Rapport N· 8222-TO - World Bank€¦ · 4-1 : Income Statements FYs 78-89 ; 4-2 : Funds Flow...

Rapport Nmiddot 8222-TO

RAPPORT DEVALUATION

REPUBLIQUE TOGOLAISE

PROJET DE REHABILITATION ET DEXTENSION DU SECTEUR ELECTRICITE

9 juillet 1990

Diision de lindustrie et de lenergie Delartement de lAfrique occidentale et centrale

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TAUX DE CHANGE

Monnaie Franc CFA (FCFA) 11 1 dollar EU 300 FCFA 1 FCFA 000333 dollar EU 1 000 FCFA 333 dollars EU

SIGLES ET ABREVIATIONS

CCC - Caisse centrale de cooperation economique CEB - Communaute Electrique du Benin CEEr - Compagnie Energie Electrique du Togo CIMAO - Societe des Ciments de lAfrique de lOuest CTL - Centrale Thermique de Lome EdF - Electricite de France ESE - Ecole superieure interafricaine delectricite IREO - Interconnexion des reseaux electriques de lAfrique de

lOuest MCT - Ministere du commerce et du transport MDR - Ministere du developpement rural MEPr - Ministere de lequipement et des postes et

telecommunications ODEii - Office pour le developpement et lexploitation des

res sources forestieres OTP - Office togolais des phosphates PNU) - Programme des Nations Unies pour le developpement SBE - Societe beninoise delectricite et deau SNI - Societe nationale dinvestissement SNS - Societe nationale de siderurgie STE - Societe togolaise dentreposage STS - Societe togolaise de siderurgie UPD~ - Union des producteurs transporteurs et distributeurs

denergie electrique dAfrique VRA - Autorite du fleuve Volta (Volta River Authority)

MESURES ET EQUIVALENCES

1 kLlovolt (kV) 1 000 volts 1 m~gawatt (MW) 1 000 kilowatts (kW) 1 glgawattheure (GWh)- 1 million de kilowattheures (kWh) 1 bilril (bbl) 016 m3

1 tmiddotmne equivalent pet role (tep) environ 7 bbl de petrole brut

EXERCICES

CEEl - ler octobre au 30 septembre jusqua lexercice 88 1er octobre 1988 au 31 decembre 1989 pour lexercice 89 1er janvier au 31 decembre a partir de lexercice 90

SBE~ - 1er janvier au 31 decembre CEB - 1er janvier au 31 decembre

11 La franc CFA est rattache au franc fran~ais (FF) 1 FF = 50 FCFA Le franc fran~ais est actuellement une monnaie flottante

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TOGO


RAPPORT DEVALUATION

TABLE DES MATIERES

RESl~E DU CREDIT ET DU PROJET bullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbull iii

I LE SECTEUR ENERGETIQUE ET LE SECTEUR ELECTRICITE

Le secteur energetigue

A Ressources energetiques bullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbull 1 B Approvisionnement et consommation bullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbull 1 C Organisation du secteur energetique bullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbull 2 D Politique energetique et structure des prix bullbullbullbullbullbullbullbullbullbull 3

Le secteur electricite

E Moyens dapprovisionnement actuels bullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbull 5 F Demande actuelle et prevue bullbullbullbullbullbullbullbullbull 7 G Strategie et planification des investissements

dans le secteur electricite bullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbull 8 H Strategie du Groupe de la Banque et

justification de sa participation bullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbull 11

II LEMPRUNTEUR ET LAGENCE DEXECUTION

A Dispositions relatives au pret bullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbull 12 B Compagnie Energie Electrique du Togo

Situation et organisation bullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbull 12 Efiectifs bull 14 Resultats financiers et resultats dexploitation 14 Systeme de comptabilite et de

verification des comptes bullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbull 14 Assurance bullbullbullbullbullbullbullbullbullbull 15

III LE PROJET

A Contexte 15 B Objectifs du projet 15 C De~cription du projet bullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbull 15 D Cout du projet 16 E Financement du projet bullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbull 17 F Coordination avec les cofinanciers bullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbull 18 G Execut ion du projet 18

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H I J

Passation des marches Decaissements Aspects environnementaux

19 21 22

IV ANALYSE FINANCIERE

A

B C D E

Resultats financiers anterieurs et situation financiere actuelle de la CEET bullbullbullbullbullbullbullbullbullbull

Facturation et recouvrement bullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbull Tarifs Plan de f inancement Resultats financiers futurs bullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbull

22 25 26 27 29

V JUSTIFICATION ECONOMIQUE

A B C

Justification bullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbull Taux de rentabilite economique bullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbull Risques bull

31 31 32

VI ENTENTES CONCLUES ET RECOMMANDATION bullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbullbull 32

1-1 Energy Balance 1-2 Existing Power Facilities 1-3 Schematic Configuration of the Interconnected System 1-4 Electricity Supply and Sales 1-5 Load Forecast 1-6 Sector Investments FYs 90-95

2-1 CEET - Present Organization Chart 2-2 CEET - Target Organization Chart

3-1 Project Description 3-2 Project Cost 3-3 Financing Plan 3-4 Organization Chart for Project Management 3-5 Project Implementation Schedule 3-6 Disbursement Schedule

4-1 Income Statements FYs 78-89 4-2 Funds Flow Statements FYs 78-89 4-3 Balance Sheets FYs 78-89 4-4 Tariffs 4-5 Funds Flow Statements FYs 89-98 4-6 Income Statements FYs 89-98 4-7 Balance Sheets FYs 89-98 4-8 Assumptions

5 -1 Economic Analys is

6-1 Documents Contained in the Proj ect File

MAP IBRD No 22017

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TOGO


RESUME DU CREDIT ET DU PROJET

Emprunteur Republique Togolaise (GT)

Ben~ficiaire Compagnie Energie Electrique du Togo (CEET)

114 millions de DTS (15 millions de dollars EU)

Con~itions Credit dune duree de 40 ans aux conditions habituelles de lIDA

Con Iit ions de etrocession Le GT retrocedera a la CEET une partie du credit equivalant a 11560000 dollars EU a 775 pour une periode de 20 ans y compris un difEere damortissement de 5 ans La CEET assumera Ie risque de change Ce mon ant permettra aussi de refinancer les avances au titre du PPF qui se chiEfrent a 15 million de dollars EU Le reste soit 3440000 dollars EU serl verse par le GT a la CEET sous forme de don pour le financement de lasistance technique et de 1a formation

CofLnanciers La CCCE (France) accorderait un credit equiva1ant a 155 millions de dollars EU

Obj~ctifs Le projet propose permettrait ~)roj~

(i) d accomp1ir le renforcement institutionnel de la CEET notamment dans 1es domaines de la gestion de 1a p1anification de lingenierie et des operations financieres

(ii) de mieux repondre a 1a demande accrue delectricite par la rehabilitation puis lextension du reseau de distribution de Lome

Description Le projet propose se compose des elements suivants du projet (a) rehabilitation et extension du reseau de distribution

de Lome ingenierie et autres services (b) assistance technique et (c) formation

Avantages Le projet propose permettra notamment de relever 1a fiabilite de l approvisionnement e1ectrique de mieux repondre a 1a demande grandissante d electricite et daccroitre lefficacite operationnel1e de la CEET On estime que le taux de rentabi1ite economique se situera entre 21 et 33

- iv -

Risgues Le projet propose ne presente pas de risques inhabituels dexecution Des difficultes peuvent surgir si le projet subit des du projet retards et si la CEET ne reussit pas a mener a bien son

plan daccroissement de lefficacite Cependant etant donne que le GT et la CEET souscrivent sans reserve au renforcement du secteur electricite ces risques sont juges minimes

Estimation du cout Equivalent en millions de dollars EU

Monnaie locale Devises Total

Rehabilitation des moyens de production 019 106 125 Transport 005 029 034 Distribution 280 1779 2059 Etudes 049 193 242 Assistance technique 005 091 096 Fornation 036 083 119 Equipements divers 000 120 120

Cout de base 394 2401 2795

Pro~ision pour aleas dexecution 037 232 269 Pro~ision pour hausse des prix 069 417 486

Cou~ total du projet 500 3050 3550

Int~rts intercalaires 300 300

Monlant total du financement requis 500 3350 3850 ===== === =====

Plal dE financement Monnaie locale Devises Total

(en millions de dollars EU)

IDA Coflnanciers CEE~

(CCCE) 00 00 50

150 155 30

150 155 80

Total 50 ====

335 ==

385 ====

Est~mation des decaissements

Exercice IDA 90 91 92 93 94

Annuels 075 225 410 420 300 070 Cumulatifs 075 300 710 1130 1430 1500

Tau de rentabilite 21 a 33

95

TOGO



LE SECTEUR ENERGETIQUE

A Ressources energetigues

101 Les principa1es ressources Emergetiques du Togo sont 1e bois de feu et Lhydroe1ectricite Rien nindique que 1e pays possede des gisements de cha~bon Les forets et 1a savane boisee couvrent environ 40 de 1a surface du pays La production commercia1e de bois de feu pourrait atteindre que1que 4 mL11ions de metres cubes par an 11 existe ega1ement de grandes quantites de hiomasse qui peuvent se substituer ou sajouter au bois de feu

10~ Le Togo dispose dun potentie1 hydroe1ectrique modeste estime a quelque 600 MW La centrale hydroe1ectrique de Nangbeto (60 MW 150 GWh) sur 1e Mono mise en service vers 1a fin de 1987 constitue 1a premiere etape du deve10ppement de ce potentiel Deux sites plus en ava1 (Adjara1a et Tet~tou) dont 1a production annue11e est estimee a plus de 350 GWh meritent une etude plus approfondie Letude de faisabi1ite du site dAdjara1a vient de achever et fait actue11ement lobjet dun examen

B AEprovisionnement et consommation

1 OJ En 1988 1a consommation d energie estimee a 683 000 tep (environ 204 kgep par habitant) a ete lune des plus faib1es au monde et sest repilrtie comme suit bois de feu et residus agrico1es (60 ) produits petoliers (30 ) charbon de bois (6 ) et e1ectricite (4 ) Le Togo importe actue11ement 1a tota1ite des produits petro1iers et environ 1a moitie de e1ectricite qui1 consomme Lequi1ibre entre loffre et 1a demande de boit de feu se degrade dans diverses regions et 1e sud du pays en particu1ier est serieusement affecte par 1e deboisement Le bi1an enelgetique global du Togo pour 1988 est presente a lAnnexe 1-1

10L La decomposition sectorie11e de 1a consommation d energ~e conullerciale - qui exc1ut 1e bois de feu et 1e charbon de bois consommes unicuement par 1es menages - est 1a suivante

Consommation denergie commercia1e par secteur ()

Secteur Produits petro1iers E1ectricite Total

Industrie Transports Menages CommerceEtat

57 36

7

58

21 21

57 32

9 2

Total 100 ===

100 ===

100 ===

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C Organisation du secteur energetigue

105 Dans Ie secteur energetique les responsabilit~s sont partagees entre divers organismes dEtat et sont mal d~finies notamment dans Ie secLeur ~lectricit~ Le Ministere du d~veloppement rural (MDR) supervise l utilisation des ressources forestieres du Togo par l interm~diaire de lOfice pour Ie d~veloppement et 1exploitation des res sources forestieres (ODJF) Dans Ie secteur des hydrocarbures les responsabilit~s sont divis~es ente Ie Ministere de l ~quipement et des postes et t~l~conununications (MEPT) et e Ministere du conunerce et du transport (MCT) Le MEPT par l entremise du Ilirecteur g~n~ral des mines et de la g~ologie administre les concessions de prospection de p~trole et de gaz accord~es aux soci~t~s petrolieres intErnationales (aucune exploration ne se d~roule en ce moment) Le MCT supErvise Ie transport la conunercia1isation et 1a distribution de produits p~tloliers par cinq soci~t~s privees A part quelques exceptions les prix de detail sont fix~s par un comite interminist~riel sur reconunandation du MCT

10t La Compagnie Energie Electrique du Togo (CEET) est de par la loi (1963) charg~e de la production du transport et de la distribution de lellergie elect rique au Togo Le concept initial du systeme de concessions est partiellement preserve notamment dans la double supervision exerc~e par lEtat Ie MEPT par lintermediaire de la Direction de lhydrau1ique et de letlergie (DHE) se charge des questions techniques et Ie Ministere d~s socjet~s dEtat (MSE) est responsable des questions financieres et administratives Les rapports entre 1 Etat et 1a CEET ne sont pas clairement defnis Dans la pratique 1a DHE s attribue un role prepond~rant dans la platlification la pr~paration et lexecution des projets ce qui relegue la CEE1 au niveau dun d~partement de ladministration charge de lexploitation au ~our Ie jour

10i Aux termes dun traite conclu entre Ie Togo et Ie Benin en 1968 une grande partie des responsabilites du Gouvernement et de la CEET ont ~te trarsferees a un nouvel organisme binational a savoir 1a Conununaute elec t rique du Benin (CEB) Etant donne que 1es statuts de 1a CEET n ont jamEis ete modifies en consequence la situation juridique au Togo est devEnue encore plus complexe II faut toutefois reconnaitre que ce trait~ a merque un grand pas en matiere de cooperation internationale la CEB est en effet la premiere entreprise pub1ique supranationa1e dAfrique et Ie Code dahc-togo1ais de lelectricit~ est Ie premier texte l~gislatif conunun adopt~ par deux Etats ind~pendants dAfrique dans Ie domaine de lelectricit~ Le tra1te confere a la CEB un double mandat qui en fait (i) un service public detenant Ie monopole de 1a production et du transport d electricit~ pour lensemble du Togo et du B~nin exception faite des installations mises en service avant 1968 et des ~quipements asservis de moins de 100 kVA et (ii) une direction ou un quasi-ministere auque1 les gouvernements du Togo et du Benin ont del~gu~ des pouvoirs reglementaires ~tendus a savoir (a) 1a r~glementation de la production du transport et de 1a distribution d~lectdcit~ (b) 1a fixation des tarifs (c) 1a delvrance des permis dexploitation de tout equipement asservi de plus de 100 kVA (d) la conduite de regociations concernant des interconnexions avec dautres pays (e) la planification et la mise en oeuvre de l~lectrification dans les deux pays et (f) 1a gestion d un centre de formation dont ben~ficient 1es secteurs e1ectricite des deux pays

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108 La CEB comporte trois niveaux dautorite

(i) 1e Haut Consei1 interetatique de 1a Communaute (HCIC) compose de huit membres de rang ministerie1 soit quatre de chaque pays dont deux assurent 1a copresidencej 1e HCIC se reunit au moins une fois par an pour definir 1a po1itique genera1e de 1a CEB et sassurer de son application

(ii) 1a Haute Autorite (HA) composee de dix membres soit cinq de chaque pays proposes par 1es deux Gouvernements et nommes par 1e HCIC 1a HA qui correspond a un consei1 dadministration definit dans ses grandes 1ignes l action du Directeur general dans 1es domaines technique et commercial et vei11e a ce qui1 sacquitte de ses responsabi1ites e11e soumet ega1ement des propositions dinvestissement a lexamen et a lapprobation du HCIC

iii) 1e Directeur general nomme par 1e HCIC apres avoir ete propose par 1a HA et responsab1e de 1a gestion quotidienne de 1a CEB

Afin doptimiser 1a gestion et 1a coordination des secteurs e1ectricite au Togo et au Benin on a recemment renforce 1es organes precites en creant un Com~te permanent de coordination (CPC) forme des Directeurs generaux de 1a CEB de 1a CEET et de 1a Societe beninoise de1ectricite et deau (SBEE) Le CPC se reunit regu1ierement pour discuter des po1itiques a suivre et po~r preparer des propositions importantes a soumettre conjointement a 1a HA i1 est appuye dans sa tache par des comites dans 1es domaines suivants p1anification et investissement sectorie1s exploitation finances et fornation

10 Durant 1es vingt premieres annees de son existence 1a CEB sest bornee a agir en tant que fournisseur d e1ectricite en gros aupres des enteprises nationa1es du Togo (CEET) et du Benin (SBEE) Ce faisant et avec un appui solide de lIDA (voir par 126) 1a CEB est devenue un service pubic bien gere qui grace ad importantes installations e1ectriques a ass11re 1a securite de l approvisionnement et a decharge ces entreprises nat onales toutes deux faib1es de responsabi1ites dont e11es auraient eu du na1 a sacquitter Ma1gre ce1a 1a CEET constamment genee par 1es ingfrences du Gouvernement na pas reussi a remp1ir efficacement son propre mandat Des desaccords avec 1a CEB sur 1e partage des responsabi1ites en ce qui concerne 1e transport par niveau de tension ont conduit a une p1aldfication inefficace des 1ignes de transport secondaire et 1a p1anification de 1a distribution a ete tota1ement negligee La situation a encure empire 10rsquune direction interimaire depourvue de toute initiative se~t trouvee a 1a tete de 1a societe entre 1985 et 1989 La nomination dun nouveau directeur general dynamique en fevrier 1989 a ouvert 1a voie a un p1aIl de rehabilitation de 1a CEET qui met l accent sur des reformes institutionne11es et sur 1a reconstruction du reseau de distribution de Lome

D Politigue energetigue et structure des prix

1IC La po1itique du Gouvernement dans 1e secteur de lenergie vise 1es objEctifs suivants (i) reduire 1e cout de lapprovisionnement energetique POUI leconomie par 1a rehabilitation un entretien approprie des

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installations dans 1es sous-secteurs petro1ier et e1ectrique et 1a cooperation regiona1e (ii) eva1uer et exploiter 1es ressources energetiques du pays (iii) encourager une utilisation plus efficace de lenergie sous toutes ses formes et (iv) promouvoir 1a fourniture denergie a 1a population sur lensemb1e du territoire national Dans 1e secteur des hydrocarbures cette po1itique a ete appliquee avec succes grace a 1a conversion du parc de reservoirs dune raffinerie desaffectee en depot regional pour lAfrique de lOlest qui appartient a une entreprise dEtat - 1a Societe togo1aise dentreposage (STE) - et qui est gere par Shell-Togo Cette initiative a rendu 1es achats de produits petro1iers beaucoup plus efficaces La strategie en matiere de production et de transport de1ectricite fait partie des responsabi1ites de 1a CEB Des 1e debut ce11e-ci a pris conscience du fai I que 1es modestes ressources hydroe1ectriques locales du Togo et du Benin ob1igeraient ces deux pays a compter fortement sur 1a cooperation intrnationa1e Entre 1973 et 1987 1a seu1e source dapprovisionnement de 1a EB etait le1ectricite fournie par lAutorite du f1euve Volta (VRA) au Ghala La diversification a commence en 1987 avec 1a mise en service de 1a premiere centrale hydroe1ectrique de 1a CEB aNangbeto La strategie visant aaccroitre l approvisionnement est soup1e tandis que 1es importations sont mai lterues 1a CEB etudie 1a mise en valeur de nouvelles ressources hyd~oelectriques au Togo (en ava1 de Nangbeto) et au Benin pour avoir en res~rve une source d approvisionnement va1ab1e au cas ou 1es 1ivraisons de Lectricite en provenance du Ghana cesseraient detre interessantes du poillt de vue de 1a quantite etou du prix Le plan du reseau de transport haul~e tension e1abore par 1a CEB meme s i1 a pour but d assurer un bon app~ovisionnement en gros de 1a CEET et de 1a SBEE cadre aussi avec extj~nsion visee du reseau interconnecte de 1a zone cotiere vers linterieur du ~ogo et du Benin

11 Les prix caf des produits petro1iers ont sensib1ement baisse au Togo depuis 1a creation de 1a STE Les prix de detail demeurent e1eves sauf pou des entreprises te11es que 1 Office togo1ais des phosphates (OTP) qui benl~ficient dune detaxe sur leurs achats de combustibles Le Gouvernement a acorde une exoneration semb1ab1e a 1a CEET en 1984 sous reserve dune revsion annuelle La CEET achete actuellement du gazole a 170 FCFA le litre et jLU fuel 10urd a 90000 FCFA 1a tonne Les tarifs de1ectricite fixes au mileu des annees 60 sont restes inchanges jusquen 1981 Entre-temps 1es depmses ont augmente rapidement du fait que 1es 10calites iso1ees etaient a1itaentees par des groupes diesel Les augmentations de tarif de 1981 1982 et 983 ont ete insuffisantes et nont pas permis a lentreprise nationa1e d eectricite de surmonter ses difficu1tes financieres En decembre 1983 lAlitorite du f1euve Volta (VRA) du Ghana a temporairement reduit ses 1ivlaisons de1ectricite au Togo et au Benin de 50 a cause de 1a secheresse qui sevissait a1ors Par suite de cette diminution des importations deectricite re1ativement bon marche 1es tarifs ont ete de nouveau majores de ~5 en 1984 pour compenser 1e cout beaucoup plus e1eve de luti1isation de entra1es thermiques Un autre rajustement des tarifs decide dans 1e cadte du Projet Nangbeto (credits 1507-BEN et 150B-TO) a porte 1e tarif moyen a son niveau actue1 soit 55 FCFAkWh (018 $EUkWh) Le bien-fonde des tarifs actuels fait lobjet dune analyse plus detai11ee aux paragraphes 404-408

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LE SECTEUR ELECTRICITE

E Moyens dapprovisionnement actuels

11~ Jusquen septembre 1987 environ 90 de lelectricite consommee au ~~ogo et au Benin et fournie par la CEB provenant de la VRA La region deservie comprenait Ie reseau interconnecte cotier (voir carte IBRD 22017) Des centralea diesel isolees desservent Ie centre et Ie nord des deux pays En lertu dun contrat conclu en 1969 avec les Gouvernements du Togo et du Benn la VRA s etait engagee a fournir a la CEB dans des conditions nocrlales dexploitation et des conditions hydrologiques moyennes un maximum de tl7 MW a partir de ses centrales hydroelectriques dAkosombo et de Kpong Les livraisons ont reellement commence en 1973 La capacite stipulee dans Ie contrat est fournie 24 heures sur 24 mais la VRA a Ie droit dinterrompre lea livraisons pour cause de maintenance ou de travaux II convient egaement de noter que la force maj eure comprend la secheresse - dont la regon a souffert en 1984 Bien que la VRA ne soit pas astreinte a des livlaisons fermes a la CEB cellea-ci ont ete extremement satisfaisantes dans la pratique sauf durant la periode de secheresse susmentionnee Le prix dachat de la CEB qui fait lobjet dune revision triennale est act1ellement de lordre de 005 $EUkWh Lea livraisons delectricite par la CEB a la CEET et la SBEE sont regies par des contrats initialement passes en nai 1973 et revises periodiquement En ce moment Ie prix de vente moyen de 1a CEB est d environ 25 FCFAkWh (008 $EUkWh) Depuis 1987 la centrale hydtoelectrique de Nangbeto dont la CEB est Ie proprietaire et lexploitant a pErmis a cette derniere de reduire ses achats aupres de la VRA a environ 65 (350 GWhan) du total quelle doit fournir

113 La capacite de production de la CEET qui atteint 357 MW (Anr~ 1-2) repose sur deux groupes diesel de 8 MW dans Ie reseau intErconnecte (Lome-Centrale) et sur beaucoup de petites unites situees dans les localites isolees et representant au total 197 MW L installation Lome-Centrale (qui se trouve a cote du siege de la CEET) est une installation de secours La CTL (90 MW) situee sur la cote juste a lest de Lome compte quatre groupes diesel de 10 MW a faible regime (con~us pour du fuel lourd) et deux turbines a gaz de 25 MW Cette centrale a ete amenagee pour recevoir ulterieurement un groupe a vapeur de 287 MW fonctionnerait en cycle combine avec les turbines a gaz La CTL est exploitee par la CEET mais elle appartient a lEtat Con~ue vers la fin des annees 70 pour alimenter la Societe nationale de siderurgie (SNS) la CTL devait utiliser du fuel residuel provenant dune nouvelle raffinerie voisine et sa production excedentaire devait etre vendue a la CEB Cependant aucun de ces proj ets ne ses1 realise La SNS a fait faillite et la nouvelle raffinerie venait tout juste detre achevee lorsquelle a ferme ses portes En outre la CTL a connu maintes difficultes un incendie setait declare dans la salle de commande en 1982 et avait retarde la mise en service des groupes diesel qui ont ensuite ete endommages durant les essais Par ailleurs les turbines a gaz en depit dun nombre relativement faible dheures dutilisation ont besoin dune remise en etat a cause dune accumulation de suie sur les aubes des totors

114 Durant toute la periode (1982-1988) au cours de laquelle il a eu des iifficultes avec la CTL la SNS et la raffinerie Ie Gouvernement a pris

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en charge Ie service de 1a dette de 1a CTL par l interuuadiaire de 1a Societe natlonale dinvestissement (SNI) tout en seffor~ant de tirer Ie maximum de ses investissements anterieurs Cet effort a abouti a 1a conversion du parc de ~eservoirs de 1a raffinerie en entrepot regional (voir par 110) et a l a(quisition de la SNS par un investisseur prive qui a cree la Societe tog(llaise de siderurgie (STS) petite usine de laminage utilisant de 1a ferlmiddotai1le La cession des actifs de 1a CTL sest reve1ee dautant plus difjicile que sa capacite depassait de loin 1es besoins previsibles dans Ie resau interconnecte surtout au moment ou 1a centrale de Nangbeto entrait en service En revanche Ie cout des 1ivraisons de la VRA (donc de leectricite achetee a 1a CEB) augmentait a10rs que les cours internationaux de produits petroliers etaient en baisse Du point de vue economique les grotpes diesel de 1a CTL peuvent maintenant produire de l energie a un cout infEriellr au prix de 1a CEB Cependant Ie fait de remp1acer 1a p1upart des livlaisons de 1a CEB par de lenergie provenant de 1a CTL obligerait la CEB a majorer Ie prix de vente du reste de ses 1ivraisons d ou une hausse du pri unitaire paye a cette derniere par la CEET et 1a SBEE Si 1es choses allEient trop loin une te11e eventua1ite pourrait bien mettre en perilla viali1ite de la CEB On a donc trouve 1a solution de compromis suivante (i) Ie Gouvernement cedera 1es quatre groupes diesel de 1a CTL a la CEET qui aSStmera la part correspondante du service de 1a dette (ii) 1es groupes trarsferes produiront normalement quelque 75 GWh par an pour Ie reseau de la CEET et (iii) Ie Gouvernement demeurera proprietaire des turbines a gaz qui fornleront une installation de secours dont Ie fonctionnement devra etre asstre par 1a CEET

11~ LIDA a donne son aval a cette solution de compromis Le niveau de Jmiddotroduction prevu des groupes diesel de la CTL est suffisamment bas pour evit er que la CEB soit 1esee outre mesure mais il est assez e1eve pour pernettre a la CEET d atteindre Ie seuil de rentabilite - a condition que Ie fuel lourd soit detaxe - ce qui a aussi pour effet de decharger Ie Tresor dure partie du fardeau que represente Ie service de 1a dette de 1a CTL Les conditions du transfert ont ete definies au cours des negociations Le credit propose soutient cette operation en finan~ant egalement Ie cout de la remise en etat des turbines a gaz - element de credit qui sera retrocede a 1a CEET sous forme de don

116 Les installations de transport existantes se divisent en trois categories

(i) Un reseau d alimentation principal appartenant a la CEB (voir carte IBRD 22017) et forme essentie11ement des lignes 161 kV Lome-Mome Hagou-Cotonou et Nangbeto-Mome Hagou pour 1a 1ivraison des importations du Ghana et de 1a production de Nangbeto destinee a la CEET et 1a SBEE La 1igne 161 kV Nangbeto-Atakpame construite en prevision dune extension future du reseau dalimentation de 1a CEB vers Ie centre et Ie nord du Togo est temporairement exploitee a 20 kV La CEB possede ega1ement trois lignes 63 kV qui rayonnent sur de courtes distances a partir de 1a sous-station de Mome Hagou pour a1imenter 1a SBEE a Lokossa 1a Cimenterie de lAfrique de lOuest (ClMAO) a Tab1igbo et 1a CEET a Anfoin La CEB vend en gros a 1a ClMAO mais 1a CEET achete une certaine quantite de1ectricite a 1a sous-station de Tabligbo LOPT est un client

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de la CEET mais la CEB alimente lusine directement a partir de Mome Hagou pour Ie compte de la CEET

~

(if) Les installations de transport de la CEET dans Ie reseau interconnecte a savoir

- 18 km de lignes 161 kV reliant la CTL a la sous-station de la CEB a Aflao (Lome) et

- environ 150 km de lignes 63 kV exploitees a 20 kV et 225 km de lignes 20 kV pour lalimentation de Tsevie Kpalime et quatre petites localites

(ii) Un reseau secondaire exploite par la CEET dans Ie centre-nord du Togo La cle de voute de ce reseau est une ligne 66 kV longue de 76 km qui relie les principaux centres de consommation de Kara et de Sokode Les villes de Kaboue Bassar Tchamba et Sotouboua sont alimentees par des lignes 33 kV couvrant au total 164 km

La configuration du reseau interconnecte est representee schEimatiquement a lAnnexe 1-3 Les points dachat de la CEET (aupres de la CEB sont la sous-station de la C1MAO a Tabligbo (20 kV) Anfoin (20 kV) Ie poste darrivee OTP dune ligne 63 kV a Mome Hagou Ie poste darrivee dune ligIte 20 kV a Atakpame et enfin la sous-station principale de la CEB a Afho pres de Lome OU la CEET achete du courant a 20 kV (sous-station Lomeuro A) et a 161 kV quelle destine au poste abaisseur 16120 kV de la CTL et iL la distribution dans la ville par lintermediaire de la sous-station Lom~ B Une troisieme grande sous-station Lome-Siege (situee pres du siege de a CEET et de la centrale diesel de 16 MW dans Ie centre de la ville) est reliee a Lome A et Lome B

1li Le reseau de distribution de la CEET a Lome est forme de 300 km de ligres 20 kV environ 300 sous-stations de distribution dont la moitie app~ rtiennent a des clients desservis par Ie reseau primaire et quelque 900 km de lignes basse tension Ce reseau - y compris les trois sous -stations principales - est dans un etat precaire surtout du a la surcharge des lignes et des transformateurs qui nont pas ete con~us pour la charge qui leur est actuellement imposee La qualite du service laisse a desirer Le reseau a beaucoup de mal a fonctionner a cause des chutes de tension des pann~s totales ou partielles des incendies occasionnels dans les sous-stations de distribution et les transformateurs et des pertes elevees qui atteignent de 20 a 25 de l approvisionnement total Des mesures de rehabilitation ont ete formulees en 1983 (avec Ie financement de lIDA) 1985 et 1986 (avec Pappui de lESMAP) mais la CEET na pas agi avan~ 1989 lorsquune nouvelle direction a pris la releve ce qui a ouvert la vlie a la preparation de la rehabilitation du reseau de distribution de Lome et des principales sous-stations dalimentation dans Ie cadre du projet propse

F Demande actuelle et prevue (Annexes 1-4 et 1-5)

118 En 1989 la CEET avait environ 47000 clients dont quelque 33000 (70 ~) etaient desservis par Ie reseau de Lome Etant donne que Ie Togo

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compte environ 36 millions dhabitants dont 550000 a Lome on estime que le pourcentage delectrification des menages est de 11 pour lensemble du pays et de 45 dans la capitale Environ 95 des clients de la CEET qui entrent dans la categorie des abonnes domestiques representent 40 des ventes En 1989 la consommation moyenne annuelle par abonne domestique etait de lordre de 2350 kWh a Lome et de 1390 kWh dans les localites isolees a l interieur du pays Les autres consommateurs basse tension (petits commerces artisanat et eclairage public) representent 11 des ventes Le reste soit 54 est vendu a la clientele moyenne tension (grandes entreprises commerciales et industrie) Cette decomposition exclut les ventes haute tension a lOTP qui peuvent varier considerablement dune annie a lautre et par consequent fausser le calcul des tendances

En 1988 lapprovisionnement et les ventes se sont repartis comme suit

GWh -L Approvisionnement Electricite achetee par la CEET a la CEB 262 78 Livraisons directes de la CEB a lOTP 30 9 Production thermique brute de la CEET 44 -ll Approvisionnement total brut 336 100 Pertes auxiliaires techniques et commerciales ll 23 Livraisons 259

Ventes Basse tension (domestique petits commerces) 106 46 Moyenne tension (grandes entreprises

commerciales et industrie) 123 54 Tc)tal partiel 229 100 OTP 30 Tc)tal 259 ==-==

G Strategie et planification des investissements dans le secteur ~lectricite

12 L Dans le passe la planification des investissements destines a l e Lectricite etait plutot inefficace au Togo et au Benin Au lieu dittegrer leurs installations et leurs services les entreprises nationales avaLent tendance a suivre des politiques independantes en matiere d o~ganisation de formation de tarification et de planification Depuis 198gt-86 cette tendance a ete renversee grace aux excellentes initiatives prises par la CEB Mais alors que la CEB veillait surtout a sacquitter de sa l~esponsabilite premiere a savoir lapprovisionnement et le transport en grandes quantites la CEET et dans une moindre mesure la SBEE ont neglige la rehabilitation et lextension des reseaux de distribution En com equence le secteur electricite s est developpe d une maniere des~~quilibree dans les deux pays ou leffort de developpement favorisait la production On se rend compte maintenant que le rendement du capital investi jUS(IUici dans la capacite de production ainsi que l avenir et la solidite de la CEB dependront dans une large mesure de letat de sante - notamment sur le Ilan financier - des deux entreprises nationales lequel dependra de leur

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aptitude a accroitre leurs ventes delectricite dune maniere rentable Or Ie sous-investissement au niveau des equipements de transport secondaire et de distribution risque de freiner la croissance economique Le renforcement de lefficacite et des moyens de distribution de ce secteur doit donc avoir la priorite absolue dans la strategie a moyen terme du GT

1 22 Bien qu aucune centrale de grande capacite ne soit necessaire avant Ie milieu des annees 90 on demeure quelque peu dans lincertitude du fait que Ie contrat de longue duree entre la CEB et la VRA expire en 1996 et que les conditions dun renouvellement eventuel ne sont toujours pas connues La CEB poursuit letude de deux projets hydroelectriques Adjarala sur Ie Moro en aval de Nangbeto qui est au stade de letude de faisabilite et Ket)u sur 1Oueme (Benin) est au stade de letude de prefaisabilite Adjarala semble marginalement competitif vis-a-vis de nouvelles centrales diesel Ce projet peut offrir une certaine protection si les livraisons de la VRA sont reduites ou deviennent encore plus couteuses ou si les cours petroliers mondiaux augmentent

Un programme economiquement rationnel dexpansion a long terme du secteur electricite du Togo doit etre defini dans Ie cadre dune cooperation reglonale elargie interessant non seulement Ie Togo Ie Benin et Ie Ghana mais aussi Ie Nigeria et la Cote dIvoire Une interconnexion regionale a tres haute tension (330 kV) est a letude dans Ie cadre dun financement par la DANIDA dont la BAD serait l agence d execution LInterconnexion des reseaux electriques de lAfrique de lOuest (IREAO) permettrait lechanbe delectricite produite par des centrales thermiques a gaz au Nigeria et de la production hydroelectrique de la Cote dIvoire et du Ghana Sur Ie plan geographique la CEB est bien placee pour tirer parti de ces echanges afin dapprovisionner les petits marches du Togo et du Benin

1 23 Vu lecart considerable entre les couts de production dans Ie reseau interconnecte et les petites localites a 1interieur du pays il faudrait que linterconnexion saccomplisse des que possible notamment dans la region de Kara La possibilite de connecter ces zones de consommation au reseau principal au moyen de lignes 161 kV fait actuellement lobjet dune etude de la CEB financee par un SPPF - mecanisme special de financement de la igtreJaration des projets - (SPPF G053-BENG054-TO) Les options sont les sui~antes (i) une connexion est-ouest de Yendi (Ghana) a Kara et Parakou pour alimenter Ie nord du Togo et du Benin et (ii) une connexion nord-sud Ata~pame-Kara entierement sur Ie territoire du Togo Letude sera achevee ver Ie milieu de 1990 et pourrait ensuite conduire a un proj et precis Entre-temps on procede a une remise en etat des centrales diesel isolees de

OU

la CEE dont Ie financement est assure par la KfW en dehors du projet pro)ose

12middot Dans Ie secteur de la distribution la CEET donne la priorite a la regLon de Lome la mauvaise qualite du service se repercute Ie plus sur la performance de leconomie nationa1e et ou la creation dune zone franche rend un service fiab1e d autant plus important L avant-proj et technique detaille devrait etre pret d ici Ie milieu de 1990 La rehabilitation du resfau et son extension u1terieure seraient accompagnees de mesures visant a ampleliorer la facturation Ie recouvrement et dune maniere generale la gest ion de la clientele En dehors de Lome 1a CEET met l accent sur la

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connexion au systeme la ou le niveau de charge rend la chose economique Etant donne que le Togo applique un tarif national uniforme les regions interconnectees subventionnent les localites isolees ou le service est tres cher On sattend a ce que les investissements dans ces zones se limitent au strict minimum necessaire pour desservir le public car chaque kilgtwattheure additionnel se vend forcement a perte

125 L investissement prevu pour la periode 1990-95 dans le secteur eletricite du Togo (a lexclusion de la part attribuee au Togo par la CEB cest-a-dire dans lensemble 50 de linvestissement total de la CEB) equivaudrait a 109 millions de dollars EU Les plans dinvestissement dans ce secteur dont lessentiel figure au tableau ci-dessous sont exposes en detlil a lAnnexe 1-6 Les 20 millions de dollars (18 ) destines a la CTL rep esentent le montant estime du principal de la dette dont la CEET declargerait la SNI en echange des groupes diesel Le Projet de rehilbilitation du secteur electricite du Togo representerait 36 Les aures investissements comprennent la connexion 161 kV Atakpame-Kara (sous res~rve de confirmation par les etudes en cours) le transport secondaire dan dHferentes regions du pays et des elements divers La KfW finance deja 40 ~ de ce poste Le programme se conforme a la strategie du GT qui donne la priorite a la rehabilitation des installations existantes et favorise lacces a lelectricite par lextension des reseaux Au cours des negociations GT et la CEET se sont engage a consulter lIDA chaque annee concernant le programme d investissement de la CEET et an effectuer dans ce secteur aucun nouvel investissement dun montant equivalant a 1 million de doLars EU ou plus sans laccord prealable de lIDA

Togo Investissements de la CEET dans le secteur electricite (exercices 90-95) (aux prix actuels)

Millions Millions de FCFA de $EU L

Pro(uction (CTL) 6 000 200 18 Proet rehabilitationextension

SEcteur electricite 11 550 385 36 Autles investissements 15 088 503 46

TotE 1 32638 1088 100 =--=

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H Strategie du Groupe de la Bangue et justification de sa participation

126 La participation de la ~anque au developpement du secteur electricite du Togo remonte a 1978 epoque a laquelle lIDA avait agi en qualite dagence dexecution pour une etude sur Ie developpement de ce secteur financee par Ie PNUD Cette etude avait indique que Nangbeto serait la source denergie electrique la moins couteuse et qUelle devrait etre amenagee conjointement par Ie Togo et Ie Benin et par consequent appartenir a la CEB En 1982 lIDA a finance les etudres et avant-projet du barrage et de 1a centrale de Nangbeto y compris les installations de transport et equlpements connexes Cest sur la base de ces etudes que Ie projet a ete evalue en 1983 et approuve par 1e Conseil en juin 1984 Le cout total du Pro et Nangbeto a ete d environ 130 millions de dollars EU et 1a contribution de lIDA sest chiffree a 30 millions La centrale a ete construite a un pri~ tres inferieur aux previsions budgetaires Le projet se distingue en oute par lapplication reussie de toutes les mesures importantes de proection de lenvironnement et de reinstallation de 10000 personnes avec un uinimum de dislocation socia1e Le projet avait pour but de stabi1iser 1e cout de lapprovisionnement en e1ectricite au Togo et au Benin tout en ren Eorcant les institutions du secteur Les entreprises nationa1es deLectricite ont beneficie dune certaine assistance notamment dans les domdnes de la formation et de linformatique mais lobjectif institutionne1 pri)ritaire du projet etait de conso1ider et de renforcer 1a CEB dans son rol~ d organisme regional En consequence la CEB a re-ru la formation l asistance technique et 1es equipements necessaires a la mise en place d un sys~eme central de repartition de charge Cependant etant donne que les ent~eprises nationales d e1ectricite (CEET et SBEE) sont 1a principa1e source de ievenus de 1a CEB il faut ega1ement leur preter attention d urgence Dillportantes etudes sur leur rehabilitation ont ete financees par l excedent des credits destines a Nangbeto Un changement de direction a 1a CEET a ouv~rt la voie a luti1isation de ces etudes et a 1a formulation du projet propose Un projet semb1ab1e visant a aider 1a SBEE a devenir une entreprise plui efficace est en preparation

12~ Mis a part 1a necessite dachever leffort binational et national deenforcement des institutions qui a commence avec Nangbeto la presence de IDA dans ce secteur appuie considerablement la reforme des entreprises pubiques qui s accomplit actuellement dans 1e cadre du programme da~ustement structure1 Enfin 1e maintien de lappui de lIDA dans 1e secteur e1ectricite du Togo et du Benin est un element cle de la strategie qui vise a promouvoir un elargissement de 1a cooperation regionale entre 1es entleprises d e1ectricite dAfrique de 1 Ouest

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A Dispositions relatives au pret

201 La Repub1ique togo1aise sera lemprunteur du credit de lIDA La CEET en sera 1e beneficiaire et l agence d execution Le credit sera ret~ocede a 1a CEET conformement aux dispositions enoncees au par 308

B Compagnie Energie E1ectrigue du Togo (CEET)

Situation et organisation

202 Fondee en 1963 1a CEET est une societe anonyme appartenant a 100 a Etat avec toutefois une option de participation du secteur prive a concurrence de 30 du capital qui na jusquici suscite aucun interet E11e a pour objet de produire de transporter et de distribuer le1ectricite au Togo Le president du Consei1 dadministration de 1a CEET est ega1ement 1e Directeur general de 1a Societe nationa1e d investissement (SNI) Les aut res membres du Consei1 representent 1es ministres de lequipement de leconomie et des finances du Plan et de linterieur 1es forces armees (de~x membres) 1a chambre de commerce et 1e personnel de 1a CEET Le GT designe ega1ement un representant special appe1e commissaire qui a pour mission dassister a toutes 1es reunions du Consei1 afin de sassurer que l~s decisions prises ne v~nt pas a lencontre de 1a po1itique de lEtat Locganigramme actue1 de 1a CEET est presente a lAnnexe 2-1

20J Jusqu a present 1a CEET a eu du mal a fonctionner en tant que serdce public autonome Ses rapports avec 1e Gouvernement ne sont pas bien deflnis notamment en ce qui concerne 1a determination de 1a po1itique a sui~re 1a p1anification des investissements et 1a tarification Les lois et decrets en vigueur sont desuets et incomp1ets ce qui cree un vide jurLdique En outre 1e GT a tendance a exercer un contra1e aussi rigoureux sur 1a CEET que sur 1es autres entreprises pub1iques La DRE qui est 1e prilcipa1 organisme de contra1e ne possede ni 1e personnel ni 1a competence nec~ssaire pour exercer 1e mandat qUe11e revendique et e11e est devenue une caumiddot~e exterieure de 1a stagnation du deve10ppement de 1a CEET

20middot Jusqu aces derniers temps 1a gestion interne de 1a CEET etait mauaise et 1a qua1ite de son service se degradait comme en temoignent la~croissement des pertes techniques et non techniques laugmentation des arrLeres et 1e nombre restreint de travaux de rehabilitation et d extension MaiB au debut de 1989 apres 1a nomination d un nouveau directeur general dynmique et competent 1e GT a demande a lIDA de laider a financer une etuIe sur 1e contra1e de gestion a 1a CEET dans 1e but de depister ses faih1esses organisationne1les et de faire des recommandations en vue de redl~esser 1a situation Un credit PPF a permis d engager une societe de confieil en gestion dont les principales conclusions et recommandations ont ete les suivantes

(i) Les rapports entre 1a CEET et le GT ont besoin detre clarifies et i1 faut attribuer des taches et des responsabilites precises a chaque partie par ladoption de nouveaux instruments juridiques

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(loi sur le1ectricite statuts de lentreprise contrat-progrannne reg1ements techniques)

(ii) La CEET a besoin detre renforcee sur 1e plan de lorganisation notannnent dans 1e domaine de 1a p1anification de lentreprise Les consultants ont ega1ement recommande une etude sur 1es ressources humaines qui definirait 1es besoins de 1a CEET en matiere de formation et dassistance technique et ont propose lorganigrannne modifie figurant a lAnnexe 2-2

(iii) La CEET doit renforcer ses contro1es internes en etab1issant un systeme dinformation de gestion des directives de passation des marches et un systeme de gestion des stocks et reorganiser 1e systeme de facturation pour exercer un mei11eur contro1e sur 1es comptes clients

(iv) Le statut du personnel de 1a CEET devrait etre reformule et adapte aux besoins dune entreprise industrielle au lieu detre lie a la reglementation de la fonction pub1ique

205 Le GT et la CEET ont accepte les recommandations des consultants qui sont actuellement a letude dans Ie cadre du projet propose La mesure la lus importante pour assurer a 1a CEET une autonomie adequate et durable a savoir la revision de ses statuts devrait etre prise dans Ie cadre dune legislation nouvelle sur Ie fonctionnement des entreprises publiques au Togo Cetle question est a 1 etude dans Ie contexte plus vaste du progrannne national dajustement structurel qui se deroule en ce moment et qui devrait sahever dici la fin de 1990 Les principes de reforme ont ete enonces dan un rapport remis au Gouvernement en mai 1989 ou lon recommande entre autes labo1ition de lois existantes devenues desuetes et inapplicables et leut remplacement par un statut unique regissant Ie secteur parapublic la limitation du role du Gouvernement - en ce qui concerne Ie personnel des ent ~epIises - a l application du code du travail et des conventions collectives Ie retablissement du role legitime du Conseil dadministration et exercice par Ie Gouvernement d un controle a posteriori sur les actions du onseil Au cours des negociations GT a confirme son adhesion aces prilcipes En prevision de la nouvelle legislation ces principes devraient etr~ incorpores dans Ie contrat-progrannne qui sera conclu entre Ie GT et la CEE et qui constituera une condition dentree en vigueur du credit Les conBultants preparent un avant-projet qui devrait etre pret dici sepl~embre 1990 En ce qui concerne les statuts futurs de la CEET GT sest engiLge de les reviser dans un delai precis (1 juillet 1991) en y incorporant 1es nouveaux principes de gestion des entreprises publiques qui sont retenus dan1 la reforme generale dont celles-ci font 1 objet dans Ie cadre du PAS

20(i Les travaux ont deja commence sur les autres elements cles de la refurme a savoir la mise en place de nouvelles procedures informatisees d altlministration de la consommation de nouveaux systemes de gestion des magus ins dun service informatise de cartographie dans un but technique et cOmDlercial et dun nouveau systeme de radiocommunication Les travaux en COUIS visent egalement a renforcer les services de planification de la CEET

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et a definir en detail lorganigramme propose Un calendrier de mise en oeuvre des recommandations restantes a ete prepare par la CEET

Effectifs

201 A la fin de 1989 la CEET comptait 1 009 employes dont 31 cadres (y ompris trois conseillers expatries) et 150 techniciensagents de mairise Le nombre de cadres et d agents de maitrise est relativement faible et plusieurs postes au niveau des chefs de section ou de sous-section son vacants En revanche au niveau de l execution la CEET est en suraffectif Elle remedie actuellement a cette situation en pratiquant une pol~tique dattrition Parallelement elle revalorise les competences du rese du personnel par la formation interne (notamment la formation en cours demploi ainsi que des cours et seminaires de courte duree) et des cours de speialisation offerts au centre de formation de la CEB En outre afin de sasurer quelle disposera dun nombre suffisant dingenieurs la CEET a envye plusieurs etudiants a lEcole superieure interafricaine delectricite (ES[E) a Abidjan qui offre un programme detudes de cinq ans Le projet conribuera au financement de leffort de formation de la CEET qui fait suite aux recommandations de l etude sur les ressources humaines mentionnee au par~graphe 204 (ii) ci-dessus Ces mesures de revalorisation des effectifs de La CEET ne peuvent reussir que si le statut du personnel est redefini en fontion des besoins dune entreprise dEtat a vocation commerCiale La regLementation actuelle de la fonction publique en plus de demoraliser le per~onnel cause une penurie chronique de cadres competents un taux de rot~tion eleve et la perte des meilleurs elements qui passent au secteur prire Le recrutement est complique par les controles rigoureux de lEtat Les reformes dans ce domaine sont etroitement liees a la reorganisation du seceur parapublic prevu dans le cadre du PAS en vigueur Les modifications prel~ises qui s imposent figureront dans un nouveau Statut du personnel devant etrl~ formule pour le 1 juillet 1991

Resultats financiers et resultats dexploitation

20B Les resultats financiers et les resultats dexploitation de la CEET au ours des dix dernieres annees sont examines au par 401

Systeme de comptabilite et de verification des comptes

20~1 Jusquen 1984 le systeme de comptabilite de la CEET etait inadequat et defectueux ce qui a constitue un obstacle a une gestion fintnciere efficace Dans le cadre du Projet Nangbeto (credit IS08-TO) lIDA a fLnance les services dauditeurs qui apres avoir verifie la comptabilite de a CEET ont formule des recommandations concernant le renforcement du systeme et des procedures comptables de lentreprise Bien que des progres sens ibles aient ete realises depuis il faudra encore plusieurs annees depoundfort soutenu pour avoir un systeme absolument satisfaisant de comFtabilite et dinformation financiere Le projet propose prevoit lassistance requise dans ce domaine Durant les negociations la CEET a consenti (i) a faire verifier sa comptabilite par des auditeurs juges satisfaisants par lIDA et (ii) a soumettre a lIDA dans les 4 mois qui suivent la fin de son exercice ses registres comptables verifies et le rapport correspondant des auditeurs

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Assurance

210 Les dispositions actuelles en matiere d assurance concernant les cemrales electriques et les installations de transport et de distribution son~ satisfaisantes La CEET maintient en vigueur une couverture mul~irisques appropriee - responsabilite civile incendie explosions et downa~es dordre electrique Ses vehicules sont eux aussi convenablement aSSlres

III LE PROJET

A Contexte

30 L Le projet propose est une suite logique de la participation antmiddot~rieure de la Banque au developpement des secteurs electricite du Togo et du Jenin Des etudes preliminaires du reseau de distribution de Lome et de lo~ganisation de la CEET realisees dans le cadre du Projet Nangbeto et des crefits connexes dassistance technique ont revele quil fallait de toute urgmce renforcer la CEET et entreprendre l extension du reseau de disribution de Lome et la rehabilitation de ses equipements Cela a ete conirme ulterieurement par les missions de la Banque qui ont supervise le Proiet Nangbeto et par un rapport sur le secteur electricite (Rapport Nmiddot gt049-TO) une etude du secteur energetique (Rapport Nmiddot 5221-TO) et l etude de ~eduction des pertes delectricite (Rapport Nmiddot 07787)

B Objectifs du pr01et

30~ Le projet propose vise a remedier aux carences critiques du secteur eletricite par (i) une rationalisation des rapports entre la CEET et le Gouiernement (ii) le renforcement organisationnel de la CEET et lanelioration du fonctionnement de lentreprise sous tous les rapports y compris ladoption dun contrat-programme fixant des objectifs de rendement precis pour la CEET et le GT (iii) le financement dune partie du programme dilLvestissement du secteur electricite pour la periode 1990-1994 y compris la ehabilitation le renforcement et 1 extension du reseau de distribution aimd quune connexion economiquement justifiee de nouvelles charges

C Description du projet

30~ Le projet propose se compose des elements suivants dont on trotvera le detail a lAnnexe 3-1

(a) Un programme de developpement institutionnel axe sur le renforcement de la CEET ce qui necessitera (i) une etude detaillee pour definir les rapports entre la CEET et le GT et rationaliser leurs responsabilites respectives (ii) un contrat-programme entre la CEET et le GT ayant pour but de rehausser lefficacite de la CEET en tant quentreprise delectricite et enon~ant des objectifs de rendement jusqua la fin de 1992 et des mesures destinees a stimuler la productivite (iii) un programme dassistance technique et de formation du personnel (iv) une reorganisation du systeme de facturation et la prise des dispositions voulues pour installer un nouveau logiciel

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qui ameliorera la tenue des comptes clients (v) la mise au point de systemes informatises d information de gestion et de comptabilite et (vi) des etudes sur les besoins futurs du reseau et une etude sur la tarification pour redresser la structure tarifaire actuelle (voir par 404-408)

(b) Un programme dinvestissements englobant une partie du programme dinvestissements de la CEET jusqua la fin de 1994 et axe sur la rehabilitation le renforcement et lextension des installations de distribution du reseau interconnecte a Lome la fourniture et la mise en place dun systeme de contrale et dun systeme de radiocommunication la rehabilitation des turbines a gaz de la CTL et la fourniture doutillage de materiaux de pieces de rechange et de materiel de bureau

D Cout du projet

304 Le cout du projet qui comprend les provisions pour aleas degteecution et hausse des prix mais non les interets intercalaires est estime a un montant equivalant a 355 millions de dollars EU (voir Ie tableau ci-dessous) La composante en devises qui equivaut a 305 millions de dollars EU represente 86 du cout global On trouvera un decompte detaille du cout du projet a lAnnexe 3-2

Tableau recapitulatif du cout du projet ~I

Equivalent en millions de dollars EU


Composante en devises

en du total

Total en

du cout de base

Rehabilitation des moyens de production

Transport Distribution Etudes y compris amelioration du systeme de facturation

Assistance technique Formation Equipements divers

Cout total de base

019 005 280

049 005 036 000 394

106 029

1779

193 091 083 ~ 2401

125 034

2059

242 096 119 ~ 2795

85 85 86

80 95 70

100 86

45 12

737

86 34 43 ~ 1000

Provisions pour aleas dexecution hausse des prix

037 069

232 ~

269 ~

86 86

Cout du projet Intarets intercalaires

Total

500 000 500

3050 2tQQ 3350

3550 300

3850

86

~I La CEET est exempte des droits de douane et taxes sur les equipements

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laccord de retrocession entre Ie GT et la CEET serait une condition dentree en vigueur du credit

F Coordination avec les cofinanciers

309 A la suite d une demande officieuse de la part du GT l ID~ a pris linitiative de coordonner le cofinancement du projet propose Un representant du bureau de la CCCE a Lome s est joint a la mission de postevaluation et toutes les activites relatives a ce projet ont ete coerdonnees en etroite collaboration avec la CCCE a Paris La confirmation du cofinancement serait une condition dentree en vigueur du credit de lIDA

G Execution du projet

Etat davancement de la preparation et execution

3 J0 Le projet propose a ete prepare par la CEET avec le concours de sodetes de conseil en gestion dont les services ont ete finances dans le cacre du Projet Nangbeto (credit No 1508-TO) et dun PPF 11 convient de noter en particulier

( a) Une etude diagnostique achevee en aout 1989 qui visait a depister les faiblesses et a recommander des mesures pour ameliorer le cadre institutionnel du secteur en general les rapports entre la CEET et le GT l organisation de la CEET et diverses taches d ordre operationnel

(b) Une etude de planification du reseau en vue de la rehabilitation du renforcement et de lextension du reseau de distribution de la CEET a Lome jusqua la fin de 1995 se deroule en ce moment et est essentiellement achevee

(e) Une etude visant a determiner la quantite de travail requise pour la remise en etat des turbines a gaz de la CTL et le cout de loperation a ete realisee par ABB (le constructeur) et financee par la CEET et la DANIDA La CEET a consenti a faire appel a un consultant independant en appliquant des clauses et conditions jugees satisfaisantes par lIDA pour la preparation de lavant-projet detaille et du dossier dappel doffres

311 La CEET se chargera de la mise en oeuvre de tous les elements du prcjet avec Ie concours de consultants Elle a fait appel a une societe internationale de consultants pour la preparation des avant-projets detailles (evaluation des offres comprise) des elements distribution qui comprennent les sous-stations et Ie reseau La CEET a egalement lintention de demander a es memes consultants de participer a 1a supervision des travaux de corstruction

312 La CEET etablira un bureau de direction du proj et charge de pre parer un avant-projet detaille pour Ie reseau et de superviser la rei abilitation et l extension du reseau de distribution Ce bureau dont lcrganigramme figure a lAnnexe 3-4 sera dirige par Ie chef des travaux detache par lEdF qui a ete nomme ingenieur du projet dans Ie cadre dun

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financement assure par la CCCE et qui sera assiste par un homologue togolais Lequipe de direction se composera de membres du personnel de la CEET et de personnel expatrie detache par les bureaux de l ingenieur Une fois Ie projet acheve cette equipe deviendra Ie noyau du futur service de construction de la CEET

313 Lenvergure et Ie cadre de reference exacts des etudes de lassistance technique et des services de formation qui font partie du projet propose devront etre decides dun commun accord durant les negociations On estime que Ie projet sera acheve Ie 30 juin 1994 Un calendrier dexecution figure a lAnnexe 3-5

Suivi et rapports

314 Le chef du bureau de direction sera responsab1e des travaux Le su1vi de lefficacite des institutions sera assure par 1e directeur general et tous 1es directeurs Une cellule de p1anification de lentreprise est prcposee dans 1e cadre de lorganigramme prevu afin de renforcer 1es caFacites de 1a CEET dans ce domaine Le bureau de direction du projet se chargera de coordonner 1es travaux des differents entrepreneurs lactivite des services de 1a CEET et 1es contacts avec dautres organismes togo1ais et remettra des rapports dactivite trimestrie1s au Consei1 de 1a CEET a lIDA et a 1a CCCE La question de 1a preparation de rapports detai11es a ete discutee au cours de leva1uation En plus de 1a gestion et des finances ces rapports doivent faire 1e point sur les travaux incombant a lentreprise La CEET et lIDA procederont a une verification annue11e de letat d avancement de tous 1es elements du proj et propose Durant 1es negociations i1 a ete demande que lon consente a une verification annue11e ducompte special (par 318) et des re1eves des depenses par des auditeurs jug es satisfaisants par l IDA conformement a des normes de verification recmnues Les registres comptab1es verifies et 1e rapport des auditeurs setmiddotont soumis a l IDA dans 1es six mois qui suivent 1a fin de 1 exercice (par 209) Les re1eves des depenses seront examines regu1ierement par lIDA Au cours des negociations i1 a ega1ement ete demande a 1a CEET de cODsentir a preparer a 1a fin de 1a periode couverte par 1e credit un rapport dachevement du projet qui sera remis a lIDA six mois apres 1a date de =oeure du credit

H Passation des marches

315 Le programme de passation des marches est resume ci-dessous Les mont-ants entre parentheses representent 1es financements qui seront consentis par lIDA

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Programme de passation des marches (en millions de dollars EU)

Methodes de passation des marches Element du pro1et Appe1s doffres Autres

internationaux methodes Total

Rehabilitation de 1a CTL 156 (133)

156 (133 )

Installations 161 kV 042 042

Sous-stations de distribution et dispositif de contro1e 368 368

Reseau de distribution 743 (632)

1282 2025 (632)

Consultants 424 (249)

424 (249)

Materiel 175 (175)

100 (100)

275 (275)

Assistance technique 115 (110)

115 (110)

Formation 145 (101 )

145 (101)

TOTAL 1074 2476 3550 (940) (560) (1500)

3 6 La fourniture et la pose du materiel pour la rehabilitation et lxtension du reseau de distribution y compris l installation de la sOts-station 161 kV qui seront confiees dans chaque cas a une seule entreprise feront lobjet de quatre marches separes

a) Le lot finance par lIDA pour Lome (7430000 dollars EU) fer a lobjet dun appe1 doffres international conformement aux directives de lIDA

b) Le lot finance par 1a CCCE pour 1e reseau de distribution a Lome (12820000 dollars EU) sera obtenu conformement aux procedures de passation des marches de 1a CCCE

c) La sous-centra1e financee par 1a CCCE aLome (2600000 dollars EU) sera obtenue conformement aux procedures de passation des marches de 1a CCCE

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d) Le centre de repartition du reseau de distribution que finance 1a CCCE (760 000 dollars EU) sera obtenu conformement aux procedures de passation des marches de la CCCE

317 La remise en etat des turbines a gaz de la CTL (2x25 MW) fera lobjet dun appel doffres international Le materiel finance par lIDA - oltillage teleconnnunications materiel de bureau fournitures vehicules et pieces de rechange destinees a reconstituer Ie stock de la CEET - fera loJjet dappels doffres internationaux et de consultations de fournisseurs a Lechelon international apres reception dau moins trois devis de difEerentes zones geographiques (voir tableau ci-dessus) Les marches attcibues sur la base de consultations a lechelon international porteront sur des lots dune valeur inferieure a 100000 dollars EU a concurrence dun total de 1000000 dollars EU Les consultants seront choisis conformement aux directives de lIDA qui devra aussi juger satisfaisantes les clauses et conlitions des contrats dengagement Tous les marches finances par lIDA dont la valeur equivaut a un montant egal ou superieur a 100000 dollars EU serJnt soumis a un examen prealable Les autres marches seront soumis a un exanen retrospectif selectif

I Decaissements

313 Le credit de lIDA sera decaisse de la maniere suivante

Repartition du credit de lIDA (en millions de dollars EU)

des depenses Montant finance par lIDA

1 Materiel de production et de distribution installation comprise

590 100 des depenses en devises

2 Pieces de rechange outillage equipements et vehicules


3 Consultants 240 100

4 Formation 090 100

5 Remboursement de lavance pour la preparation du projet 150

6 Non affecte 220

TOTAL

Le decaissement du credit de lIDA sachevera Ie 31 decembre 1994 conormement au calendrier figurant a lAnnexe 3-6 Ce calendrier correspond de pres a lancien profi1 dinvestissement dans Ie secteur electricite de la

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region de lAfrique de lOuest qui sapplique Ie mieux a ce projet II est propose quun compte special de 10 million de dollars EU soit etab1i dans une banque commerciale au Togo et reapprovisionne periodiquement pour couvrir 1es depenses admissibles financees par lIDA Les decaissements du credit de l IDA se feront uniquement sur presentation de pieces justificatives sauf pour 1es depenses equivalant a moins de 20000 dollars EU qui seront payees sur presentation dun releve des depenses Le compte special sera utilise pour payer toutes les depenses financees par l IDA qui equivalent a moins de 20000 dollars EU

J Aspects environnementaux

319 11 est peu probable que 1e projet souleve beaucoup de problemes enironnementaux Cela sera dailleurs confirme par levaluation des effets SUI lenvironnement que doivent realiser les ingenieurs d etudes La sotmission dune evaluation satisfaisante et la conclusion dune entente sur 1es mesures a prendre pour proteger lenvironnement durant lexecution du prcjet seront une condition dentree en vigueur du credit


A Resu1tats financiers anterieurs et situation financiere actuelle de 1a CEET

4(1 Les ventes delectricite ont progresse en moyenne de 163 par an entre lexercice 78 et lexercice 82 puis de 22 jusqua lexercice 89 ce qui donne un taux moyen global de 76 entre lexercice 78 et lExercice 89 Les ventes de 1a CEET ont progresse a un rythme encore plus e1E ve dans ses zones de consonnnation iso1ees Cependant les prix de revient dar s ces zones ont fortement augmente car elles sont alimentees par de petites centra1es diesel dont lexploitation est couteuse A la longue cela po~rrait mettre en perilla viabi1ite financiere de lentreprise etant donne que 1e Togo applique un tarif national uniforme Les comptes de resultats 1es tableaux de financement et 1es bilans de la CEET pour 1es exercices 78 a E9 figurent aux Annexes 4-1 a 4-3 et sont resumes ci-apres pour les eXErcices 84 a 89

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Benefices l mode de financement et ca~italisation (en millions de FCFA)

Benefices anterieurs

Exercice 84 85 86 87 88 89

Vertes (GWh) 202 204 204 217 229 288 Taif (FCFAkWh) 44 49 57 56 55 54 Total des recettes 10130 10744 12780 13213 13725 18917 Total des depenses

irteret compris 9651 10556 11 787 12141 12546 18225

Excedent net 479 188 993 1072 1179 692

COEfficient net dexploitation () 89 89 96 96 97 96

Tatx de rentabilite des inmobilisations nettes 17 17 3 3 2 4

DeJai moyen de recouvrement (en mois) 41 40 48 57 63 71

Dars le tableau ci-dessus l exercice 89 couvre une periode de 15 mois sot du 1er octobre 1988 au 31 decembre 1989 Dans lensemble et en depit de la fajble progression des ventes ces dernieres annees les benefices de la CEET ont connu une evolution satisfaisante qui est surtout due aux augmentations de tarif (25 en janvier 1984 et 15 en juillet 1985) et a leffort accompli par la direction de 1a CEET pour contenir les depenses d E xploitation La baisse du taux de rentabilite a partir de 1986 est due a a reevaluation d elements d actif incorpores dans les comptes de cette anree-la La baisse du taux de recouvrement est surtout due au fait que 1 E tat et les administrations locales ont du mal as acquitter de leurs obJ igations a une epoque ou l economie du Togo est en plein ajustement structurel

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Mode de financement Exercices 84 a 89

Equivalent Millions en millions de FCFA de SEU

De~enses dequipement 20041 67 68 AUfmentation du fonds de rou1ement

ercaisse comprise 9170 31 32

Total a couvrir 29211 98 100 =

Ca~acite dautofinancement 16756 56 57 Em~runts (1) Fords propres 11 325 38 39 ApFort de 1a clientele 1131 4 4

Total des ressources 29 211 98 100-Le ratio apparemment favorable dautofinancement - 57 - minimise lapport de 1a CEET aux investissements La reevaluation de1ements dactif au cours de lexercice 86 a contribue pour que1que 10 milliards de FCFA (33 millions de dollars EU) aux depenses dequipement et aux capitaux propres Du point de vue de 1a tresorerie 1a capacite d autofinancement de l entreprise a co~vert plus de 85 des nouveaux investissements ainsi que des augmentations du Eonds de rou1ement Grace au niveau re1ativement bas des investissements 1a CEET n a pas eu a cont racter de nouveaux emprunts En revanche lsccumu1ation rapide des arrieres dans 1e secteur public a absorbe une part grsndissante des 1iquidites

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Capitalisation a la fin de lexercice 89


Inutlobilisations nettes en exploitation 15700 49 57 Tnmiddotvaux en cours 4200 11

19900 62 72

Act if circulant 135O 42 48 moj~ passif a court terme 5500 1l 20

8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -

Decomposition Caritaux propres 22470 70 Encettement a long terme 1400 4 ApFort de la clientele 4100 11

Total 27970 87-Co~verture du service de la dette 33 Ratio dendettement 694 Ratio de liquidite generale 25

A la fin de lexercice 89 la capitalisation de la CEET etait satisfaisante bonne position de tresorerie ratio de liquidite generale adequat et excellente couverture du service de la dette Son faible ratio dendettement renforce sa capacite demprunt Cependant pres de 70 de son actif circulant se compose deffets a recevoir principalement de ladministration ce qui signifie probablement de longs delais de recouvrement Durant les negociations on est parvenu a une entente avec Ie GT concernant ces arrieres (voir paragraphes suivants)

B Facturation et recouvrement

402 La CEET facture ses abonnes tous les mois A la fin de l exercice 89 les factures impayees representaient environ neuf mois de recettes Etant donne que la majeure partie des comptes en souffrance sont ceux de l Etat et des entreprises publiques ceux-ci devront ecourter Ie delai de reglement des factures de la CEET Par consequent durant les negociations Ie GT sest engage a soumettre a lIDA pour Ie 15 janvier 1991 un plan satisfaisant visant a ramener les arrieres du secteur public a un niveau ne depassant pas lequivalent de trois mois de facturation En outre Ie 3T a accepte (i) que les budgets annuels des minis teres et des entreprises publiques comprennent une provision suffisante pour couvrir Ie cout de leur consormnation annuelle d electricite et (ii) qu a lavenir toutes les factures delectricite soient reglees dans les trois mois qui suivront leur reception

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403 Bien que 1es de1ais de reg1ement des factures par 1es abonnes domestiques soient actue11ement satisfaisants i1 a ete demande a 1a CEET lors des negociations i) de vei11er a ce que 1es factures impayees de ses abonnes domestiques ne depassent pas trois mois de facturation et (ii) a reg1er 1es factures de 1a CEB dans 1es trois mois qui suivront leur reception

C arifs

Regime actue1

4C4 Environ 90 de le1ectricite consommee au Togo est fournie par 1a CEE qui en plus dimporter de le1ectricite du Ghana (VRA) possede depuis fir 1987 ses propres moyens de production a 1a centrale de Nangbeto Le contrat dapprovisionnement CEB-VRA ref1ete 1a structure du cout de lbydroe1ectricite qui se caracterise par des charges fixes e1evees et un faib1e cout marginal A lheure actuelle 1a CEB achete de le1ectricite a un prix moyen denviron 005 $EUkWh et 1a revend a 1a CEET (et a 1a SBEE) a environ 25 FCFAkWh (008 $EUkWh)

405 Le faib1e cout dachat de le1ectricite fournie par 1a CEB (environ 002 $EUkWh) sest traduit par des tarifs peu e1eves pour 1es consommateurs du Togo et du Benin Entre 1967 et 1981 1es tarifs de 1a CEET nont pas change Initia1ement bases sur 1e cout de 1a production des centra1es diesel 1es tarifs de 1967 ont suffi pour couvrir pendant un certain nombre dannees 1e faib1e cout de le1ectricite fournie par 1a VRA et la1imentation couteul~e des zones de consommation iso1ees en e1ectricite produite par des centrales thermiques Cependant 1a situation financiere de 1a CEET a fini par se degrader au point de rendre une hausse inevitable En consequence 1es tarifs ont ete re1eves en mars 1981 (50 de majoration pour 1a basse tension et 100 pour 1a moyenne tension) puis en avril 1983 (hausse moyenne de 20 I) Lorsque 1a VRA a reduit ses 1ivraisons a 1a CEB en decembre 1983 1a EEI a ete contrainte daugmenter 1a production dans ses centra1es diesel La consommation accrue de combustible ayant re1eve 1e prix de revient de lelectricite 1e GT a autorise de nouvelles augmentations de tarif 25 en Janvier 1984 puis 15 en juillet 1985 Ce1a a porte 1e tarif moyen a envlron 57 FCFAkWh (018 $EUkWh) I1 na pas change depuis 1985 Le tarif de La CEET est expose en detail a lAnnexe 44

Etudes tarifaires

406 La structure tarifaire initia1e de 1a CEET a ete etab1ie au milieu des annees 60 Le tarif basse tension qui etait abso1ument ou quasiment uniforme nincitait guere 1a clientele a economiser de lenergie aux heures de pointe Dans 1e cas de 1a moyenne tension 1e fait dapp1iquer a 1a fois un tarif a1igne sur une faib1e consommation et une tarification uniforme de lenergie nencourageait pas non plus une utilisation efficace de lelectricite Par principe 1e Togo a toujours applique un tarif national uniforme Etant donne que lapprovisionnement de 1a region cotiere intmiddoterconnectee est beaucoup moins cher que ce1ui de linterieur du pays (qui est a1imente par de petites centra1es diesel iso1ees) 1a clientele desservie

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par ces dernieres (10 ) est en fait subventionnee par ce11e du reseau interconnecte (90 )

40l Le Proj et d ingEmierie et d assistance technique - secteur e1ectricite (credits 1189-BEN1190-TO) prevoyait un reexamen du tarif de 1a CEET L etude achevee en juin 1983 avait confirme 1es deficiences de 1a strlcture tarifaire et l insuffisance des tarifs en vigueur a l epoque E11e rec)mmandait une structure tarifaire basee sur 1es couts marginaux mais aussi le maintien de luniformite des tarifs sur tout 1e territoire du Togo Les recommandations dont lessentie1 a ete mis en pratique ont conduit aux augnentations de tarif mentionnees au par 405 ci-dessus La mise a jour de letude tarifaire achevee en fevrier 1988 dans 1e cadre du Projet Nanbeto (credits 1507-BEN1508-TO) a essentiellement recommande que 1a str-lcture tarifaire subisse 1es quelques ajustements proposes dans letude iniiale

Tarifs futurs

40 La structure des tarifs de 1a CEET sera reexaminee a 1a 1umiere des recmiddot)mmandations des etudes tarifaires durant 1a mise en place du nouveau syseme d administration de 1a clientele 11 convient toutefois de rappe1er que 1es niveaux tarifaires doivent etre etab1is en fonction des besoins finmciers de 1a CEET te1s quils ont ete determines dans laccord de projet IDAmiddotCEET (credit 1508-TO) Se10n cet accord 1e niveau des tarifs doit penlettre datteindre 45 de capacite nette dautofinancement 11 a aussi ete convenu que durant lexecution du Projet Nangbeto 1a CEET fixerait en conertation avec l IDA un taux de rentabi1ite cib1e approprie qui serait bas~ sur 1a valeur actua1isee nette moyenne des immobi1isations en expoitation et se substituerait a 1a capacite d autofinancement cib1e indquee ci-dessus En consequence i1 a ete convenu durant 1es negociations que 1e GT autorisera 1a CEET a ajuster ses tarifs et que ce11e-ci procedera 1e as echeant aux ajustements requis pour que 1e taux de rentabi1ite attigne au moins 35 durant l exercice 90 4 au cours des exercices 91 et ~12 et 6 a partir de lexercice 93 Ces niveaux re1ativement bas sont justifies compte tenu du fardeau impose par 1e transfert de 1a CTL a 1a CEE~middot Vu 1a necessite de reduire 1es couts interieurs pour accroitre 1a comletitivite internationa1e du Togo i1 faudrait donner 1a priorite a une bai~se du tarif de le1ectricite dans 1e secteur industrie1 si 1a situation fimnciere de 1a CEET evo1ue favorab1ement

D Plan de financement

4 OS On estime que 1es besoins en matiere d investissement et 1es SOUlces de financement de 1a CEET jusqua 1a fin de lexercice 95 - ce qui cortespond a peu pres a 1a periode couverte par 1e projet propose - seront ceu) indiques ci-apres Les details figurent aux tableaux de financement presentes a lAnnexe 4-5 11 convient de noter que 1e plan dinvestissement qui comprend 1es elements indiques a lAnnexe 1-5 sera soumis a un examen perlodique de lIDA ce1a est une condition du credit

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Plan de financement de la CEET (exercices 90-95)

Milliards Millions de FCFA de $EU ~

Besoins----- Projet de rehabilitation et dextension 116 39 36 Transfert de la CTL 60 20 18 Autres projets 150 50 46 Total des depenses dequipement

interets intercalaires compris 109 ===shy 100

Ressources Capacite dautofinancement 302 100 91 moi~ fonds de roulement ~I (61) (20) (18) moins service de la dette (102) (34) ill)

Apport de la CEET a linvestissement ~f 139 46 42

Credit IDA propose 45 15 14 Dette de la CTL 60 20 18 Autres emprunts 105 35 32

Montant total des emprunts 210 70 64

Emploi de fonds propres (43) (14) (12)

Apport de la clientele

Montant total du capital de Sl)urce exterieure 187 63 58

Monant total du financement 109 100

~I Variations de tresorerie comprises

~I Si les variations de tresorerie etaient exclues lapport a 1investissement serait de 50

Le tableau ci-dessus comprend Ie transfert des groupes diesel de la CTL evalues a 6 milliards de FCFA (20 millions de dollars EU) ainsi que la dette corcespondante Etant donne qui1 sagit dune estimation on est au cours des negociations parvenu a une entente avec Ie GT sur la determination de la juste valeur des elements dactif de la CTL avant leur transfert partiel a 1a CEET I1 a en outre ete consenti a ce que 1a CEET beneficie des conditions plus favorables (qui pourraient comprendre une passation par peres et profits a 100 ) resultant d une renegociation eventuelle de la det e commerciale de 1a CTL

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410 Pour le projet propose le GT sera lemprunteur du credit de l IDA soit 15 millions de dollars EU Un apport complementaire de 15 millions de dollars EU sera consenti par la CCCE La CEET devra emprunter en outre 20 millions de dollars EU pour financer le reste de son programme d investissements Elle n aura probablement pas trop de difficulte a obtenir cette somme dautant que la KfW a deja pris lengagement den fournir une grsnde partie La CEET aura recours a lautofinancement pour quelque 46 millions de dollars EU soit 42 de ses besoins ce qui sera sat isfaisant

E Resultats financiers futurs

411 Grace aux mesures susmentionnees la CEET devrait ameliorer sa situation financiere et ses resultats durant la periode couverte par les exercices 90 a 95 Pour proteger sa viabilite financiere future on sest au cours des negociations entendu sur un engagement de limitation d endettement aux termes duquel la CEET ne contracterait aucune dette nouvelle sans consulter l IDA a moins que sa capacite d autofinancement prevue depasse dau moins 50 le service futur de la dette y compris celui des emprunts proposes Les comptes de resultats et les bilans previsionnels de 1a CEET pour les exercices 90 a 95 sont presentes aux Annexes 4-6 et 4-7 et les hypotheses retenues figurent a lAnnexe 4-8 Les elements cles des resultats financiers futurs de la CEET au cours de la periode consideree sont les suivants

t

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E1~ments c1es des resu1tats financiers futurs de 1a CEET (exercices 90-95 (en milliards de FCFA sauf indication contraire)

90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58

Recettes dexp1oitation 164 17 4 191 209 225 231 DeFenses dexp1oitation 161 172 189 205 219 224

Resu1tat de lexercice 03 02 02 04 06 07

Resu1tat dexp1oitation 07 09 10 15 17 18 Coefficient net dexp1oitation 96 94 94 92 92 92

Ratio dendettement 3268 3862 4357 4654 4654 4555 Couverture du service de 1a dette 48 33 31 30 25 25

RatIo de 1iquidite genera1e 23 32 38 43 45 46

App~rt a linvestissement I 96 19 31 47 41 50

Tau~ de rentabi1ite pound1 35 42 43 60 67 71

I

pound1

Lapport a linvestissement variations de tresorerie comprises represente une moyenne trienna1e

Le taux de rentabi1ite est ca1cu1e en fonction de 1a valeur nette moyenne actua1isee des immobi1isations en exploitation

Les hypotheses retenues pour estimer 1a progression des ventes et 1a redlLction gradue11e des pertes techniques et non techniques sont prudentes Si es resu1tats effectivement obtenus par 1a CEET depassent 1es previsions 1es legeres augmentations de tarif envisagees pourront etre evitees Le tarf demeurera donc constant ce qui signifie quen valeur ree11e i1 y aura une baisse Les indicateurs c1es - coefficient net dexp1oitation ratio d endettement couverture du service de 1a dette et ratio de 1iquidite genE~ra1e - sont tous satisfaisants L apport de 1a CEET a l investissement si les variations de tresorerie sont comprises s e1evera en moyenne a queque 42 durant 1a periode consideree ce qui est adequat Si 1es varations de tresorerie sont exc1ues cet apport sera de l ordre de 50 ce (lui est satisfaisant D apres 1es ca1culs (voir ci-dessus) Ie taux de rentabi1ite passe progressivement de 35 a 71 durant la periode couverte par lanalyse

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A Justification

501 Le fonctionnement du systeme de repartition et de distribution de Lome sest degrade ces dernieres annees parce que Ie reseau de distribution est surcharge et mal structure et que les equipements des sous-stations sont vetl1stes et inefficaces Bien que la CEB fournisse assez d electricite et que la CEET dispose d une capacite de secours l approvisionnement de la clientele est souvent interrompu par des pannes dans les reseaux de transport secondaire et de distribution En outre moins de la moitie des habitants de ~ome ont lelectricite Le projet propose est absolument necessaire pour ameliorer la qualite du service fourni a la clientele existante pour compenser Ie sous-investissement qua connu jusqua present Ie reseau de dis~ribution ce qui permettra de repondre a la demande emanant des nouveaux clients et pour mieux utiliser les investissements a fonds perdus dans une capacite de production jusquici inutilisee

Un approvisionnement en electricite fiable et adequat est indispensable au redressement economique du Togo et sans Ie projet en que~tion ce redressement risque detre serieusement compromis

B Taux de rentabilite economigue (Annexe 5-1)

5 O~ Les principaux avantages directs du projet propose sont un app ovisionnement plus fiable de la population en electricite Ie ren orcement de l infrastructure pour repondre a la demande croissante deLectricite et lefficacite operationnelle accrue de la CEET On mesure les couts et avantages du projet en comparant les operations relatives a leLectricite a Lome sans et avec Ie projet Sans Ie projet on estime que la CEET pourrait continuer pendant trois ans au plus a accroitre l approvisionnement en basse tension en raccordant 2000 abonnes par an tout en llouvant faire face a une augmentation de la demande en moyenne tension de 32 par an les pertes resteraient au moins a leur niveau actuel de 26 Ave(~ le projet Ie developpement de l approvisionnement en basse tension s accelererait et les pertes tant conunerciales que techniques diminueraient proiressivement pour tomber de leur niveau actuel de 26 a 15 en 1996 Les niveaux de ventes et de production sont maintenus constants apres 1995 prenliere annee durant laque1le les nouvelles installations seront pleinement opelationnelles Les avantages du projet se feront certainement sentir aushydel~ de 1995 mais il faudra egalement supporter des couts supplementaires qui ne peuvent pas encore faire lobjet dune estimation fiable

503 L evaluation economique des couts d investissement ne tient pas compte du changement de regime de propriete des unites diesel de la CTL etar-t donne que ce transfert seffectue dans Ie cadre de leconomie togclaise Toutefois i1 en resultera un effet economique sur 1es couts de production etant donne que dans Ie scenario avec projet 75 GWh (evalues a 005 dollar Ie kWh) produits par la CTL se substituent a des achats a la CEB (au prix de 008 dollar Ie kWh) Dautre part en tant que coproprietaire de la CEB i1 se peut que Ie Togo subisse une perte indirecte

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mais cet element est diffici1e a quantifier dans 1e temps On tient compte de cette incertitude en ca1cu1ant 1e taux de rentabi1ite avec et sans 1es economies directes de couts de production resultant des operations de 1a CTL La valeur des ventes additionne11es correspond a 1a vo1onte qu ont 1es consommateurs de payer sur 1a base denviron 0183 dollar 1e kWh (estimation prudente) 11 en resu1te un taux de rentabi1ite economique interne (TREI) de lordre de 21 a 33 qui est tres superieur au cout dopportunite eccnomique du capital au Togo (environ 10 ) ce qui confirme que 1e projet prcpose est justifie au point de vue economique

5C4 Un plan dexpansion de 1a distribution a moindre cout a ete etab1i par un bureau detudes jouissant dune bonne reputation Les previsions reI stives au marche de l e1ectricite sont rea1istes i1 est envisage duti1iser au maximum 1es moyens existants et pour lexpansion de 1a distribution on utilise 1es concepts plus modernes en ce qui concerne 1a p1anification et 1e choix des techniques A signaler tout particu1ierement 1a preparation dun cadastre comp1et de 1a ville de Lome qui aidera a mieux gerer 1es services assures aux clients et faci1itera ega1ement d autres amenagements de linfrastructure urbaine

505 On estime que 1e TREI correspond a une estimation prudente Tout dabord 1a croissance imp1icite de 1a demande avec 1e projet (4 pour 1a consommation ree11e et 6 pour 1es recettes) est juge prudente Deuxiemement i1 nest pas tenu compte dun surcroit de recettes lie au fait que 1es consommateurs sont disposes a payer plus que 1e tarif moyen actu~l de 1a CEET Troisiemement i1 na pas ete tenu compte du point de vue quantitatif des avantages economiques externes considerab1es assures par le1ectrification urbaine et en particu1ier de ses effets positifs sur 1es petites entreprises (notamment dirigees par des femmes) et sur lemp1oi urbain

C Rlsgues

506 Les principaux risques lies au projet propose concernent deventue1s retards dans son execution et 1a realisation des gains defficacite prevus par 1a CEET Toutefois 1a CEET et 1e GT sont fermement decides a renforcer 1e secteur de le1ectricite En outre 1a Direction de 1a CEET est parfaitement consciente de 1a necessite de retab1ir 1a credibi1ite de 1a CEET vis-a-vis du public

VI ENTENTES CONCLUES ET RECOMMANDATION

601 Durant 1es negociations on sest mis daccord sur

a) 1a determination de 1a juste valeur de 1a centrale diesel CTL et son transfert a 1a CEET ainsi que 1e service de 1a dette y afferent (par 115 et 409)

b) des consultations annue11es avec l IDA sur 1e plan d investissement de 1a CEET et lapprobation de tout projet dinvestissement dun cout estimatif superieur a lequiva1ent de 1 million de dollars (par 1 28)

- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

i)

j)

k)

1)

6 O~

a)

b)

c)

la conclusion entre le GT et la CEET dun Contrat-plan juge satisfaisant par lIDA (par 205)

la revision des statuts de la CEET (par 205)

la revision des statuts du personnel de la CEET (par 207)

la verification des comptes de la CEET et la presentation dun rapport des verificateurs dans un delai de quatre mois apres la fin de lexercice (par 209)

la verification du compte special et des releves de depenses et la soumission dun RAP (par 314)

lexecution dun plan juge satisfaisant par lIDA pour ramener les arrieres du secteur public a un niveau ne depassant pas lequivalent de trois mois de facturation (par 402)

linclusion dans les budgets annuels des ministeres et des entreprises publiques dune provision suffisante pour couvrir le cout de leur consommation delectricite et le reglement a lavenir de toutes les factures delectricite dans les trois mois qui suivront leur reception conformement aux procedures administratives agreees (par 402)

lobligation pour la CEET de veiller a ce que le credit accorde a ses abonnes domestiques ne depasse pas trois mois de facturation et de regler les factures de la CEB dans les trois mois qui suivront leur reception (par 403)

lobtention des taux de rentabilite minimums suivants 35 en 1990 4 en 1991 et 1992 et 6 par la suite (par 408) et

le maintien dune clause de limitation de la dette a un minimum de 15 (par 4 11) bull

Conditions dentree en vigueur du credit

execution entre le GT et la CEET dun accord de retrocession juge satisfaisant par lIDA (par 308)

entree en vigueur du pret de la CCCE (par 309)

presentation dune evaluation satisfaisante des effets sur lenvironnement et accord sur les mesures a prendre pour proteger lenvironnement durant lexecution du projet (par 319)

60 Sur la base des points d accord enumeres plus haut le proj et propose peut faire lobjet dun credit de lIDA de 114 millions de DTS (soit l ecuivalent de 15 millions de dollars)

TAUX DE CHANGE

Monnaie Franc CFA (FCFA) 11 1 dollar EU 300 FCFA 1 FCFA 000333 dollar EU 1 000 FCFA 333 dollars EU

SIGLES ET ABREVIATIONS

CCC - Caisse centrale de cooperation economique CEB - Communaute Electrique du Benin CEEr - Compagnie Energie Electrique du Togo CIMAO - Societe des Ciments de lAfrique de lOuest CTL - Centrale Thermique de Lome EdF - Electricite de France ESE - Ecole superieure interafricaine delectricite IREO - Interconnexion des reseaux electriques de lAfrique de

lOuest MCT - Ministere du commerce et du transport MDR - Ministere du developpement rural MEPr - Ministere de lequipement et des postes et

telecommunications ODEii - Office pour le developpement et lexploitation des

res sources forestieres OTP - Office togolais des phosphates PNU) - Programme des Nations Unies pour le developpement SBE - Societe beninoise delectricite et deau SNI - Societe nationale dinvestissement SNS - Societe nationale de siderurgie STE - Societe togolaise dentreposage STS - Societe togolaise de siderurgie UPD~ - Union des producteurs transporteurs et distributeurs

denergie electrique dAfrique VRA - Autorite du fleuve Volta (Volta River Authority)

MESURES ET EQUIVALENCES

1 kLlovolt (kV) 1 000 volts 1 m~gawatt (MW) 1 000 kilowatts (kW) 1 glgawattheure (GWh)- 1 million de kilowattheures (kWh) 1 bilril (bbl) 016 m3

1 tmiddotmne equivalent pet role (tep) environ 7 bbl de petrole brut

EXERCICES

CEEl - ler octobre au 30 septembre jusqua lexercice 88 1er octobre 1988 au 31 decembre 1989 pour lexercice 89 1er janvier au 31 decembre a partir de lexercice 90

SBE~ - 1er janvier au 31 decembre CEB - 1er janvier au 31 decembre

11 La franc CFA est rattache au franc fran~ais (FF) 1 FF = 50 FCFA Le franc fran~ais est actuellement une monnaie flottante

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TOGO


RAPPORT DEVALUATION

TABLE DES MATIERES













III LE PROJET


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H I J


19 21 22


A

B C D E



22 25 26 27 29


A B C


31 31 32








MAP IBRD No 22017

- iii shy

TOGO















- iv -






Cout de base 394 2401 2795








(CCCE) 00 00 50

150 155 30

150 155 80

Total 50 ====

335 ==

385 ====





95

TOGO













57 36

7

58

21 21

57 32

9 2

Total 100 ===

100 ===

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- 2 shy





- 3 shy









- 4 shy



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~









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OU



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TotE 1 32638 1088 100 =--=

- 11 shy




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- 14 shy


Effectifs






- 15 shy

Assurance


III LE PROJET

A Contexte







- 16 shy



D Cout du projet






en du total

Total en

du cout de base




Cout total de base

019 005 280

049 005 036 000 394

106 029

1779

193 091 083 ~ 2401

125 034

2059

242 096 119 ~ 2795

85 85 86

80 95 70

100 86

45 12

737

86 34 43 ~ 1000


037 069

232 ~

269 ~

86 86


Total

500 000 500

3050 2tQQ 3350

3550 300

3850

86


- 18 shy












- 19 shy



Suivi et rapports




- 20 shy





156 (133 )




1282 2025 (632)


424 (249)

Materiel 175 (175)

100 (100)

275 (275)


115 (110)


145 (101)

TOTAL 1074 2476 3550 (940) (560) (1500)





- 21 shy



I Decaissements









4 Formation 090 100


6 Non affecte 220

TOTAL


- 22 shy







- 23 shy



Exercice 84 85 86 87 88 89


irteret compris 9651 10556 11 787 12141 12546 18225

Excedent net 479 188 993 1072 1179 692





- 24 shy








- 25 -




19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






- 26 shy


C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






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c)

d)

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g)

h)

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j)

k)

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6 O~

a)

b)

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TOGO


RAPPORT DEVALUATION

TABLE DES MATIERES













III LE PROJET


- it shy

H I J


19 21 22


A

B C D E



22 25 26 27 29


A B C


31 31 32








MAP IBRD No 22017

- iii shy

TOGO















- iv -






Cout de base 394 2401 2795








(CCCE) 00 00 50

150 155 30

150 155 80

Total 50 ====

335 ==

385 ====





95

TOGO













57 36

7

58

21 21

57 32

9 2

Total 100 ===

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~









- 8 shy








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OU



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TotE 1 32638 1088 100 =--=

- 11 shy




- 12 shy










- 13 shy







- 14 shy


Effectifs






- 15 shy

Assurance


III LE PROJET

A Contexte







- 16 shy



D Cout du projet






en du total

Total en

du cout de base




Cout total de base

019 005 280

049 005 036 000 394

106 029

1779

193 091 083 ~ 2401

125 034

2059

242 096 119 ~ 2795

85 85 86

80 95 70

100 86

45 12

737

86 34 43 ~ 1000


037 069

232 ~

269 ~

86 86


Total

500 000 500

3050 2tQQ 3350

3550 300

3850

86


- 18 shy












- 19 shy



Suivi et rapports




- 20 shy





156 (133 )




1282 2025 (632)


424 (249)

Materiel 175 (175)

100 (100)

275 (275)


115 (110)


145 (101)

TOTAL 1074 2476 3550 (940) (560) (1500)





- 21 shy



I Decaissements









4 Formation 090 100


6 Non affecte 220

TOTAL


- 22 shy







- 23 shy



Exercice 84 85 86 87 88 89


irteret compris 9651 10556 11 787 12141 12546 18225

Excedent net 479 188 993 1072 1179 692





- 24 shy








- 25 -




19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






- 26 shy


C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

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90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






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c)

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6 O~

a)

b)

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H I J


19 21 22


A

B C D E



22 25 26 27 29


A B C


31 31 32








MAP IBRD No 22017

- iii shy

TOGO















- iv -






Cout de base 394 2401 2795








(CCCE) 00 00 50

150 155 30

150 155 80

Total 50 ====

335 ==

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95

TOGO













57 36

7

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21 21

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Total 100 ===

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OU



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TotE 1 32638 1088 100 =--=

- 11 shy




- 12 shy










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Effectifs






- 15 shy

Assurance


III LE PROJET

A Contexte







- 16 shy



D Cout du projet






en du total

Total en

du cout de base




Cout total de base

019 005 280

049 005 036 000 394

106 029

1779

193 091 083 ~ 2401

125 034

2059

242 096 119 ~ 2795

85 85 86

80 95 70

100 86

45 12

737

86 34 43 ~ 1000


037 069

232 ~

269 ~

86 86


Total

500 000 500

3050 2tQQ 3350

3550 300

3850

86


- 18 shy












- 19 shy



Suivi et rapports




- 20 shy





156 (133 )




1282 2025 (632)


424 (249)

Materiel 175 (175)

100 (100)

275 (275)


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145 (101)

TOTAL 1074 2476 3550 (940) (560) (1500)





- 21 shy



I Decaissements









4 Formation 090 100


6 Non affecte 220

TOTAL


- 22 shy







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Exercice 84 85 86 87 88 89


irteret compris 9651 10556 11 787 12141 12546 18225

Excedent net 479 188 993 1072 1179 692





- 24 shy








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19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






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C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

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A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






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c)

d)

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f)

g)

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j)

k)

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6 O~

a)

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TOGO















- iv -






Cout de base 394 2401 2795








(CCCE) 00 00 50

150 155 30

150 155 80

Total 50 ====

335 ==

385 ====





95

TOGO













57 36

7

58

21 21

57 32

9 2

Total 100 ===

100 ===

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- 2 shy





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OU



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TotE 1 32638 1088 100 =--=

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Effectifs






- 15 shy

Assurance


III LE PROJET

A Contexte







- 16 shy



D Cout du projet






en du total

Total en

du cout de base




Cout total de base

019 005 280

049 005 036 000 394

106 029

1779

193 091 083 ~ 2401

125 034

2059

242 096 119 ~ 2795

85 85 86

80 95 70

100 86

45 12

737

86 34 43 ~ 1000


037 069

232 ~

269 ~

86 86


Total

500 000 500

3050 2tQQ 3350

3550 300

3850

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- 18 shy












- 19 shy



Suivi et rapports




- 20 shy





156 (133 )




1282 2025 (632)


424 (249)

Materiel 175 (175)

100 (100)

275 (275)


115 (110)


145 (101)

TOTAL 1074 2476 3550 (940) (560) (1500)





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I Decaissements









4 Formation 090 100


6 Non affecte 220

TOTAL


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- 23 shy



Exercice 84 85 86 87 88 89


irteret compris 9651 10556 11 787 12141 12546 18225

Excedent net 479 188 993 1072 1179 692





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19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






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C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




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t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

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A Justification






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C Rlsgues






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c)

d)

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6 O~

a)

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- iv -






Cout de base 394 2401 2795








(CCCE) 00 00 50

150 155 30

150 155 80

Total 50 ====

335 ==

385 ====





95

TOGO













57 36

7

58

21 21

57 32

9 2

Total 100 ===

100 ===

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~









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OU



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TotE 1 32638 1088 100 =--=

- 11 shy




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- 13 shy







- 14 shy


Effectifs






- 15 shy

Assurance


III LE PROJET

A Contexte







- 16 shy



D Cout du projet






en du total

Total en

du cout de base




Cout total de base

019 005 280

049 005 036 000 394

106 029

1779

193 091 083 ~ 2401

125 034

2059

242 096 119 ~ 2795

85 85 86

80 95 70

100 86

45 12

737

86 34 43 ~ 1000


037 069

232 ~

269 ~

86 86


Total

500 000 500

3050 2tQQ 3350

3550 300

3850

86


- 18 shy












- 19 shy



Suivi et rapports




- 20 shy





156 (133 )




1282 2025 (632)


424 (249)

Materiel 175 (175)

100 (100)

275 (275)


115 (110)


145 (101)

TOTAL 1074 2476 3550 (940) (560) (1500)





- 21 shy



I Decaissements









4 Formation 090 100


6 Non affecte 220

TOTAL


- 22 shy







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Exercice 84 85 86 87 88 89


irteret compris 9651 10556 11 787 12141 12546 18225

Excedent net 479 188 993 1072 1179 692





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19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






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C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


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Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

i)

j)

k)

1)

6 O~

a)

b)

c)
















TOGO













57 36

7

58

21 21

57 32

9 2

Total 100 ===

100 ===

100 ===

- 2 shy





- 3 shy









- 4 shy



- 5 shy






- 6 shy





- 7 shy


~









- 8 shy








- 9 shy





OU



- 10 shy







TotE 1 32638 1088 100 =--=

- 11 shy




- 12 shy










- 13 shy







- 14 shy


Effectifs






- 15 shy

Assurance


III LE PROJET

A Contexte







- 16 shy



D Cout du projet






en du total

Total en

du cout de base




Cout total de base

019 005 280

049 005 036 000 394

106 029

1779

193 091 083 ~ 2401

125 034

2059

242 096 119 ~ 2795

85 85 86

80 95 70

100 86

45 12

737

86 34 43 ~ 1000


037 069

232 ~

269 ~

86 86


Total

500 000 500

3050 2tQQ 3350

3550 300

3850

86


- 18 shy












- 19 shy



Suivi et rapports




- 20 shy





156 (133 )




1282 2025 (632)


424 (249)

Materiel 175 (175)

100 (100)

275 (275)


115 (110)


145 (101)

TOTAL 1074 2476 3550 (940) (560) (1500)





- 21 shy



I Decaissements









4 Formation 090 100


6 Non affecte 220

TOTAL


- 22 shy







- 23 shy



Exercice 84 85 86 87 88 89


irteret compris 9651 10556 11 787 12141 12546 18225

Excedent net 479 188 993 1072 1179 692





- 24 shy








- 25 -




19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






- 26 shy


C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

i)

j)

k)

1)

6 O~

a)

b)

c)
















- 2 shy





- 3 shy









- 4 shy



- 5 shy






- 6 shy





- 7 shy


~









- 8 shy








- 9 shy





OU



- 10 shy







TotE 1 32638 1088 100 =--=

- 11 shy




- 12 shy










- 13 shy







- 14 shy


Effectifs






- 15 shy

Assurance


III LE PROJET

A Contexte







- 16 shy



D Cout du projet






en du total

Total en

du cout de base




Cout total de base

019 005 280

049 005 036 000 394

106 029

1779

193 091 083 ~ 2401

125 034

2059

242 096 119 ~ 2795

85 85 86

80 95 70

100 86

45 12

737

86 34 43 ~ 1000


037 069

232 ~

269 ~

86 86


Total

500 000 500

3050 2tQQ 3350

3550 300

3850

86


- 18 shy












- 19 shy



Suivi et rapports




- 20 shy





156 (133 )




1282 2025 (632)


424 (249)

Materiel 175 (175)

100 (100)

275 (275)


115 (110)


145 (101)

TOTAL 1074 2476 3550 (940) (560) (1500)





- 21 shy



I Decaissements









4 Formation 090 100


6 Non affecte 220

TOTAL


- 22 shy







- 23 shy



Exercice 84 85 86 87 88 89


irteret compris 9651 10556 11 787 12141 12546 18225

Excedent net 479 188 993 1072 1179 692





- 24 shy








- 25 -




19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






- 26 shy


C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

i)

j)

k)

1)

6 O~

a)

b)

c)
















- 3 shy









- 4 shy



- 5 shy






- 6 shy





- 7 shy


~









- 8 shy








- 9 shy





OU



- 10 shy







TotE 1 32638 1088 100 =--=

- 11 shy




- 12 shy










- 13 shy







- 14 shy


Effectifs






- 15 shy

Assurance


III LE PROJET

A Contexte







- 16 shy



D Cout du projet






en du total

Total en

du cout de base




Cout total de base

019 005 280

049 005 036 000 394

106 029

1779

193 091 083 ~ 2401

125 034

2059

242 096 119 ~ 2795

85 85 86

80 95 70

100 86

45 12

737

86 34 43 ~ 1000


037 069

232 ~

269 ~

86 86


Total

500 000 500

3050 2tQQ 3350

3550 300

3850

86


- 18 shy












- 19 shy



Suivi et rapports




- 20 shy





156 (133 )




1282 2025 (632)


424 (249)

Materiel 175 (175)

100 (100)

275 (275)


115 (110)


145 (101)

TOTAL 1074 2476 3550 (940) (560) (1500)





- 21 shy



I Decaissements









4 Formation 090 100


6 Non affecte 220

TOTAL


- 22 shy







- 23 shy



Exercice 84 85 86 87 88 89


irteret compris 9651 10556 11 787 12141 12546 18225

Excedent net 479 188 993 1072 1179 692





- 24 shy








- 25 -




19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






- 26 shy


C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

i)

j)

k)

1)

6 O~

a)

b)

c)
















- 4 shy



- 5 shy






- 6 shy





- 7 shy


~









- 8 shy








- 9 shy





OU



- 10 shy







TotE 1 32638 1088 100 =--=

- 11 shy




- 12 shy










- 13 shy







- 14 shy


Effectifs






- 15 shy

Assurance


III LE PROJET

A Contexte







- 16 shy



D Cout du projet






en du total

Total en

du cout de base




Cout total de base

019 005 280

049 005 036 000 394

106 029

1779

193 091 083 ~ 2401

125 034

2059

242 096 119 ~ 2795

85 85 86

80 95 70

100 86

45 12

737

86 34 43 ~ 1000


037 069

232 ~

269 ~

86 86


Total

500 000 500

3050 2tQQ 3350

3550 300

3850

86


- 18 shy












- 19 shy



Suivi et rapports




- 20 shy





156 (133 )




1282 2025 (632)


424 (249)

Materiel 175 (175)

100 (100)

275 (275)


115 (110)


145 (101)

TOTAL 1074 2476 3550 (940) (560) (1500)





- 21 shy



I Decaissements









4 Formation 090 100


6 Non affecte 220

TOTAL


- 22 shy







- 23 shy



Exercice 84 85 86 87 88 89


irteret compris 9651 10556 11 787 12141 12546 18225

Excedent net 479 188 993 1072 1179 692





- 24 shy








- 25 -




19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






- 26 shy


C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

i)

j)

k)

1)

6 O~

a)

b)

c)
















- 5 shy






- 6 shy





- 7 shy


~









- 8 shy








- 9 shy





OU



- 10 shy







TotE 1 32638 1088 100 =--=

- 11 shy




- 12 shy










- 13 shy







- 14 shy


Effectifs






- 15 shy

Assurance


III LE PROJET

A Contexte







- 16 shy



D Cout du projet






en du total

Total en

du cout de base




Cout total de base

019 005 280

049 005 036 000 394

106 029

1779

193 091 083 ~ 2401

125 034

2059

242 096 119 ~ 2795

85 85 86

80 95 70

100 86

45 12

737

86 34 43 ~ 1000


037 069

232 ~

269 ~

86 86


Total

500 000 500

3050 2tQQ 3350

3550 300

3850

86


- 18 shy












- 19 shy



Suivi et rapports




- 20 shy





156 (133 )




1282 2025 (632)


424 (249)

Materiel 175 (175)

100 (100)

275 (275)


115 (110)


145 (101)

TOTAL 1074 2476 3550 (940) (560) (1500)





- 21 shy



I Decaissements









4 Formation 090 100


6 Non affecte 220

TOTAL


- 22 shy







- 23 shy



Exercice 84 85 86 87 88 89


irteret compris 9651 10556 11 787 12141 12546 18225

Excedent net 479 188 993 1072 1179 692





- 24 shy








- 25 -




19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






- 26 shy


C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

i)

j)

k)

1)

6 O~

a)

b)

c)
















- 6 shy





- 7 shy


~









- 8 shy








- 9 shy





OU



- 10 shy







TotE 1 32638 1088 100 =--=

- 11 shy




- 12 shy










- 13 shy







- 14 shy


Effectifs






- 15 shy

Assurance


III LE PROJET

A Contexte







- 16 shy



D Cout du projet






en du total

Total en

du cout de base




Cout total de base

019 005 280

049 005 036 000 394

106 029

1779

193 091 083 ~ 2401

125 034

2059

242 096 119 ~ 2795

85 85 86

80 95 70

100 86

45 12

737

86 34 43 ~ 1000


037 069

232 ~

269 ~

86 86


Total

500 000 500

3050 2tQQ 3350

3550 300

3850

86


- 18 shy












- 19 shy



Suivi et rapports




- 20 shy





156 (133 )




1282 2025 (632)


424 (249)

Materiel 175 (175)

100 (100)

275 (275)


115 (110)


145 (101)

TOTAL 1074 2476 3550 (940) (560) (1500)





- 21 shy



I Decaissements









4 Formation 090 100


6 Non affecte 220

TOTAL


- 22 shy







- 23 shy



Exercice 84 85 86 87 88 89


irteret compris 9651 10556 11 787 12141 12546 18225

Excedent net 479 188 993 1072 1179 692





- 24 shy








- 25 -




19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






- 26 shy


C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

i)

j)

k)

1)

6 O~

a)

b)

c)
















- 7 shy


~









- 8 shy








- 9 shy





OU



- 10 shy







TotE 1 32638 1088 100 =--=

- 11 shy




- 12 shy










- 13 shy







- 14 shy


Effectifs






- 15 shy

Assurance


III LE PROJET

A Contexte







- 16 shy



D Cout du projet






en du total

Total en

du cout de base




Cout total de base

019 005 280

049 005 036 000 394

106 029

1779

193 091 083 ~ 2401

125 034

2059

242 096 119 ~ 2795

85 85 86

80 95 70

100 86

45 12

737

86 34 43 ~ 1000


037 069

232 ~

269 ~

86 86


Total

500 000 500

3050 2tQQ 3350

3550 300

3850

86


- 18 shy












- 19 shy



Suivi et rapports




- 20 shy





156 (133 )




1282 2025 (632)


424 (249)

Materiel 175 (175)

100 (100)

275 (275)


115 (110)


145 (101)

TOTAL 1074 2476 3550 (940) (560) (1500)





- 21 shy



I Decaissements









4 Formation 090 100


6 Non affecte 220

TOTAL


- 22 shy







- 23 shy



Exercice 84 85 86 87 88 89


irteret compris 9651 10556 11 787 12141 12546 18225

Excedent net 479 188 993 1072 1179 692





- 24 shy








- 25 -




19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






- 26 shy


C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

i)

j)

k)

1)

6 O~

a)

b)

c)
















- 8 shy








- 9 shy





OU



- 10 shy







TotE 1 32638 1088 100 =--=

- 11 shy




- 12 shy










- 13 shy







- 14 shy


Effectifs






- 15 shy

Assurance


III LE PROJET

A Contexte







- 16 shy



D Cout du projet






en du total

Total en

du cout de base




Cout total de base

019 005 280

049 005 036 000 394

106 029

1779

193 091 083 ~ 2401

125 034

2059

242 096 119 ~ 2795

85 85 86

80 95 70

100 86

45 12

737

86 34 43 ~ 1000


037 069

232 ~

269 ~

86 86


Total

500 000 500

3050 2tQQ 3350

3550 300

3850

86


- 18 shy












- 19 shy



Suivi et rapports




- 20 shy





156 (133 )




1282 2025 (632)


424 (249)

Materiel 175 (175)

100 (100)

275 (275)


115 (110)


145 (101)

TOTAL 1074 2476 3550 (940) (560) (1500)





- 21 shy



I Decaissements









4 Formation 090 100


6 Non affecte 220

TOTAL


- 22 shy







- 23 shy



Exercice 84 85 86 87 88 89


irteret compris 9651 10556 11 787 12141 12546 18225

Excedent net 479 188 993 1072 1179 692





- 24 shy








- 25 -




19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






- 26 shy


C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

i)

j)

k)

1)

6 O~

a)

b)

c)
















- 9 shy





OU



- 10 shy







TotE 1 32638 1088 100 =--=

- 11 shy




- 12 shy










- 13 shy







- 14 shy


Effectifs






- 15 shy

Assurance


III LE PROJET

A Contexte







- 16 shy



D Cout du projet






en du total

Total en

du cout de base




Cout total de base

019 005 280

049 005 036 000 394

106 029

1779

193 091 083 ~ 2401

125 034

2059

242 096 119 ~ 2795

85 85 86

80 95 70

100 86

45 12

737

86 34 43 ~ 1000


037 069

232 ~

269 ~

86 86


Total

500 000 500

3050 2tQQ 3350

3550 300

3850

86


- 18 shy












- 19 shy



Suivi et rapports




- 20 shy





156 (133 )




1282 2025 (632)


424 (249)

Materiel 175 (175)

100 (100)

275 (275)


115 (110)


145 (101)

TOTAL 1074 2476 3550 (940) (560) (1500)





- 21 shy



I Decaissements









4 Formation 090 100


6 Non affecte 220

TOTAL


- 22 shy







- 23 shy



Exercice 84 85 86 87 88 89


irteret compris 9651 10556 11 787 12141 12546 18225

Excedent net 479 188 993 1072 1179 692





- 24 shy








- 25 -




19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






- 26 shy


C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

i)

j)

k)

1)

6 O~

a)

b)

c)
















- 10 shy







TotE 1 32638 1088 100 =--=

- 11 shy




- 12 shy










- 13 shy







- 14 shy


Effectifs






- 15 shy

Assurance


III LE PROJET

A Contexte







- 16 shy



D Cout du projet






en du total

Total en

du cout de base




Cout total de base

019 005 280

049 005 036 000 394

106 029

1779

193 091 083 ~ 2401

125 034

2059

242 096 119 ~ 2795

85 85 86

80 95 70

100 86

45 12

737

86 34 43 ~ 1000


037 069

232 ~

269 ~

86 86


Total

500 000 500

3050 2tQQ 3350

3550 300

3850

86


- 18 shy












- 19 shy



Suivi et rapports




- 20 shy





156 (133 )




1282 2025 (632)


424 (249)

Materiel 175 (175)

100 (100)

275 (275)


115 (110)


145 (101)

TOTAL 1074 2476 3550 (940) (560) (1500)





- 21 shy



I Decaissements









4 Formation 090 100


6 Non affecte 220

TOTAL


- 22 shy







- 23 shy



Exercice 84 85 86 87 88 89


irteret compris 9651 10556 11 787 12141 12546 18225

Excedent net 479 188 993 1072 1179 692





- 24 shy








- 25 -




19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






- 26 shy


C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

i)

j)

k)

1)

6 O~

a)

b)

c)
















- 11 shy




- 12 shy










- 13 shy







- 14 shy


Effectifs






- 15 shy

Assurance


III LE PROJET

A Contexte







- 16 shy



D Cout du projet






en du total

Total en

du cout de base




Cout total de base

019 005 280

049 005 036 000 394

106 029

1779

193 091 083 ~ 2401

125 034

2059

242 096 119 ~ 2795

85 85 86

80 95 70

100 86

45 12

737

86 34 43 ~ 1000


037 069

232 ~

269 ~

86 86


Total

500 000 500

3050 2tQQ 3350

3550 300

3850

86


- 18 shy












- 19 shy



Suivi et rapports




- 20 shy





156 (133 )




1282 2025 (632)


424 (249)

Materiel 175 (175)

100 (100)

275 (275)


115 (110)


145 (101)

TOTAL 1074 2476 3550 (940) (560) (1500)





- 21 shy



I Decaissements









4 Formation 090 100


6 Non affecte 220

TOTAL


- 22 shy







- 23 shy



Exercice 84 85 86 87 88 89


irteret compris 9651 10556 11 787 12141 12546 18225

Excedent net 479 188 993 1072 1179 692





- 24 shy








- 25 -




19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






- 26 shy


C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

i)

j)

k)

1)

6 O~

a)

b)

c)
















- 12 shy










- 13 shy







- 14 shy


Effectifs






- 15 shy

Assurance


III LE PROJET

A Contexte







- 16 shy



D Cout du projet






en du total

Total en

du cout de base




Cout total de base

019 005 280

049 005 036 000 394

106 029

1779

193 091 083 ~ 2401

125 034

2059

242 096 119 ~ 2795

85 85 86

80 95 70

100 86

45 12

737

86 34 43 ~ 1000


037 069

232 ~

269 ~

86 86


Total

500 000 500

3050 2tQQ 3350

3550 300

3850

86


- 18 shy












- 19 shy



Suivi et rapports




- 20 shy





156 (133 )




1282 2025 (632)


424 (249)

Materiel 175 (175)

100 (100)

275 (275)


115 (110)


145 (101)

TOTAL 1074 2476 3550 (940) (560) (1500)





- 21 shy



I Decaissements









4 Formation 090 100


6 Non affecte 220

TOTAL


- 22 shy







- 23 shy



Exercice 84 85 86 87 88 89


irteret compris 9651 10556 11 787 12141 12546 18225

Excedent net 479 188 993 1072 1179 692





- 24 shy








- 25 -




19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






- 26 shy


C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

i)

j)

k)

1)

6 O~

a)

b)

c)
















- 13 shy







- 14 shy


Effectifs






- 15 shy

Assurance


III LE PROJET

A Contexte







- 16 shy



D Cout du projet






en du total

Total en

du cout de base




Cout total de base

019 005 280

049 005 036 000 394

106 029

1779

193 091 083 ~ 2401

125 034

2059

242 096 119 ~ 2795

85 85 86

80 95 70

100 86

45 12

737

86 34 43 ~ 1000


037 069

232 ~

269 ~

86 86


Total

500 000 500

3050 2tQQ 3350

3550 300

3850

86


- 18 shy












- 19 shy



Suivi et rapports




- 20 shy





156 (133 )




1282 2025 (632)


424 (249)

Materiel 175 (175)

100 (100)

275 (275)


115 (110)


145 (101)

TOTAL 1074 2476 3550 (940) (560) (1500)





- 21 shy



I Decaissements









4 Formation 090 100


6 Non affecte 220

TOTAL


- 22 shy







- 23 shy



Exercice 84 85 86 87 88 89


irteret compris 9651 10556 11 787 12141 12546 18225

Excedent net 479 188 993 1072 1179 692





- 24 shy








- 25 -




19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






- 26 shy


C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

i)

j)

k)

1)

6 O~

a)

b)

c)
















- 14 shy


Effectifs






- 15 shy

Assurance


III LE PROJET

A Contexte







- 16 shy



D Cout du projet






en du total

Total en

du cout de base




Cout total de base

019 005 280

049 005 036 000 394

106 029

1779

193 091 083 ~ 2401

125 034

2059

242 096 119 ~ 2795

85 85 86

80 95 70

100 86

45 12

737

86 34 43 ~ 1000


037 069

232 ~

269 ~

86 86


Total

500 000 500

3050 2tQQ 3350

3550 300

3850

86


- 18 shy












- 19 shy



Suivi et rapports




- 20 shy





156 (133 )




1282 2025 (632)


424 (249)

Materiel 175 (175)

100 (100)

275 (275)


115 (110)


145 (101)

TOTAL 1074 2476 3550 (940) (560) (1500)





- 21 shy



I Decaissements









4 Formation 090 100


6 Non affecte 220

TOTAL


- 22 shy







- 23 shy



Exercice 84 85 86 87 88 89


irteret compris 9651 10556 11 787 12141 12546 18225

Excedent net 479 188 993 1072 1179 692





- 24 shy








- 25 -




19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






- 26 shy


C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

i)

j)

k)

1)

6 O~

a)

b)

c)
















- 15 shy

Assurance


III LE PROJET

A Contexte







- 16 shy



D Cout du projet






en du total

Total en

du cout de base




Cout total de base

019 005 280

049 005 036 000 394

106 029

1779

193 091 083 ~ 2401

125 034

2059

242 096 119 ~ 2795

85 85 86

80 95 70

100 86

45 12

737

86 34 43 ~ 1000


037 069

232 ~

269 ~

86 86


Total

500 000 500

3050 2tQQ 3350

3550 300

3850

86


- 18 shy












- 19 shy



Suivi et rapports




- 20 shy





156 (133 )




1282 2025 (632)


424 (249)

Materiel 175 (175)

100 (100)

275 (275)


115 (110)


145 (101)

TOTAL 1074 2476 3550 (940) (560) (1500)





- 21 shy



I Decaissements









4 Formation 090 100


6 Non affecte 220

TOTAL


- 22 shy







- 23 shy



Exercice 84 85 86 87 88 89


irteret compris 9651 10556 11 787 12141 12546 18225

Excedent net 479 188 993 1072 1179 692





- 24 shy








- 25 -




19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






- 26 shy


C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

i)

j)

k)

1)

6 O~

a)

b)

c)
















- 16 shy



D Cout du projet






en du total

Total en

du cout de base




Cout total de base

019 005 280

049 005 036 000 394

106 029

1779

193 091 083 ~ 2401

125 034

2059

242 096 119 ~ 2795

85 85 86

80 95 70

100 86

45 12

737

86 34 43 ~ 1000


037 069

232 ~

269 ~

86 86


Total

500 000 500

3050 2tQQ 3350

3550 300

3850

86


- 18 shy












- 19 shy



Suivi et rapports




- 20 shy





156 (133 )




1282 2025 (632)


424 (249)

Materiel 175 (175)

100 (100)

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115 (110)


145 (101)

TOTAL 1074 2476 3550 (940) (560) (1500)





- 21 shy



I Decaissements









4 Formation 090 100


6 Non affecte 220

TOTAL


- 22 shy







- 23 shy



Exercice 84 85 86 87 88 89


irteret compris 9651 10556 11 787 12141 12546 18225

Excedent net 479 188 993 1072 1179 692





- 24 shy








- 25 -




19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






- 26 shy


C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

i)

j)

k)

1)

6 O~

a)

b)

c)
















- 18 shy












- 19 shy



Suivi et rapports




- 20 shy





156 (133 )




1282 2025 (632)


424 (249)

Materiel 175 (175)

100 (100)

275 (275)


115 (110)


145 (101)

TOTAL 1074 2476 3550 (940) (560) (1500)





- 21 shy



I Decaissements









4 Formation 090 100


6 Non affecte 220

TOTAL


- 22 shy







- 23 shy



Exercice 84 85 86 87 88 89


irteret compris 9651 10556 11 787 12141 12546 18225

Excedent net 479 188 993 1072 1179 692





- 24 shy








- 25 -




19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






- 26 shy


C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

i)

j)

k)

1)

6 O~

a)

b)

c)
















- 19 shy



Suivi et rapports




- 20 shy





156 (133 )




1282 2025 (632)


424 (249)

Materiel 175 (175)

100 (100)

275 (275)


115 (110)


145 (101)

TOTAL 1074 2476 3550 (940) (560) (1500)





- 21 shy



I Decaissements









4 Formation 090 100


6 Non affecte 220

TOTAL


- 22 shy







- 23 shy



Exercice 84 85 86 87 88 89


irteret compris 9651 10556 11 787 12141 12546 18225

Excedent net 479 188 993 1072 1179 692





- 24 shy








- 25 -




19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






- 26 shy


C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

i)

j)

k)

1)

6 O~

a)

b)

c)
















- 20 shy





156 (133 )




1282 2025 (632)


424 (249)

Materiel 175 (175)

100 (100)

275 (275)


115 (110)


145 (101)

TOTAL 1074 2476 3550 (940) (560) (1500)





- 21 shy



I Decaissements









4 Formation 090 100


6 Non affecte 220

TOTAL


- 22 shy







- 23 shy



Exercice 84 85 86 87 88 89


irteret compris 9651 10556 11 787 12141 12546 18225

Excedent net 479 188 993 1072 1179 692





- 24 shy








- 25 -




19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






- 26 shy


C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

i)

j)

k)

1)

6 O~

a)

b)

c)
















- 21 shy



I Decaissements









4 Formation 090 100


6 Non affecte 220

TOTAL


- 22 shy







- 23 shy



Exercice 84 85 86 87 88 89


irteret compris 9651 10556 11 787 12141 12546 18225

Excedent net 479 188 993 1072 1179 692





- 24 shy








- 25 -




19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






- 26 shy


C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

i)

j)

k)

1)

6 O~

a)

b)

c)
















- 22 shy







- 23 shy



Exercice 84 85 86 87 88 89


irteret compris 9651 10556 11 787 12141 12546 18225

Excedent net 479 188 993 1072 1179 692





- 24 shy








- 25 -




19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






- 26 shy


C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

i)

j)

k)

1)

6 O~

a)

b)

c)
















- 23 shy



Exercice 84 85 86 87 88 89


irteret compris 9651 10556 11 787 12141 12546 18225

Excedent net 479 188 993 1072 1179 692





- 24 shy








- 25 -




19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






- 26 shy


C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

i)

j)

k)

1)

6 O~

a)

b)

c)
















- 24 shy








- 25 -




19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






- 26 shy


C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

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- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

i)

j)

k)

1)

6 O~

a)

b)

c)
















- 25 -




19900 62 72


8070 25 28

Actif net 27970 87 100 =--= -






- 26 shy


C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

i)

j)

k)

1)

6 O~

a)

b)

c)
















- 26 shy


C arifs

Regime actue1



Etudes tarifaires


- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

i)

j)

k)

1)

6 O~

a)

b)

c)
















- 27 shy



Tarifs futurs




- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

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- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

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j)

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1)

6 O~

a)

b)

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- 28 shy
















- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

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j)

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1)

6 O~

a)

b)

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- 29 shy




t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

i)

j)

k)

1)

6 O~

a)

b)

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t

- 30 shy


90 91 92 93 94 95

Ventes (GWh) 245 256 274 298 324 353

Tatif (FCFAkWh) 56 57 58 58 58 58








I

pound1




- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






- 33 shy

c)

d)

e)

f)

g)

h)

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j)

k)

1)

6 O~

a)

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- 31 shy


A Justification






- 32 shy




C Rlsgues






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c)

d)

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6 O~

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- 32 shy




C Rlsgues






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c)

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6 O~

a)

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a)

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Rapport N· 8222-TO - World Bank€¦ · 4-1 : Income Statements FYs 78-89 ; 4-2 : Funds Flow...

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