En 2002, le Honduras a importé environ 420 GWh d’électricité (plus de 10 % de sa consommation) et n’en a pas exporté, ce qui en fait un importateur net d’électricité.
Alors que la demande de pointe en 2006 était inférieure à la capacité installée totale, elle était juste au-dessus de la capacité stable. Selon les projections de la Banque mondiale concernant l’offre et la demande, les nouvelles capacités de production qui seront mises en service au cours de la période 2007-2010 ne seront pas suffisantes pour répondre à la croissance de la demande, de sorte qu’il y aura probablement une pénurie d’énergie dans un avenir proche.
Accès à l’électricité
La couverture électrique globale est de 69 %. Dans les zones rurales, elle n’est que de 45 %, alors qu’elle est de 94 % dans les zones urbaines (2006). Le tableau suivant présente les données d’accès en fonction du nombre de ménages et de consommateurs.
Source : Banque mondiale 2007
Le taux de couverture électrique par département montre une grande disparité. Cortés et Islas de Bahía ont presque 100% des ménages couverts, alors que Lempira et Intibuca n’ont que 24,6% et 36,2% de couverture respectivement.
L’électrification a été programmée dans le cadre de la loi-cadre de 1994 sur le sous-secteur de l’électricité, par la création du Fonds social pour le développement de l’électricité (FOSODE). Le gouvernement s’est fixé pour objectif de porter la couverture nationale en électricité à 80 % d’ici à 2015, en accordant la même priorité aux zones urbaines et rurales. Jusqu’à présent, les résultats ont été positifs, la couverture nationale étant passée de 43 % en 1994 à 69 % en 2006.
D’ici 2015, 400 000 nouveaux raccordements devraient être effectués. Toutefois, le manque de financement a retardé le développement du réseau, qui n’est donc pas à la hauteur de la demande.
Qualité de service
La durée des coupures est une mesure de la fiabilité de l’approvisionnement des réseaux de distribution. Cette mesure a diminué dans presque toutes les régions du Honduras à partir de 2001. Toutefois, en 2005, on a observé une augmentation globale de la durée des interruptions. La durée totale des interruptions par connexion (36 heures par an en 2005, contre 24 heures en 2004, mais 135 heures en 1999 en raison de l’ouragan Mitch) est environ le double de la moyenne pour l’Amérique latine et les Caraïbes (14 heures par connexion en 2005). Cependant, la fréquence de ces interruptions a été plus élevée dans d’autres pays, ce qui signifie que le Honduras a peu d’interruptions longues, alors que d’autres pays ont des interruptions courtes plus fréquentes.
D’autre part, bien qu’une loi ait été adoptée pour permettre aux utilisateurs de produire et de renvoyer de l’énergie à l’entreprise publique ENEE, elle n’a pas été mise en œuvre dans la pratique en raison de l’absence de compteurs électriques appropriés. Si l’on considère que les compteurs sont déjà sur le marché et qu’ils sont payés par l’abonné, on ne peut que conclure que la réalité n’est pas mise en œuvre en raison du manque d’intérêt de la part de l’État.
Au cours de la période 2001-2006, les pertes d’électricité sont passées d’environ 20 % à 25 %, contre 8 % au Chili et près de 30 % au Nicaragua. Ce niveau relativement élevé de pertes est principalement dû au vol, à la fraude et aux connexions illégales. Une étude récente a estimé les pertes techniques à environ 10 %, ce qui implique que les pertes commerciales actuelles sont de l’ordre de 15 %, dont 30 % sont dues à la fraude, 29 % à des contrats illégaux et 29 % à des erreurs de facturation.
Les investissements dans la transmission et la sous-transmission continuent d’être retardés en raison de contraintes financières. Si cette situation devait perdurer, la fréquence des pannes d’électricité augmenterait et il serait difficile de réduire les coûts d’exploitation et les pertes techniques.
(Pour une comparaison avec le reste de l’ALC, voir Pertes de distribution).
Responsabilités dans le secteur de l’électricité
La loi-cadre de 1994 sur le sous-secteur de l’électricité confie la formulation des politiques à un cabinet de l’énergie présidé par le président de la République, le secrétariat des ressources naturelles et de l’environnement (SERNA) jouant le rôle de secrétaire et de coordinateur. Un organisme de régulation, la Commission nationale de l’énergie (CNE), a été créé pour traiter, entre autres, les questions suivantes :
Le Cabinet de l’énergie s’est réuni moins d’une fois par an depuis sa création. En outre, SERNA, en tant que secrétaire et coordinateur du Cabinet, n’a pas pris de mesures pour établir l’ordre du jour et fournir les bases techniques de la prise de décision. Le CNE a joué un rôle marginal en raison d’un manque de soutien politique et de ressources. En raison de ce vide au sein du cabinet, la compagnie nationale ENEE (Empresa Nacional de Energía Eléctrica) est devenue la référence par défaut sur les questions énergétiques et est consultée par le gouvernement même sur les questions relatives à la formulation de la politique et à la réglementation, ce qui contribue à une faible séparation des rôles entre la compagnie, l’autorité de régulation et le ministère.
L’ENEE est dirigée par un conseil d’administration présidé par le Secrétariat des ressources naturelles et de l’environnement (SERNA) et complété par le Secrétariat des travaux publics, des transports et du logement, le Secrétariat des finances, le Secrétariat de l’industrie et du commerce, le Secrétariat de la coopération technique et internationale et un représentant du Conseil hondurien de l’entreprise privée (COHEP). Le conseil d’administration nomme un directeur général qui fait office de secrétaire mais n’a pas le droit de vote.
Selon la loi-cadre de 1994 sur le sous-secteur de l’électricité, la production peut être assurée par des entités publiques, mixtes ou privées. Ces entités sont habilitées à vendre de l’énergie aux grands consommateurs ou à l’ENEE. Par conséquent, les investisseurs privés se lanceront principalement dans de nouveaux projets de production, y compris l’hydroélectricité et d’autres alternatives.
Tous les deux ans, l’ENEE doit soumettre au régulateur des plans d’expansion du système (c’est-à-dire l’acquisition de nouvelles capacités de production et l’expansion de la transmission), qui doivent être approuvés par le Cabinet de l’énergie.
La loi impose à l’ENEE de donner la priorité à la production à partir de ressources renouvelables lorsqu’elle détermine le plan d’expansion optimal. La condition est que la valeur nette réelle de la séquence, y compris la production à partir de ressources renouvelables, ne doit pas dépasser de plus de 10 % la valeur du plan d’expansion le moins coûteux.
Les producteurs privés d’électricité utilisant des énergies renouvelables ont formé une association nationale, l’Asociación de Productores de Energía Renovable de Honduras (APERH), afin de promouvoir l’utilisation des énergies renouvelables.
En vertu de la loi, les réseaux de transport sont soumis à la règle du « libre accès ». Les sociétés d’exploitation publiques, privées ou mixtes peuvent construire et posséder des réseaux de transmission. Toutefois, dans la pratique, l’ENEE est responsable de la transmission et de l’exploitation du système par l’intermédiaire de son centre de répartition, qui détermine le coût marginal horaire de la production.
Dans le cas des réseaux isolés, le producteur principal est responsable de l’exploitation du réseau de transport et de la gestion de la répartition.
La loi de 1994 a chargé l’ENEE de diviser son réseau de distribution par régions. La division, approuvée par l’ENEE, devait être suivie de la vente de ces réseaux à des coopératives, des municipalités, des associations de travailleurs, d’autres groupes similaires ou des entreprises privées, sous réserve de l’approbation du Congrès national. La loi prévoit que la distribution d’électricité sera assurée « en priorité » par des entreprises privées dans le cadre d’un régime de concession. Les distributeurs doivent disposer d’un contrat de fourniture valide signé avec les producteurs, d’une durée d’au moins cinq ans (bien que la loi ne fixe pas de montant minimum).
Le dégroupage et la privatisation du réseau de distribution du Honduras ont échoué : l’ENEE continue de fonctionner comme une entreprise publique verticalement intégrée et est, de facto, le seul acheteur, responsable de l’approvisionnement de toute nouvelle énergie pour répondre à la demande.
Ressources énergétiques renouvelables et efficacité énergétique
Le Honduras dispose d’un important potentiel de ressources énergétiques renouvelables indigènes. Ces ressources pourraient être développées à des prix compétitifs en raison de la tendance probable à long terme des prix élevés du pétrole. Cependant, à l’exception des grands projets hydroélectriques, le potentiel de développement des énergies renouvelables n’a pas encore été exploré.
L’article Énergies renouvelables au Honduras décrit plus en détail l’utilisation et le potentiel des énergies renouvelables au Honduras (hydroélectricité, énergie éolienne, énergie solaire, biomasse et géothermie).
Le Honduras dispose d’un très grand potentiel pour développer des programmes d’efficacité énergétique. Des améliorations majeures pourraient être apportées dans le domaine de la climatisation, tant dans le secteur résidentiel que commercial, où la mise en œuvre de mesures de gestion de la demande et l’utilisation rationnelle de l’énergie pourraient permettre d’éviter des pannes d’électricité imprévues.
Au cours des deux premières décennies et demie, l’expansion de l’ENEE a été stimulée par le soutien technique et financier des organisations financières internationales. Les projets hydroélectriques se sont multipliés et le réseau de transmission a été étendu pour intégrer tous les domaines de l’activité économique du pays dans le réseau national, interconnecté avec le Nicaragua (1976), le Costa Rica (1982) et le Panama (1986). Le plus grand projet, la centrale hydroélectrique El Cajón (300 MW) sur la rivière Comayagua au centre du Honduras, a été mis en service en 1985. À cette époque, le Honduras avait une capacité installée de 560 MW et une demande de pointe de seulement 220 MW.
Les prévisions de croissance de la demande ne se sont pas concrétisées, laissant le pays avec une importante surcapacité et l’ENEE avec une lourde dette. En conséquence, les centrales thermiques n’ont pas été correctement entretenues. Lorsque la demande a finalement rattrapé son retard et qu’une grave sécheresse s’est abattue sur le pays, de nombreuses centrales n’étaient pas opérationnelles, ce qui a entraîné une grave crise énergétique en 1993.
La nouvelle loi-cadre sur le sous-secteur de l’électricité de 1994, adoptée sous l’administration du président Carlos Roberto Reina, est apparue comme une réponse à la crise. Cette loi contenait des dispositions visant à établir un marché de l’énergie concurrentiel (dissociation verticale, libre accès à toutes les activités du secteur, libre accès aux réseaux de transport et de distribution et liberté de choix pour les gros utilisateurs) ; séparation des rôles de décideur politique, de régulateur et de fournisseur de services d’électricité ; application de tarifs de recouvrement des coûts et de subventions ciblées ; et fourniture privée de services d’électricité.
La mise en place du nouveau marché concurrentiel a échoué : les réseaux de distribution n’ont été ni dissociés ni privatisés et l’ENEE a continué à agir comme une entreprise publique verticalement intégrée qui a conservé son rôle central dans la planification et la formulation de la politique énergétique. En outre, les principes des tarifs couvrant les coûts et des subventions ciblées n’ont pas été correctement mis en œuvre en raison d’un engagement politique insuffisant et d’une dépendance importante à l’égard du pétrole importé pour la production d’électricité, ce qui a entraîné des prix de production élevés et volatils qui n’ont pas été répercutés sur les tarifs de détail.
Dans les années 1990, la production thermoélectrique est devenue le pilier d’un système auparavant dominé par l’hydroélectricité : la capacité des centrales hydroélectriques est passée de 90 % à 30 % à peine. Les raisons de cette baisse sont doubles. Tout d’abord, le développement de l’hydroélectricité est devenu plus coûteux lorsque les institutions financières internationales ont interrompu le financement par des prêts sans intérêt. Deuxièmement, les risques moindres et la durée de maturité plus courte des projets de production thermique, tels qu’ils sont perçus par les investisseurs privés, ont poussé l’expansion de la production vers l’utilisation de fioul lourd et de carburants diesel à vitesse moyenne.
Les accords d’achat d’électricité (AAE) que l’ENEE a signés avec des producteurs d’électricité indépendants exploitant des centrales à combustibles fossiles sont aujourd’hui les principaux instruments de production d’électricité au Honduras. Selon la Banque interaméricaine de développement, ces AAE étaient « onéreux et contenaient des clauses qui les rendaient très rigides ».
En 1993, sous le gouvernement de Rafael Leonardo Callejas (1990-1994), l’ENEE a signé son premier AAE avec un producteur indépendant d’électricité (IPP) pour la fourniture d’énergie thermique. Le contrat a été signé avec Electricidad de Cortés (Elcosa) pour une durée de 17 ans. Un an plus tard, Carlos Roberto Reina (1994-1998) a approuvé deux contrats géants d’une durée de 10 ans avec Empresa de Mantenimiento, Construcción y Electricidad (EMCE), appartenant au groupe hondurien Terra, et l’entreprise énergétique hondurienne Luz y Fuerza de San Lorenzo (Lufussa). EMCE et LUFUSSA ont réussi à signer de nouveaux contrats avec le gouvernement de Carlos Flores (1998-2002) qui prévoyaient des exonérations fiscales pour une durée maximale de cinq ans et le paiement de charges fixes et variables, dont les premières étaient indépendantes de la production effective d’énergie, comme c’est généralement le cas dans les AAE.
Le 21 septembre 2005, le gouvernement de Ricardo Maduro (2002-2006) a signé deux autres contrats de 12 ans avec Enersa (partenaire d’EMCE) et Lufussa. Cependant, en novembre 2002, il a rapidement signé un autre contrat de 12 ans pour 477 millions de dollars US avec la filiale hondurienne d’AES Corporation, en vertu duquel AES Honduras devait fournir quelque 200 mégawatts d’électricité. L’ENEE a résilié ce contrat en septembre 2003 après avoir accusé le fournisseur de ne pas avoir respecté certaines clauses et d’avoir pris du retard.
En 1998, sous la présidence de Carlos Flores, le Congrès hondurien a adopté les décrets n° 85-98 et 267-98 pour promouvoir le développement des centrales de production d’énergie renouvelable. La nouvelle législation prévoyait des exonérations fiscales pour les promoteurs et un accord d’acheteur garanti pour l’énergie à des prix équivalents au coût marginal à court terme du système. L’ENEE, qui est l’acheteur par défaut, doit payer une prime (10 % du même coût marginal à court terme) pour l’électricité produite lorsque la capacité installée est inférieure à 50 MW. Ce cadre a facilité la négociation d’une trentaine de partenariats public-privé avec l’ENEE pour les petites centrales d’énergie renouvelable. En outre, le décret n° 85-98 prévoit également des exonérations fiscales en faveur des promoteurs : taxes à l’importation et à l’exportation sur les équipements et période de grâce de cinq ans pour l’impôt sur le revenu.
Pour le gouvernement, les ressources renouvelables sont un élément essentiel de sa stratégie de diversification de l’approvisionnement énergétique, de réduction de la vulnérabilité aux chocs extérieurs et d’atténuation de l’impact environnemental de la production d’électricité. Le développement de grands projets hydroélectriques et la mise en place d’incitations supplémentaires pour les projets d’énergie renouvelable connectés au réseau sont les priorités actuelles du gouvernement dans le secteur de l’énergie renouvelable. La pénétration des technologies d’énergie renouvelable dans les programmes d’électrification rurale est encore limitée et la plupart des activités d’électrification rurale sont des extensions du réseau.
Selon la Banque mondiale, le potentiel de développement des petites énergies renouvelables hors réseau est largement inexploité en raison du manque d’incitations et d’un cadre politique clair et cohérent.
En 1995, après près d’une décennie d’études préliminaires, les gouvernements d’Amérique centrale, le gouvernement espagnol et la Banque interaméricaine de développement ont décidé de mettre en œuvre le projet SIEPAC. L’objectif du projet est l’intégration électrique de la région. Les études de faisabilité ont montré que la création d’un système de transmission régional serait très positive pour la région et permettrait de réduire les coûts de l’électricité et d’améliorer la continuité et la fiabilité de l’approvisionnement. En 1996, les six pays (Panama, Honduras, Guatemala, Costa Rica, Nicaragua et El Salvador) ont signé le traité-cadre pour le marché électrique centraméricain.
Le marché régional de l’électricité (MER) a été conçu en 1997 et approuvé en 2000. Le MER est un marché supplémentaire superposé aux six marchés nationaux existants, avec une réglementation régionale, dans lequel les organisations autorisées par l’entité opérationnelle régionale (EOR) effectuent des transactions internationales d’électricité dans la région. En ce qui concerne l’infrastructure, EPR (Empresa Propietaria de la Red S.A.) est chargé de la conception, de l’ingénierie et de la construction de près de 1 800 km de lignes de transmission de 230 kV. Le projet devrait être opérationnel d’ici la fin de l’année 2008.
(Pour une carte des lignes de transmission régionales, voir SIEPAC).
En février 2007, l’ENEE a lancé un programme visant à réduire les impayés et les pertes sous le nom d’Opération Ciseaux. L’opération implique l’action coordonnée de tous les ministères et agences du gouvernement dans le but de couper le service (a) aux clients délinquants et (b) à tout utilisateur qui, au cours de l’opération, s’avère avoir un branchement irrégulier ou un compteur altéré. Selon les médias, l’opération a provoqué une augmentation instantanée des tarifs.
En juin 2007, le président Manuel Zelaya a déclaré une « urgence énergétique » pour acheter de l’électricité supplémentaire afin de surmonter la crise énergétique du pays. Le ministre de la défense a été chargé de résoudre la crise et placé à la tête de la « Junta Interventora » de l’ENEE.
Augmentation des tarifs
Pour tenter de remédier à la situation financière délicate de l’ENEE, le gouvernement a l’intention d’augmenter les tarifs pour certains consommateurs, ceux dont les factures sont les plus élevées. Cette augmentation, qui rapprochera les tarifs des coûts, n’affectera pas les utilisateurs résidentiels dont la consommation est inférieure à 100 kWh. Une augmentation de 16 % des tarifs a été appliquée en janvier 2008 en raison de l’ajustement des prix des combustibles. Selon le nouveau directeur de l’ENEE, un ajustement supplémentaire de 11 % sera appliqué en mai. L’objectif global, défini dans le plan « Renforcement financier de l’ENEE », est d’augmenter les tarifs de 27 % d’ici à la fin 2008.
À titre de comparaison, la moyenne pondérée des tarifs résidentiels en Amérique latine et dans les Caraïbes à la fin de 2005 était de 0,115 USD par kWh, tandis que la moyenne pondérée des tarifs industriels était de 0,107 USD par kWh. Les tarifs résidentiels au Honduras sont clairement inférieurs à la moyenne régionale, tandis que les tarifs industriels sont clairement supérieurs à la moyenne régionale.
Le résultat global des distorsions de la structure tarifaire est qu’à peine 81% des coûts économiques de l’approvisionnement sont couverts, ce qui conduit à une situation financière qui n’est pas viable à court terme et qui pourrait conduire le pays à faire face à une grave crise énergétique d’ici 2010.
En 1994, une subvention directe a été mise en place pour compenser toute augmentation de tarif pour les utilisateurs résidentiels éligibles (avec une consommation inférieure à 300 kWh par mois). Au cours de la période 2001-2005, le gouvernement a versé environ 75,6 millions de dollars US en subventions tarifaires directes aux utilisateurs résidentiels.
La subvention croisée explicite intégrée dans le tarif actuel ne respecte pas les limites fixées par la loi-cadre de 1994 sur le sous-secteur de l’électricité, car elle a bénéficié à la plupart des utilisateurs résidentiels, ce qui fait que les suppléments compensatoires pour les autres catégories d’utilisateurs (c’est-à-dire les utilisateurs commerciaux et industriels) dépassent également les limites fixées. En outre, la subvention généralisée et la subvention directe versée par le gouvernement sont mal ciblées et régressives. Les utilisateurs non pauvres (c’est-à-dire ceux qui consomment plus de 150 kWh/mois) sont ceux qui ont le plus bénéficié de la subvention croisée, car ils paient actuellement entre 50 et 80 % des coûts économiques. Il en résulte l’un des tarifs résidentiels les plus bas de la région, ainsi qu’un niveau de consommation élevé (environ 200 kWh par mois de consommation résidentielle). C’est le double de la consommation résidentielle moyenne au Salvador et au Guatemala, où le revenu par habitant est plus de deux fois supérieur à celui du Honduras. L’inefficacité de la substitution des combustibles est une autre conséquence des faibles prix de l’électricité, en particulier pour la cuisson et le chauffage de l’eau, car l’électricité, bien qu’étant une option moins efficace et économiquement plus coûteuse, est moins chère pour l’utilisateur que le gaz de pétrole liquéfié (GPL).
Responsable de l’environnement
Le SERNA, le Secrétariat des ressources naturelles et de l’environnement, est responsable des questions environnementales, y compris du changement climatique. Cette agence gouvernementale est en position de faiblesse en raison, entre autres, de budgets limités et de la fragilité du système d’administration publique. En outre, le personnel du Secrétariat est confronté à une rotation totale à chaque fois qu’un nouveau gouvernement entre en fonction (c’est-à-dire tous les quatre ans), ce qui retarde ses activités.
Émissions de gaz à effet de serre
L’OLADE (Organisation latino-américaine de l’énergie) a estimé que les émissions de CO2 provenant de la production d’électricité en 2003 s’élevaient à 1,51 million de tonnes de CO2, soit 24 % des émissions totales du secteur de l’énergie.
D’autres données (2004) font état d’émissions de 6,04 millions de tonnes de CO2 provenant de la consommation et de la combustion de combustibles fossiles, ce qui correspond à 0,86 tonne de CO2 par habitant (moyenne pour l’Amérique centrale et l’Amérique du Sud : 2,35 tonnes).
Selon son promoteur, Finnder, le petit projet hydroélectrique Rio Blanco (50 MW) a été le premier petit mécanisme de développement propre (MDP) enregistré au monde ; la première réduction certifiée des émissions a été accordée en octobre 2005. Il y a actuellement onze projets MDP enregistrés liés à la production d’électricité au Honduras. Il y a actuellement onze projets MDP enregistrés au Honduras liés au secteur de l’électricité. Neuf de ces projets sont des centrales hydroélectriques, qui représentent 80 % (177 636 Tm CO2e) du total des réductions d’émissions annuelles estimées. Les deux projets restants sont un projet de cogénération et un projet de récupération de biogaz et de production d’électricité.
Aide extérieure
Les prêts bonifiés et les subventions des institutions financières internationales et des donateurs bilatéraux dans le secteur de l’énergie au Honduras se concentrent sur l’électrification rurale, l’efficacité énergétique et les nouvelles énergies renouvelables. Ce type de financement est limité. Aucun des projets actuels financés par des subventions ne soutient le développement de grandes centrales hydroélectriques, l’expansion de la production d’énergie fossile ou les grands investissements de transmission nécessaires pour garantir que l’offre suive la demande et pour maintenir la qualité du service.
La Banque mondiale fournit actuellement des fonds et une assistance dans le cadre de trois projets liés au secteur de l’énergie au Honduras :
Projet d’électrification rurale d’un montant de 2,35 millions de dollars du Fonds pour l’environnement mondial (FEM), approuvé en décembre 2005 et mis en œuvre par le Fonds d’investissement social du Honduras (FHIS). Électrification rurale
La Banque interaméricaine de développement fournit actuellement des fonds et une assistance à deux projets dans le secteur de l’énergie au Honduras :
Entre 2000 et 2007, l’Union européenne (UE) a financé le projet Autonomous Generation and Rational Use of Electricity (GAUREE), qui vise à accroître l’utilisation de lampes CFL à haut rendement énergétique. Le coût total du projet est de 6,68 millions d’euros (9,06 millions de dollars), la contribution de l’UE s’élevant à 5 millions d’euros (6,785 millions de dollars).
Des projets d’électrification ont également été mis en œuvre grâce aux ressources de la Banque centraméricaine d’intégration économique et à la coopération de pays tels que la Finlande, le Japon, la Corée et la Norvège. En outre, il existe un accord avec le Fonds national du café (FCN) pour l’électrification des régions productrices de café.
Le président de la BCIE a annoncé en juillet 2007 que la banque fournirait un financement « solide », avec un « premier déboursement » de 100 millions de dollars. Les fonds seraient investis dans des lignes de transmission qui, selon le président de la BCIE, généreraient un flux de trésorerie suffisant pour rembourser le prêt.