernibre dhcennie. Les dhpenses d' investissement pour la recherche et 1'exploration ont 6th particulibrement importantes entre lee annkes 1979 et 1982 (Annexe 21, ceci htait essentiellement dd aux conditions attrayantes qui avaient 6th offertes dans lee contrats de production pour cette pbriode. A la fin de l'annhe 1983, plus de 205.000 kilom&tres de lignes sismiques Qtaient enregistrhea et l'on avait procddd B des forages de recherches de 411 puits environ, soit un total ddpassant 925.000 m (Annexe 3). La mise en production, A cette pdriode-lQ, de deux nouveaux gisements a porth B 467 millions de barils (65 millions de tonnes) le volume estimd des rhserves prouvhes restantes. Tableau 2.1 : PROWCTlON ANNUELLE DE PETROLE PAR OPERATEUR DE 1976 A 1986 (en mllllers de tonnes) ELF SHELL AMOCO MandJi s/ Gamba s/ Luclnas/ OguendJo a/ Total Le p6trole brut gabonals est class6 en quatre categories sulvant sa denslt6 qul est comprise entre 31' e t 39' API. Les quatre types s t lours 6quivalents barils/tonne sont Ies suivants: Mandjl - 7,221 OgwndJo 7,436 Gamba 7,259 Luclna ---7,596 - Source: DGH. Activit4s actuelles 2.7 Vingt-sept sociCt6s p4trolih-es internationales effectuent actuellement des op4rations de prospection 3u Gabon, grlce i des permis qui couvrent une superficie de 68.000 km , g compris 32.000 lun2 B terre. Sept aoci4tbs exploitantes (Elf-Gabon, Shell, Mobil, Amoco, Conoco, Tenneco et Exxon) operent au titre des autres soci8t8s. Elf- Gabon et Shell contr8lent plus de 80% de la zone de prospection autoriabe et repre entent respectivement 75% et 15% de la production totale. 30.000 km1environ restent des zones libres, A l'exception des zones off- shore dont la profondeur d4passe 1.500 m. Sur les 45 gisements dbcouverts et mis en production depuis 1956, 30 sont actuellement en cours d'exploitation. Tous les gisements, i l'exception de trois d'entre eux, sont exploitbe par Elf-Gabon, en vertu essentiellement d'accords de concession (para 2.16). Le seul gisement en production, exploit& par Amoco, Oguendjo, opere suivant un contrat de partage de la production (para 2.18). I1 en est de m&me pour le gisement de Konzi exploit4 par Elf Gabon. 2.8 Les engagements d'investissements de prospection pour l'ann6e 1986 sont resths A un niveau relativememt ClevC de 31 milliards de FCFA (91,2 millions de $EU). Les dCpenses par Elf et Shell reprhsentaient 90% de ce montant. A la suite de la baisse sensible des prix du pCtrole A la fin de l'annhe 1985, on s'attend A ce que Shell et Elf different une partie des dhpenses de prospection et se concentrent sur la mise en valeur de leurs nouvelles dhcouvertes (para. 2.10-2.12). Les investia- seatents de prospection en 1987 et 1988 seraient, selon les prhvisions, respectivement de l'ordre de 120 et de 150 millions de $EU. La moitib environ de ces montants sera dhpens6e par les plus petits exploitants (tels que Conoco, Agip, Tenneco et Sunoco) qui ne viennent que rhcernment d'entamer la prospection au Gabon. Les socidtes pCtrolikres, particulihrement celles qui viennent de signer des contrats de partage de la production, ont proposk au Gouvernement un calendrier de leurs programmes de travail fort encourageant. Perspectives futures de production de pdtrole Mise en valeur des rCserves prouvhes 2.9 La plupart des gisements en cours de production ont fait l'objet d'une mise en valeur totale et subissent actuellement un dhciin nature1 de production. En conshquence, on s'attend i ce que la production annuelle totale chute i un niveau inftirieur B 8 millions de tonnes en 1987. La production supplhmentaire que l'on anticipe des gisements que Tenneco et Amoco mettront en production au cours de 1987 et 1988 permettra de maintenir la production totale i ce niveau (Tableau 2.2). 2.10 Le gisement Rabi, d6couvert par Shell au mois d'aoiit 1985, constitue un hltiment crucial dans le maintien i court et i moyen terme des niveaux de production. Disposant de rCserves rhcuphrables estimkes A environ 374 millions de barils, 299 millions de barils prouvhs, Rabi est le plus grand gisement qui ait jamais 6th decouvert au Gabon. I1 s'agit d'un gisement onshore dans la section septentrionale du bloc de Sette Cama de la concession de prospection d'ogoouh, exploit4 par Shell (42,5323) en association avec Elf-Gabon (25,S%), la SociCtC Nationale Elf-Aquitaine (17%) et 1'~tat (15%). La section mhridionale du gisement de Rabi est bien dhlimithe et pourrait, pense-t-on, &re mise en production deux ans apres que l'on eut pris la dhcision d'investir dans les installations et l'infrastructure de production. Les nhgociations ont progress6 auffisamment pour que la production commence au debut de l'ann6e 1989. Le prolongement aeptentrional de ce gisement a 6td confirm6 plus r6cemment et nkcessitera d'autres d6penses de mise en valeur. Le coQt total pour la mise en valeur du gisement de Rabi, 41 y comprie le forage, l'infraetructure, les oldoducs et lee modifications B apporter au terminal de Gamba, exploit8 par Shell pour l'ivacuation du brut, est estimti B 495 millions de $EU en juin 1987. Ces investissements s'btaleraient sur une p6riode de six ans. Tableau 2.2: PREVISIONS DE LA PROWCTION DES GISEHEMTS ACTUELLEMENT EN EXPLOITATION (ml 1 l lers de tonnes ) Exploitants Elf Gabon 6.248 5.838 5.450 5.183 4.709 4.527 3.907 Shel l 1.251 1.157 958 795 659 548 455 -a [Mpenses de mlse en valeur d6Jb engag6es pour mettre en production trois petits glsements au cours du dernier semestre de 1987. Production maximale pr6vue pour 1989. - Source: DQI, estlmatlons de l a mission. 2.11 Shell propose une miee en valeur par btape du gisement de Rabi. La section mhridionale du gisement disposerait d'environ 25 puits et produirait en tranches successives 20.000 b/j, 60.000 b/j et 80.000 b/j. Le niveau de production s'Cleverait rapidement pour atteindre un plateau de 100.000 b/j (4 millions de tonnes/an) au premier trimestre de 1'annCe 1990 grace i la mise .en valeur d'autres puits, soit un total de 58 puits sur l'dtendue du gisement. I1 eerait possible de maintenir ce plateau pendant une pdriode d'environ quatre ans. 2.12 Deux autres gisements qui pourraient iitre mis en valeur sont celui de Rousette et celui de Coucal, exploitbs par Elf-Gabon. La mise en valeur de ces gisements pourrait &tre diffbrbe si Elf-Gabon ddcide de ne pas contribuer aux investissements de mise en valeur tout en participant simultanCment B la mise en valeur du gisement de Rabi. -41 Le financement du projet comprendrait une participation du Gouvernement en plus des investissements faits par Shell, Elf-Gabon et SNEA. Scenarios de production de p6trole 2.13 La mission a estim& la future production du petrole suivant les estimations qui figurent au Tableau 2.3. Le scknario suppose la mise en valeur et La production de Rabi et de Coucal. I1 faudrait souligner que les prbvisions indiquees au Tableau 2.3 sont donnees 1 titre purement indicatif. Elles n'incluent pas la possibilitk que de nouveaux gisements, i part ceux de Rabi et de Coucal, puissent itre mis en valeur et en production. On prkvoit le forage de 75 A 114 puite d'exploration entre 1987 et 1991 et il est possible que certains d'entre eux donnent des resultats positifs. Tableau 2.2: ESTIMATIONS DE LA PROOUCTION PETROLIERE, 1987-1992 (mi l l iers de tonnes ) ELF SHELL Gisements Gisemnts actuels CoucaI actuels Rabl A W X TENNECO Total - Source: DGH, soclbtbs petrollires e t estimations de l a mission. 2.14 La mission a adopt& une position prudente dans ses prtivisions afin de faire ressortir l'importance de la production du gisernent de Rabi A court et 1 moyen terme. I1 n'est pas encore indique que le maintien de la production petrolihre au-delA du seuil de 8 millions de tonneslan s'avererait la meilleure strathgie pour tirer de ces nouvelles decouvertes lee benefices maxima actualis~s de leur production. Toutefois, il est essentiel pour la relance de l'bconomie gabonaise que des niveaux Cleves de production soient maintenus. Afin de pouvoir satisfaire aux deux buts eimultanbment, la strategic adopthe par le Gouvernement dans le moyen terme devrait consister principalement A crber 1'environnement adbquat pour encourager 1'exploration phtroliare et la mise en valeur des dbcouvertes, particulierement pendant lee pbriodes d'incertitude des prix du pbtrole. La section qui suit aborde lee implications de ce rble. 2.15 Dane le court terme, la mission recommande l'blaboration d'un profil optimum de la production pbtroli8re au Gabon, sur la base des previsions de l'bvolution des prix pbtroliers et des calculs des reserves exploitables restant sur le territoire, visant i maximiser les bbndfices actualisbs de la valeur du pbtrole brut. Ce profil qui servirait d1C1Cment principal dans la planification de L'Cconomie nationale long tetme (on en tirerait lea privisions des recettes pCtroli&tes), devrait Btre mis B jour rCguli&rement. Cadre juridique et fiscal 2.16 Deux types de contrats de prospection et de production de pbtrole sont actuellement en usage au Gabon. Aux termes du premier type, le contrat de concession, il est octroyC aux sociCtbs pCtrolihres des droits de prospection et d'exploitation d'une concession part iculihre pour une certaine pCriode. La pdriode maximale de prospection est de cinq ans, renouvelable trois fois en tranches pouvant aller jusqu'i cinq ans. Les droits d'exploitation sont octroybs pour des pbriodes de 75 ans, renouvelables en tranches de 25 ans. Quatre socidtCs, y compris Elf-Gabon et Shell fonctionnent suivant ce type de contrat. Une superficie d'environ 29.500 h2 (22.000 km2 B terre) de la zone actuellement en cours de prospection est rdgie par des accords concessionnels, dont la plupart expireront au milieu de l'annbe 1991. 2.17 Le Gouvernement et les socidtbs pktrolieres signent une convention d' Ctablissement qui rdgit le cadre administrat if, juridique, fiscal et technique des activitbs de la aocibtd. En sa qualitb de pays membre de ~'oPEP, le Gabon utilise normalement les clauses fiscales recommandbes par 1 organisation. ' Le Gouvernement per~oit des bQn8fices nets aprhs imp8ts Qquivalent i la part qu'il possede dans le capital de chaque socibth exploitante qui opere sur la base d'un accord concessionnel. Cette part peut atteindre jusqu'i 25% et peut gtre prie en nature. 2.18 ConformCment B une nouvelle politique, le Gouvernement a sign6 son premier contrat de partage de la production au mois de mars 1977; lea accords concessionnels prd-existants sont restds en vigueur. Aux termes de ces nouveaux accords, la soci8t8 a des obligations financihres et des obligations de travail li8es d la prospection qui sont valables pour une phiode maximale de cinq ans. Lee risques de prospection sont assumbe entierement par la socibtb p&troli&re; lee coOts de prospection ne sont remboure6s que dans le cas oh une dhcouverte comerciale eat faite. Les soci&tCe recouvrent leurs co4ts en prenant 40 B 50% de la production ("cost oil"), alors que les 50 i 60% restant (production restante) sont divis8s entre le Gouvernement et la socibtb sur la base d'une dchelle mobile lide B la production du gisement. La socidtd ne paie aucun imp6t et peut exporter sa part de la production en ne faisant l'objet que de restrictions minimes. 51 Toutefois, les sociCtCs sont soumises chaque annCe i un audit de leu7 situation financihre realis6 par des comptables independants engagCs par le Gouvernement. 2.19 Le Gouvernement a, tout au debut, octroyC huit zones, rCgies par des contrats de partage de la production i Elf-Gabon et i plusieurs associations recement crCCes. Sur les trois d6couvertes faites B ce jour dans ces zones, deux sont actuellement en cours de production (Konzi pour Elf et Oguendjo exploit& par Amoco au nom d'un consortium). Une troisihme, Obando Marin (exploit6 par Tenneco au nom d'un consortium) est entree en production le 3 septembre 1987. Les contrats de partage de la production reprdsentent environ 26% des zones totales couvertes par lee permis et lee licences de prospection et environ 15% de la production pCtroliire annuelle. 2.20 Bien que lee permis existants octroyks aux sociCtCs pktroliires restent valables, on s'attend B ce que le Gouvernement assume un rale plus important dans Le cadre des termes des accords de partage de La production. I1 est actuellement engage dans des nhgociations avec un certain nombre de sociit6s p6trolihres pour assurer un maximum d'unif omit8 et de coh6sion dans les conditions fiscales appliquCes aux termes de ses divers contrats. Une autre sirie d'appels d'offres a eu lieu entre le printemps et novembre 1987. 2.21 Le Gouvernement devrait continuer i agir d'une manihre aussi judicieuse que celle dont il a fait preuve lors de negotiations avec lee compagnies pbtrolihres qui op&rent sous lee termes des nouveaux arrangements contractuels et B proceder avec la m2me prudence dans lee nCgociations de manihre i assurer la preservation du climat de confiance qui a traditionnellement caractCrisC lee activitks de prospection du territoire. De manihre plus spbcifique, le Gouvernement devrait profiter du cadre plus important que lui offrent lee nouveaux termes des contrats de partage de la production qu'il a mis en place, afin de: (a) ameliorer le suivi des activites en amont des compagnies pCtrolihres; et (b) &laborer des politiques fiscales pertinentes qui, dans le mGme temps, (i) servent d'encouragements pour la poursuite des efforts de prospection par lee entreprises internationales et (ii) favorisent les conditions optimales pour la gkneration de revenue pour le Gouvernement. 2.22 ~'Bquipe qui est actuellement chargde de suivre de prhs lee activitds de prospection au eein de la DCH oeuvre dans ce sens. La mission recoamande que leurs termee de r8fhrences devront dtre revus et -S Lee sociitCs sont tenuee de vendre une petite fraction de leur production la raffinerie locale (para. 3.6). amendCs afin de leur confCrer la responsabilitQ officielle de formuler une politique adequate et de dCterminer lea mdcanismes possibles pour sa miae en application. Les clauses spCcifiques B inclure devront &re ddterminbes dans le contexte de l'examen institutionnel du sous-secteur pdtrolier reconnmendC au Chapitre 3 (para. 3.22). examen en institutionnel devra dgalement dkfinir les exigences en matiere de formation suppldmentaire dans ce domaine. Organisation du secteur 2.23 Le Hinistke des Hinea et des Hydrocarbures (MMH), par le biais de sa Direction GCndrale des Hydrocarbures (DGH), suit de pree les activitds de prospection et de production pCtroli&res au Gabon ainsi que les activitCs nationales de raffinage. La DGH nCgocie Cgalement avec lea sociCtCs pdtrolieres et reprhsente les intdrtts du Gouvernement dans les conseils d'administration des sociCtCs. Les responsabilitCs de la DGH se divisent en trois fonctions principales: (a) technique; (b) financiere; et (c) documentation. Au moment oh se tenait la mission, la DGH Ctait en cours de restructuration avec 1 'assistance technique d'experte Ctrangers. La mission recommande que la DGH profite de ia de ces experts pour Claborer et exdcuter un programne intensif de formation des cadres nationaux dans le but de permettre A ces derniers de: (a) mieux auivre lee activitCs des sociCtCs petrolihres dans le domaine de la prospection et de la mise en valeur des rdserves phtrolieres; et (b) fait plus important assumer l'entiere reaponsabilitC pour la mise au point et la gestion des politiquea fiscales et des politiquea d' investis- sements relatives au secteur pdtrolier. 2.24 Le Gouvernement a crdd en 1979 la sociCtC patroliere nationale, Petrogab, afin de coordonner d'une maniare plus efficace ses inthrtts dans le aecteur pdtrolier. Lee statuts de Petrogab dtaient tres larges et couvraient toua lee aspects de la prospection, de la mise en valeur, du transport et du stockage des hydrocarbures. Jusqu'en 1983, la tiche principale de Petrogab Ctait de commercialiser 25% de la part dont le Gouvernement bCnCfice de la production d'Elf-~abon (le reste Ctait conmercialisd directement par 1'administration). Petrogab eervait dgalement d'intermddiaire entre Elf-Gabon et SOGARA pour le paiement des achata de pCtrole brut (para. 3.7). Cette activitd semblait dtre superflue du fait que lee socidtds pCtroli8res peuvent alimenter directement la raffinerie. 2.25 A la suite d'un accord intervenu entre le MPIII et lee socidt6s petrolibrea en 1983, Petrogab a fait l'acquisition d'une part peu importante dans les gisements d'oguendjo et d'olende. Petrogab disposait de 20% d'actions de Gabofor qui possede une plate-forme de forage a support tdleacopique. I1 a dgalement obtenu un permis de prospection par le biais de Gaborep (40% Petrogab, 60% Groupe Perrodo), avec un engagement de travaux de 7 millions de QEU en trois ans. Ce permis comprend une zone cddee par Shell (deux puits ont dtd testes, mais Shell n'a pas considCri cette dCcouverte conone dtant Cconomique) et attribuee par la suite A Gaborep. 2.26 Le r61e de Petrogab dans le sous-secteur pCtrolier est rest6 longtemps ma1 dCfini. L'attribution de certaines responsabilitCs exercdes par Petrogab dans le cadre de see statuts officiels etait remise en question &ant donni que la plupart de celles-ci sont dCjA exercdes de facon satisfaisante par la DGH et d'autres institutions du secteur pCtrolier (para. 3.18-3.21). Par conshquent, le Gouvernement a dt6 amen6 en 1987 A prendre la decision de liquider Petrogab, ce que la mission approuve. La mission recomamnde que les activit6s et responsabilitis exercbes autrefois par Petrogab soient examinees et rdvisCes en profondeur dans le codtexte d'une revision institutionnelle de 1 'ensemble du sous-secteur phtrolier, telle que dbfinie au para. 3.22, et que l'itendue de ces activitCs soit attribuee clairement i d'autres institutions du sous-secteur par amendement des statuts officiels. Potentiel de mise en valeur du gaz naturel 2 27 Le Gouvernement fait des recherche6 sur l'utilisation du gaz depuis 1968, ann6e au cours de laquelle il a crCC le ComitC du Gaz (para. 2.25). Depuis lors, un certain nombre d0Ctudes ont CtC effectuCes pour dCterminer l'importance des reserves et la faisabilith de production pour certain8 projets. Un de ces projets avait trait B la production d'ammoniaque et avait fait l'objet d'une Qtude par Pierre-Fite-Auby en 1973 et par Voest Alpine en 1978; le projet a it6 annul6 alors qu'il 6tait en cours de realisation aprh que la dernihre Ctude n'eut pas confirm6 sa faisabilitd economique. Deux Ctudes importantes ont CtC effectudes au debut des annCes 1980, l'une par Elf-Gabon (1981) et l'autre par Degolyer et ~ac~aughton/~echtel(19841, pour determiner la faisabilitd de ricupirer le gaz des gisementa de Torpille (30% des reserves de gaz restantes) et d'hguille, d'extraire les liquides et ensuite de stocker le gaz, pour un usage ultbrieur, i l'ancien gisement pbtrolifhre de Lopez Nord. Elf-Gabon a conclu que le projet n'itait pas dconomique et que toute tentative visant A exploiter lee r6serves de gaz pour un usage commercial ne pourrait &re justifiee sur le plan bconomique. Degolyer et Hac~aughton/~echtel,d'un autre c6t8, ont trouvb que le projet dtait marginalement Cconomique B un prix de 1,56 $/MEIBTU, si le gaz btait utilisd principalement pour produire de L'blectricitC. 2.28 Trois points de vue dietincts sont exprimbs par lee principales parties participant i la mise en valeur et A l'utilisation du gaz naturel. De la perspective du consommateur, la SEEG semble Stre, pour le moment, le seul important usager potentiel dans le cas de la mise en valeur du gaz. La SEEC ne s'intbresserait B l'achat du gaz que s'il pouvait dtre livrd B un prix qui rivaliserait avec celui de l'bnergie produite par les projets hydro-blectriques en prbvieion (para. 4.27-4.30) et si un approvisionnement A long terme pouvait &tre assurd. Du point de vue du producteur, lee socibtbs pbtrolihres veulent dtre assurbes que le prix du gaz couvrira leurs coiits de mise en valeur et d'exploitation. Nombreux aont ceux qui sont convaincus, pour le moment, qu'il est absolument impossible de mettre en valeur, d'une manikre bconomique, les quantites de gaz exigbes par la SEEG pour la production thermique d'blectricit6 i des prix qui seraient compbtitifs avec ceux de L'Cnergie hydro-blectrique. Le troisihe point de vue est exprim6 par les promoteurs, qui avancent que, grice H leurs techniques d'exploitation, l'extraction du gaz de certains gisements et son stockage dans des rbservoirs vides pour un usage ultbrieur seraient marginalement bconomiques. 2.29 Le Gouvernement a crib un Comitb du Caz pour entamer et examiner les btudes et les propositions -relatives& la mise en valeur du gaz. Ce comitb comprend des reprbsentants du Ministbre des Mines et des Hydrocarbures (les deux directions), du Ministare de 1'Energie et des Ressources Hydrauliques (MEW), du Ministere de la Planification et de 1'Economie (MPE), du Ministere des Finances, du Budget et des Participations (MFBP), et de la Prbsidence. Les principales conclusions, auxquelles eat arrive le ComitC dans ses discussions prCliminaires Ctaient que: (a) Les sociCtbs pbtroli&res ne s'intCressent pas Q la mise en valeur du gaz, du fait que le prix du gaz ne couvrira pas les frais d'exploitation. Pour repondre aux critQres de la SEEG, le "prix de cession" devrait, en toute probabilith, &tre fix6 sur une base politique et non pas par le march&. (b) Les rbsultats des rCcentee btudes sont compromis par lee conflits d'intirbts mnifestes des groupes qui lee ont effectukes et, de ce fait, la fiabilit6 de leurs conclusions est douteuse. (c) Bien qu'il soit impossible de mettre en valeur toutes les ressources disponibles en raison de la nature des reservoirs (para. 1.10), certains gisements pourraient &tre mis en valeur d'une maniare bconomique dans certaines conditions. (dl Le seul consommateur viable de gaz est la SEEG, qui reste trhs sceptique au sujet des plans qui l'engageraient developper une grande capacitb de production thermo-blectrique H base de gaz. Le Couvernement serait dieposb H "encourager" la mise en valeur des gisements marginalement bconomiques si la SEEG pouvait garantir qu'elle consommerait lee quantitbs produites. 2.30 La prioritb accordee dane la planification nationale du secteur hnergbtique B la mise en valeur du gaz naturel s'est vue diminuer A la suite de la chute des prix pbtroliers en 1985. La SEEC, qui reprbsentait le seul march6 important, a dQ reviser see plans d'investiseements pour tenir compte de nouvelles prbvisions de la demande et de la disponibilitb limitbe du gaz naturel (para. 4.17-4.19). La dbcouverte de nouvelles rbserves d'hydrocarbures fait appel A une rbevaluation dee scbnarios d'utilisation dventuelle de gaz naturel. Des reserves importantes du gaz naturel--estimees i 385 milliards de pieds cubes de gaz associh et 490 milliards de pieds cube de gaz non-associe in situ--sont liCes au champs petrolier de Shell, Rabi (para. 2.10-2.12). Shell a dCjB present6 au Gouvernement un projet pour conserver ce gaz, pour un developpement ulterieur, par le biais d'un prograanme de rbinjection (5.150 millions de FCFA). En plus, Tenneco a propose la mise en valeur du gaz naturel associC Q son gisement, Obando Marin. Quelques 75 milliards de pieds cubes de gaz pourraient Btre fournis i la SEEG Q un coiit estimC de . 12 F C F A I ~(environ 1,5 $EU/M TU). ~ 9 La SEEG achete actuellement le gaz naturel Q un prix de 24 F c F A / ~ 2 31 La disponibilitC de quantitds importantes de gaz naturel, I des prix compbtitifs, modifie dans une grande mesure les options pour le ddveloppement Q moyen et B long terme du systeme Clectrique Q la fin des annCes 1990 et plus tard. Pour cette raison, la mission recommande que toutes les options relatives B l'exploitation et Q la mise en valeur du gaz naturel soient examinees dans les plus courts dClais. I1 faudra effectuer une etude de faisabilitb qui comprendra: (a) une Cvaluation des rCserves en utilisant des donnCes disponibles actuellement; (b) une estimation prCliminaire des marches traditionnels potentiels (energCtique, industriel, residentiel et commercial) et les marches non traditionnels (transport et agriculture); (c) une estimation des coiits d'investissements relatifs B la production et au transport du gaz aux principaux marchCs locaux; (dl une analyse preliminaire des questions d'etablissement des prix du gaz; et (el des reconnnandations d'actions futures Q prendre. L'Ctude de faisabilite devra dCterminer s'il est justifiable d'effectuer une Ctude d'utilisation intensive visant A optimiser 1'usage des approvieionnements prhvus, une autre analyse et comparaison des investissements ainsi que la conversion et la prise en consideration des clauses du contrat (Ctablissement de prix et imposition) qui orientent 1'intBrBt des partenaires commerciaux du Couvernement vers la mise en valeur des reserves. Un projet de termes de rhferences detailles pour 1'Ctude de faisabilite est present6 B l'hexe 5. 111. APPBOYISI- ET DISTRIBLITI~DES PBOWITS PETEOLIBBS Demande de produits pitroliers 3.1 Le march6 intirieur des produits petroliers au Gabon (1985) s'est &lev6 au total A 464.000 tonnes environ (Tableau 3.1). Le gas-oil reprisente plus de la moitii des ventes totales; toutefois, 11% A peine des ventes totales de gas-oil Btaient r&alisies par le biais de ddtaillants alors que les 11 plus gros clients representent la moitii des ventes. Le carburbacteur constitue le deuxikme produit par ordre d'importance en matiere de volume dea ventes (18%); dont une partie estimde A 57% est utilisie par la compagnie airienne nationale et lea forces adriennea et le reste par lee compagnies aeriennes Btranghres. L'essence, qui reprdsentait 14% des ventes totales est vendue en grande partie par le biais des 99 points de vente au d6tail de produits pbtroliers A travers le pays. Le fuel-oil ne reprdsente que 8% des ventes et est utilisd dans sa totalitd par deux consommateurs: les Ciments du Gabon (22%) et lea Brasseries SOBRAGA (8%). Le petrole lampant et le butane, qui ne reprdsentent respectivement que 2% et 3% des ventes sont essentiellement des combustibles domestiques. Le petrole lampant est vendu auprka des points de vente au detail des socibtbs pitrolieres et par des colporteurs dans les zones isolies alors que le butane eat en grande partie un combustible de cuisine utilise par les populations urbaines. Tableau 3.1: VENTES INTERIEURS DE PROWITS PETROLIERS 1980-85 {/ (en mi l l Iers do tonnes Taux annuel moyen do crolssance 1 980 1981 1982 1983 1984 1985 1980-1985 (en X I Butane Essence Avlatlon Essence Pbtrole larpant Carbur6acteur Ges-ol I Fuel-oll Blturn TotaI -a/ A I'exception des lubrlflants. - Source: DGH, GPP, LERH. 3.2 La consommation des produits petroliers reflite un dtistiquilibre rdgional. Trois des neuf provinces du pays--l'~stuaire (rtigion de Libreville), le Haut Ogoou6 (region minihre montagneuse) et 1'Ogoouh Maritime (rdgion pdtrolif8re)--reprdsentaient 88% de la consonmation d'essence, 73% de la consoannation de gas-oil et 68% de la consoamnation de petrole lampant. La totalitd de la consommation de fuel-oil et de butane a 6th enregistthe dans ces rdgions. 3.3 Le volume des ventes de produits phtroliers a augment&, en moyenne de 5% entre 1980 et 1985 et cette augmentation a hth, en 1984-85, de 6,3%. Lee combustibles dont la consoamnation a connu l'augmentation la plus rapide sont les combustibles domestiques--1e phtrole lampant et le butane--dont l'augmentation moyenne a 4th respectivement de 10% et de 8% au cours de la piriode 1980-1985, mais ces produits ne reprdsentent toutefois que 5% des ventes totales. La consommation d'essence et de gas-oil a enregistrh en moyenne une croissance annuelle relativement constante de 5% et 6%. Les ventes de carbur6acteur ont augment6 B un rythme quelque peu plus faible de 4% par an au cours de cette pCriode, mais les ventes ont connu, d'annhe en annde, une fluctuation considerable, reflhtant la tendance, chez lee compagnies ahtiennee internationales, de decider leurs achats en fonction des prix relatifs des ahroporte de pays voisins. Raffinage du petrole 3.4 La raffinerie de petrole au Gabon, la SociCte Gabonaise de Raffinage (SOGARA), est le principal fournisseur du march6 interieur en produits p6troliers. SOGARA eat structurCe sous forme de sociCte pride qui bendficie d'un statut de priorit6 nationale. Lee neuf actionnaires comprennent le Gouvernement et diverses socidths de connnercialisation qui operent dans le pays (para 3.9). 6 / Ses activiths sont strictement rdglementees par la Direct ion ~hnhraiedee Hydrocarbures (DGH) , au sein du Hinisthre des Mines et des Hydrocarbures. -6/ Le Gouvernement: 25,003, Elf: 18,75%, Total: 18,753, Hobil: 11,67%, Shell: 11,39%, Texaco: 5,6%, Fina: 3,3%, B.P.: 3,103 et Agip: 2.50%. Le Gouvernement dispose du choix d'accroitre sa participation B 51,OOX. 3.5 Les installations de SOGARA furent intdgrdes A celles de l'ancienne raffinerie de COGER en 1985, 71 lui laissant une capacit6 de distillation nominale de 1,2 million de tonnee par an. Les capacitds de crackage et de reformage limitent, cependant, sa capacitd de production A 700-750.000 tonnes par an. En 1986, la raffineriea trait6 une quantit6 d'environ 650.000 tonnes ce qui a suffi A satisfaire la demande int6rieure d'essence, de petrole lampant, de gas-oil et de fuel-oil. Cependant, un certain dhsdquilibre demeure entre la demande int6rieure et le ddbit de la raffinerie. Environ 100.000 tonnes de fuel-oil excddentaire sont vendues sur le march6 international, ainsi que des lots occasionnels de naphte. I1 s'avkre dgalement ndcessaire d' importer r6gulihrement du butane, du fait que la production de la raffinerie ne satisfait que les deux-tiers de la demande totale. Les importations de butane s'618vent actuellement B environ 3.000 tonnes par an; en raison de la capacitd limitde de stockage de butane, il s'avhre ndcessaire d'importer des petits lots B des codts unitaires trks dlevds (para. 3.16). Tableau 3.2: CARACTERISTIQUES DE LA RAFFlNERlE DE SOGARA Faci I lt6s Capac it b Unit6s de t r a l tment (tonnes/Jour ) Distillstlon ahosphirique Trsltement hydrothermique R 6 f o r ~ u rcatalytique Crackage thermique e t visbreaking CapacI t 6 de stockage (m3) Butane Essence Carbur6acteur/Ptrole lampant Gas-01 I Fuel-ol I Brut - Source: SOGARA. -71 La Compagnie Gabon Elf de Raffinage (cOGER) appartenait au Gouvernement (30%) et Elf-Gabon (70%) et opdrait c o m e raffinerie dont la production dtait destinie A l'exportation, de la fin de l'annhe 1976 A 1985. Une partie de la capacith de COGER, qui est de 1 million de tonneslan, a it6 concidie B SOGARA avant la fusion des installations. Dispositions relatives A l'approvisionnement en pbtrole brut 3.6 La SOGARA est tenue, en vertu d'un statut du gouvernement, de raffiner le pdtrole brut gabonais, Mandji (indice 29" API). Toutes lee socibtbs productrices dans le territoire gabonais sont tenues de vendre une partie (aprhs imp8ts) de leur production B la raffinerie pour satisfaire lee besoine de la SOGARA. Elf-Gabon consolide la production et la livre B SOGARA en lots de 65,000 barils via un olCoduc d'une longueur de 17 kilomhtres du terminal B Cap Lopez. . 3 7 Le brut est achetb Q Elf-Gabon B un prix fix&, chaque trimeatre, par le Ministere des Finances, du Budget et des Participations (MPBP); en regle ginCrale, c'est le prix officiel de ~'OPEP (para. 2.26). Lee paiements se faisaient, toue les 90 jours, par 1'intermC- diaire de Petrogab, la sociitC nationale de petrole; l'achat Ctait facturC en dollars, mais Ctait pay4 en FCFA au taux de change en vigueur B la fin du pompage. Petrogab ne recevait aucune rhuneration pour ce r61e d' intermbdiaire bien qu'un ingbnieur A plein-temps et trois employis administratifs B temps partiel dtaient affect& B cette transaction, qui coiitait B la sociCtC environ 100 millions de F C F A / ~(333.000 $EU). ~ 3-8 Du fait que Petrogab a btb liquidhe (para. 2-26], la facturation directe par Elf-Gabon pourrait Gtre rktablie. Des arrangements directs de ce genre se sont avCrCs efficaces dans le pass&. La transaction pourrait faire l'objet de contr6les pkriodiques, sans se faire annoncer, de la part de la DGH dans le cadre de ses activitCs de contr6le de l'ensemble du sous-secteur pbtrolier. Commercialisation et distribution des produits Arrangements relatifs B la commercialisation- 3.9 Les produits destines au march4 intCrieur sont livrQs aux entrep6ts de stockage, B l'extbrieur de Port-Gentil, par les sociktis de distribution et par la SocibtC Gabonaise d9Entreposage dea Produits Pbtroliers (sGEPP). La SGEPP appartient conjointement aux socibtCs de distribution operant au Gabon en 1986: BP, Agip, Mobil, Total, Texaco et PIZO qui est en voie de liquidation. Les cinq premieres sociCtbs sont des filiales de grandes sociCtCs p6trolibres internationales et le Gouvernement ddtient 10% de leurs actions. PIZO, qui, en raison de difficultbs financikes, a Btb liquidhe dans le courant de l'annee 1987 (para. 3-12], dtait la societd nationale de counuercialisation. Elle appartenait au Gouvernement (SOX), Shell (20x1, Elf (20%) et Agip (10%) et avait btb btablie dans le but d'assurer que toutes les rQgions du pays aient accks aux produits pCtroliers. En 1985, PIZO dCtenait la part la plus importante du march6 interieur, realisant 36% du total des ventes int6rieures de produits pbtroliers (Tableau 3.3). Tableau 3.3: PART, PAR PROWIT, W MARCHE INTERIEUR WE SE PARTAGE LES SOCIETES DE DISTRIBUTION EN 1985 s/ (en pourcentage) Soc1 6 t h March6 de ProduIt s TOTAL L(OB1L TEXACO BP PlZO ELFb/ d6tal l C/ -~ - - p- Essence d/ 24,O 18,9 6,9 13,9 36,3 -- 91,O P6trole Iampant 24,5 20,l 14,l 19,7 21,6 -- 68,O Gas-ol I 29,l 12,7 9,o 13.3 35.9 -- 13,O -- -- Carburbacteur 9,8 30,9 -- 38,7 10,2 -- -- Fuel-ol I 20.3 19,5 4,o 14,9 41.3 Lubrlflants -- 20,3 M,1 3.9 11,7 28.0 15,O -a/ A Ilexception des ventes aux soutes e t aux compagnles abriennes lnternatlonales effectuhs par ElfGabon e t Shell. -b/ E l f nlassure pas l a comnrerciallsation des prodults raffines b 11int6rieur du Gabon, b I1exceptlon du carburbacteur qulelle vend b l a compagnie abrlenne nationale. -c/ Pourcentage des produi t s vendus sur l e marchi de d6tal 1 par opposit Ion aux ventes en gros ou en vrac de produits petrol iers b de gros c l lents t e l s que la SEEG, ElfGabon, l e Transgabonais, I1Etat. -d/ Regroupe l a nomale e t l a super. - Source: GPP, LEW, estlmatlons de la mission. DifficultCs financihres de PIZO 3.10 Presque toutes les soci6tCs de commercialisation desservent, dans une certaine mesure, 11int6rieur du pays. La tiche d'alimenter ces centres de dernande ginkralement de faible volume a echu, de manihre disproportionnee, B PIZO, en raison de son mandat officiel B alimenter l'ensemble du territoire. Jusqu'en 1986, PIZO a gCrC presque la moiti6 des points de vente au d6tail situis ltextCrieur de Libreville et de Port-Centil. Les chiffres citCs au Tableau 3.4 fournissent une certaine indication de la part du marche de dCtail prise par PIZO par rapport au nombre de see points de vente, et ce relativement aux autres sociCt6s de comercialieation. Tableau 3.4: INDICATEURS W MARCHE DE DETAIL DES PROWITS PETROLIERS, 1985 TOTAL MOelL TEXACO BP PI20 Nanbre do points de ventes Llbrevllle e t Port-Gentl I 12 8 5 10 20 55 lntbrIeur -5 -9 -7 -5 - 18 - 44 TotaI 17 17 12 15 38 99 Pourcentage des ventes au detail Essence s/ 21,3 20,9 7,4 14,5 35,8 Gas-ol I 29,3 19,6 9,9 13,9 27,l b/ Lubrlfiants 26.8 41,8 11,5 983 10,7 PART TOTALE W MARCHE DE ETAlL 25,8 27,4 9,6 12,6 24,5 c/ -a/ Cunprend I1essence normale e t super, -b/ Un grand nolnbre de ces ventes sleffectue par Itusage de bons dBllvr6s aux employes des entreprises paradtatlques e t publiques. -c/ I1 faut noter que PI20 vendalt prlncipalement aux acheteurs en gros et/ou aux clients prbferentiels qul ntachetaient pas ces prodults sur l e march6 de detail. - Source: GPP, MERH. 3.11 PIZO desservait hgalement la plus grande partie du march6 du secteur public, Presque 35% du march6 desservi par PIZO, en 1985, se composait de l'administration publique et des entreprises du secteur public. Le Gouvernement ne payait PIZO qu'aprhs une phriode d'au moins 180 jours aprhs la facturation, et il s'est avirh difficile pour PIZO de recouvrer la totalit6 du montant factur6, mhme aprhs un tel ddlai. Lee arridrds de paiement ci PIZO par le secteur public remontaient ghn6ralement A une phriode comprise entre neuf et douze mois et sfQlevaient, i la fin de ltann6e 1985, ci un montant total de 4 milliards de FCFA (13,3 millions de $EU). En consdquence, lee arrikr6s de paiement par PIZO remontaient A une piriode moyenne de 120 jours, alors que ceux- ci dtaient de 35-40 jours pour Total, 38-40 jours pour Mobil et de 37 jours pour BP. 3.12 La gravitd des difficult& financihres de PIZO a pouseh le Gouvernement A constituer, en 1986, un groupe de travail technique pour aborder le problhme. Le groupe, qui se composait de reprCsentants du M,du MERH, du MFBP, du MPE et de PIZO, a achev6 son &valuation au dhbut de 1 annbe ' 1987. Sa conclusion principale, basde sur une recomndation pr6liminaire presentee par la mission, itait que PIZO devait 6tre liquidde et que see avoirs devaient dtre vendua i une eociit6 privke. Shell a crdC une nouvelle sociCtC de commercialisation, avec la participation du Gouvernement c o m e actionnaire minoritaire, qui a achete les avoirs de PIZO. I1 a Ctd procddd 1 la nomination d'une commission chargie de la supervision de la Liquidation. La mission recommande que (a) le plan definitif de liquidation comprenne des clauses tras prBcisement difinies pour le paiement et/ou la risorption de 1 'ensemble ou d'une partie des dettes et des comptes dibiteurs de PIZO avant que L'exBcution de la Liquidation ne soit entamhe; et (b) que le Gouvernement recherche et identifie les mesures d'encouragement A presenter aux societis de commercialisation afin de s'assurer de 1'alimentation des zones iloignies, A la suite de la liquidation de PIZO (para. 3.17). StratCgie de dietribution des produits pitroliers 3.13 Au dibut de l'annee 1983, le bureau d'itudes BEICIP (France) a Cvalui, A la demande du Gouvernement, les besoins nationaux en matiare d' investissements destines au stockage et au transport des produits pitroliers. Lea recommandations finales du BEICIP prenaient c o m e hypothhae une croissance moyenne de la future demande, qui itait l'un de plusieurs scinarios possibles de croissance de la demande prisentks dans' le rapport (Annexe 7) . La stratigie d'investissements minimaux, proposhe par BEICIP, se divise presque A Cgaliti entre des rajouts A la capaciti de stockage existante (7,s milliards de FCFA) et des investissements en matiare de transport (8,3 milliards de FCFA). Le volume des additions A la capacite de stockage reconrmendi a 6th calculi sur la base de La consommation pendant une periode de 45 jours. 3.14 A la lumiere du rscent ralentissement de l'iconomie, la mission a adopt6 un scinario de croissance plus faible (le "scinario bas" de BEICIP) de sa demande et modifie en consequence la proposition de BEICIP (Annexe 8). La mission recommande que le Gabon minimise ses investissements en matiere de stockage en adoptant une reserve de securiti pour une piriode inferieure 45 jours de consommation. Un niveau de reserve addquat pourrait stre de 25 jours, bien que Le Gouvernement puisse dicider d 'augmenter ce niveau si ce dernier devait dtre considQrC c o m e &ant inadequat pour des raisons strathgiques. 3.15 La mission est d'avis qu'une reserve de 25 jours serait adiquate du fait que le Gabon est un producteur de petrole, dispose d'une raffinerie qui eat sitube A proximite des gisements de petrole et a une bonne capaciti de stockage A la raffinerie. I1 existe Cgalement de trbs bonnes possibilites d'alimentation en produits pbtroliera sur la cBte ouest-africaine, ce qui prisenterait d'autres sources possibles d'alimentation. 81 adoption du plan de reserve de 25 jours, ainsi que le scenario de -croissance faible de la demande, entrainerait des -81 Lganalyse effectuhe par BEICIP indique que les importations supplbmentaires representent une option moins coiiteuse, pour augmenter l'alimentation intirieure au cours d'interruptions d'alimentation (en raison, par exemple, de fermetures privues de la raffinerie), que ne l'est une augmentation de la capacitk de stockage. investissements supplkmentaires tota x, jusqu'A l'annCe 1992, en matibre de stockage d'un volume de 22.500 my A un coit de 1,5 milliard de PCFA. Ceci reprgsenterait une Cconomie potent elle considerable par rapport au plan de reserve de 30 jours (32.000 mi A un cobt de ,1 milliards de PCPA) ou au plan de reserve de 45 jours (55.200 m3 & un codt de 3,O milliards de FcFA). 3.16 IndCpendamnent du niveau global de rCserve qui sera choisi, il y a une nCcessitC de faire d'importants investissements en matibre . d'installations de stockage de butane A Owendo. BEICIP a recommand6 l'installation de deux spheres de 2.000 m3 Celles-ci permettraient d'htablir la rCserve requise et suffiraient A faire face i la croissance prbvue de la demande de butane, tout en permettant Cgalement une Cconomie pouvant aller jusqu'h 150 $EU par tonne en raison de .la capacit6 d'achat de butane B des volumes plus &conomiques. Pour une demande de 3.000 tonnes importCes par an, 1'Cconomie annuelle s'Clhverait & environ 450.000 $EU. Ceci aurait un impact bCnefique considCrable sur le dCficit actuel de la Caisse de PkrCquation utilishe pour subventionner les importations de butane (para. 3.22). En consiquence, la mission recommande qu'une sphire de butane soit installhe immbdiatement, sous reserve de pouvoir dkmontrer que les Bconomies qui dCcouleront de ce projet pourraient recouvrir les codts d'investissements dans un dhlai de moins de deux ans. Ainei justifib, le projet s'avbrerait la meilleure stratbgie A court terme pour faire face i la demande actuelle du butane. Dans l'intCrim, une analyse des implications de la croissance de la demande de butane et des,choix pour faire face i cette demande est A entreprendre. Cette analyse pourrait figurer parmi les volets de 1'Ctude du secteur des menages proposke par la mission, et devrait en plus intCgcer les conclusions de 1'Ctude des prix phtroliers (para. 3.43- 3.44). Le besoin d'envisager l'installation d'une deuxibme sphhre pourrait &tre examine au dCbut des annbes 1990 tenant compte de la croissance de la demande de butane jusquV& ce moment. Le programme de ces investissements ainsi que d'autres investissements en matibre de stockage est prCsentC au Tableau 3.5. 3.17 L'Ctude effectuCe par BEICIP a Cgalement recommandC la creation de stations-service supplCmentaires. Bien que la mission appuie l'intention d'alimenter en combustibles les zones Cloignhes, elle eat Cgalement d'avis qu'il faudrait considCrer des solutions provisoires plus Qconomiques - telles que l'alimentation en combustibles grice A l'usage conjoint de barils et de pompea manuellee. Tableau 3.5: PKWWM D'INVESTISSEMKTS SUGGERES (1987 - 1991) (en ml l lions de FCFA) Owendo Essence csrbur6acteur -- 232 -- -- -- Gas-oiI -- -- 200 232 -- Lsmbsrene Essence 6 Phtrole l empant -- -- 67 -- -- Gas-oiI -- -- -- -- 133 - b a n d s Gas-ol I -- -- -- 200 -- CarburBscteur -- -- -- 34 -- BUTANE Sphdre 1.KK) -- -- -- 1 .600 Boutell les -- 150 1 50 100 100 POINTS OE VENTE AU OETAIL - - - - 20 -20 20 20 20 TotsI 1.520 602 637 586 1.853 - Source: Estimations de Is mlssion. Questions institutionnelles 3.18 Le Ministere de 1'Energie et des Ressources Hydrauliques (WERH) eat nominkment le ministere qui supervise, par le biais de sa Direction Gknkrale de 1'Energie (DGE), la commercialisation et la distribution de produits pdtroliers. Cependant, plueieure ministhres interviennent pour superviser lee importations et lee fournituree de produits p8troliers, Qtablir lee prix et participer aux diverses activitbs de commer- cialisation et de distribution. Bien que lee responsabiliths des divers ministhree au sein du Gouvernement soient ddfinies par statut, elles ont tendance B empiker lee unes sur lee autree. 3.19 Les textes juridiques accordent 1'autorite de superviser lee operations de raffinage A la DGH et au MEW. Le M E W eat Bgalement mandate pour superviser les "investissements, la politique de commercialisation [et] les prix", activitbs qui sont Bgalement du ressort du MFBP et du MPE. 3.20 En pratique, la DGH supervise l'alimentation de la raffinerie en pitrole brut et les opkrations de raffinage, alors que le M E W est le ministere qui supervise toutes les operations du secteur pitrolier non libes B la production. Cependant, les deux ministeres n'ont qu'un r81e consultatif auprtis du MFBP et du MPE sur les questions touchant aux investissements annuels et aux budgets de fonctionnement (pour SOGARA et SGEPP), aux prix auxquels le petrole brut est achetb par la raffinerie, aux prix ex-raffinerie, et aux prix de marchi des produits raffinks. 3.21 Alors que cette division "de facto" des responsabilitis permet au syst&me de fonctionner sans grandes difficultbs, il n'apparait pas clairement qu'elle favorise le fonctionnement le plus effectif du syst&me de commercialisation et de distribution. En vertu de ces arrangements, l'autorite veritable du M E W se limite effectivement i l'approbation de nouveaux dCp6ts ou de points de vente au detail. Bien qu'il existe une certaine communication de donnkes et de statistiques provenant des societes de commercialisation par le biais du Groupement Professionnel des PCtroliers (GPP), le MERH ne semble pas itre garde reguli&rement au courant des importations de produits pbtroliers. Sa documentation sur l'alimentation en produits raffinks est pratiquement inexistante. Le M E W n'a pas non plus de participation directe au processus d'btablissement dee prix de detail (para. 3.32). En effet, l'absence d'une distinction claire des responsabilit6s non seulement restreint la coordination de la politique B suivre entre les ministeres mais laisse Cgalement des vides dans l'exercice des fonctions de supervision. 3.22 La mission reconnnande que le Gouvernement examine la lbgislation existante pour amender toute duplication de responsabilitbs les institutions -likes B ce secteur. det examen devrai; avoir lieu B la suite d'un examen institutionnel plus general du sous-secteur de maniire B determiner les r8les adbquats que devront assumer la DGH, le MERH, le MFBP et le MPE dans la connnercialisation et la distribution des produits petroliers. Cet examen devrait inclure, sans s'y limiter, les tlches suivantes: (a) dvaluer totalement les r6les "de facto" des diverses institutions ainsi que leur efficacitb remplir les dita- r8les ; (b) faire un relev6 complet des principaux domaines de responsabilit6s de fonctionnement et de supervision (certaina d'entre eux pourraient dija 6tre expliquis dens les textes juridiques) qui ne aont pas exercks ou qui eont assumks de maniere ineffective en vertu du eyethme actuel; (c) Cvaluer lee capaciths et les ressources des diverses institutions relatives (i) aux tiches qu'elles exercent actuellement et (ii) aux tiches pour lesquelles ell,es sont juridiquement responsables; (dl identifier une division appropriee des responsabiliths parmi lea diverses institutions sur la base des Cvaluations faites 8 (a), (b) et (c); et (el dkterminer, la ou c'est nkcessaire, les nouveaux besoins en personnel, formation et en ressources et mettre au point un plan d'exbcution des modifications proposbes. Etablissement des prix de produits phtroliers 3.23 Le Gouvernement du Gabon a une participation considCrable i 1'Ctablissement des prix de produits phtroliers aussi bien au niveau des prix ex-raffinerie qu'8 ceux de dbtail. Son objectif principal est d'assurer des prix relativement stables de produits pktroliers sur le march6 inthrieur. Des dispositions sont Cgalement prises, grice i une politique fiscale flexible, pour couvrir les coGts tout en permettant une marge bCnCficiaire raisonnable pour les societks de raffinage, de commercialisation et de distribution. En consCquence, les modifications de prix n'ont lieu que lorsqu'il y a d'importants changements internationaux de prix. Prix ex-raffinerie 3.24 Jusqu'i 1981, les prix ex-raffinerie Ctaient Ctablis suivant les prix paritaires A l'importation des Caraibes. En vertu du systkme actuel, le MFBP estime le prix auquel le pCtrole brut sera achetk par la SOGARA et calcule ensuite une marge qui couvrira les codts et fournira un petit bCnbfice A la SOGARA. La marge eat dCterminCe sur la base d'un budget present6 par la SOGARA. 3.25 La valeur estimCe du petrole brut dCterminCe par le MFBP est un prix de reference bas6 sur les estimations du prix officiel moyen de 1'OPEP. Bien qu'elle soit ajusttie normalement chaque trimestre, des ajustements ont btC apportCs chaque mois au cours des deux premiers trimestres de l'annCe 1986 en raison de l'bvolution rapide des cours de 1'OPEP i la suite de la chute des prix en 1985. ?/ La valeur estimhe, dCcid6e par le MFBP, pour le troisihme trimestre de l'annhe 1986 a CtC fixbe B 10,SO $EU le baril. -9/ Le prix de ~'OPEPa connu les changements suivants au cours de cette phriode: janvier: 21$ le baril; fhvrier: 15$ le baril; mars: 14$ le baril; avril: 13$ le baril; mai: 13$ le baril; juin: 12$ le baril. 3.26 Le prix auquel la SOGARA achhte reellement le brut, le prix officiel de ~'OPEPpour Mandji, peut stre considerablement different de la valeur estimee du MFBP. 101 Par exemple, la valeur estimee du MFBP utilisee dans la structure desprix au deuxiLme trimestre de l'annhe 1986 (10 avril 1986) Ctait de 15 $EU le baril Q un taux de change de 370 FCFA par dollar EU. Le cours reel de ~'OPEPau mois d'avril dtait de 13 $EU le baril. Un tel diffhrentiel a eu c o m e resultat un bCn6fice exceptionnel pour la raffinerie. Pour le mois d'avril, ce benefice aurait Cte de 130.000 $EU pour la livraison d'un lot de 65.000 barils (para. 3.6) ou d'environ 1,3 million de $EU par an si le differentiel de deux dollars est maintenu pendant toute l'annCe, et cela sans compter les profits provenant de la fluctuation du taux de change. 3.27 La raffinerie ne peut rhaliser ce benefice exceptionnel que lorsque le MFBP sous-estime le prix de ~'OPEP. Pratique plus comune avant La chute des prix de petrole, le prix trimestriel utilise par le HFBP dans la structure des prix sous-estimait frequemment lee codts du brut. Ceci, joint Q des marges inadequates pour couvrir lee codts d'exploitation de la SOGARA, a engendrk des pertes qui doivent Stre absorbees par la raffinerie, riduisant gravement son fonds de roulement pour 1'amilioration des ophrations. 3.28 La marge ajoutie couvre les coQts d'exploitation, les frais fixes et financiers et un benefice. Lee previsions des ventes et des exportations annuelles de produits pCtroliers sont prCparCes par la SOGARA et sont soumisee, en m&me temps qu'un budget d'exploitation annexe, i la revue du MFBP. Les codts unitaires projethe pour 1986 (au taux de change de 340 FCFA par dollar) se composaient de: 20,3 $EU/tonne en codts variables ( y compris le combustible), 7,35 $EU/tonne pour le transport, 34 tonne pour les frais ghnhraux--soit un total de 61,50 tonne pour les codts d'exploitation--plus 5,20 $EU/tonne et 8,60 tonne pour respectivement les codts financiers et la depreciation. - 111 Les codts d'exploitation et les codts financiers semblent dtre anormalement Clevis si on les compare aux normes industriellee prhvalant en Afrique de llOuest. - 101 Comme on l'a note au para. 3.7, le prix d'achat par la SOGARA est facture en francs CFA en suivant le taux de change en vigueur au moment du pompage. - 111 Les codts financiers de la SOGABA pour 1986 totalisent environ 20 milliards de FCFA. Ceux-ci se rhpartissent entre la charge de la dette (14,4 milliarde de FCFA) B laquelle s'ajoute La difference nette entre les effets B recevoir (16,8 milliards de FCFA) et les comptes dhbiteurs (11,4 milliards de FcFA). Le chiffre (lev6 des effets recevoir provient principalement des encours de la dette de PIZO (9 milliards de PcFA) B la SOGARA. 3.29 Les prix ex-raffinerie qui en rhsultent sont beaucoup plus Clevhs que lee coits 6conomiques de produits raffinCs, reprCsentCs par les prix paritaires B l'importation au Tableau 3.6. I1 est clair que le differentiel entre le coit reel du brut et la valeur estimke du MFBP contribue considCrablement B dCformer les prix ex-raffinerie relatifs aux prix paritaires A l'importation. Et cependant, m&me lorsqu'ils sont ajustCs B ce diffhrentiel, les prix ex-raffinerie sont 26-522 plus ClevCs que lee prix paritaires B l'importation. Eu Cgard au fait que lea prix ex-raffinerie reflktent les coits rCels de raffinage, la SOCARA pourrait ne pas itre la source la plus Cconomique d'alimentation du pays. Cependant, la mission n'btait pas en mesure de dCcider, au cours de sa breve evaluation, d'un plan qui viserait B ramener les coOts de raffinage local B un niveau plus proche des coits Cconomiquea d'alimentation, et une analyse Cconomique globale de la raffinerie n'Ctait pas de sa competence. 3.30 Le syst&me du prix de revient major6 adopt4 pour diterminer les prix ex-raffinerie, bas& sur la valeur estimtie du brut, encourage trhs peu l'alimentation B moindre coOt en produits raffines. Les problemes inhCrents B ce systhe, dont les principaux sont lee benefices exceptionnels en alternance avec les dCficits de dCpenses d'exploitation encourus par la raffinerie, ne seront pas allCgCs en modifiant tout simplement la frbquence des ajustements de la valeur estimCe dCcidCe par le MFBP, puisque cela ne semble &tre qu'un des nombreux problhmes qui contribuent au niveau Clevi des prix ex-raffinerie. 3.31 Un comitb de restructuration a 4th cr6B pour revoir la structure des prix de la SOCARA. Toutefois, la mission recommande que le Couvernement revienne B l'btablissement de prix paritaires B l'importation c o m e base servant B determiner les prix ex-raffinerie dans le but d'encourager une alimentation plus Cconomique en produits petroliers . La nature exacte du systhme d' Ctablissement de prix devrait ttre ddfinie dans le contexte d'une Ctude approfondie, dont les trois objectifs principaux seraient (a) lt6valuation diagnostique des opdrations de raffinage et l'ex6cution d'un contr6le de la gestion de la SOGAEA; (b) l'examen des syst&mes et des coOts d'approvisionnement du pays en petrole brut et en produits raffinhs; et (c) la revue de la stratdgie de distribution des produits pCtroliers et les dispositions pour la fixation des prix. L'Btude, qui aura 6th declenchee par l'audit financier de la S O G W prevu pour le debut de 1988 et supervise par le W E , devrait examiner, entre autree, les points suivants: (a) rendement et coSts totaux de raffinage aux installations de la SOCARA (i) une evaluation et une liste detaillee complktes de tous lee coilts d'exploitation et des coOts financiers et (ii) examen des pratiques de gestion qui pourraient affecter Lee coits de raffinage; I s , 2, .;,>,a:, (b) plan visant A rdduire les coSts d'exploitation de la raffinerie grace A une restructuration financihre (par exemple le transfert du capital au crCdit de l'endettement du gouvernement) et A l'amdlioration des facteurs techniques et financiers ainsi que des facteurs LiCs A la comercialisation et A la gestion, tels qu'ils sont identifies A la section (a), de maniere A assurer le maintien de la viabilitC dconomique et financihre; (c) combinaison optimale des mesures de rCduction des coQts qui rapprocherait les coQts de la SOGARA des coiits paritaires A 1 importation; ' (d) coSts relatifs Q l'importation de produits phtroliers des autres sources possibles ( y compris d'autres raffineries en Afrique occidentale) par rapport aux coQts de raffinage local dans le cae oii un progranrne de rhduction de coiits est adopte; le codt Cconomique pour le Gabon s'il decide de s'alimenter auprQs de la SOGARA au lieu des autres sources possibles; (e) les niveaux des prix ex-raffinerie, en utilisant c o m e base la parite A L'importation, ce qui favorisera aussi bien (i) la mise A execution, par la SOGARA, des mesures de reduction des codts que (ii) l'exploitation, dconomiquement rentable A l'avenir, des inatallations de raffinage. option des produits importes, qui est moins coQteuse A llCconomie (determinhe B la section (dl) devrait ttre utilisCe comne rCf8rence. Une formule adequate pour calculer les prix ex- raffinerie devra inclure lee elements qui reprCsentent lee coQts d'alimentation du pays en faisant recours la deuxihme meilleure source d'approvisionnement; 121 (f) les arrangements institutionnels appropriCs pour la supervision et l'ajustement des prix ex-raffinerie; et la frequence B laquelle ils devront 8tre ajustes; et (g) les rdformes necessaires pour simplifier la structure des prix de detail et pour instituer un mecanisme officiel de consultation et de revision rBgulihres des prix de detail, comne cela est indique plus bas (para. 3.42-3.44). - 121 Les principaux BlBments de la formule ainsi dBfinie seraient: (i) fret et assurance; (ii) frais d'entretien et de terminal et Mndfices pour 1'opbrateur; (iii) frain de port ; (iv) recouvrement dem coOts en capital pour tout investissement necessaire B une manutention efficace des produits. 3.32 La SOGARA devra livrer les produits pitroliers aux prix ex- raffinerie calculis selon la formule de la paritk & l'importation; ses binefices seront ditermines par le degri de reduction de ses coiits au- dessous de ce niveau. Structure des prix de detail 3.33 Les prix de toua les produits petroliers au Gabon (i l'exception des lubrifiants) sont fixis B un niveau officiel. Le MFBP calcule les prix sbivant une structure complexe qui inclut le prix ex- raffinerie, les coQts de transport, la rimuneration des distributeurs, les coiits financiers, les marges benificiaires sur les prix de detail, les divers imp6ts. Les principales caractkristiques du prix resultant sont les suivantes: (a) subventionnement croisi des produits pour bindficier i ceux qui sont considhrhs c o m e dtant "socialement sensibles", soit au niveau des prix ex-raffinerie (butane) ou grice a divers imp6ts ou preltivements (pktrole lampant); (b) stabilisation progressive des prix A la consommation dans le but d'bviter des ajustements trop frkquents; et (c) subventionnement croise giographique visant a minimiser les diffirences rigionales de prix d'un produit donni. 3.34 La structure des prix de detail a &ti ajustee de manitire peu frequente et seulement B deux reprises au cours des trois dernitires annees. Lorsque lee sociktCs de commercialisation jugent qu'un ajustement de prix stav&re nkcessaire, elles soumettent une requBte par le biais du GPP. La requ8te est soumise au MFBP qui examine lee mirites de la proposition. Dans la plupart des cas, les requiites restent A l'itude jusqulau moment oh il s'avhre necessaire de modifier l'une des principales composantes de la structure. 3.35 Le Tableau 3.7, present6 plus bas, indique lee principaux kliments de la structure des prix B Libreville et B Port-Gentil pour lee quatre principaux produits: l'essence super, l'essence normale, le gas- oil et le pitrole lampant. Les structures de prix relatives aux produits vendus dans d'autres localitks (Annexe 9) comprennent des QlQments supplkmentaires tels que le transport, le stockage et la pkrkquation geographique (suppldmentaire) (para. 3.32). L'klhent de transport eat fix6 par dicret et le "remboursement", pour ce service, B payer aux socikt6s de distribution est calculk suivant le type et la quantite de produits livtQs et la distance du trajet (Annexe LO). Le prix du butane raffinb localement eat bgalement btabli suivant une structure assez compliquke (Annexe 11). Les prix des autres produits, y compris le fuel- oil, le carburbacteur et le bitume sont fixer par decret. Tableau 3.7: PRlNCiPAUX ELEMWS DE LA STRUCTURE DES PRlX DE PROWITS PETROLIERS a/ (FCFA/100 I itres Essence PBtrole Super Norms1e Lampant Gss-oi I Prix ex-raffinerie 6.436,4 6.433,6 6.448,7 6.451,3 Taxe v e r s k d la Caisse de Stabilisation 1.029,O 824,7 -2.860,4 377,7 CoJt llstabi I ls6rl 7.465,4 7.258,3 3.588.3 6-829,O Taxe complhntslre 14.700,O 14.700,O 700,O 3.M0,O Taxe v e r s k d la Csisse de P6r6quation 1.700,O 1.700,O 1.700,O 1.700,O Autres taxes, frais e t merges Wn6flciaires 4.134,6 3.841,7 2.811.7 2.871 ,O Prix de d6tsll 28.000,O 27.500,O 8.800,O 14.900,O Prix de dbtsil par l l t r e 280,O 275,0 88,O 149,O -a/ L i b r e v i l l e e t Port-Gentll, d campter du 10 avril 1986. - Source: Dlrection GBnerale des Caisses de Stabillsation e t de P6riquation. 3-36 Les deux Blbments les plus importants de la structure des prix sont la Caisse de Stabilisation et la Caisse de Pdriquation qui eont toutes deux gCreee par le HPBP. La Caieee de Stabilisation a bte cribe en 1972 pour assurer, au etade de 1i distribution, la stabilite dane le temps des prix dee hydrocarbures. Initialement, seule l'eseence Ctait taxbe, pour soutenir lee prix du petrole lampant et du gas-oil. En 1986, le gas-oil a ceesC d'ttre subventionne et contribue actuellement A la Caisse. La Caieee de Stabilisation couvre le differentiel entre le prix d'importation et le prix de butane raffini localement. Jusqu'en 1986, lee contributions B cette caisse reprhsentaient 32% du prix de detail de l'essence super et 33% du prix de detail de l'essence normale. L'blement de stabilisation est beaucoup moine considerable eur la structure des prix miee en vigueur au moie d'avril 1986: 4% pour la super, 3% pour la normale et 3% pour le gas-oil. Cette modification spectaculaire est la conehquence den changemente de politique qui favorisent la "taxe ~om~limentaire"(para. 3.39). 3.37 La Caiese de Pirequation a bt& crCde en 1968 (sa otructure actuelle eat effective depuia 1971) pour minimiser les differences regionalee des prix de vente des produits phtroliers. Cette caieee viee a maintenir lee prix des produita vendue dans les regions dloignhes un niveau assez faible pour (a) ne pas contribuer Q limiter la consommation et (b) ddcourager les Cchanges au marchi noir avec le Congo et le Cameroun. Une taxe de 17,OO FCFA par litre est prClevCe sur tous lee produits propres. Cette taxe a plus que doublCe depuis 1983, annCe au cours de laquelle elle Ctait de 5 FCFA par litre de pCtrole lampant et de 8,75 FCFA par litre de gas-oil. Elle est actuellement uniforme pour tous lee produits. . 3 38 En 1985, la Caisse de Stabilisation et la Caisse de PQriquation avaient toutes deux des dCficits qui stClevaient B 1,5 milliard de FCFA pour chaque caisse. Dans le cas de la Caisse de Stabilisation, cela pourrait s'attribuer en partie Q l'important subventionnement du gas-oil jusqu'en 1986. Ces subventions ont encourage la substitution rapide et gCnerale de l'usage de gas-oil A celui de l'essence .plus coiiteuse, dont lee ventes Qtaient nCcessaires pour soutenir ces subventions. Quant Q la Caisse de PbrQquation, lee anciennes taxes prelevees ne suffisaient tout simplement pas Q satisfaire les besoins de subventionnement. Dans les deux cas, le HFBP estime qu'Q la lumiere des previsions rkvisees de la demande de produits pktroliers, les taxes qui seront prelevees dans le cadre de la nouvelle structure permettront Q ces caisses de recouvrer leurs deficits et d'&tre CquilibrCes dans les deux annhes qui suivront. Depuis ce temps, la situation s'est am61iorCe: la Caisse de Stabilisation connait actuellement un excedent de quelques 17 millions de FCFA, grace B l'augmentation de la taxe complQrnentaire. La Caisse de PCriquation, ddtient encore un dCficit, mais celui-ci a it6 ramend B un niveau de 500 millions de FCFA. 3.39 La structure actuelle des prix a Qtd rnise en vigueur au mois d'avril 1986. 13/ Elle met A exCcution certains ajustements qui visent B reflQter la c G t e des prix du petrole brut--y compris un ajustement minimal sur les prix de dCtail (de 2 B 5 FCFA par litre suivant le produit) afin de faire passer une partie de cette Bconomie au consommateur--et reflhte certains changements de politique dans l'usage des taxes et subventions. Les principaux ajustements ont 6th faits dans trois domaines: (a) Les prix ex-raffinerie ont BtC rCduits de yresque 50% pour reflhter lee prix inferieurs du petrole brut; (b) La "taxe compl8mentaire" a subi une forte augmentation afin de dQdonrnager le trQsor national pour le loyer qui avait auparavant 4th absorb6 par la raffinerie; et - 13/ Les ajustements de prix effectuCs au rnois d'avril 1986 n'ont affect4 que les trois principaux produits. Les niveaux de prix et lee structures d'btablissement de prix pour le butane, le fuel-oil et le carbureacteur restent les mkmes qu'au mois de mars 1985. (c) Les principales subventions, la Caisse de Stabilisation et la Caisse de PBrequation (paras. 3.36-3.37) ont 6th modifihes de maniBre Q redresser lee deficits et Q hliminer le subventionnement du gas-oil. 3.40 Le resultat net de ces changements a 6th une transformation radicale des poids relatifs des taxes et subventions dans la structure des prix (Tableau 3.7). accent est mis plus sur la production de revenue grice Q une politique fiscale plus agressive (augmentation de la . taxe complhmentaire) et moins sur le subventionnement croish des produits Le Gouvernement peut s'attendre Q recouvrer jusqu'h 167 millions de FCFA (500.000 $EU) par le prilhvement de la taxe complhmentaire. 3.41 Ces modifications dans la politique Q suivre eont encourageantee, du fait qu'elles manifestent la volontk, de la part du Gouvernement, d'utiliser plus efficacement les taxes et les subventions. La mission est d'avis, cependant, qu'il eat encore possible de simplifier le systhme des taxes et de's subventions et de rendre leur application plus rentable sur le plan Cconomique. Le cas du gas-oil est un bon exemple. Bien que ce produit ne soit plus subventionnh, grice Q la Caisse de Stabilisation, le prix de dCtail final est maintenu Q un . niveau de moitib infbrieur Q celui de l'essence super en priservant une charge fiscale relativement faible (26% du prix de dktail au lieu de 55% pour l'essence). Ainsi un subventionnement "de facto" du gas-oil eat maintenu. Le subventionnement (directement, c o m e dans le passh, ou indirectement) du prix du gas-oil vise Q assister lea petits entre- preneurs, les industriels et lee transporteurs. Cependant, compte tenu du fait qu'une douzaine de gros clients assurent presque la moitiC de la consoamation totale de gas-oil, la politique de maintien d'un prix artificiellement bas constitue un moyen extrbmement inefficace pour rialiser cet objectif. 3.42 La mission recommande dans une premiQre phase que le prix de detail officiel du gas-oil soit rajustk (iventuellement par une taxe complhmentaire plus %levbe qui serait similaire Q celle -prhlev6e sur l'essence) dans le but de faire rapprocher lee prix de dhtail des codts Qconomiques relatifs. D'autres mhcanismes, tels que des bons sphciaux ou des mesures fiscales Q l'intention de bhnhficiaires de prix prbfhrentiels de gas-oil pourraient btre 6tudibes. Cette action pr4citCe permettra au rapport des prix de dhtail de gas-oil et d'essence d'btre plus proches de leurs codts bconomiques, assistant ainsi B la gestion de la demande des deux produits. Elle devrait igalement engendrer une source de revenue supplhmentaires pour le Gouvernement. Les mCcanismes utilisCs pour faire bknhficier lee plus petite usagers devront etre consus de maniBre Q compl4menter l'augmentation de prix. Tableau 3.8: EVOLUTION DES TAMS ET SUBVENTIONS RELATIVES AUX PRlX DE PROWITS PETROLIERS s/ (FCFA par 100 1 Itres SUPER NORMALE PETROLE LWANT GAS4IL 1983 1985 1986 1983 1985 1986 1983 1985 1986 1983 1985 1986 Prlx de d6tsll b/ 24.500 28.500 28.000 24.000 28.000 27.500 7.500 9.000 8.000 13.700 15.200 14.900 Tsxe cooplQentslre 100 100 14.700 100 100 14.700 100 100 700 100 100 3.500 Ceisse de Stsblllsstlon c/ 7.783 9.179 1.029 7.773 9.232 825 (8.562) (9.885) (2.860) (1.688) (2.557) 378 Csisse de P6rbqustIon g/ 775 1,390 1.700 775 1.390 1.700 500 1.390 1.700 875 1.390 1.700 Autres Taxes Dlrectes d/ 397 401 430 407 411 430 226 230 400 166 170 407 Pourcentage des tsxes e t des contributions subventionnelles rentrsnt dons I e prix de d6tsll 37s 398 64X 388 408 642 --- --- --- --- --- 40% Pwrcentsge des tsxes dons l e prlx de detail $/ 2,OX 1,8X 54% 2,lX 1,8X 558 4,3$ 3,7$ 12,5X 1,9X 8 26,2X --b/ a/ Sur I s base des structures de prlx pour Llbreville b I s date du ler septembre 1983, du 18 mars 1985 e t du 10 s v r l l 1986. Pour Libreville e t Port-Gentll. Le nlvesu des subventions est dlff6rent pour les deux v i l l e s en 1983 e t 1985. -c/ Une vsleur posltlve indlque une tsxe pr6levbe pour flnsncer la Caisse. Une vsleur n6gstlve - entre psrenthdses -est une subventlon accordbe par I s Caisse. -d/ Camprend les f r s l s de port, les tsxes munlcipsles sur les f r s l s de dlstributlon e t de stockage. -e/ r comprls la tsxe c o m p l ~ n t s l r e . - Source: WBP, estlrstlons de I s mlsslon. 3,43 En deuxihe phase, fait extrimement important, la mission recommande que le Gouvernement aimplifie la structure actuelle d'btabliseement des prix, qui eat inutilement complexe, permettant ainei de r6duire des distortions au niveau du consonmateur. Ceci pourrait Btre rCalis6 en Ctabliesant cinq categories principales de coQts: prix ex- raffinerie, taxes fiscales, fret et ajustement i la Caisse de PCrequation, ajustements i la Caisse de Stabilisation et marges b6nCficiaires. Ces questions devront toutes itre examinCes dans le cadre de lt6tude Bur lt&tablissement des prix des produite pktroliers, recommandhe par la mission (para. 3.31). 3.44 La mission recommande de plus que le systbme dtCtabliesement de prix soit am61iore grice i Itinstitution d'un mCcanisme officiel qui perrnettra une consultation et une rCvision r6guliQres des prix. Au cours de ce processus, lee sociCtCs de commercialisation devraient avoir, par le biais du GPP, une participation plus directe et fournir des infotmations sur la situation actuelle de la counuercialisation, de la distribution et de leure coQts. IV. gblEBGIE KLECTBIQUE Introduction 4.1 Le monopole pour la production et la distribution d'bnergie Clectrique au Gabon appartient la SociCtC dlEnergie et d'Eau du Gabon (SEEG), Cgalement responsable pour la distribution d'eau. Le gros des activitis, des coiits et des revenus de la SEEG a trait B 1'Cnergie Clectrique. La proportion exacte est toutefois difficile B dtablir Ctant don& que la gestion et l'exploitation des deux rCseaux combinds ilectricitk et eau sont Ctroitement integrhes au sein de la SEEG. 4.2 Les opirations de la SEEG sont groupies en quatre exploitations indhpendantes pour le transport et la distribution (para. 4.4-4.11): Libreville, Port-Gentil, Franceville et divers autres exploitations rCgionalee. En plus des exploitations de la SEEG, il existe un certain nombre de centrales de production individuelles et/ou semi-collectives situCee dans dee villages CloignCs et dans certaines grandes fermes. La plupart d'entre elles sont de faible puissance, bien qu'au moins une raffinerie de sucre ait install6 une capacitC importante pour gCnCrer la . vapeur industrielle et l'&lectricitC. La contribution de ces centrales B la production totale d'ClectricitC du pays est cependant faible. CaractCristiques principales du rCseau 4.3 Les rCseaux Clectriques exploitCs par la SEEG ont une puissance totale installhe de 285 MW. Les centrales hydro-blectriques representent 56% de cette puissance. En 1985, la production totale nette du riseau slQlevait B 861 GWh, dont 78% provenant des centrales hydro- Clectriques. La proportion de puissance et de production entre l'bnergie hydraulique et thermique varie de maniere significative entre les quatre riseaux d'exploitation. La production nette de chaque sous-secteur pourrait, a toute fin pratique, gtre considCrCe c o m e entihrement hydraulique ou thermique (para. 4.4-4.10). Le Tableau 4.1 prisente un rieumC dee principales caractiristiquee de l'ensemble du systhme et de chaque rCeeau d'exploitation. Tableau 4.1: CARACTERtSTlgllES PRlNClPALES W RESEAU DE LA SEEG, 1985 Exploitations LBV POG FCV DER Total Puissance disponlble a/ (MU) Total Hydraullque ThemIque Charge de pointe (MU) 87 26 25 8 146 b/ ProductIon nette (GWh TotaI Hydraullque Therr lque Croissance noyenne de la dmande 1982/1985 (L annual) 10,2 4,O 7,4 20,8 8,9 -a/ En octobre 1986. -b/ Some des charges de polnte respectlves, Ind6pendalrment des facteurs de simultan6lti. . - . Source: SEEG production et Transport 4.4 Le riseau de Libreville (LBV) represente environ 60% de la puissance totale installie et de l'energie dlectrique produite par la SEEG. Deux centrales de production hydro-blectrique sur la riviere Mbei constituent le gros de la ypacitk installbe: Tchimbele avec un reservoir de 220 millions de m est equip4 de trois unit& de 22.800 kW chacune; Kinguele, en aval, a un reservoir d'une capacitC nhgligeable et eat &quip& de deux unites de 9.600 kW et deux unithe de 19.200 kW. Deux turbines a gae alimenties au mazout (2 x 21 MW) ont 6te installees au port d'0wendo B Libreville et ont it6 mises en service en 1986. 4.5 Le rhseau de transport partir des centrales hydrauliques eat constituh de troie composants principaux. Une ligne aerienne de 225 kV relie Tchimbele A Kinguele (40 km) et eneuite B la sous-station de Bissegue (Kinguele-Bissegue: 104 km) aux alentours de la capitale. Kinguele est bgalement reliee B la soue-station de Bissegue via N'Toum (~inguele-~'Toum: 70 km; N'Toum-Bissegue: . 35 km) par ligne akrienne de 90 kV. Le troisihme composant, une batterie de transformateurs de 105 MVA (3 x 35 MVA uniphaaC plus 35 MVA d'appoint) B Bissegue, approvisionne le reseau de transport de 90 kV B Libreville. 4.6 Le rendement total maximal conjointement de Tchimbele et Kinguele, eat de 126 MW en condition normale et de 108 MU durant les annCes shches (dans l'hypothhse d'une piriode de ritablissement des conditions d'au moins 20 ans). La moyenne d'inergie totale produite annuellement est de 670 GWh, 490 GWh au cours des annies shches. 4.7 Au niveau de la demande en 1985186 (para 4.13) les turbines ii gaz dtOwendo ne seraient utilisees quten car, de pinurie de l'inergie produite hydrauliquement Q la suite d'une annbe seche extrsme, ou au cas ou il y aurait lieu de pallier Q une dhfaillance de la puissance hydro- blectrique. Une insuffisance de puissance pourrait techniquement, se produire 1 la suite d'une panne ilectromicanique l'une des centrales hydrauliques ou au cas, peu probable, oh l'une des lignes abriennes de 220 kV venait Q faire dCfaut. Dans ce dernier cas, la capacitb d'approvisionnement d'urgence de LBV serait d'environ 82 MU (40 MW par la ligne ahrienne de 90 kV et 42 MU par les turbines Q gaz) ce qui correspond approximativement la demande de pointe actuelle. 4 8 La SEEG utilise un programme de simulation, le Mogador pour girer les opirations des centrales hydrauliques de LBV. Mogador offre une cornposante Q moyen terme pour faire face B l'optimalisation annuelle d'utilisation d'eau, et une composante Q court terme dtune autonomie de . plusieurs heures pour synchroniser les sorties Q Tchimbele et les entries B Kinguele. La gestion des riservoirs utilisant Mogador a contribui Q la haute fiabiliti du sous-secteur de LBV et igalernent Q bviter d'avoir recours Q la production thermique, plus ondreuse. 4.9 Le riseau dlectrique de Port-Gentil (POG) approvisionne la ville portuaire qui abrite l'industrie pbtrolihre. L'inergie ilectrique est produite principalement par deux turbines Q gaz de 20,9 MW alimentCes au gaz nature1 provenant de gieements pCtroliers offshore. Cette puissance couvre aisiment la demande de pointe courante (Tableau 4.1). Une ancienne centrale diesel de 5x3 HW est maintenue c o m e puissance dtappoint. La centrale de production est situie aux abords de la ville, et il n'y a donc pas de rCseau de transport. 4.10 Le rCseau de Franceville (FCV) dessert le principal centre urbain de ltintCrieur, Franceville, et l'industrie minihe prhs de Hoanda. Les installations de production se composent essentiellement des usines hydrauliques de Poubara comprenant quatre unitis de 4.64 MW et deux de 9.6 MU. La centrale diesel de Hoyabi ( 5 x 2,2 HW) a seulernent 4th utilisbe en tant que centrale dtappoint depuis 1984, lorsque la dernihre unite de Poubara fut mise en service. exploitation de PCV a un riseau de transport de 63 kV reliant Poubara Q Franceville (21 km) et Q Moanda (54 km) via les sous-stations intermbdiaires de Msengue et Hoyabi. 4.11 La Direction des exploitations rigionales (DER) constituent le regroupement administratif et opbrationnel par la SEEG de 22 petits centres de charge, Q infrastructure matbrielle indbpendante, rQpartis Q travers le territoire gabonais. La distance entre les centres de charge est gCndralement de plus de 100 km. La SEEG est responsable de l'approvisionnement Clectrique de tous ces centres B l'exception d'un seul approvisionnd par Shell Gabon. La puissance installhe A chaque point de la DEB varie de 120 kW i 1.800 kW, la puissance totale est de 10 Mu. Distribution 4.12 La SEEG a un total de 620 km de lignes moyenne tension (MT) de 20 kV dans ses rhseaux de distribution dont 190 km en lignes , souterraines. Environ 200 km de lignes aCriennes de 5,s kV sont dgalement en utilisation dans les reseaux de la DER et de FCV. Les lignes basse tension (BT) stCtendent sur une longueur de 720 km dont 50 km de lignes souterraines. I1 y a 1.230 sous-stations MT/BT d'une puissance totale de 363 MVA. Tous les services sont CquipCs de disjoncteurs. Caractdristiques de la demande Profil de la demande 4.13 La vente totale dtC1ectricitC du rCseau SEEG s'ilevait B 757 GUh en 1985. La consommation de l'exploitation LBV reprCsente 60X, celle de la DER seulement ,7X, le solde Ctant reparti i part Qgale entre POG et FCV. Pour l'ensemble du riseau, les ventes MT representent un peu plus de la moitid des ventes globales. La proportion des ventes MT varie considdrablement d'une exploitation B l'autre, soit 88% de la consonunation de FCV et uniquement 44% de la consomation dans les exploitations de LBV et DER respectivement; B POG la proportion, B 52%, est lCg&rement plus Clevbe. Les principaux consormnateurs de MT comprennent le secteur minier, la PrCsidence et l'industrie pCtroli&re (~ableau 4.2). La consommetion d'dlectriciti BT pridomine dans le secteur rdsidentiel bien que la SEEG elle-mGme et le secteur industriel en consomment Cgalement. De 1980 B 1986 la consommation ilectrique a augmentd au taux moyen annuel de presque 9% (Annexe 13). Les abonnCs BT ont enregistrd les taux de croissance les plus ilevCs, 14,5X par an en comparaison de 4,7% par an pour ler abonnCs MT. 4.14 Courbe de charge. Dans l'exploitation de LBV, le facteur de charge annuel est de 0,69. La courbe de charge journaliare montre une charge de pointe entre 19 et 23 heures, supdrieure de 20 B 40% B la consommation moyenne pendant la journbe. I1 n'y a quasiment pas de variation dane la charge de jour jusqu'au moment de la charge de pointe de soiree. Durant les mois d'hiver on constate, a p r b les heures de pointe, une rdduction substantielle de la charge de nuit, qui tombe B 75% de la consomaation moyenne de jour. La modulation saisonnihre est faible, bien que l'on constate une diminution de la charge en 6th; une baisse de 15% est enregistrCe au cours du mois d'aoiit lorsque la plupart des abonnds rdsidentiels sont en congC. Tableau 4.2: V E M S DtELECTRICITE AU GABON- 1985 Libreville Port-Gent11 FrancevIIle DER Tots l Moyenne Tension 211 28 75 10 104 14 7 1 398 53 Basse Tension - - - -2 250 2 70 2 14 - -3 24 - - 358 47 Tota I 461 61 145 19 118 16 31 4 756 100 Pourcentage de l a Catbgories Basse Tension Nombre d'abonnes Consommation Totale RBsidentieI 54-490 Eclalrage Public 550 Industriel 1-040 Usage interne (eau) 210 Personnel de la SEEG 1-860 -a Pourcentage des ventes giobales. - Source: SEEG, Annexes 12 e t 15. 4.15 Dans les exploitation de POG et de FVC, les courbes de charge journalikre suivent la mCme tendance mais la variation entre la consommation moyenne pendant la journde et la charge de pointe est plus faible qutA LBV. La charge d'dtd est rdduite A part dgale A celle de LBV. Les facteurs de charges annuels sont respectivement de 0,69 et 0,63. 4.16 Le facteur de charge annuel des centrales de la DER varie de 0,25 A 0,60. En rkgle gCnCrale, plus le centre de charge est important plus le facteur de charge est ClevC. PrCvisions de la demande 4.17 En 1984 la SEEG a dtabli une prkvision dCtaillde A long terrae de la consommation Clectrique pour ltensemble du rCseau en se basant sur diverges dthodes d'dvaluation des tendances actuelles de la demande (Annexe 16). Ces prCvisions ont CtC reexaminees debut 1986 suite B la baisse des prix du petrole de fin 1985 (Tableau 4.3). Les nouvellee previsions indiquaient une stabilisation de la demande A LBV, FCV et POC, suivie dtune croissance modkrCe apr&s 1990. Une diminution reelle de la demande Qtait envisageable en 1987-88, particulihrement dans le cas de POG oii la consommation d'ClectricitC est Ctroitement lice B 1' induatrie p&troli&re ainai qu'B LBV B cause des effets macro-Qconomiques de la chute des prix pbtroliers. Une certaine stagnation de la demande Ctait Bgalement anticipde B FCV m&me si 1'6volution de la demande dans cette exploitation est plus directement liCe au domaine minier qu'au domaine pCtrolier. La mise en service du rCseau ferroviaire Transgabonais aurait l'impact le plus direct sur la demande FCV: la benne dlectrique qui transporte deux millions de tonnes de minerais par an sera mise hors service rkduisant ainsi la demande CnergCtique de 10 GUh/an. 4.18 Les prCvisions SEEG pour la DER Ctaient bashes sur l'hypothhse qu'il n'y aurait aucune entrave ci la mis.. en place de nouvelles installations de production dans ces rCgions. Dans cette CventualitC, la demande en ClectricitC pour DER augmenterait d'environ 15% annuellement (scCnario haut). La mission a adopt& l'hypothhse plus rkaliste selon laquelle le d6veloppement supplhmentaire de la puissance de production serait rCduit ou interrompu moyen terme (schnario bas). De ce fait, la consommation de DER s'alignerait sur la puissance Bnergdtique maximale pouvant Btre produite par l'hquipement existant. I1 ressort de ces scCnarios que la consommation electrique rCelle de la DER pourrait Btre freinCe en fonction de la politique adopthe par le Gouvernement lors de la crCation de nouvelles installations de production (para 4.38-4.40). 4.19 La mission estimait que les mkthodes d'Cvaluation de la tendance de la demande, que la SEEG a utilisdes pour effectuer ses prCvisions de la demande, n'ktaient pas adCquates pour prCvoir la demande future. Ceci est dii au fait que la performance Cconomique dans le pass&, et en consCquence la demande en ClectricitC, ont CtC influenches considkrablement par 1'Cvolution du march6 pitrolier international. La fluctuation capricieuse des prix internationaux du pCtrole au cours de la dernihre dCcennie, y compris deux fortes augmentations de prix et la plus rCcente brusque plong6e des prix, ne reprhsente pas des tendances qui ont des chances de se reproduire B l'avenir. La mission a donc recomamnde que la SEEG rCvise ses prCvisions de la demande en suivant une mCthodologie plus approprihe qui comprendrait: (a) une Qtude de march6 de chaque catigorie de consomnateurs, en plus des etudes relatives aux gros consommateurs individuels (industriels), pour chacun des sous-secteurs; et (b) un contr6le macro-bconomique de consistance bash sur les prhvisions macro-Bconomiques les plus rCcentes B fournir par le MPE. Tableau 4.3: M V I S I M REVISEES DLA D E W ELECTRlgLIE: 1986-1995 (actuelle 1 Librevl ll e ConsaanatIon nette (GWh) tknande de pointe (LIW) PortGent II Consanration nette (GWh1 DeMnde de pointe (MW) Franceville ConsolratIon nette (GWh1 Derande de polnte (MWI #R Sc6nar l o haut (GWh)s/ Sc6nario bas (GWh 1 -a/ En supposant qu'une augmentation de la pulssance de productlon s o i t possible. -b/ En suppossnt une consanaatlon restrelnte pour cause de limltatlon de la pulssance de production. - Source: SEEG, estlmatlons de la misslon. 4.20 Un nouveau scenario, prevoyant une recession du sous-secteur blectrique, a btB contruit au debut 1987 par une approche synthetique qui ne fait pas appel 1 des modkles tendanciels inoperants dans le contexte de crise que connaissait le pays. Toutefois, la SEEG trouvera difficile B mettre en oeuvre la mkthodologie prdconisee par la mission, compte tenu du manque d'informations analytiques sur les segments de marche d'une part, et de l'ignorance dans laquelle sont maintenus lea operateurs quant aux previsions Q long terme du WPE d'autre part. La SEEG a fait savoir Q la mission, que selon elle, les modkles macro-8conomiques sont tree difficiles Q mettre au point par manque de donnhes fiables. Un plan d'investissement fond6 sur le scenario de croissance revise la baisse tient compte de la modification des parametres principaux (para. 4.23; 4.27). AmCnagement du reseau Q moyen terme: 1987-1995 4.21 Nouvelles installations de production. Tenant compte des previsions de la demande en blectricite retenues par la mission lore de son analyse et presentees au Tableau 4.3, l'actuelle puissance de production aux trois grands centres de charge (POG, LBV, et FVC) sera suffisante B moyen terme pour faire face aux besoins en dnergie blectrique. Les revisions dlabories par la SEEG au debut 1987 dtant orientees B la baisse, cette conclusion reste valable. La rnarge disponible d'dlectriciti et d'inergie pour le rendement hydro-electrique actuel aux exploitations de LBV et de FCV est respectivement de 26% et 20%. Sur cette base, la production thermique n'est nicessaire qu'en cas de perturbation dans la production ou le transport, ou dans des conditions hydrologiques extr8mement ddfavorables. Une fois la marge de disponibilite Cpuisee, il serait toujours possible de satisfaire la demande en electticite de ces sous-secteurs en augmentant l'utilisation de la puissance thermique existante. La puissance de pointe B laquelle on pourrait ainsi faire face serait donc de 126 MU Q LBV et de 32 MW FCV. 4.22 Une turbine gaz compldmentaire de 12 MW (1,2 milliard de FCFA) pourrait s'avirer nbcessaire pour FCV apras 1992 afin de diminuer les risques de penuries au cours des annees shches. Aucune nouvelle installation de production ne sera toutefois necessaire avant ces dates. Une decision finale sur cette question peut 8tre diffCrCe jusqu'en 1988-89. 4.23 Le plan d'ambnagement du rdeeau de la SEEC de 1985 prevoyait l'installation B Port-Centil de deux nouvelles turbines de 21 MW en 1992- 1994. Cette reserve devait constituer la seconde phase d'un projet visant B itablir une interconnexion entre les sous-secteurs de LBV et de POC (para. 4.27). Dane le contexte des previsions rCvis4es en 1987, le projet d'interconnexion a CtB abandonne, et une nouvelle strategie retenue qui privoyait un diveloppement sCpar6 des reseaux de LBV et de POC. Cette strategie tenait compte des incertitudes en ce moment relatives au prix et surtout B la disponibilitk du gaz i Port-Gentil. De rhcentes dCcouvertes en gaz nature1 (~ara.2.27-2.31) ont remis en cause cette stratkgie, et la mission conseille une nouvelle optimisation du plan d'investissement pour incorporer cette information (para. 4.27- 4.33). 4.24 Un progrannne dtamCnagement de 32 milliards de FCFA pour 1'exploitation de la DER, co-financC par le Canada (32 millions de S~dn), la France (4,5 milliards de FCFA) et la SEEG (20 milliards de FCFA) a Ct6 lancC en 1985. Ce programme comprenait 1 extension ' des rhseaux d'approvisionnement en ClectricitQ et en eau dans 24 centres isolCs. L'Ctendue du programme a 4th ramenhe au dCbut 1986 B 15 centres afin d'assurer l'approvisionnement soit en ClectricitC soit en eau chaque point objectif mais non les deux B la fois. 4.25 Apris avoir rCvisC le volume du programme envisagC B la baisse, le Gouvernement a finalisi en 1987 les conditions de rialisation d'un programme rCamhnagC finance avec le concours du Canada, I1 est en nCgociation avec le Gouvernement fran~aispour 1'Cquipement des centres non inclus dans le programme canadien .-Toutefois , la mission recommande que les prioritCs soient bien Ctablies au dein du programme et que le programme soit poursuivi suivant un plan d'exCcution plus CchelonnC dans le temps. Une analyse Cconomique et financiire complhte des divers projets inclus dans le programme devrait 6tre entreprise 2 1 . La demande CnergCtique des centres de charges-objectifs devrait ttre r4-CvaluCe (para. 4.33) afin de rdpertorier et classer les projets pour leur exCcution . 4.26 Transport et distribution. Les principaux investissements Q prCvoir B court terme pour le dCveloppement du rCseau seront consacrCs au transport et B la distribution dans l e sous-secteur de LBV. La puissance de conversion de la sous-station de Bissegue Libreville devrait Qtre renforcee (2 milliards de FCFA). Une nouvelle ligne aCrienne de 225 kV reliant Kinguele B Libreville est Cgalement nhcessaire (5 milliards de FCFA) . Ces investissemente ont pour premier but de renforcer la rCgularitC de l'approvisionnement. Etant donnC que la fiabilitC du rCseau eet dhji relativement ClevCe, la mission pense que, ces investissements peuvent itre retardhe sans pour cela faire encourir de risques i l'exploitation du sous-secteur. - 141 Plusieurs projete inclus dans le prograame different de manihre significative lee uns dee autres. Certains ne sont que l'extension de projets anthrieurs; d'autres, tel celui de Lebama consiste en projete hydrauliques de petite envergure nCcessitant le deplacement de stations diesel. Les analyses devraient donc Btre entrepriees projet par projet. Ddveloppement du rhseau A long terme 4.27 Les plans initiaux A long terme pour l'ambnagement du riseau de la SEEG itaient basbs eur lee prbvisions initiales de la demande datant de 1984 (Annexe 16). Le plan a 6th rbvisd en 1987, pour tenir compte de la modification des paramhtres-clefs et particulibrement dee incertitudes relatives au gaz naturel. Etant donne que lee param8tres-clefs ont encore changis eubstantiellement au cours des douze derniers mois avec la decouverte de reserves importantes en gaz naturel, le plan existant ne serait probablement pas la mcilleure solution pour le dbveloppement du reseau. La SEEG devra donc rdexaminer et rboptimiser lee plans existants afin qu'ils refl8tent les nouvelles dbcouvertes en gaz, les contraintee Cconomiques et un nouveau calendrier d'exdcution. Interconnexion des soue-rbseaux LBV et W G 4.28 ~'ambnagement long terme des eoue-eecteurs de LBV et POG devrait de nouveau Btre examine simultanbment itant donnd que 1 interconnexion des deux exploitations e 'adre encore souhaitable, vu la ' disponibilitd du gaz A Port-Gentil. Suivant le projet dlamCnagement initial, l'interconnexion devait se faire en suivant un trace intbrieur totalisant 407 km de lignes abriennee (225 kV). L'ambnagement des sous- stations serait exbcutC en deux phases; la capacitd de transport prdvue pour la premiere phase Ctant de 40 MU et de 80 MU au cours de la seconde. Le coat total de ce projet est estirnC A 36 milliards de FCFA (102,9 millions de $EU). 4.29 Lee Ctudee entreprises au coure des divers stades de la planification antbrieure ont envieagb des simulations dCtaill6es d'exploitation basbee sur different8 scbnarioe de mise en valeur de l'bquipement de production. En ce qui concerne Libreville, l'une des simulations envisageait la mise en valeur de sites hydrauliques le long dee fleuves W'~ei, Komo et Abanga. Le potentiel dnergbtique et les coiits lies a L'ambnagement des trois sites les plus dconomiquement interessants sont prdsentbs au Tableau 4.4. En ce qui concerne Port-Gentil, certain8 scdnarios envisageaient l'adjonction de deux turbines gaz de 21 MW immbdiatement apt& La rdalisation des travaux d' interconnexion. g / Lee scenarios envisageaient dgalement que l'interconnexion eervirait au transport de l'dnergie dans les deux sene, ce qui permettrait de retarder l'adjonction de nouvellee installations de production. - 151 Dans ces simulations, les coiits de production dtaient eetimds A 15,s FCFA par kUh sur base d'un tarif gaz de 30 FCFA. Ces coiits passent de 20 25 FCFA le kWh si l'on inclut lea frais du coGt d'investissement, de gestion, et d'entretien, suivant le tau. d'actualisation et le facteur d'utilisation de la centrale utilisds lors des calculs. 4.30 Les principaux param&tres et leur bvolution anticipCe dans les premibres simulations ont CtC rnodifiCs de manibre significative. En ce qui concerne la croissance de la consommation, les nouvelles prCvisions de la dernande indiquent que l'importance de l'exploitation POG a baissi par rapport A celle de LBV. Toutefois, la tendance future des prix du gaz, autre paramktre important, est devenue plus certaine grice aux analyses rCalisCes par les sociCtCs pbtroli&res relatives aux cofts d'approvisionnement de la SEEG en gaz B partir des nouvelles dkcouvertes. ~'autrepart, il a pu itre btabli que, une fois le plan d'exhcution des travaux d'interconnexion fixb, les ressources en ga 5 seront disponibles en quantitCs nCcessaires (prks de 2 milliards de m par an) pour une pCriode suffisannnent longue (au moins 15 ans). 4.31 La puissance existante peut satisfaire la demande de Port- Gentil jusqu'au environ de l'an 2000. Cependant, les prhvisions de la demande indiquent que de nouvelles installations de production seront nhcessaires d'ici 1996-1997 pour le sous-secteur de LBV. Sans interconnexion entre rhseaux, des investissements majeurs seront ndcessaires aux installations hydro-ilectriques de Libreville. La mission recommande donc que la SEEG rC-optimise son plan d'amCnagemeZ compte tenu de la disponibilith de gaz A Port-Gentil, afin qu'une dCcision puisse Ctre prise d'ici 1989 concernant le premier investissement important au bCnCfice du dCveloppement du rCseau. Cette date limite est cruciale Ctant donne que la pkriode de gestation du projet est de 6 ans pour l'aval de Kinguele et Ngoulmendjim et 4 ans pour l'interconnexion et l'amont de Kinguele. Le prix plus faible du combustible pourrait Cgalement rendre 1'utilieation eventuelle de 1'Cnergie thermique plus intbressante et ce facteur devrait titre pris en considhration dans l'blaboration du plan rCvisi. Si la realisation de l'interconnexion continue a itre considCrhe c o m e Ctant la premi&re phase optimale d'amhnagement des sous-secteurs LBV-POG, ces travaux devraient dCbuter de prCfCrence en 1992 mais au plus tard avant 1994. Entretemps, l'analyse complkmentaire des sols en vue de l'emplacement de nouveaux sites hydrologiques doit btre achevhe immhdiatement afin que toutes les informations nhcessaires soient disponibles pour une prise de decision optimale. 4.32 En ce qui concerne les autres sous-secteurs, la programmation approprike des phases d'exbcution de l'ambnagement du rCseau est moins cruciale. La mise en valeur optimale prhvisible pour l'exploitation de FCV devrait comprendre (a) une turbine A gaz opbrationnelle aux environs de 1992 pour fournir La puissance d'appoint au cours des annies sbches et/ou lore d'bventuelles pannes dans le fonctionnement de l'bquipement hydro-thermo-mhcanique, et (b) une nouvelle installation de production hydraulique (probablement Poubara 3) en 1996 ou 1997. Une decision devrait btre prise A ce sujet au plus tard en 1992. Concernant l'exploitation de la DER, l'ambnagement du rbseau sera envisagb dans le contexte d'une politique gbnbrale d'blectrification des centres intbrieurs. Lea prBvisions des conditions Bconomiques et financihres A moyen et long terme ne permettent pas d'envisager un amCnagement complet de ce rbseau avant 1991. Les investiseemente requis pour les autres sous-secteurs peuvent mime entrainer l'ajournement de ce projet jusqu'en 1996. Tableau 4.4: CENTRALES HYDRO-ELECTRlgUES POTENTIELLES PRES DE LIBREVILLE Kinguele Klngwle aval anont Ngoulmendjirn Fleuve CapacitB instal l6e (MU) 30 40 100 CoGts dtlnvestlssements s/ (en m i l l ions do FCFA) 50.000 85.000 130.000 Puissance BnergBtlque noyenne (GWh/an ) 210 280 610 Puissance bnergitique fernm (GWh/an) 160 230 520 CoGts 6nergBtlquos b/ (FCFA/kWh ) 37.5 44.4 30DO CoOts Bnergbt Iques C/ (FCFA/kWh ) 28,6 36,4 25,6 -a Y cmprls un taux d intBrat de 10%/an au cours de la period8 de construction. -b/ Sur base de la puissance bnergbtlque ferme e t calculBs en tenant compte des coats du capltal I n i t i a l , d~exploltatlone t d'entretlen Bqulvalant i 12%des coots d~lnvestissements,mals sans tenlr canpte des taxes e t drolts douanlers. - C/ Idem que pour b/ mals sur base de la puissance Bnergbt ique moyenne. - Source: SEEG. 4.33 La mission recommande que le Couvernement rdexamine et ddfinisse a l o n g terme pour l'amdnagement des centres intdrieurs dans le cadre d'un programme d'inveetissements prioritaires pour l'blectrification de l'ensemble du rdseau. Le Couvernement devrait profiter du ralentissement actuel en matiere d'amdnagement pour dvaluer de fa ~ o napprofondie les besoins bnergdtiques dans lea centres isolds concernis, conjointement Q une analyse Qconomique et financiere complhte des projets proposQs afin de fixer lee prioritds dana le cadre de l'amdnagement du rdseau (para. 4.25). 4.34 Au Tableau 4.5, la mission a CvaluC le programme d'investissement pour le sous-secteur Clectrique avec ou sans l'interconnexion Libreville/Port-Gentil, ainsi que les investissements supplhentaires nhcessaires Q 1'amCnagement des centres intbrieurs. Les investissements pour le secteur seront considhrablement rhduits B court terme mais augmenteront rapidement au cours des cinq annkes A venir au fur et A mesure de la saturation des installations de production. Autres questions li6es aux sous-secteurs Tarifs de 1'ClectricitC 4.35 La structure tarifaire actuellement en usage A la SEEG est caractCrisCe par une structure de tarifs par tranches ddgressives qui varie d'un sous-secteur Q l'autre. I1 existe toutefois un tarif constant de basse tension (BT) pour l'ensemble du rCseau SEEG; il s'agit du tarif rbsidentiel "social", un tarif A deux tranches pour les abonnCs & faible demande. La premikre tranche de ce tarif a CtC doublke en avril 1986 (de 120 kWh a 240 kWh) dans le but de rCduire les coiits dt61ectricit6 des petits abonn6s rhsidentiels. Les deux tarifs moyenne tension (MT) comprennent une prime mensuelle "par kW souscrit" pour tous les rCseaux & lteiception de LBV qui applique des tarifs de pointe et hors-pointe. 4.36 Le niveau des tarifs est identique pour ;iV et DER, et gCnCralement plus ClevC dans ces deux sous-secteurs que le niveau tarifaire de LBV et POG. En 1985, le prix moyen par kwh, A l'exclusion des taxes et autres contributions (para 4.38) stQlevait Q 42 FCFA. Ce prix passe B 43,s FCFA/kWh lorsque les coiits d'kquipement sont inclus. En aoht 1986, le prix moyen par kWh Qtait passe B 46 FCFA. 4.37 L'Annexe 23 donne le detail de la structure tarifaire et des niveaux pratiquCs au moment de la mission. 4.38 Bien que les niveaux tarifaires aient CtC Qtablis pour reflCter les cohts gCnCraux liCs B l'approvisionnement d'ClectricitC dans chaque exploitation, il y a toutefois un certain montant de subvention croishe et un certain nornbre de coiits spQcialishe repris dans la facturation dtClectricitC. Dans les exploitations de LBV et de POG, deux ClCments de coiits sont ajoutCs au prix de base de ltClectricit6. Une contribution spCciale d'bquipement couvre les cohts d'investissement liCs aux rQseaux de distribution dtClectricitC et d'eau qui appartiennent aux municipalitis. La contribution sphciale d'bquipement sert B rembourser les dipenses de la municipalit6 pour la consommation d'blectricitC particuliarement i usage d'bclairage public. Les abonnCs de LBV sont igalement factures pour une contribution 5 un fonds d'hquipement de la SEEG qui sert B couvrir le service de la dette et les investissements. Cette contribution est calculCe sur la base de la production hydraulique de Ringuele (6,47 FcFA/kU'h) et des commissions de service de divers Tableau 4.5: PROGRAW D'INVESTISSEMNTS PREVUS DANS LE SOUS-SECTEUR ELECTRlgllE - 1987-1995 (en mllllards de FCFA de 1986) InvestIssenrent total 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 Productlon e t Transport Avec Interconnexlon: LBV e t FOG - Etudes spbciales - lnterconnexlon des llgnes aerlennes e t des sous-statlons - Future centrale hydraullque FCV - Turbine b gar Sans lnterconnexlon: LBV - Etudes sp6clales - Klnguele aval - Future centrale hydraul lque FCV - Turbine b gar Dlstrlbutlon Libreville Poct-Gentl 1 Francevl ll e . Centres lntbrleurs - - -a/ EqulpeAent canpl6mentaire pour les sous-stations en 1996. -b/ Tenant canpte dtune entree en service en 1999 (les turbines b gar de Port-Gent11 devralent 6tre mlse en service avant cette date, e t les premiers lnvestlssefnents devralent dkbutes aprhs 1995). -c/ Dernldre phase blectrombcanlque en service en 1996. -d/ Dans le scbnarlo dtam8nagement sans interconnexlon, l a future centrale hydraullque ne seralt probablement pas cel l e prevue pour l@avalde Klnguele. Source: Estimations de la mlsslon, SEEG. emprunts. Lee revenus des ventes d'ilectricitb BT pour tous les sous- secteurs B l'exception de DER sont allouis B la Caisse de PCriquation et B la Caisse de Compensation en vue de subventionner lee coQts lies A l'approvisionnement en Clectriciti du sous-secteur DER. Lee deux fonds sont gCrCs par la Caisse Autonome d'Amortissement. Les tarifs de tous les sous-secteurs comprennent une taxe sur le chiffre d'affaires de 8%. 4.39 Riforme tarifaire. En 1984, la SEEG a entami une itude tarifaire dhtaillde afin de compliter son plan d'investissements de 1984- 1988 ainsi que d'autres plans d'amhnagement du rhseau pour le dibut des annies 1990. En ce qui concerne LEV-POG, ces plans comprenaient la mise en service du rbseau interconnect6 ainsi que deux turbines A gaz au cours de la piriode d' investissement de mime que 1'aminagement d 'une centrale hydraulique (pour laquelle un calendrier d'exicution n'avait pas 6th btabli) apris 1988. Poubara 3 itait privue pour FCV mais aucun projet majeur d'uniti de production n'avait 4th envisagb pour DER. La structure tarifaire mise au point suite A cette Ctude eat une version grandement simplifiie de la structure tarifaire actuelle. Les niveaux tarifaires tiennent compte du principe de rendement bconomique, sous reserve des contraintes li8es (a) aux politiques imposbes par le service public telles que 1es subventions croishes suivant la localisation; et (b) lea besoins financiers provenant de la production afin d'assurer une marge binificiaire brute suffisante pour faire face au financement des investissements futurs. La mhthodologie suivie par l'itude semble 6tre satisfaisante. 4.40 La structure ghnirale finale a deux composantes majeures, une prime mensuelle fixe B la puissance et un prix proportionnel de l'inergie consommCe. La structure se distingue Cgalement dlapr&s les critires suivants: (a) le type de tension - transport haute tension, distribution moyenne tension ou distribution basse tension; (b) la phriode de consommation, ou heure d'utilisation. Cette distinction est limithe aux abonnCs moyenne tension et correspond Q des phriodes de pointe et hors-pointe; (c) la d u d e d'utilisation de la puissance active souscrite, dbfinie par le rapport de l'bnergie consommie au cours d'une piriode donnCe et de la puissance active souscrite. Dane lee tarifs basse tension ceci n'est applicable qu'aux abonnbs ayant souscrit une puissance de 18 kW ou plus; (d) la puissance active souscrite, contr8l&e par l'installation de limitateurs de charges, rCglds sur la demande maximale souscrite par 1'abonnb. Cette prime sert d'encouragement B une utilisation plus efficace des appareils dlectriques utilisbs par lee abonnds; et (el 1'Cnergie rCellement consommCe. 11 s'agit du seul critere tarifaire appliquC aux abonnCs basse tension dans le cadre du tarif social, et qui ont une demande de puissance de moins de 1 kW. 4.41 Les Tableaux 4.6 et 4.7 prQsentent les tarifs proposCs et les coQts marginaux BT qui y sont associQs tels que soumis dans le rapport final de 1'Btude (mi1985). Les subventions croisies par localisation ghographique sont maintenues pour les tarifs basse tension mais supprimhes pour la moyenne et la haute tension. Cette dCcision constitue un compromis pratique entre objectifs Bconomiques et sociaux: les coiits marginaux ClevCs B long terme pour 1 approvisionnement ' dans les exploitations de la DER et de FCV sont couverts par les abonnCs moyenne et haute tension (qui sont gQnCra1ement les consommateurs les plus importants) et les grands consommateurs de courant basse tension B LBV et POG--1'Bnergie Qlectrique reste toutefois ainsi accessible aux plus petits consonnaateurs sur l'ensemble du territoire. Une fois les coiits marginaux B long terme Btablis, les niveaux tarifaires de base ont 6th ajustBs suivant un facteur (le peagel tenant compte des ClCments de la politique en matihre de financement des investissements. Les valeurs des Tableaux 4.6 et 4.7 sont basCes sur l'hypothkse que ce facteur est Qgal B 1. 4.42 Avec des prbvisions de la dernande ajustCes a la baisse (para. 4.17-4.18). la plupart des plans d'aminanement - - du riseau de la SEEG devront &t;e rd-optimis6s 4.31-4.33). La mission recommande que l'Qtude tarifaire soit mise B jour afin: (a) de tenir compte (i) des plans dVamCnagement optimisbs du rCseau (en particulier en ce qui a trait B l'btablissement des coQts marginaux d'approvisionnement i court et long terme et (ii) des modifications de la courbe de charge et des modes de consommation envisagds B la suite du ralentissement Qconomique de 1986; et (b) d'assurer un fonds de roulement suffisant. Rdforme des reglementations du service public 4.43 Le statut juridique actuel de la SEEG est celui de concessionnaire pour la gestion du rBseau Qlectrique. Dans le cas de LBV et de POG, la concession a 4th accordhe par la municipalit6 et dans le cas des autres sous-secteurs par le gouvernement. La centrale de production du rtkseau appartient au gouvernement qui normalement assume la responsabilit6 du financement et de la construction des installations requises par la SEEG, ainsi que des prkts partiellement remboursables. La SEEG est une entreprise para-publique; la participation gouvernementale reprbsente 63X des actions, le solde Btant rdparti entre diverses sociitBe privies ou semi-privkes. Aucune rentabilitk n'est rBalisBe sur l'investissement de la SEEG mais certains gros 2*2 x US$ 2n: u duo uuc n P U & u 48 ~Qrria O '2-3, %IG24 a -4u " 4uc i.5 I g!:Zi &:.3: EOUdt 8w MU PU 59Sr: usuu uau Ud 5di? U2":u ftOdO :;$:; w O"7u m d. 4 u u -4- 04 acu 4 uua40uo unouu uncuu UCUU d undnd uwo uuou 4 u Uo-0 E W-d uu4$ U W*UJua uv v ud uw U nzn* n u tw u uw unu a u Pg u I U c c u uu4 cd -48 j~ u-4-4u dU PU i48 UU 0. 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La mission a recommand6 que cette situation soit invers6e afin que les profits des actionnaires soient r6alishs par r6munhration du capital plut6t que par le biais de la tarification (para. 4.47). 4.44 Le principal avantage des dispositions actuelles du service public est que les municipalitCs de Libreville et de Port-Gentil sont en mesure de contr6ler le d6veloppement des rhseaux de distribution d'eau et d'Qlectricit6 de leurs juridictione respectives. Les principaux disavantages dCcoulent des systimes de facturation et de comptabilitC excessivement complexes requis par la SEEG en vertu des dispositions actuelles. GCnCralement les abonnCs ont du ma1 A comprendre leurs factures. Les charges destinCes Q couvrir les investissements sont difficilement dhchiffrables, particuli&rement Q LEV et POG ou la diversite des fonds compliquent davantage la facturation. Le systeme comptable adopt6 pour suivre de prbs les disparit6s des sous-secteurs est caractiris6 par (a) de nombreuses entrees et sorties circulaires et (b) une estimation imprCcise des immobilisations rendant difficile lt6valuation du rendement de l'investissement et l'aptitude Q assurer le service de la dette. 4.45 Au dCbut 1986, le MERH a examin6 une proposition visant Q riformer les dispositions du service public en matiire d'blectriciti et d'eau. Les principaux objectifs de la rhforme visent Q (a) intensifier l'uniformisation du sous-secteur Clectrique et (b) transformer la SEEG en entreprise qui ne connaitrait ni perte ni profit. Les trois 616ments majeurs suivants forment la base de la proposition du MERH: (a) la SEEG serait convertie en entreprise publique dont le capital serait dCtenu Q 100% par le gouvernement; (b) suivant cette conversion, lee bitiments et l'bquipement appartenant ou utilis4 par la SEEG deviendraient propriCt6 de 1'~tat; (c) la SEEG sera seulement responsable de la gestion du rCseau. Les difficulths juridiques inherentee Q ces dispositions peuvent facilement &tre aplanies dans le contexte de la loi gabonaise. 4.46 La proposition repond B l'objectif d'unification du sous- secteur et devrait avoir pour r6sultat 1 'Ctablissement d'un systeme simplifiC de comptabilite et de facturation dtblectricitC pour l'ensemble du territoire. Cependant plusieurs difficultCs pourraient surgir lors de la conversion de la SEEG en une socihth de gestion entierement sous contrdle du gouvernement. (a) I1 y a un risque de perdre les ressources regionales, spCcifiques au centre de charge, nkcessaires au maintien de la gestion et de la planification efficaces des rhseaux de distribution dans le sous-secteur si les municipalitt6s sont totalement exclues. (b) La creation d'un monopole public pour 1'approvisionnement en ClectricitC risque de ne pas favoriser un approvisionnement efficace et au moindre coht de l'hlectricit8 dans tout le pays. En fait, l'exphrience, dans d'autres pays africains, a dhontre que la nationalisation complite des services publics . avait tendance 1 rhduire 1 'efficaciti dconomique de 1'approvisionnement (c) Les investissements en matiire d'hlectricith risquent d'8tre pris en charge par le budget de l'Etat, alors que certains 6lQments devraient dtre financhs par d'autres sources, en particulier les usagers. (dl La SEEG sera encore plus soumise aux rhglementations administratives du Gouvernement (telles que les questions ayant trait au personnel) qui pourraient ne pas convenir B une entreprise commerciale 1 but lucratif. 4.47 Tenant compte de ces inconvhnients et d'autres difficult& relevees dans la section suivante (para. 4.49-4.521, la mission reconmende que toute proposition de rBformer le service public d'Cnergie hlectrique soit revue, de preference 1 la suite d'une &valuation approfondie des finances et de la gestion des operations du sous-secteur electrique (para. 4.52). Entretemps, la mission conseille le maintien du statut parapublic de la SEEG et l'incitation des entitCs ou des particuliers, 1 part ceux qui ddtiennent actuellement des actions de la SEEG A investir dans le capital de la sociCtC. Les actionnaires devraient Bgalement comprendre les municipalitis de Libreville et de Port-Gentil afin d'assurer leur participation aux dCcisions en matiire de la distribution d'eau et d1Clectricit6 dans leurs juridictions. I1 est Cgalement.souhaitable que, B la lumiire des rkformes reconnnandees pour l'bvaluation de la situation financihre (para. 4.521, lee tarifs prhfkrentiels pour les actionnaires aoient supprimCs, ceci dans le but de d'arriver B un assainissement complet de la comptabilite du sous- secteur. Par contre, lea actionnaires devraient bCnCficer de tout profit riaultant de l'exploitation de la SEEG. Situation financihre de la SEEG 4.48 Le principal problame financier auquel la SEEG eat confront6 actuellement provient d'un solde de treeoretie dbficitaire db 1 des arrhrages et/ou des non-paiements. Plus de 85% des factures impayees sont imputer A des organismes nationaux et locaux ainsi qu'a l'administration publique (Tableau 4.8). Bien que le phCnomkne ne soit pas recent, le problhme a pris des proportions dramatiquee depuis 1981; vers la mi-1986 les arrhrages s'hlevaient B prhs de 50% de la facturation annuelle. Cette situation a pour rhsultat une diminution du flux de trhsorerie de la SEEG de prhs de 40% du chiffre d'affaires combin6 des secteurs ClectricitC et eau en 1980/81 B 27% en 1985. La situation eat beaucoup plus grave qu'elle ne le semble, puisque la SEEG ne posshde pas de capital et n'effectue pas de paiement d'amortissement. La baisse prCvce de la demande d'Clectricitb associhe aux difficultCs A court terme de 1'Cconomie nationale ne peut qu'aggraver la situation. 4.49 I1 existe certains problhmes structurels et opCrationnels inherents au r6seau qui contribuent aux difficulths financihres de la SEEG. La demande du rCseau de production est relativement faible et dispershe; donc les codts de distribution, m6me dans les villes, sont relativement ClevCs. Les faibles codts de production des centrales hydro-Clectriques sont contrebalancis par les codts d'investissements ClevCs de ces centrales, dCcoulant de 1'accessibilitC difficile des sites. Les centres isolCs reprhsentent une fraction diaproportionnCe de l'ensemble du budget de la SEEG en comparaison de l'importance de la puissance installbe. Parce que ce sous-secteur est entihrement ax& sur l'aspect thermique et est grandement dCcentralisC, les codts de production sont trois fois plus ClevCs que ceux du sous-secteur le plus onbreux. I1 serait difficile, voire impossible, pour la SEEG de redresser cette situation. Tableau 4.8: ARRIERES PAYABLES A LA SEEG (en millions de FGA) Autres pr ivis 2.250 1.741 1.313 1.375 2.046 Administrations sous budget d 'Etat 2.550 4.207 5.006 3.190 6.442 Autres administratIons 1.959 2.547 3.093 3.390 3.381 (LBV 6 POG non canpris) 452 700 298 589 935 Tota I 7.759 9.874 10.891 10.494 14.9% ($ de la facturation annuel l e ) ( 5 6 ~ 4 ) (38.5) (36,7) (29.6) (32,g) -- Source: SEEG. 4.50 Plusieurs options s'offrent la SEEG pour resoudre ses problhmes financiers. Elle a dbjl lance un vigoureux programme de recouvrement en vue de recupdrer les impayCs des petits consonrmateurs privbs. Ceci ne represente toutefois qu'une faible fraction du problBme Ctant donne que la plupart des arrihrhs de paiement sont imputables l des entites gouvernementales ou para-publiques. Eu dgard A la structure des arrhrages, le Gouvernement pourrait opter pour une resorption partielle de la dette. Cette solution serait la plus expeditive mais risquerait de laisser la SEEG dans une situation d'instabilite financiere difficilement soutenable. 4.51 La mission n'a pas CtB en mesure d'aborder plus profondement ce problhme dans le contexte du present rapport. I1 s'agit cependant d'une situation A laquelle les autorites gabonaises devraient accorder une grande priorit&. La mission recommande donc une dvaluation approfondie de la situation financiere de la SEEG et l'examen de la gestion des operations d'approvi sionnement du pays en ClectricitB, visant A: (a) determiner la position financihre nette de la SEEG A 1'Cgard du Gouvernement, en tenant compte des subventions directes et indirectes, y compris les investissements finances par le Gouvernement, les subventions d'exploitation et les tarifs pref6rentiels; et (b) &laborer un plan de restructuration de la gestion du sous- secteur et des finances (par voie d'un transfert du capital au credit de l'endettement, par exemple), visant Q (i) assainir la situation financiere, (ii) renforcer la comptabiliti de la SEEG pour assurer que les comptes de la sociCtC reflktent inthgralement le taux de rentabilitk des investissements et le prix de revient des activites de production, de transport, et de distribution, et (iii) optimiser le niveau d'autonomie de la SEEG dans une gestion et une operation efficace du systeme d'approvisionnement d'QlectricitC. 4.52 I1 semble toutefois y avoir une possibilit6 pour la SEEG d'amhliorer sa tresorerie dans l'innaediat en reduisant certains codts de fonctiomement. Les codts en personnel representent 45% des dbpenses opkrationnelles. Ce ratio est dlevb mais il s'explique par le caractere trhs capitalistique de l'activitb (faible dkpense de combustible libe la prepondQrance de la production hydro-ilectrique) et aussi par la dispersion des points de distribution qui ne sont pas interconnectbs. La mission chiffre les ventes l 500 MU et le nombre d'abonnks desservis & 39 par employC. 16/ Le personnel de direction et de supervision reprksente 40% de l'ensemble des 2.040 employCs. Cette situation est due B la duplication de personnel pour environ 50 postes-clC occupCs par un employ8 Ctranger double par un employe national en cours de formation. Le personnel Ctranger (80 employCs rCguliers) est pay6 au mime niveau que le personnel national mais bCnCficie en outre d'avantages supplCmentaires tels que logement, congCs spCciaux au pays d'origine etc. Ces coiits supplimentaires reprhsentent environ 5% du coiit total pour l'ensemble du personnel. Le nombre d'btrangers est progressivement rCduit ce qui permettra de rCaliser des Cconomies dans ce domaine. 4.53 La mission recommande que, de plus, tous les coiits d'exploitation soient examinCs afin de dCterminer dans quelle mesure ils peuvent itre rCduits. Les autres frais devraient Cgalement itre examinks: les coiits d'entretien sont relativement ClevCs mais en contrepartie la fiabilitC du service dans le rCseau de la SEEG est excellente. On pourrait toutefois arriver B une riduction substantielle des coiits d'entretien sans affecter pour autant la rCgularitC de l'approvisionnement. Certains frais divers repris au budget de la SEEC tel que la formation (SX), les relations publiques et les missions (4%) pourraient Cgalement itre rCexaminCs afin d'Ctablir si d'Cventuelles rCductions sont envisageables. La sociCtC poursuit son effort pour maitriser ses dCpenses de fonctionnement. - 16/ Ces chiffres ne peuvent Ctre calcul&s de maniere plus precise Ctant donne que le personnel s'occupe des opCrations et du secteur dlectrique et de celui de l'eau. Lee estimations de la mission sont dtablies eur l'hypothhse que le personnel consacre les 3/4 de leurs activitCs au domaine blectrique. Tableau 1: GABON: CONSO).MATION D'ERERGIE CobMERCIALE ............................................................................................................... ('000 IEP) ...............................................................................................................1985 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1986a1 PRODUIIS PETROLIERS (000 tonne~) Butane 5,25 5.57 6,09 6,73 7,29 8.30 8,90 8,90 9,80 Equivalence en TKP 5.56 5.90 6,45 7,13 7,72 8,79 9,43 9,43 10,38 T a u de croirsrnce (X) 6,lO 9,34 10,51 8,29 13,89 7,23 0,OO 10,ll Essence d'aviation 4,81 4.21 2,91 2.60 2,20 1,70 1 6 0 1.80 1.30 Equivalence en TKP 4,98 4,36 3,02 2,69 2,28 1,76 1,66 1,86 1,35 T a u de croirrance (XI -12.56 -30.72 -10,84 -15.32 -22,73 -5,88 12,50 -27,78 Carbureacteur 73,OO 69,02 68,58 75,62 74.83 70,50 78,30 81,50 73.40 Equivalence en TEP 74,46 70,40 69,95 77,13 76,33 71,91 79,87 83,13 74,87 T a u de croisrlnce (XI -5,46 -0,63 10,25 -1,03 -5,79 ll,O6 4,09 -9,94 Essences 44,93 45,69 51,17 53,55 56.83 61,70 62,20 65,30 64,70 Equivalence an TEP 46,23 47,Ol 52.66 55,lO 58.47 63.49 64,OO 67,19 66,58 T a u de croisrance (X) 1,69 12,Ol h,64 6,12 8,58 0,81 4.98 -0,92 Kerosene 10,03 8,97 9,68 10,05 10,71 12,OO 14,70 15,80 16,60 Equivalence en IEP 10,15 9,08 9,79 10,17 10,83 12,14 14,88 15,99 16,80 T a u de croirrlnce (X) -10,55 7,86 3,79 6 5 8 12,09 22.50 7,48 5,06 Gar-Oil 161,28 160,28 176,88 204,32 207.20 215.30 221,60 234,70 201,80 Equivalmce m TKP 161,28 160,28 176,88 204.32 207,20 215,30 221.60 234,70 201.80 T a u de croisrrnce (X) -0,61 10,35 15.51 1.41 3,91 2.93 5,91 -14,02 Fuel-Oil 6,08 10,22 33,74 29,51 24,31 24,50 30.40 38.10 28,60 Equivalence en TEP 5.89 9,91 32,70 28,59 23,56 23,74 29.46 36.92 27.71 T a u de croirrlnce (XI 68,27 230,ll -12,56 -17,60 0,78 24,08 25,33 -24,93 TOTAL 305,37 Y03,96 349,06 382,36 383,36 394,OO 417,70 446,lO 396,20 Equivalence an TEP 308.55 306,94 351,45 385,12 386,39 397,13 420,89 449,22 399,48 T a u de croirsance (X) -0.46 14,84 9.54 0,26 2,77 6,02 6.80 -11,19 ELECIRICITE (Gull) Venter Interieurer Totales 491,20 534,80 566.50 611.80 667,20 729.00 795,lO 861,OO 873,OO Equivalence en TEP 42,24 45,99 48.72 52.61 57.38 62.69 68,38 74,05 75,08 T a u de croisrance (X) 13.91 8,88 5.93 8.00 9,06 9,26 9.07 8,29 1,39 COWS TOTALE (000 TEP) 350,79 352,93 400,17 437,74 443,77 459,83 489.27 523,27 474,56 pourcentage de variation 0.61 13.39 9,39 1,38 3,62 6.40 6,95 -9,31 --------------------------------------------------------------------------------------------------------------- a1 Estimations preliminaires. Tableau 2: TAUX DE CROISSANCE MOYENNEIAN Electricite 9,18 7.96 8,06 8.85 8,92 9.05 8,22 Produitr petrollers 7,97 6,04 6.85 4,65 3,96 5,68 5,39 Cons-tion totals d'energie 7.79 6.19 6,94 5,20 4.59 5,96 5,68 c-rciale --------------------------------------------------------------------------------------------- Source: EstimPtlons de la mlsslon, DCR, SEEC, Annexe 2 OEPENSES D'INVESTISSEMNTS POUR L'EXPLORATION PETROLIERE, 1977-1985 (mi l l ions de FCFA) MARA/ GULF VALMAR ELF SHELL INA BP BURHAH AMOCO TENNECO AGlP CONOCO TOTAL - Source: D M . Annexe 3 GABON - HiSTORlwE DES FORAGES PETROLIERS, 1976-1985 Nocnbre de forages Nanbre de pults foris Nanbre de d t r e s foris improductlfs Mise en Mlse en Mise en Annb Exploration Production Exploration Production Total Exploration Production TAUX 7112 Source: DGH. Annexe 4 DEPENSES D'INVESTISSEENTS POUR LA MlSE EN PRWJCTION DES GISEMENTS PETROLIERS, 1976-1985 (mi I I ions de FCFA)a/ ELF SHELL AMOCO TOTAL -a/ Moyenne annuelle des taux de change: 1980 SI = 211 FCFA 1981 11 = 272 FCFA 1982 51 = 328 FCFA 1983 S1 = 380 FCFA 1984 $1 = 436 FCFA 1985 11 = 450 FCFA Source: DGH Annexe 5 Page 1 de 3 BTUDB DB FAISABILITB'DBL'UTILISATIOIS DU GdZ UATUREL I. Evaluation des Rdserves A. Rdviser les donnees existantes, provenant des travaux d 'exploration, qui devront &re comuniquCes par Petroci pour dvaluer le volume des rhserves pour chaque gisement. 6. Evaluer des investissements qui seront nbcessaires pour estimer et dCvelopper ces reserves suivant divers scCnarios de niveaux de reserve et de production. (Cette ivaluation pourrait tout aussi bien Ltre effectuCe dans le cadre de l'btude technique A la Section 111). 11. March4 du gaz et dtudes des prix A. Etude de march6 March6 de l'bnergie commerciale Etudier la consommation actuelle de combustible des grands consommateurs industriels au sein de la zone d'approvisionnement du bloc B1 (Par d8finition, un grand consommateur industriel est une entreprise dont la consomation annuelle est Cgale ou supbrieure A 2.000 kilolitres d'dquivalent de fuel-oil 1. I1 faudra rechercher et obtenir, des grands consommateurs industriels, lee informations et lee donnies suivantes: (a) Nom, emplacement et propridti; (b) Matidre premibre et produit, type et quantitb; (c) Combustible utilisC actuellement: valeur calorifique, prix (prbciser s'il y a un imp8t indirect); (dl Capacite de stockage; (e) Types et spbcifications techniques gdndrales des dquipements utilisant le combustible, tels que chaudidres, fours, moteurs diesel, turbines, etc; (f) Consouunation de combustibles: annuelle, quotidienne moyenne, quotidienne maximale et consommation maximale par heure; (g) Nomner spdcifiquement lee consocmnateurs saisonniers tels que les fabriquee de sucre et prdciser la periode de travail; (h) Plan futur d'expansion. Annexe 5 Page 2 de 3 En ce qui concerne les consommateurs industriels de petit et moyen volume, les informations pr&cddentes devront dtre obtenues pour chaque catdgorie de consonmateurs'tels que lea fours A briques, les fonderies, les ateliers, etc. 2. Le secteur commercial et le secteur des dnages (a) Identifier les grandes et,les petites villes situdea au sein de la zone d' apptovisionnement, en prdcisant l'emplacement, la population, le track gknhral, le type de maisons et d'unitds commerciales, et le plan de ddveloppement; (b) Tempirature: maximele moyenne, minimale moyenne, changements saisonniers, degrds-jours de chauffage et de climetisation; (c) Type de combustible et consommation pour chaque secteur, indiquer l'utilisation de GPL; (d) Ddcomposition ddtaillde de la consonmation par le secteur des mdnages tels que chauffage de l'espace d'habitation, chauffage de l'eau et climatisation; (e) Ddterminer le nombre de consomnateurs cornmerciaux potentiels de gaz par groupe (boulangeries, hbtels, etc.); ( f ) Nombre de consomnateurs de GPL. B. Estimations de la consomnation 1. A partir des donndes contenues dans 1 'Ctude de marche et en tenant compte de La faisabilite technique, des coiits de conversion, du temps nkcessaire ia la conversion, de la valeur du gaz (valeur nette) et des reserves minimales pour couvrir la durde de vie utile du projet ou de la centrale, dvaluer la consomnation potentielle de gaz suivant (a) la consommation industriellelCnergdtique actuelle et (b) l'expansion industrielle et la consommation connnerciale et mdnag8re potentielle. 2. Etudier dgalement le domaine d'utilisation et la valeur du gaz naturel c o m e combustible de transport ou produit de base pour la production dlamoniaque/engrais et de produits pbtrochimiques, y compris lea estimations prdliminaires des investissements correspondants nkcessaires. C. Tarification 1. Rdviser la structure actuelle de l'dtablissement des prix du gaz naturel et des ressources CnergCtiques rivales. 2. Une fois achevde l'dtude technique, recomnander, dans les grandes lignes, une structure de l'dtablissement dee prix du gaz naturel en tenant compte des codts de dCveloppement et de livraison, des coGts de conversion, de la connection de service et de codts des sources dnergdtiques rivales. Annexe 5 Page 3 de 3 Conception technique preliminaire et estimations de cofts A. PrCparer.une description gCnCrale et les estimations de coOts relatifs la collecte, le transport, le traitement et la separation du gaz ainsi qu'aux principaux syst&mes de distribution (par exemple, oleoducs au rbseau industriel, et lignes d'approvisionnement aux stations B la peripherie des villes), conformhment aux scenarios de reserve proposes dans Itetudedes reserves et Itetudede marche. B. Evaluer les coiits unitaires et, si possible, les cocts marginaux de la production, du transport et de la distribution du gaz en envisageant divers scenarios de rkserves. C. Tracer lea grandee lignes des mesures necessaires B l'exkcution de ces investissements. IV. Analyse de faisabilite et recommandations A. Evaluer l'impact du gaz c o m e nouvelle source d'energie dans le- contexte global de l'offre et de la demande d'hnergie. B. ,Analyser la situation de l'offre et de la demande de produits petroliers avant et aprhs la substitution du gaz et prksenter une solution, par exemple exporter l'exckdent des produits petroliers et/ou modifier le type de produits de la raffinerie. C. Dans le cas oh cela est justifie, reconnoander un plan d'action pour developper le gaz, y compris une analyse des clauses, relatives au gaz et au condensat, contenues dans les contrats existants de partage de la production et une analyse des niveaux appropries des prix du gaz pour encourager une socibtb petrolihre comerciale B dhvelopper et produire les ressources bnergbtiques. .................................................................................................................................. .................................................................................................................................. 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 Ta#U&B DB BRUT RAFFIllB ('000 tomu.) 906,27 980,97 844,64 970,72 743,20 794,36 689.63 616.88 519.91 580.85 642.47 B ~ ~ m c e - Auto 125,ll 119.26 100,29 103,97 72,75 37,06 32.26 24,99 13-75 15.40 10,Qb Bqulvaleace an tormc. 88.08 83.96 70,61 73,19 51,22 26.09 22.71 17.59 9.68 10.84 7.70 Equlvd- an TKP 90,63 86,39 72,65 75,32 52,70 26,84 23,37 18,lO 9.96 11.15 7.92 Esaeace - Super 53,92 70.78 63,46 78,12 68.30 67,14 67.02 57.51 59.54 64.37 74.03 EquLv8Lance an tomu8 3936 51,67 46,33 57,03 49,86 49.01 48,92 41.98 43,46 46,99 S4.04 Bquldmce an W 40,50 53,17 47,67 58.68 51.31 50.44 50.34 43.20 44.72 48.35 55.61 TOTAL Ton equlv8lant 815.28 933.42 772.47 865,13 675.81 648.57 637.15 574,43 482.68 536.21 595.58 TEP equlvalant 808.50 919,63 753,59 851.52 666.72 634.95 627.13 560,38 468,15 523.10 584.68 PBBTES ('000 tamer) 39.27 47.55 33.15 55.56 31.66 108,37 26,17 19,32 14.76 16.97 18.89 (pourcanta~edebruttrrlte) 4,33 4-85 3.92 5.72 4,26 13,64 3,79 3 1 2.84 2.92 2.94 .................................................................................................................................. Source: Ertlmatlonr de la mlrrlon. DCE, WE. Annexe 7 Page 1 de 2 DEMAND DE PROWITS PETROLIERS SELON LE BElClP Tableau 1: PREVISIONS # LA DEMAME DE PRODUlTS PEfROLlERS - HYPOTHESES BAS ET HAUT Unlt 6 - 1983 1988 1995 Bas Haut Bas Haut Butane Essence Auto e t Supercarburant Essence aviation Carbur6acteur P6trole Iampant Gas-ol 1 Fuel-01 I Blturns Lubrlflants - Sourtcr: BEICIP. Tableau 2: PREVISIONS DE LA #MANE DE PROWITS PETROLIERS HYPOTHESE CENTWLE Butane Essence auto/super Essence aviation Carburbacteur P6trole lampant Gas-oi I Fuel-ol I Bitunes Lubrifiants t 8.395 - 9.000 10.000 10.300 10.600 11.OOO Source: BEICIP. Annexe 8 Page 1 de 2 D E W DE -ITS PETROLIERS ET INVESTISSEMHTS Tableau 1: MVISIONS DE LA DE W DE PROOUlTS PETROLIERS HYPORESE BAS Unltb 1988 1990 1992 1995 Butane Essence auto + Supercarburant Essence aviatlon Gas-ol I 61turns Lubrlflants - Source: BEICIP. azt "a OOY --aCt ulQ Q, cvv Oul 00 e OVVa n .,mi t O *Ao 83, 0- 8 Q- t p 0 Ot 3 -0 - ul a v C Q ul 2 moo z I Ill z I I I I Ilea I If- m Page Annexe 2 de 8 2 Annexe 9 Page 1 de 5 STRUCTURE TAR1FAlRE DES CARBURANTS PAR REGIffl Tableau 1: STRUCTURE DES PRlX DES CARBURANTS TRANSITANT PAR LE DEWT DE GAWBA 10 a v r i l 1986 (FCFA/h I1 Super Essence Pbtrole Gas-oi I carburant Larnpant 1. Prlx Extirieur PIE 2. Passage M l e P/G 3. T.C.A. sur 2 (8X) 4. Taxe portualre 5. Transport P/G-Gamba 6. T.C.A sur 5 (8%) 7. Passage Gamba 8. T.C.A. sur 7 (81) 9. CouIage 10. Phr6quatlon Gmba 11. Prix do revlent Gamba 12. Frais de l lvraison 13. T.C.A. sur 12 (81) 14. Marge Revendeur 15. Prlx dhtall 16. Prlx du l l t r e - Source: Direction Unhrale des Calsses de Stablllsation e t de Wr6quatlon. Annexe 9 Page 2 de 5 Tableau 2: STRUCTURE DES PRlX DES CARBURANTS TRANSITANT PAR LE DEPOT SECONDAIRE DE LLAMBARENE 10 a v r i l 1986 (FCFA/h I) Super Essence Pbtrole Gas-ol I carburant Lampant 1. Prlx Extbrieur LBV-WG 2. Passage M l e WG 3. T.C.A. sur 2 (8%) 4. Taxe portuaire 5. Transport Fluvial 6. T.C.A sur 5 (8%) 7. Taxe CNI sur 5 L 6 (2%) 8. Passage Lambaren6 9. T.C.A. sur 8 (8%) 10. CouIage 11. PBrbquatIon Fluvlale 12. Prix de revient 13. Llvralson v i l l e 14. T.C.A. sur 13 (8%) 15. Taxe Municipal8 16. Marge Revendeur 17. Prlx dbtail 18. Prix du l l t r e - Source: Direction GBnerale des Caisses de StabiIlsatlon e t de Pbriquatlon. Annexe 9 Page 3 de 5 Tableau 3: STRUCTURE DES PRlX DES CAWRANTS TRANS 1TANT PAR LE DEPOT DE MAYUHBA 10 a v r i l 1986 (FCFA/h I) Super Essence P6trole Gas-oi I carburant Lampant 1. Prlx Extbr ieur P/G 26.807,W 26.307,W 7.607,W 2. Passage Mf31e P/G 225,OO 45,W 45,00 3. T.C.A. sur 2 (8$) 18,W 3,60 3,60 4. Taxe portusire 100,OO 100,W 1W,W 5. Transport P/G-Mayumba 1.408,W 1.408,W 1.408,W 6, T.C.A sur 5 (8$) 112,64 112,64 112,64 7. Passage Mayumba 553,12 553,12 553,12 8. T.C.A. sur 7 (a$) 44,24 44,24 44,24 9. CouIage 50,W 50,W 10. P6rbquatlon Mayumba (1.71 1,W) (1.606,60) (1.516,60) 11. Prlx de revient Mayumba 27.607,W 27.017,OO 8.407,W 12. Frals de llvraison v l l l e 225,W 225,OO 225,W 13. T.C.A. sur 12 (8$) 18,W 18,W 18,W 14. Marge Revendeur 850,W 850,W 850,W IS. Prix d6tall 28.700,OO 28.110,W 9.500,W 16. P r i x du l i t r e 287,OO 281 ,W 95,W - Source: Direction Gbnbrale des Calsses de Stabilisation e t de Pbrbquation. Annexe 9 Page 4 de 5 Tableau 4: STRUCTURE DES PRlX #S CARBURANTS TRANSITANT PAR LE #POT # NDJOLE 10 avrl l 1986 (FCFA h I) Super Essence P i t r ole Gas-oi I carburant Lampant 1. Prix Extirieur P/G 2. Passage W l e PA3 3. T.C.A. sur 2 (81) 4. Taxe portusire 5. Transport Fluvlal 6. T.C.A sur 5 (81) 7. Taxe CNI sur 5 + 6 (21) 8. Passage Ndjoli 9. T.C.A. sur 8 (81) 10. Coulage 11. Pir6quation Fluviale 12. Prlx de revlent N d j o l i 13. Frais de livraison 14. T.C.A. sur 13 (81) IS. Margo Ravendour 16. PrIx d i t a i i 17. - Prix du l l t r e Source: Dlrectlon G6nbaie des Calsses do Stablilsatlon e t do P6riquatlon. Annexe 9 Page 5 de 5 Tableau 5: STRUCTURE DES PRlX DES CARBURANTS DEPOT DE WANDA PAR NDJOLE 10 a v r l i 1986 (FCFA h I) Super Essence P6trole Gas-01 I carburant Larnpant - 1. Prlx de revlent Ndjol6 27.607,OO 26.917,W 8.207 ,W 14.507,OO a 2. Transport Ndjoi6-Lkanda 4.403,W 4.403,OO 4.403,OO 4.403,OO 3. T.C.A. sur 2 (8%) 352,24 352,24 352,24 352,24 , 4. Pert- sur transport (bur 1+2+3) 293,19 286,54 1OO,22 1W,31 5. Frats financiers sur Stock de s6curlt6 a) 13% $ 60 JHT 566,24 550,92 213,W) 349,94 6. Cr6dit douan ier 5$ sur 0 J sur taxe 10,02 10,02 3,34 7. Passage d6pbt Moanda 400,90 4OO,90 4OO,90 8. T.C.A. sur 6 (8s) 32,07 32,07 32,07 32,07 9. Marge revendeur 850,OO 850,OO 850,OO 850,OO 10. P6r6quat ion b renbourser par l a Caisse (6.157,66) (5.935,69) (5.505,07) (5.740,133 11. Prix de revient ebsnda 28.357,W 27.847 ,W 9.057,OO 15.257,OO 12. Transport V l il e 225,OO 225,OO 225,OO 225,OO 13. T.C.A. sur 11 (8%) 18,OO 18,W 18,OO 18,W 14. Taxe municipaie 250,OO 250,OO 250,OO 250,W 15. P r i x de d6tail 28.850,OO 28.M0,W 9.550,OO 15.757,OO 16. Prlx du i l t r e 289,W 283,OO 95,W 158,OO - Source: Direction G6n6rale des Calsses de Stabi ilsation e t de P6r6quation. Annexe 10 Page 1 de 4 FRAlS DE TRANSPORT DES PROWITS PETROLIERS I Tableau 1: TAUX DE REMBOURSEMNT W DEPOT DE NDJOLE (FCFA/I it r e ) COGt Remboursemnt transport Super- Petrole Vers : Km T.T.C. carburant Essence lampant Gas-oil Akieni Ay- Bitam Boue Francevil le Koulautoutou Lastourvllle Makokou Mekambo M i nvoul Mitzic Moanda Mouanna OYem Source: ME?. Annexe 10 Page 2 de 4 Tableau 2: TAUX # REZEMBOURSEfiENT W DEPOT DE MAYUWBA (FCFA/I It r e ) COOt Renboursement transport Super- P6troIe Vers: Km T.T.C, carburant Essence lampant Gas-oil Cbbaaba 239 23,88 21.45 21,45 21,45 21,45 MlgOU 325 32,47 M,04 30,04 30.04 30,04 Mimongo 347 34,67 32,34 32,34 32,34 32,34 m bi 204 20,38 17,95 17,95 17.95 17,95 Cbul la 280 27,97 25,54 25,54 25,54 25,54 Ndende 204 20,38 17,95 17,95 17,95 17,95 Tchibangs 114 11,39 8.96 8.96 8.96 8.96 - Source: MBP, Annexe 10 Page 3 de 4 Tableau 3: TAUX DE EMBOURSEMNT DES DEPOTS DE MBlNDA ET MOANOA (FCFA/I It r e ) Coat ~boursctcnent Du dbp8t de transport Super- Pbtrole MBlHlA vers: Km T.T.C. carburant Essence lampant Gas-oil Moands Con1log Du dbp8t de WAWA vers: Akleni Bakumba Boumsngo Frsncevl l l e Koulsrnoutou Lsstourville Lekoni Sosuho Wounsna Mvengue OkondJa Psna - - - - - Source: WBP. Annexe 10 Page 4 de 4 Tableau 4: TAUX DE REMBOURSEhENT W DEPOT DE LAMBARENE (FCFA/I I t r e ) Coat Remboursment transport Super- Pbtrole Vers : Km T.T.C. carburant Essence l ampant Gas-oi I Fougarou 92 9,19 5.76 4,76 3,76 5,76 Mebsrba 310 M,97 27,54 26,54 25,54 27.54 nandJ i 170 16,98 13,55 12,55 11,55 13.55 Mayumba 477 47,65 44,22 43,22 42,22 44,22 klW 397 39,66 36,23 35,23 34,23 M,23 Mimongo Yeno 419 41,86 38,43 37,43 36.43 38,43 Mimongo Mblgou 475 47,45 44,02 43,02 42,02 44.02 Cbabi 291 29.07 25,04 24.64 23,64 25.64 Cbul l a 200 19,98 16-55 15.55 14.55 16,55 Ndende 273 27,27 23,84 22,84 21.84 23,84 S 1ndare 97 9,69 6.26 5,26 4.26 6.26 Tchibanga 363 36.26 32,83 31.83 30.83 32.83 - Source: LFBP. Tableau 5: TAUX DE REMBOURSEMNT W DEPOT DE LIBREVILLE (FCFA/I it r e ) Coat Rembours~nt. transport Super- Pbtrole Vers: Km T.T.C. carburant Essence l ampant Gas-01 l Lwbarene 235 23.48 20,26 22,16 21,% 2 0 , s Irbdouneu 218 21.78 10,85 10,75 9,55 10,15 Ndjole 224 22.38 18,16 20om 19.86 18.46 - Source: LFBP. Annexe 11 STRUCTURE DE PRlX DE GAZ BUTANE LIBREVILLE ET PORT-GENTIL 18 mars 1985 (FCFA/ I ) - - 1. -Prlx ex-SOGARA 2. -Taxe de debarqueinent 3. - Coulage 2% de 1 + 2 4. - Droits dlentree: 25% de 1 5. -TCA 10%de 1 +4 6. - Taxe complhentalre 5%de 1 7. - Taxe douanihre 0.8% de 1 8. - Taxe trbsor 2% de 4 + 5 + 6 + 7 9. - Frais de passage dbpat 10. - TCA sur passage 8% de 9 11. - Prix de sortle depat 12. - Entretien bouteille 13. - Amortisselnent boutellle 14. - Transport V i l l e 15. - TCA sur transport v i l l e 8% de 14 16. - Frais gbneraux 17. - Frais financiers 1.2% de 4 + 5 + 6 + 7 + 8 18. - Wnbfice 19. - Caisse de stabillsation des hydrocarbures 20. - Prlx de vente revendeur 21. - Marge revendeur 22. - Prix de vente / T 23. - Prix de vente / bouteille 12.5 Kg - Source: WBP. Annexe 12 Page 1 de 3 DONNEES DE BASE W RESEAU ELECTRlgllE Tablesu 1: RSUM DES DONHES DE BASE Puissance instaII6e (W) Hydrsullque Them1qua Production (GWh) Hydraulique Thermique s/ Pertes - Ventes (GWh) HT e t MT BT BT (Tots I ) WsIdentieI Eclairage public lndustrlel - -. -- --- --- -a/ Y cmpris les achats de Shell Garnba (2,3 GWh in 1985). Page Annexe 2 w-V)*Zslut 5s $<$;a fbfB9 O *? de 12 i %895 &: 39ncO" 5 - - - L QONt ulna- QWCul COO C ul-u Q 0 .t 3 c "Y"ad LA 2 O a- Cw 9 w g C t u %I O - E - --0 0 tw O 9 2 a w . ul S a ul a a J:a3 O 0 Tableau 3: PUISSANCE INSTALLEE ET PROWCTION Pulssance totale I n s t a l l b (W) Hydraullque ThemIque ProductIon totale (GWh) Hydraullque ThermIque Pulssance i n s t a l l b b LBV (W) Hydraullque ThermIq w Production b LBV (GWh) Hydraulique ThermIque Puissance i n s t a l l b b POGs/ (MU) Productl on &/ (GWh) Puissance lnstal l6e b FCV (WW) Hydraulique ThemIque Production b FCV (GWh) Hydraullque ThermIque - Puissance I n s t a l l b b DERs/ (MI) Production (GWh) 6 ~ 2 -a/ Entlkerent thermique. -b/ ReprI s sous DER. - Source: SEEG. Crolssance moyenne annuelle 1980 1981 1982 1983 1984 1985 80-85 82-85 84-85 - Tots I UT BT Llbrevllle UT BT P o r t a n t 1 I UT BT Francev I l 1e UT BT Centres lsol6s UT BT --Source: SEEG. - - -z - IIP 03 ' c" C - - -P 4 a att 000f2= 0 CI 3 i Q\ ,O8 ji 6 g -3: -:: ; - L g 0 0 C a 2 %f L Q D a- In 0 C 8 0 C C 5 + - E .& Z - Q 3 L P -0a w I 9 8 C 9 cn 0 cn C C 0 Q a E Q Q L > 2t Q C O a 0 Q t + Annexe 14 CONS(M4ATION ET VENfE DIELECTRICITE PAR TYPE DE TENSION ET CATEGORIE D'USMTRS- 1985 :/ - Consonrat ion Nombre myenne par Taux myen Tension Catbgor i e Tar if d labonnes Ventes abonnbs Facturation kwh Tarif general E4 MT T a r i f s sp6ciaux - Ventes internes - TOTAL - 360 398.497 52,6 1.106.900 12.527 39,6 31,4 Wsidentlei social ES 4.655 5.357 0,7 1.151 250 0,8 46,7 Wsidentiel El+E2+E3+E9 49.835 285.031 37,7 5.719 17.129 54,l 60,1 Eclalrage public E6+E7 545 10.720 1,4 19.670 504 1,6 47,l BT industriel ES+E8 1.040 24.352 3,2 23.415 1.189 3,8 48,8 Ventes internes - -- -- 215 15.555 2,l 72.349 -- Personnel SEEG - 1.860 17.462 2,3 9.388 65 0,2 3,7 TOTAL - 58.145 358.475 47,4 6.165 19.137 60,4 53,4 TOTAL Total general -a/ Taxes e t contributions non comprises. -b/ Arrondi b 0 ou 5. - Source: SEEG. Annexe 16 Page 1 de 4 PBBVISIOUS DE La D-E POUR LA SEEG - 1984 Dans l'hlaboration des previsions de la demande en 1984, la SEEG a utiliee plusieurs mhthodes d'hvaluation des tendances de la demande. (i) A1 Extrapolation logarithmique de la tendance passhe. (ii) A2 Extrapolation lineaire de la tendance passhe. (iii) A3 Extrapolation exponentielle de la tendance passhe. (iv) B ----Utilisation d'une fonction logistique se basant sur la tendance passhe, la consomnation hvaluhe finale par abonnk et les previsions de tendances de la classe totale, existante et potentielle, de consonmateurs. (v) C - Etudes specifiques des grands consommateurs. Trois hypothises ont htC hlaborhes B partir de bases diffkrentes. Les differences entre les bases cornprennent la longueur de la p&r'iode dtenregistrernent prise c o m e base pour l'extrapolation ou le type d'extzapolation choisi (Al, A2, A3). Les chiffres suivants caracthrisent. d'une mani&re nCnhrale. les dites - pr6visions, pour 1 hypothise moyenne. ' L' expression "le taux de service" signifie le nombre de services par cent habitants; "usage de la sEEG" signifie aussi bien la 'consommation par le personnel de la SEEG que la coneommation propre par la SEEG (service de l'eau). Annexe 16 Page 2 de 4 Tableau 1 : PEV ISIONS DE LA SEEG POUR LIW V ILLE,1984 MBthodes d lbvaluatIon 1988 1990 1995 Population (lo3hab) - 273 295 359 Taux de service - 10,8 11,5 13,O Consmation rbsidentlelle spbcifique par MWh/an - 9,4 9,7 10,6 Consolnation Totale Consmat Ion BT (GWh1 Wsidentiel I e ' Usage de la SEEG Eclairage public lndustrlelle Consammation MT (GWh) Usage privb Usage de l a SEEG Annexe 16 Page 3 de 4 Tableau 2: PREVISIWS DE LA SEEG POUR PORT-GENTIL, 1984 Mbthodes d8ivaluation 1988 1990 1995 Population (lo3 hab) - 97 104 122 Taux de servlce - 10,l 10,7 11,9 Consomation risidentlelle spbcifique par MWh/an - 9,4 9,6 10,6 Consomation totale (GWh) Consomation BT (GWh) R6sIdentIeIle Usage de l a SEEG Eclairage public lndustrlelle Consomnation MT (GWh Usage privb ginbral 3 socibtbs importantes Usage de la SEEG Annexe 16 Page 4 de 4 Tableau 3: PREVlSIONS DE LA SEEG POUR FRANCEVILLE,1984 Mthodes d%valuatlon 1988 1990 1995 Consoawnatlon totale (GWh) - Conscnnatlon BT (GWh) - R4sIdentIeIIe A2 Usage do l a SEEG A2 Eclairage public A 1 Industrlelle A2 Conscnnation MT (GWh) - Usage priv6 g6n6ral A2 3 socI6t6s Importantes C Tableau 4: PREVISIONS DE LA SEEG POW LES CEt4lES ISOLES, 1984 Mthodes dl6valuatlon 1988 1990 1995 Conscnnatlon totale en pour Ilensmble des centres (W) A3 67,2 97,8 246,3 Annexe 17 Le potentiel hydraulique est &value actuellement 4.900 MW et 33.500 GUh/an dont moins de 200 MW et 1.000 GUh/an sont actuellement exploitbs (moins de 5%). I1 existe une trhs grande gamme de sites qui conviendraient A des micro ou mini-centrales et d'autres 06 il serait possible d'installer des centrales d'une puissance de plusieurs centaines de MU. Le tableau suivant dCcrit les sites les plus importants qui ont 6th dtudihs dans une certaine mesure. Nmbres de Puissance Energle sites prlncipaux MW GWh/an M i o n de Librevl l l e 13 Fleuve M I 3 Fleuve KOFlO 5 Fleuve ABANGA 3 Autres 2 Sud-Est s/ 8 Haut OGOOUE 4 Autres 4 Autres rbglons !/ 8 3.325 9.540 -a Rbgion do Franceville, au Sud-Est de Lastourvllle. -b/ P r i n c l p a l ~ tau centre du pays. - Source : SEEG. Annexo 18 Page I de 2 PERSONNEL DE LA SEEG Tableau 1: PERSONNEL DE LA SEEG PAR FONCTIONe/ Personnel Personnel de direction de supervision Ouvrlers Total Tots I Electrlcitb Eau Conrnun Sous-secteur Blectrlque Production Oistributlon Conrnun -a Septembre 1986. Source: SEEG. Annexe 18 Page 2 do 2 Tableau 2: SWDIVISIO)( GEOGRAPHIQM W PERSONNEL DE LA SEEG Personnel PersonneI do direction de supervision Ouvrlers Total TotaI 231 530 1.279 2.040 Slbge social Libreville P o r t a n tII Francevil lo 10 35 90 135 Centres 1~016s 13 76 255 344 - Source: SEEG. Annexe 19 Tableau 1: NOMBRE D8ABONNESMT DE LA SEEG: 1975-1985 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 - - - - TotsI - , 310 3Q0 318 323 351 360 Libreville 99 110 147 - 198 212 210 218 223 243 249 Port-Gent I I 45 46 47 - 44 42 39 39 36 43 44 Francevllle - - - - - 34 42 41 42 55 59 Centres lsolbs - - - - - 28 22 24 25 Source: SEEG. Tableau 2: NOM6RE DIABONNES BT DE LA SEEG: 1975-1985 ( m i l llers) - Tots l - - - - 32.8 35.6 40.7 46.8 52.4 58.1 Llbrevllle 12.8 14.6 18.9 - 19.8 21.7 23.2 26.8 30.9 34.5 37.7 Port-Gent I I 3.6 3.8 4.2 - 4.4 4.8 5.4 6.3 7.4 8.1 8.8 Francevl l le - - - - - 1.8 2.0 2.4 3.0 6.3 6.9 Centres lsolbs - - - - - 5.8 6.5 7.5 8.6 - Source: SEEG. Annexe 20 FRAlS DIEXPLOITATION D LA SEEG s/ m i l lions de FCFA) Facturatlon: (sans taxes) Ventes df6lectricite e t dleau 31.594 Contributions dlequipecmtnt 2.633 Contributions speciales 1.701 Travaux divers 1.890 Actlvit6s diverses 904 Frais dlexploitation 28.129 Achats ( y compris l e combustible) Transport Personnel BIC Entretlen dans le cadre de la contribution dlBquipenmnt Entretlen e t consonmation dans l e cadre de la contribution sp6ciale Services divers Assurances e t contributions dlverses Imp6ts Int6r6ts -a/ Eau e t electrlcit6. - Source: SEEG. Annexe 21 Page 1 de 2 EISTOBIQUE DES IUVRSTISS- DE LA SEEG Les chiffres citCs plus bas s'appliquent B 1'ensemble de la SEEG, c'est- A-dire couvrent les Cquipements Clectriques et hydrauliques. (Si on fait une dticomposition dCtaillBe, l'eau reprhsenterait environ un quart du total des investissements). Le Tableau 1 donne l'historique des investissements en concession (qui ne sont pas la proprihtC privCe de la sEEG). Puisque les chiffres subissent des changements brusques d'une annee i l'autre, une moyenne mobile couvrant quatre ans est Cgalement indiqutie dans le but de mieux illustrer la tendance genthale. Tableau 1 : HlSTORlgllE DES INVESTISSEHENTS - CONCESSIONS (mil I lards de FCFA) Taux d ~ a c t u a l i s a t i o n del'lnvestissement 7,7 8 , s 4,l 21,4 5,3 22,6 7,3 3,3 6,6 8,8 7,6 Valeur actuelle (FCFA 1985) 17,6 18,5 8,4 42,3 9,3 M,9 long 4,3 8,0 9,4 7,6 lbyenne des quatre ann6es pr6c6dentes (FCFA 1985 9.8 13,6 11,6 21,7 19,6 24,2 24,8 14,4 15,O 8,l 7,3 - - Source: SEEG, estimations de I s mission. Sur les 39 milliards de FCFA, avoirs de la SEEG A la fin de l'annie 1985, les principaux investissements ont 6th effectuhs (i) B la pCriode 1976- 1978, avec la construction de la centrale T.G. de Port-Gentil (la seule grande centrale qui soit la proprihte pride de la SEEG): 10 milliards he FCFA et (ii) au cours des derniires annbes, avec l'htablissement du sihge social et de divers immeubles Libreville et dans d'autres villes du pays: 18 milliards de FCFA en 1985. 0 0 5 0 =!, I I I1 I I0 I? 0 0 %I I I I I , 1 (Y- 9 (Y- ?,'? ?a=!, 0- 0- Page Annexe ? 2 de 21 2 Annexe 22. Organigramme de la SEEG L'organigraanne ruivant prCsente lee situations antbrieure et actuelle. Les chiffres inscrits sur la droite reprbsentent le nombre d'employhe, au mois de septembre 1986. Direction g6n6rale Etudes g6n6raies ContrBle do gastion Service Juridique aM Direction do I~lnformatique Direction Technique de ItEquipmont Direction Administrative, Ccmptable e t Financike Direction Camerciale Direction du Personnel Direction de i IExploitation Servlces Wn6raux Libreville Port4onti I Frsncevi I I e Centres 1~016s Annexe 23 Page 1 de 4 Tarif social Ce tarif, de basse tension, appelh "E5", applicable jusqu'i une puissance de 4 kVA, est identique i travers l'ensemble du pays. I1 comporte deux tranches: 0 240 kUh/mois..................................... 37,04 FcFA/kWh Plus de 240 kUh/mois..................................... 76,39 FCFA/kUh Lee factures comportent une taxe de 8% (TCA ou taxe sur le chiffre d'affaires). Autres tarifs residentiels BT A Libreville A Libreville, il existe quatre autres tarifs rbsidentiels BT: El, E2, E3 et E9. Consacre exclusivement A la climatisation, le tarif E9 est utilise par lea abonnes qui utilisent le tarif El pour d'autres applications (dans ce cas, lea abonnhs disposent de deux compteurs); ce systhme est graduellement remplach par le tarif E3 (avec un seul compteur par abonnb). Un autre tarif, E2, qui est aussi progressivement abandonnh, est applicable A tous les usages domestiques. Les tarifs 1, 2 et 3 sont des tarifs A tranches, chaque tranche representant un cer~ain nombre d'heures d'usage de la demande souscrite (limit8 par le reglage du disjoncteur). Les prix du KWh sont les suivants: Tranche Prix de TCA sur prix Contribution Contribution Total base de base dI6quipemnt sp6ciaIe E l 0 - 40 h 75,27 6,02 4,Ol -- 85,30 40 - 130 h 69,66 5,57 -- 5,35 80,58 plus de 130 h 49,31 3,91 -- 5,35 M,60 E2 0 - 40 h 75,27 6,02 4,Ol -- 85,30 4 0 - 1 3 0 h 69,66 5,57 -- 8.03 83,26 plus de 130 h 41,40 3,91 -- 8,03 52,74 E3 Prlx identiques d ceux do E2, mais seulecnant les tranches 0-20 h, 20- 50 h a t plus de 50 h. E9 tranche simple 41,40 3,31 -- 8,03 52,74 Annexe 23 Page 2 de 4 Autres tarifs residentiels BT Q Port-Gentil A Port Gentil, il n'existe q'un seul tarif residentiel BT, en plus du tarif social. Ce tarif El n'a que deux tranches: Tranche Prix de TCA sur prix Contribution Contribution Total base de base d %qu ipement spec ia Ie E l 0 - 125 h 88,13 7,05 5,76 -- 100,94 plus de 125 h 39,65 3,17 5,76 5,76 54,34 Autres tarifs rhsidentiels BT Q Franceville et dans d'autres centres isolka LA encore, El est le seul tarif BT en plus du tarif social. Les tranches sont identiques A celles existant A Port-Gentil et il rimy a pas de contribution. Les prix so,nt lea m6mes B Franceville et dans les centres isol8s, soit (i) pour la premiere tranche: 98,30 FcFA/kWh et (ii) la deuxieme tranche: 72,70 FCFAIkWh. I1 y a une majoration de 8% (TcA) sur la facture. Uaane Industriel BT Ce tarif "5" a une seule tranche et les prix (en F c F A / ~ W ~sont les) suivants: Prix de TCA sur prix Contribution Contribution Total base de base d l6quipwent sp6cla le A Libreville et Port-Gentil, il n'y a pas de contribution, et le prix commun est de 84,80 F C P A / ~ W ~ . Annexe 23 Page 3 de 4 Tarifs spbcifiques BT On trouve Cgalement les deux tarifs suivants qui sont en voie de disparition. A Port-Gentil, le tarif "E7" pour les btablissements priv6s: prix de base 66,lO; TCA: 5,29; contribution hquipement: 5,76; contribution sp6ciale: 5,763 soit au total 82,91 FcFA/kWh. A Franceville et dans les centres isolds, le tarif "E8" pour l'industrie alimentaire avec une seule tranche fix6e i 50 F c F A / ~ W ~ . Tarif gbn6ral MT a Libreville Ce tarif "E4" varie suivant la pbriode du jour et ne comporte pas de prime mensuelle i la puissance. Les prix sont les suivants: Prix de TCA sur prix Contribution Contribution Total base de base d '8qu Ipement spec ia l e --- - -- - - -- - - - -- -- --- --- Pirlodedepointe 62,18 2.49 3.05 3.05 70.77 Periode hors-pointe 41,46 1,66 3.05 3,05 49,22 Tarif gbn6ral MT a Port-Gentil, Libreville et dans les centres isoles Ce tarif, "E4" , est bas6 sur la puissance souscrite et a un seul prix au kWh. Les prix sont lea suivants: Port-Gent 1 l Franceviile e t centres isolbs Redevance sur l a puissance 20.067,6 + 802,3 TCA 20.758 souscrlte FCFA/kWh/an = 20.870.3 Prlx du kwh (FCFA) %,I8 + 2,01 TCA 75,40 + 0,87 contribution spbclale = 53,M Annexe 23 Page 4 de 4 Tarifs spCciaux MT Ces tarifs sont nCgociCs sur une base individuelle, suivant la quantitC d'Cnergie vendue. Annexe 24 Page 1 de 5 EUERGIE DES MEUGES Projet de Termes de rCfdrences La mission offre ces termes de rCfCrences B titre indicatif. Une version dCfinitive est B dCfinir selon les caractCristiques du secteur CnergQtique du Gabon. I. Lt6conomiste-specialiste en Cnergie domestique devra: (a) rassembler les donn6es Cconomiques disponibles et significatives, analyser les politiques des prix de L'Cnergie, et conseiller au sociologue les donnCes Qconomiques B collecter lots des enqugtes sur les mCnages; (b) dCterminer le coGt Cconomique et financier des different8 scenarios demande-of fre d'Clectricit6, de butane, de kQros&ne, de charbon de bois, de bois de chauffe, de rCsidus agricoles, etc.; (c) Ctablir les codts dconomiques des combustibles et recommander des mesures appropriQes pour rajuster les prix afin de promouvoir l'approvisionnement et la consommation efficaces de 1'Qnergie; (dl recomnander une politique des prix pour les combustibles de substitution, Cvaluer les prix des Qquipements de cuisson requis (subventionnCs ou non) et son impact sur la demande de combustible, et dCterminer le codt de chaque combustible sur la base des HJ utiles; (e) analyser l'impact des nouveaux prix (subventionnCs ou non) sur les diffkrentes offres de combustibles, la demande, le budget familial, les Cchanges extkrieurs, et le budget de ltEtat; (f) ddterminer lea avantages comparatifs d'une fabrication sur place ou B l'htranger des nouveaux dquipements de cuisson; (g) effectuer Les analyses Cconomiques et financieres de toutes les options et de toutes lea politiques recommand6es, classer les options selon leur taux relatif de rentabilith 6conomique et financier et leur valeur actualisee nette, et ddterminer 1'impact des politiques proposCes (ou de 1 'ensemble des politiques) sur les dhpenses du Gouvernement, des revenus et de la balance des paiements; et (h) identifier des mesures de soutien pour assurer le succ&s de l'ex~cution de la strategic de ltQnergie usage domestique. Annexe 24 Page 2 de 5 11. Le spCcialiste de la distribution des produits pCtroliers devra: (a) examiner les Qtudes passees et en' cours faites sur L'utilisation du butane et du kCrostine dans le secteur rbsidentiel; (b) ddterminer, avec la collaboration du technicien des foyers et l'expert en commercialisation l'of fre actuelle, les capacites de stockage, les rCseaux de distribution et de commercialisation du kCrostine et du butane, et faire des recommandations sur La classification et le degrC de priorit4 des options techniques (analyshes sbparbment ou prises ensemble), considCrer dans le cadre d'un programme de substitution au butane, estimer leurs coiits et leurs bCnCfices possibles. On veillera tout particulitirement Q ce que le systtime de distribution soit fiable et adapt4 aux attitudes d'achat de combustibles par les consommateurs; (c) ddterminer un plan d'investissement par phase, pour llCquipement, le traitement, la manutention et la distribution du butane et du kCrostine destinC aux mCnages, la taille de ce march6 sera estimC avec la collaboration de l'expert en commercialisation et de L'Cconomiste; et (d) fournir une description et une estimation des coiits affCrants a toute assistance technique requise pour l'exbcution du programne, comprenant l'assistance en engineering, la formation des opCrateurs et des distributeurs. 111. expert en comercialisation devra: (a) identifier, avec la cbopCration du technicien des foyers, du sociologue et du personnel local, 1'Cchantillon de 1'enquiite et concevoir une Qtude d1acceptabilit8 des foyers amClior6s par les consonunateurs; (b) former et superviser les enquiteurs, diriger l'enquiite, le test d'acceptabilitd sociale, et analyser les rCsultats. RQpCter l'enquite si des adaptions aux foyers amCliords sont ndcessaires; (c) sdlectionner, avec La collaboration du technicien des foyers et du personnel local, lee modtiles de foyers a diffuser; (d) &valuer, avec l'aide de l'bconomiste, les solutions financihrement et Cconomiquement les plus avantageuses pour rdpondre aux besoins des mCnages relatifs B la cuisson, et dtablir les risques inhdrents B chaque option; Annexe 24 Page 3 de 5 (e) recommander, avec la collaboration de l'Cconomiste, les moyens de promouvoir les ventes et l'utilisation des combustibles de substitution, et dCfinir les marchbs possibles; (£1 Bvaluer pour chaque combustible, la taille, la segmentation et la localisation du marchh; et (g) mettre en place le programe recounnandb, la formation, et toute autre assistance technique requise pour htablir et maintenir la distribution. IV. Le technicien des foyers devra: (a) conseiller une classification relative pour chaque foyer approprih selon le type' de combustible requis, et determiner les besoins d'adaptation de 1'Cquipement existant ou le besoin de d6velopper un nouvel Qquipement. Et si ndcessaire, dkvelopper un hquipement adapt6 ou un nouvel Qquipement en collaboration avec le personnel local; (b) dhterminer l'efficacitb et la durQe de vie des foyers a trois pierres, dans leur version amkliorCe, et dhvelopper le contr6le de la qualit6 de la construction et de son utilisation; (c) identifier un petit Cchantillon de foyers appropriCs qui seront testes parmi un petit groupe de contr6le afin de determiner la consommation de combustible, les Cconomies de temps, la shcuritQ, la stabilitk, toutes autres r6actions des consorrnnateurs (hommes et femmes). Les rhsultats de cette enqutte fourniront les dlhments pour modifier le modBle du foyer, si nhcessaire, et pour rCduire 1'Cventail du choix final des foyers les plus adapt6s. Cette enqu6te devra iitre rCpQtQe plusieurs fois; (d) recommander les moyens de production, les besoins en mathriel pour la fabrication, les mesures pour former et inciter les producteurs/artisans, dans le cas oG la fabrication locale serait prefhrable. ~ ' u n autre c6t6, justifier les besoins d'importation, ou de montage des foyers s'ils reprbsentent les solutions les plus Cconomiques; et (el travailler en Ctroite collaboration avec l'expert en commercialisation, ainsi qu'avec le personnel local pour shlectionnet, adapter et/ou dbvelopper, assurer le contr6le de la qualitk, proceder aux tests de march&, diffuser et assurer l'entretien des foyers. Annexe 24 Page 4 de 5 V. Le sociologue devra: (a) examiner les Ctudes faites sur la consommation bnerghtique des mCnages et sur l'offre, et prCparer, avec la collaboration des membres qualifiCs de ltCquipe, une liste dCtaillee des donnhes requises; (b) assister les experts locaux dans la conception des Cchantillons statistiques reprhsentatifs pour les enquCtes sur l'offre et la demande; (c) concevoir une propositibn de questionnaires pour les enqugtes , avec l'assistance du personnel local et des membres de 1'Cquipe; (dl donner des conseils sur la formation et la supervision des enqu6teurs; , , (e) surveiller le test pilote et reconnnahder les modifications nkcessaires pour ltenquCte A entreprendre sur ltCchelle rhelle; (f) aider A mettre au point la machine A tabulation et B compiler les donnCes; (g) analyser les rCsultats de chaque enqukte et superviser la prCparat ion des rapports finaux sur la consommation d' energie A usage domestique et des systhmes d'apprpvisionnement; (h) btablir un systBme d'information sur les rdsultats des activitCs et le contrble de la qualitti, au travers des groupes de contrble de consommateurs et du contrBle permanent de la fabrication des foyers; et (i) Cvaluer l'impact actuel du projet et amhliorer son efficacitk. VI. L'expertise dans la gestion forestihre devra: (a) identifier et dCcrire les politiques forestihres de facto et fiscales corollaires, ainsi que les dispositions institutionnelles et relevant de la planification, dresser les informations disponibles dans les Ctudes et trouver par les enquCtes sur le terrain; (b) examiner l'organisation des syst&mes d'approvisionnement en bois de chauffe pour chacune des quatre plus grandes villes du pays. Les Clkments principaux de l'examen devrait comprendre: (i) la dklirnitation et la cartographie des zones d'exploitation et zones A protiger, comprenant les routes d'acces, dans un rayon de 100 A 150 km autour dee villes; (ii) lee quotas annuels exploitables .et un calendrier d'exploitation pour Annexe 24 Page 5 de 5 chaque zone, base sur la dernande locale de bois de chauffe et la disponibilitk en bois mort; (iii) les cahiers des charges d'exploitation de chaque type de formations forestieres rencontrk dans la zone retenue, en imposant la prioriti de collecter le bois mort; (iv) les modes d'organisation envisageables pour les dkbiteurs: association villageoise, groupement de plusieurs villages, sociit6s privies, etc;. (v) la localisation et les modes de gestion des marches dans les zones, ainsi que les quotas pour chaque marchi; (vi) les modes d'organisation du transport du bois entre le lieu de ramassage ou de coupe et les marchis, et des marchis aux villes; et (vii) les possibilitis d'ameliorer de la commercialisation du bois de chauffe dans les villes; (c) mettre au point et executer des operations pilotes afin de promouvoir, parmi les populations rurales, des mbthodes rationnelles d'exploitation du bois "en brousse"; (dl calculer les revenus qui seront ghnhrds, suite i ces activitis, au Gouvernement et it la communauti villageoise, et sugghrer les micanismes pour utiliser ces iventuels revenus pour amkliorer . le succes giniral du systhme de gestion proposk. Rapports dhji publiks Togo Juin 1985 Vanuatu Juin 1985 Tonga Juin 1985 Samoa Occidental Juin 1985 Birmanie Juin 1985 Thai1ande Septembre 1985 Sao Tom6 et Principe Octobre 1985 Equateur DCcembre 1985 Somalie Decembre 1985 Burkina Janvier 1986 Zaire Mai 1986 Syrie Mai 1986 Ghana Novembre 1986 Guinee Novembre 1986 Madagascar Janvier 1987 Mozambique Janvier 1987 Swaziland Fevrier 1987 Honduras AoGt 1987 Sierra Leone Octobre 1987 Comores Janvier 1988 Congo Janvier 1988 Rapports d'activitk des ktudes du secteur de : ' f n c r g i e Papouasie-Nouvelle GuinCe J~llletI983 Ile Maurice O c t o b r e l983 Sri Lanka J a n v i e r i984 Malawi J a n v i e r i 9 8 4 Burundi 5 v r r : e r 1984 Bangladesh Avri 1 1984 Kenya Hai 198L Rwanda Mai 1984 Zimbabwe AoGt 198L Ouganda AoClt 1984 IndonCsie Septembre 1984 SgnCgal Octobre 1984 Soudan Novembre 1984 Nkpal Janvier 1985 Zambie AoGt 1985 Perou AoGt 1985 Haiti AoGt 1985 Paraguay Septembre 1985 Maroc Janvier 1986 Niger Fhvrier 1986