Le gouvernement rwandais a choisi de privilégier une gestion étatique de ses réseaux électriques, se distinguant des modèles de partenariats public-privé (PPP) adoptés par le Kenya et l’Ouganda. Cette décision, confirmée par les autorités de Kigali, vise à renforcer le contrôle national sur les infrastructures stratégiques de production et de distribution d’énergie.
Une divergence de gestion face aux investissements privés
Alors que le Kenya et l’Ouganda accélèrent le recours aux producteurs d’électricité indépendants (IPP) pour financer leurs infrastructures, le Rwanda maintient une approche centralisée. À Nairobi, l’Energy and Petroleum Regulatory Authority (EPRA) encourage activement les investissements privés pour combler le déficit de capacité, tandis qu’à Kampala, l’Electricity Regulatory Authority (ERA) structure ses projets autour de concessions privées.
Cette distinction est particulièrement visible dans l’organisation même des services. Au Kenya, le secteur est segmenté entre la production, où la Kenya Electricity Generating Company (KenGen) coexiste avec divers IPP, et la distribution, assurée par Kenya Power. En Ouganda, le modèle repose largement sur des concessions de distribution, comme celle détenue par l’opérateur privé Umeme, qui gère une part majeure du réseau national. Ces modèles visent à transférer le risque opérationnel et le besoin de capital initial vers le secteur privé.
Le Rwanda, par l’intermédiaire de la Rwanda Energy Group (REG), conserve la propriété et l’exploitation directe des actifs de transmission et de distribution. Cette stratégie marque une rupture avec la tendance régionale qui cherche à minimiser l’endettement direct des États en transférant la charge du capital aux partenaires privés. En maintenant la REG au cœur du système, l’État rwandais s’assure que l’expansion des lignes de haute tension et des réseaux de distribution reste alignée sur les priorités gouvernementales plutôt que sur les cycles de rendement des investisseurs.
La stratégie de souveraineté de la Rwanda Energy Group
Pour les décideurs rwandais, la gestion directe des réseaux répond à un impératif de sécurité nationale et de maîtrise des coûts. En évitant les contrats de type PPP, souvent assortis de clauses de paiement garanties — telles que les contrats de type « take-or-pay » où l’État doit payer pour une capacité réservée même si elle n’est pas utilisée — le gouvernement cherche à stabiliser les tarifs de l’électricité pour l’industrie locale.
Les critiques des modèles de PPP soulignent qu’ils peuvent entraîner des charges budgétaires imprévues si la demande ne suit pas les prévisions, tandis que les partisans de ces modèles affirment qu’ils permettent un déploiement plus rapide de l’infrastructure sans peser sur la dette publique immédiate. Le Rwanda, en choisissant la voie de l’investissement public, mise sur une gestion directe des risques financiers.
Selon les documents stratégiques du ministère des Infrastructures (MININFRA), le contrôle étatique permet une planification à long terme qui ne dépend pas de la rentabilité immédiate exigée par les investisseurs privés. Cette méthode vise à aligner strictement l’expansion du réseau sur les besoins de développement socio-économique du pays, en privilégiant l’électrification rurale et le soutien aux zones industrielles émergentes.
La maîtrise de l’infrastructure est essentielle pour garantir la stabilité des prix et la sécurité de l’approvisionnement, une condition sine qua non pour notre transformation industrielle.
Ministère des Infrastructures du Rwanda
Les défis de l’intégration au sein de l’East African Power Pool
Cette divergence de modèles pose des questions de coordination technique et tarifaire au sein de l’East African Power Pool (EAPP). L’objectif de l’EAPP est de créer un marché régional de l’électricité fluide, permettant l’échange d’énergie entre les pays membres à travers ce que l’organisation appelle un « Marché Unique de l’Électricité » (Single Electricity Market).
La coexistence de réseaux gérés par l’État et de réseaux largement privés peut compliquer l’harmonisation des prix de l’électricité transfrontalière. Les analystes du secteur soulignent que les structures de coûts diffèrent : les modèles PPP incluent des marges de profit et des remboursements de dette qui peuvent rendre l’énergie kenyane ou ougandaise plus coûteuse ou plus complexe à intégrer dans le réseau rwandais que des flux purement étatiques. À l’inverse, l’importation d’énergie via des circuits privés peut introduire une volatilité de prix que le modèle centralisé de la REG cherche précisément à éviter.
Pour réussir cette intégration, l’EAPP, soutenu par des institutions comme la Banque africaine de développement, doit harmoniser les cadres réglementaires. La difficulté réside dans la conciliation entre des tarifs « socialement orientés » (utilisés par les régies étatiques pour soutenir le développement) et des tarifs « basés sur les coûts » (nécessaires pour assurer la rentabilité des investissements privés dans les pays voisins).
Les interconnexions haute tension entre le Rwanda, l’Ouganda et la République démocratique du Congo restent des priorités pour assurer la résilience énergétique de la région. Cependant, la gestion des flux dépendra de la capacité des entités étatiques rwandaises à négocier avec des acteurs privés étrangers. Le succès de cette intégration régionale dépendra de la création de protocoles techniques communs et de mécanismes de compensation financière qui transcendent les différences de modes de financement entre les nations de la Communauté d’Afrique de l’Est.
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