LE MONTANT de la convention du crédit est de 182 167 602,00 euros, représentant 85 % du coût du projet. Les 15 % restant constituent les fonds de contrepartie de la partie congolaise. La réalisation de ce projet apportera des avantages, explique José Sele Yalaghuli, le ministre des Finances. Il s’agit de l’augmentation de la puissance disponible d’environ 500 MW, de la fourniture de l’énergie de qualité, fiable d’une disponibilité au niveau industriel, de la réduction du déficit d’électricité pour l’alimentation de l’industrie minière du Katanga. Ce n’est pas tout. Il s’agit également de supprimer les délestages dans la ville de Kinshasa, de stimuler l’activité économique du pays et de se conformer aux exigences du Fonds monétaire international (FMI). Le conseil des ministres a autorisé le ministre des Finances de signer le contrat et l’a chargé également de suivre les négociations en cours avec le Japon sur la réhabilitation du groupe G24 d’Inga II.
Pour rappel, la politique industrielle de la République démocratique du Congo a été pensée autour de la centrale hydroélectrique d’Inga. Un projet pharaonique pour faire de l’ex-Zaïre à l’horizon 1980 l’une des trois premières économies industrielles en Afrique selon la volonté politique des dirigeants de l’époque. Quarante ans après, comme on peut le constater, Inga n’est pas encore à sa phase terminale.
Infrastructures vétustes
Le constat qui se dégage du tour dans le pays est sans appel. Les installations électriques sont dans un état vétuste. C’est dans le rôle de l’État de construire les ouvrages ou les infrastructures qu’il met à la disposition de la SNEL pour leur gestion. Quinze centrales hydroélectriques totalisant 2 416 MW sont sous gestion de la SNEL. Mais près de la moitié des groupes sont actuellement à l’arrêt. Les installations électriques datent de l’époque coloniale, à l’exception des centrales Inga I et II, ainsi que de la centrale de Mobayi-Mbongo construites dans les années 1970 et 1980. Les centrales hydroélectriques sont réparties en réseaux.
Ainsi, on a le Réseau Ouest qui comprend : Inga I (mise en service en 1972, avec six groupes de 58,50 MW chacun, pour une puissance totale installée de 351 MW), Inga II (en service depuis 1981-1982, avec 8 groupes de 178 MW chacun, pour une puissance totale installée de 1 424 MW), Zongo I (en service depuis 1955, avec 2 groupes de 18 MW chacun, puis renforcée par 3 autres groupes de 13 MW chacun en 1985. Puissance totale installée 75 MW), Sanga (1932-1949, dotée de 6 groupes de 1,92 MW pour une puissance totale de 11,52 MW), Mpozo (1934, 2 groupes de 1,10 MW, soit une puissance totale de 2,20 MW).
Le Réseau Sud est constitué des centrales Nseke (1956-1957, 4 groupes de 62,10 MW, pour une puissance totale de 248,40 MW), Nzilo (1953-1954, 4 groupes de 27 MW, pour une puissance totale installée de 108 MW), Mwadingusha (1929, 3 groupes de 10,8 MW, puis renforcée en 1954 par 3 autres groupes de même capacité, soit une puissance totale installée de 68,4 MW), Koni (1950, avec 3 groupes de 14,40 MW, pour une puissance totale installée de 42,12 MW). Tandis que le Réseau Est est fait de Ruzizi I (1958 avec 2 groupes de 6,30 MW, puis renforcée en 1972 par 2 autres groupes de 7,80 MW, pour une puissance totale installée de 28,20 MW). Il existe également des centrales qui sont classées « Réseaux isolés ». C’est notamment le cas de la centrale de Tshopo (1959, avec 2 groupes de 6,15 MW, renforcée en 1974 par 1 groupe de 6,50 MW, pour une puissance totale installée de 18,80 MW), Lungudi cédée à EDC (1949, avec 2 groupes de 0,78 MW, pour une puissance totale installée de 1,56 MW), Mobayi (1987, avec 3 groupes de 3,80 MW pour une puissance totale installée de 11,40 MW), Kyimbi (1954, avec 2 groupes de 8,60 MW, pour une puissance totale installée de 17,20 MW) et Kilubi (FARDC, avec 3 groupes de 2,86 MW chacun pour une puissance totale installée de 8,58 MW). Au total, 60 groupes pour 2 416, 2 MW.
Le constat est que la puissance installée est faible, tout comme l’est le taux de desserte national, 15 %. En milieux ruraux, il est de 1 % et dans les centres urbains, 40 %, alors que la moyenne africaine est à 30 %. Autres constats : l’offre est inférieure à la demande, d’où le rationnement de l’énergie fournie auprès des clients (le fameux phénomène de délestage). Par ailleurs, l’État a imposé à la SNEL de pratiquer les tarifs dits « sociaux », qui sont du reste non rémunérateurs. Depuis juin 2014, le secteur de l’énergie a été libéralisé à la faveur de la loi 14/011 du 17 juin 2014.
Le tour du pays
D’Inga à Lubumbashi, de Kipushi à Kolwezi, de Kinshasa à Goma, de Kikwit à Kisangani, de Mbandaka à Beni, de Kindu à Mbuji-Mayi, l’électricité est un vrai casse-tête. Malgré son potentiel hydroélectrique immense, la RDC connaît un déficit énergétique depuis plusieurs années. Pour inverser la tendance, le gouvernement avait mis en place une stratégie dite « Énergie durable pour tous » (EDPT). Cette stratégie avait trois objectifs ambitieux : doubler à l’échéance 2018 le taux d’accès à l’électricité (de 9 % à 18 %), lancer de grands travaux d’ouvrages hydroélectriques à travers le pays, et prendre des mesures incitatives en rapport avec la nouvelle loi qui libéralise le secteur de l’électricité en RDC. En attendant la mise en application de cette loi qui casse son monopole, dans l’objectif d’attirer les investisseurs privés en leur offrant un cadre juridique sécurisant, la Société nationale d’électricité (SNEL) continue à jouer son rôle de gestionnaire du secteur pour compte de l’État.
Face à la situation qui se traduit par la demande sans cesse croissante et les pannes récurrentes des groupes dans les centrales, la SNEL a défini une politique en deux phases pour parer au problème du gros déficit énergétique. En premier, il s’agit de récupérer la puissance par la réhabilitation des groupes dans les centrales et des lignes associées. En second, il s’agit de construire de nouvelles centrales. La réalisation des grands travaux devant se faire avec l’appui financier de différents bailleurs de fonds, dont la Banque mondiale, la Banque africaine de développement (BAD), l’IDA, etc.
S’agissant de la récupération de puissance par la réhabilitation des groupes dans les centrales et des lignes associées (1ère phase), trois grands projets ont été retenus. D’abord, le Projet des marchés de l’électricité en Afrique australe (SAPMP) pour un coût total de 539,4 millions de dollars. Ensuite, le Projet de développement des marchés pour la consommation domestique et à l’exportation (PMEDE). Comme le SAPMP, le PMEDE est aussi financé par l’IDA, la BEI mais également par la BAD pour un montage financier de 681 millions de dollars.
Les principaux marchés portent sur la réhabilitation des groupes G21 et G22 d’Inga II (fin probable en juin 2017), du groupe G14 d’Inga I (fin probable en avril 2017), des groupes G11 et G15 (fin probable en décembre 2017), du groupe G12 (depuis avril 2014 avec l’apport de 55 MW sur le réseau). Ils portent également sur la construction de la deuxième prise d’eau (fin probable en juin 2018), de la nouvelle ligne 400 kV Inga-Kinshasa…