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Points de discussion:
Mike Gratwicke,
Énergie de la Vallée du Rift

22 mars 2021

Dans ce dernier opus de la  Série d'entretiens Talking Points avec les investisseurs du REPP, nous discutons avec Mike Gratwicke, directeur général de Rift Valley Energy, du réseau 2.0, des tarifs, de la réglementation, de l'utilisation productive de l'énergie (PUE) et bien plus encore.

Rift Valley Energy a établi l'un des premiers réseaux privés de distribution rurale à grande échelle en Tanzanie, qui prend actuellement en charge plus de 5 100 connexions dans 37 villages, dont environ 500 sont des PME. Qu'est-ce qui a inspiré Rift Valley à mettre en place un réseau privé et quels ont été les principaux défis auxquels vous avez été confronté pour transformer votre vision en réalité ?

Le premier réseau de distribution de ce type en Tanzanie a été mis en place il y a environ 12 ans, principalement comme moyen d'éliminer de manière rentable l'énergie excédentaire d'un projet de conversion de gaz en énergie dans la région de Mtwara, et n'a malheureusement fonctionné que pendant moins de 2 ans. Le réseau utilisait un modèle de concession d'exploitation et d'extension et s'est développé très rapidement. Cependant, il dépendait d'une structure tarifaire de détail bien supérieure à la moyenne nationale et a finalement survécu grâce aux différences de subventions payées par les donateurs pour combler la différence entre le tarif national et le tarif souhaité. Lorsque ces subventions ont cessé, l'entité a fermé (et a ensuite été rachetée par la TANESCO), ce qui a depuis terni la réputation future des concessions d'exploitation aux yeux du gouvernement.

 

Surmonter ce précédent très important était probablement notre plus grand défi et nous a appris l'importance d'une réglementation transparente et professionnelle, ainsi que les dangers très réels des subventions d'exploitation (ici aujourd'hui, disparu demain). L'adoption de tarifs similaires au tarif national pour l'électricité fournie par le réseau principal était fondamentale pour notre acceptation par le gouvernement.

 

Nous avions initialement prévu de construire la centrale hydroélectrique pour alimenter notre usine de thé en électricité plus fiable et vendre le reste de l'énergie à la TANESCO. Notre principal moteur pour la mise en place de la composante réseau rural du projet était le risque important de non-paiement par la TANESCO – qui était un problème clé à l'échelle du secteur à l'époque. Nous avons reconnu que la zone où nous avions prévu de construire notre réseau rural a un immense potentiel de croissance à long terme, et que si nous devions adopter une vision à long terme, l'adoption des tarifs nationaux dans un tel réseau de distribution donnerait certainement un meilleur prix final que les prix TANESCO PPA que nous avons pu obtenir. Notre ambition reste de développer le réseau pour atteindre et maintenir une répartition 50-50 des revenus entre le réseau principal et les ventes au détail.

 

L'avènement des compteurs prépayés basés sur les téléphones portables a été un moyen essentiel de s'attaquer à ce marché, qui aurait autrement été pratiquement impossible à gérer correctement. Nous avons été les premiers à le mettre en place en Tanzanie, ce qui, bien sûr, s'est accompagné de ses propres défis.

Le réseau de distribution rural était en fin de compte essentiel pour surmonter les obstacles aux licences et aux permis pour le projet (et le secteur), car tous nos clients potentiels (y compris les parties prenantes publiques et gouvernementales) souhaitaient également que le projet se réalise.

 

Au sein du secteur, on parle souvent d'utility 2.0 ou de grid 2.0, pouvez-vous nous expliquer ce que c'est et si votre réseau correspond à ce terme ?  

Je suis tout à fait d'accord pour dire que notre entreprise pourrait s'appeler une grille 2.0, car nous sommes positionnés à la croisée des chemins entre le hors réseau et le réseau. Notre modèle est capable de rassembler tous les meilleurs aspects qu'un réseau principal peut fournir (électricité de qualité industrielle fiable, abordable et sans contrainte), tout en évitant les problèmes potentiels qu'un grand réseau traditionnel a souvent intrinsèquement (grandes pertes de transmission et de distribution, qualité de puissance variable en fin de réseau).

Dans le cas où le réseau principal serait en panne pour une raison quelconque, nous pouvons fonctionner comme un mini-réseau isolé jusqu'à ce qu'il revienne. Et lorsque nous sommes connectés au réseau, nous apportons des avantages significatifs au réseau national en réduisant le niveau des pertes de transmission du réseau principal, tout en fournissant un support de tension « de fin de réseau » bien nécessaire. Grâce à l'ajout de la production éolienne, nous sommes maintenant aussi beaucoup plus résistants au climat.

 

Nous sommes naturellement fiers de pouvoir proposer durablement des tarifs inférieurs à ceux du réseau national, à de meilleurs niveaux de fiabilité - et nous sommes évidemment très bien placés pour croître au fur et à mesure que notre clientèle l'exige.

 

Entreprise innovante, Rift Valley Energy a également créé le premier parc éolien opérationnel de Tanzanie en juin 2020 pour compléter la centrale hydroélectrique existante de 4 MW qui alimente le réseau depuis 2012 et pour permettre son expansion prévue. Pourquoi avez-vous décidé d'ajouter un parc éolien à votre réseau ? Quel a été l'impact du parc éolien jusqu'à présent et comment envisagez-vous de développer le réseau au cours des prochaines années ?

Au plus fort de la saison sèche, notre production hydroélectrique tombe généralement en dessous de 1MW, tandis que notre demande de pointe du réseau rural dépasse actuellement 1MW. Il était évident que nous avions besoin de plus de capacité de production pendant la saison sèche pour assurer la stabilité du système (et éviter tout risque de délestage). Comme le vent souffle le plus fort dans notre région à cette même période, la construction d'une capacité de production éolienne a été considérée comme la solution la plus appropriée.

 

L'installation de 2,4 MW de capacité de production éolienne (avec trois éoliennes de 800 kW chacune) nous a permis de maintenir un bilan de capacité énergétique convenable, et nous prévoyons qu'il continuera de le faire au cours des trois ou quatre prochaines années, au cours desquelles nous s'attendre à ce que la demande du réseau rural continue de croître.

 

La densification du réseau se poursuivra et nous prévoyons activement d'ajouter 2 500 connexions supplémentaires au cours des deux prochaines années. Nous prévoyons également une croissance parallèle significative de la demande de notre clientèle semi-industrielle en évolution rapide.

 

Comment fonctionnent en parallèle vos projets éoliens et hydroélectriques ?

Nous exploitons le parc éolien de telle sorte que sa production énergétique hebdomadaire équilibre approximativement la demande énergétique hebdomadaire de notre réseau rural. Pendant les mois les plus venteux, cela se fait en ajustant la "puissance maximale admissible" prédéfinie de chaque turbine au fur et à mesure des besoins (généralement une fois par semaine) pour atteindre ce bilan énergétique (et éviter ainsi d'exporter la production éolienne excédentaire vers le réseau principal sous un " PPA hydro seulement).

 

Pendant les mois avec moins de disponibilité éolienne, nous avons constaté qu'il n'est pas nécessaire de limiter les points de consigne de production maximum, et nous devons à la place utiliser une partie de l'énergie de la centrale hydroélectrique pour répondre aux exigences du bilan énergétique du réseau rural. La consommation du réseau continue de croître, et nous pensons que d'ici 18 mois, cela deviendra la méthodologie de fonctionnement normale tout au long de l'année d'exploitation.

 

Ces dernières années, les développeurs travaillant dans le domaine de l'accès à l'énergie se sont de plus en plus engagés dans le soutien à l'adoption d'usages productifs de l'électricité (« PUE »), ce qui les oblige à sortir de leur domaine d'expertise principal. Quelle a été votre expérience à cet égard?

 

Nous reconnaissons pleinement l'importance du PUE en tant que moteur de la croissance économique à long terme des communautés environnantes,  ainsi que l'impact positif à long terme que cela a sur nos propres ventes d'électricité (où 80% de nos ventes d'électricité sont actuellement réalisées). Pour aider à stimuler la croissance dans cet espace, nous avons lancé un fonds renouvelable en 2018, que nous utilisons toujours pour fournir des financements aux clients potentiels pour les équipements PUE, ainsi que pour les gros appareils ménagers.

 

La demande pour cet outil de financement est telle qu'elle pourrait être considérablement augmentée simplement en augmentant la taille du fonds renouvelable et de ses services de soutien associés, mais nous ne l'avons pas encore fait en raison de l'incertitude de la réglementation existante et actuelle au sein du secteur plus large de la microfinance.

 

Vous avez dit précédemment que le prêt REPP était essentiel pour conclure la structure financière du parc éolien. Quels ont été les défis que vous avez rencontrés pour collecter des fonds pour le projet, et pourquoi le REPP était-il si important pour aider à mener le projet à terme ?

 

Malheureusement, les petits parcs éoliens sont intrinsèquement coûteux en raison de leur manque d'économies d'échelle, surtout si le parc éolien que vous construisez est le premier du pays. Cela a un impact sérieux sur les rendements économiques. Depuis le début initial du projet, nous avons toujours reconnu qu'une partie du financement concessionnel serait nécessaire afin d'équilibrer les rendements financiers du projet. Nous avions initialement prévu une partie du financement par subvention, mais après plusieurs tentatives pour obtenir quelque chose d'approprié, nous avons finalement échoué et le projet est resté bloqué au stade des fondations.

 

Nous avons eu la chance d'obtenir un prêt mezzanine du REPP. Grâce à l'équipe de Camco Clean Energy (gestionnaire d'investissement de REPP), le prêt a été structuré de manière très innovante, qui permet une flexibilité à long terme des taux d'intérêt. Cela offre une solution gagnant-gagnant pour toutes les parties concernées tout au long de la vie du projet, et a permis de franchir l'obstacle final du financement et de commencer la livraison des turbines.

 

La crise du COVID-19 continue d'affecter toutes les régions de la planète. Comment la pandémie a-t-elle affecté les opérations et les plans d'affaires de Rift Valley Energy, en particulier ? Quel genre de mesures avez-vous mis en place pour protéger vos employés et les communautés que vous servez ?

 

Nous avons observé un ralentissement marqué de la croissance de la demande au sein des secteurs industriels et semi-industriels. L'exemple le plus notable est une baisse de près de 75 % des ventes de nos clients pour l'irrigation du thé, qui est le résultat direct des mesures de réduction des coûts au sein de l'industrie du thé en raison d'un marché mondial du thé affaibli. La prise de décision dans la plupart des secteurs a également été plus lente que prévu en raison des restrictions de voyage et des tendances au travail à distance.

 

Le soutien technique international a également été considérablement limité par les restrictions de voyage. Le meilleur exemple est que nous avons été contraints de terminer l'installation et la mise en service de notre projet éolien sans la supervision technique normale du site, en utilisant plutôt des outils d'assistance en ligne.

 

De toute évidence, nous avons également adopté les protocoles de prévention de la transmission COVID recommandés sur nos lieux de travail et réduit les déplacements locaux et régionaux à ce qui était absolument nécessaire. Du point de vue de la communauté, nous avons assuré la fourniture continue de services électriques fiables à tous nos clients, y compris tous les établissements de santé, ainsi qu'aux fournisseurs de services communautaires.

 

Au-delà des effets de COVID-19, quels autres défis affectent actuellement l'intensification des énergies renouvelables et les progrès vers la réalisation de l'ODD 7 (garantir l'accès à une énergie abordable, fiable, durable et moderne pour tous) en Tanzanie ?

 

Le développement des énergies renouvelables à petite échelle en Tanzanie est principalement guidé par un cadre législatif, qui est soutenu par un accord d'achat d'électricité standardisé (SPPA) avec le service public national (TANESCO). Malheureusement, le processus SPPA s'est bloqué en Tanzanie il y a un peu plus de trois ans, principalement parce que la TANESCO n'était pas disposée à accepter le prix et certaines des conditions commerciales contenues dans la législation SPPA publiée à l'époque. Cette impasse a été récemment rompue lorsque six nouveaux SPPA ont été signés par la TANESCO en décembre 2020 – une évolution passionnante pour le secteur. Sans surprise, ces SPPA ont tous été signés à des prix très bas, et les promoteurs et leurs financiers ont dû accepter certaines conditions commerciales qui ne sont généralement pas considérées comme « bancables ».

 

Les mini-réseaux privés offrent un marché alternatif aux développeurs de projets d'énergies renouvelables à petite échelle, mais ce secteur n'est pas non plus sans défis. Les évolutions récentes de la réglementation tarifaire ont présenté des défis importants aux développeurs qui tentent de desservir ces marchés. L'expansion très rapide du réseau principal au cours des quatre dernières années, profondément dans des zones rurales auparavant non desservies, a été un changement bienvenu pour le développement du pays dans son ensemble, mais a également considérablement réduit la taille du marché potentiel disponible pour les développeurs à cibler.

 

Ces deux développements simultanés ont eu un impact négatif sur la disponibilité des investissements privés, du financement commercial et des flux de financement concessionnels soutenus par les donateurs, et ralentiront sans aucun doute le rythme du développement de projets d'énergie renouvelable à petite échelle en Tanzanie à l'avenir.

 

Du côté positif, la baisse du prix des frais de connexion rurale standard à un montant presque négligeable a été très bénéfique dans le secteur public et privé de l'électrification rurale, en ce sens qu'elle a considérablement accéléré le rythme de la connectivité des clients à travers la Tanzanie rurale. Cependant, ce n'est pas le seul élément du puzzle de la connectivité, et il reste encore du travail à faire sur la densification du réseau, couplé à l'exploration de moyens d'aider les clients ruraux à financer à la fois leur câblage domestique, ainsi que leurs listes d'appareils électriques ambitieuses, si la connectivité doit être considérablement augmenté.  

 

Rift Valley Energy est très chanceux dans la mesure où nos tarifs (approuvés par l'EWURA) sont déjà un peu inférieurs à ceux du réseau national et offrent toujours un prix de mélange final plus attractif que la vente de notre électricité à la TANESCO dans le cadre d'un SPPA. La directive est en fait un avantage potentiel pour nous, car nous pouvons désormais demander une augmentation de nos tarifs pour mieux correspondre aux tarifs nationaux, conformément à la directive du gouvernement.

 

Quels sont les trois conseils que vous donneriez à d'autres développeurs d'énergie propre débutant en Tanzanie ou dans d'autres parties de la région, en particulier ceux qui visent à relever le défi de l'accès à l'énergie dans les zones reculées ?

 

  • Ce n'est pas facile et nécessite une adhésion totale et à long terme de toutes les parties prenantes.

  • Le vrai développement prend du temps.

  • Assurez-vous d'avoir un avantage concurrentiel sous-jacent et restez concentré sur son maintien.

Cet article a été publié pour la première fois sur ESI Africa .

 

Lisez les autres interviews de la série Talking Points :

  • Caroline Frontigny, co-fondatrice du développeur camerounais de systèmes solaires domestiques, upOwa

  • Karl Boyce, PDG du développeur de mini-réseaux basé au Rwanda ARC Power

  • Chris Londubat, PDG et co-fondateur de Mobile Power, entreprise de location de batteries basée en Afrique de l'Ouest

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