FONDS AFRICAIN DE DEVELOPPEMENT

REPUBLIQUE RWANDAISE

PROJET DE REHABILITATION ET D’EXTENSION DES RESEAUXELECTRIQUES DE SIX CENTRES

RAPPORT D’ACHEVEMENT DE PROJET

DEPARTEMENT PAR PAYS OCDCREGION CENTRE MAI 2001

RWANDA : RAPPORT D’ACHEVEMENT DU PROJET DE REHABILITATION ET D’EXTENSIONDES RESEAUX ELECTRIQUES DE SIX CENTRES SECONDAIRES

TABLE DES MATIERES

Equivalences et abréviations iDonnées de bases du projet iiMatrice du projet viRésumé, Conclusions et recommandations vii

1. INTRODUCTION 1

2. OBJECTIFS ET FORMULATION DU PROJET 1

2.1. OBJECTIFS DU PROJET 12.2. DESCRIPTION DU PROJET 12.3. ORIGINE ET FORMULATION DU PROJET 22.4. PREPARATION, EVALUATION, NEGOCIATION, ET APPROBATION 2

3. EXECUTION DU PROJET 2

3.1. ENTREE EN VIGUEUR ET DEMARRAGE 23.2. MODIFICATIONS 33.3. CALENDRIER D’EXECUTION 33.4. RAPPORTS 43.5. PASSATION DE MARCHES 43.6. SOURCES DE FINANCEMENT ET DECAISSEMENTS 5

4. PERFORMANCE DU PROJET 6

4.1. EVALUATION GLOBALE 64.2. RESULTATS D’EXPLOITATION 64.3. PERFORMANCE INSTITUTIONNELLE 74.4. EFFICACITE EN MATIERE D’ORGANISATION ET DE GESTION 84.5. RENFORCEMENT, FORMATION ET PERFECTIONNEMENT DU PERSONNEL 84.6. PERFORMANCE DES CONSULTANTS, DES ENTREPRENEURS, DES FOURNISSEURS ET DE

L’ORGANE D’EXECUTION 84.7. CLAUSES ET CONDITIONS 94.8. PERFORMANCE FINANCIERE 104.9. PERFORMANCE ECONOMIQUE 11

5. INCIDENCES SOCIALE ET ENVIRONNEMENTALE DU PROJET 11

5.1. INCIDENCES SOCIALES 115.2. INCIDENCES ENVIRONNEMENTALES 12

6. VIABILITE DU PROJET 12

7. PERFORMANCE DE LA BANQUE ET DE L’EMPRUNTEUR 13

7.1. PERFORMANCE DE LA BANQUE 137.2. PERFORMANCE DE L’EMPRUNTEUR 13

8. PERFORMANCE GLOBALE ET NOTATION 13

9. CONCLUSION, ENSEIGNEMENTS TIRES ET RECOMMANDATIONS 14

9.1. CONCLUSIONS 149.2. ENSEIGNEMENTS TIRES 149.3. RECOMMANDATIONS 15

LISTE DES ANNEXES

Annexe 1 : Carte représentant la zone du projetAnnexe 2 : OrganigrammesAnnexe 3 : Conditions du prêt sur l’exécution du projetAnnexe 4 : Réalisations du projetAnnexe 5 : Coût réel et financement du projet par composante et

Décaissements annuels par source de financementAnnexe 6 : Calcul des taux de rentabilité financièreAnnexe 7 : Calcul des taux de rentabilité économiqueAnnexe 8 : Evaluation de la performance et notationAnnexe 9 : Bilans et comptes d’exploitation d’ELECTROGAZAnnexe 10 : Matrice des recommandationsAnnexe 11 : Sources d’informations

__________________________________________________________________________________________

Le présent rapport a été rédigé par M. Z. AMADOU, Ingénieur Electromécanicien, OCDC.4, M. M.BAH, Economiste des Equipements Collectifs, OCDC.4 et M. A. TRAORE, Analyste financier,OCDC.4 à la suite de la mission qu’ils ont effectué au Rwanda du 22/08/2000 au 06/09/2000. Toutequestion y afférente peut être posée aux personnes suscitées ou à M. A. R. RAKOTOBE, Chef dedivision, OCDC.4

- i -

EQUIVALENCES ET ABREVIATIONS

Equivalences monétaires

1 UCF = 0,921052 UC

Evolution du taux moyen de change UC/FRW

Année 1 UC = Année 1 UC = Année 1 UC = Année 1 UC Année 1 UC =

1981 109,05 1986 102,71 1991 154,06 1996 447,15 2001 552,90

1982 103,09 1987 102,71 1992 178,89 1997 420,52

1983 101,76 1988 102,71 1993 201,66 1998 418,00

1984 102,71 1989 102,71 1994 201,72 1999 457,92

1985 102,71 1990 102,71 1995 245,93 2000 500,42

Unités de mesure

Les unités de mesure sont celles du système métrique

Sigles et abréviations

EP : Eclairage PublicBT : Basse TensionBD : Budget de développementCEP : Cellule d’Exécution du ProjetFAD : Fonds africain de développementFRW : Franc RwandaisGWh : Gigawatt-heurekWh : Kilowatt-heurekm : KilomètreMT : Moyenne TensionMWh : Mégawatt-heureM.L. : Monnaie LocaleRAP : Rapport d’Achèvement du ProjetUC : Unité de CompteUSD : Dollar des Etats Unis d’AmériqueELECTROGAZ : Société nationale d’électricité, d’eau et de gaz

- ii -

DONNEES DE BASE DU PROJET

1. Numéro de prêt : F/RW/SP(EL)/87/21

2. Emprunteur : Gouvernement de la République rwandaiseMinistère des Finances et de l’Economie

3. Bénéficiaire : Société nationale de l’électricité, de l’eau et du gaz(ELECTROGAZ)

4. Organe d’exécution : ELECTROGAZ

A. PRET

Prêt Estimation à l'Evaluation Chiffres réels

1. Montant (en millions d'UC) 6,32 5,78

2. Commission de service 0,75% 0,75%

3. Commission d'engagement 1% 1%

4. Période de remboursement 50 ans 50 ans

5. Différé d'amortissement 10 ans 10 ans

6. Dates de négociation août 1987* 03 et 04 août 1987

7. Date d'approbation août 1987* 17 août 1987

8. Date de signature mars 1988** 14 octobre 1987

9. Date d'entrée en vigueur septembre 1988* 03 mai 1990

* Le rapport d’évaluation ne contient pas de calendrier prévisionnel : il a été supposé que lesdates arrêtées pour la négociation et l’approbation ont été respectées.** Le délai normal de six mois à compter de l’approbation et la signature a été considéré pources dates.

B. DONNEES DU PROJET

Projet Estimation à l'évaluation Chiffres réels

Devises M.L. Total Devises M.L. Total

1. Coût total (en millions d'UC) 5,79 1,23 7,02 5,54 0,63 6,17

2. Plan de financement

FAD 5,79 0,53 6,32 5,54 0,24 5,78

Gouvernement 0,7 0,7 0,39 0,39

Total 5,79 1,23 7,02 5,54 0,63 6,17

3. Date effective du premier décaissement 01 janvier 1988 21 août 1990

4. Date effective du dernier décaissement 31 décembre 1990 08 octobre 1999

5. Date de démarrage des activitésd'exécution du projet

1988 1990

6. Date d'achèvement des activitésd'exécution du projet

1990 1999

- iii -

C. INDICATEURS DE PERFORMANCE

Intitulé

1. Reliquat 0,53 million UC 8,43 %

2 . Retards par rapport au calendrier Durée %

Décalage par rapport à l'entrée en vigueur (estimation) 24 mois 400

Décalage par rapport à la date d'achèvement 9 ans 300

Décalage par rapport au dernier décaissement 9 ans 300

Nombre de prorogation de la date limite de dernier décaissement 3

3 . Etat d'exécution du projet Achevé

4. Liste des indicateurs vérifiables et stade d'achèvement(en % des stades prévus)

Quantité réalisée %

Nombre d'abonnés 3880 174

Longueur de ligne MT 80 136

Poste MT/BT 39 150

Longueur de ligne BT et éclairage public 110 61

Véhicules 3 38

5. Performance Insatisfaisant Passable Satisfaisant

Performance institutionnelle x

Performance de l'entrepreneur x

Performance du Consultant x

6. Rentabilité Evaluation Achèvement

Taux de rentabilité économique 10,5 % 25,15 %

Taux de rentabilité financière 4 % 12,88 %

D. MISSIONS

DatesNombre dePersonnes

Composition

Personnes-joursIngénieur

Analystefinancier

Economiste

1. Identification s.o. 0 s.o. s.o. s.o. s.o.

2. Préparation s.o. 0 s.o. s.o. s.o. s.o.

3. Evaluation avr. 1987 2 1 1 - 30

4. Supervisions

Supervision 1 déc. 1991 1 1 - - 17

Supervision 2 juil. 1993 1 1 - - 13

Supervision 3 oct. 1996 2 1 - 1 32

Supervision 4 déc. 1997 1 1 - - 5

Supervision 5 août 1998 1 1 - - 28

Supervision 6 fév. 1999 1 1 - - 7

Supervision 7 sept. 1999 1 1 - - 12

5. RAP sept. 2000 3 1 1 1 54

Total 13 9 2 2 198

E. DECAISSEMENTS (millions d’UC)

Année 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 Total

Décaissements prévus 1,52 2,95 1,85 6,32

Décaissements réalisés 1,10 0,91 0,92 0,83 0,73 0,54 0,62 0,14 5,79

- iv -

F. ENTREPRENEUR

– Nom : Grichting & Valtério– Responsabilité: Fourniture du matériel électrique et des équipements, travaux

Marché initial

– Date de signature du contrat : 15/12/1989– Date de mise en vigueur : 10/1990– Durée du contrat : 18 mois– Montant : 4 502 841 USD

50 228 112 FRW

Avenant N°1

– Objet de l’avenant : Régularisation des dépassements budgétaires dus auxprestations complémentaires.– Date de signature de l’avenant : 24/11/1993– Durée de l’avenant : 8 mois– Montant : 1 314 280 USD

16 219 088 FRW

Avenant N°2

– Objet de l’avenant : Travaux du centre de Byumba et fourniture du matérielpour la réparation des dégâts dans les cinq autres centres

– Date de signature de l’avenant : 07/11/1997– Durée de l’avenant : 17 mois– Montant : 1 404 825 USD

Avenant N°3

– Objet de l’avenant : modification des conditions de paiement del’avenant N°2

– Date de signature de l’avenant : 14/08/1998– Date de mise en vigueur : s.o.– Date d’expiration de l’avenant : s.o.– Durée de l’avenant : s.o.– Montant : s.o.

G. CONSULTANT

– Nom : SNC LAVALIN INTERNATIONAL– Responsabilité : Contrôle des travaux

- v -

Marché initial

– Date de signature du contrat : 30/06/1989– Date de mise en vigueur : 31/12/1990– Durée du contrat : 30 mois– Montant : 379 250 USD

11 733 684 FRW

Avenant N°1

– Objet de l’avenant : Prolongation de 20 mois de la durée initiale ducontrat

– Date de signature de l’avenant : 24/11/1993– Durée de l’avenant : 20 mois– Montant : 176 262 USD

5 962 456 FRWAvenant N°2

– Objet de l’avenant : Paiement des prestations supplémentaires del’ingénieur-conseil

– Date de signature de l’avenant : 26/02/1998– Durée de l’avenant : sans objet (régularisation de paiements)– Montant : 45 810 USD

991 250 FRW

- vi -MATRICE DU PROJET

Description Narrative (DN) Indicateurs Vérifiables (IOV) Moyens de Vérification(MV)

1 SuppositionsImportantes

Objectif sectoriel :

1 Améliorer la couverture des besoins enénergie électrique du pays.

Au plan national :

1.1 Le nombre d’abonnés est passé de 10694en 1987 à 43000 en 1999.

1.2 Le taux d’électrification est passé de 1% en1987 à 4% en 1999.

1.3 Le temps de coupure a diminué

Statistiquesd’ELECTROGAZ et duMinistère chargé del’énergie

( Obj. Sect. Vers Obj.Suprême)

Objectif du projet :

1. Améliorer le taux d’électrification descentres de Bugarama, Byumba, Cyangugu,Gikongoro, Gitarama et Rwamagana ;

2. Améliorer les performances techniques,d’ELECTROGAZ.

1.1 3880 nouveaux foyers alimentés en 1999,en électricité grâce aux réseaux de distributionréalisés par le projet.

1.2 Le nombre d’abonnés des six centres aaugmenté de 778 en 1987 à 5680 en 1999

1.3 Le taux d’électrification de l’ensemble dessix centres est passé de 7% en 1987 à 18% en1999

2.1 Les pertes techniques ont été réduites.

2.2 Le nombre de déclenchement est passé de1 (un) par jour à deux par semaine

Rapports annuelsd’exploitationd’ELECTROGAZ.

(Obj. Prj. Vers Obj. Sect.)

La réforme institutionnelled’ELECTROGAZ estentreprise et les contrats deperformance liant l’Etat aufutur opérateur du secteursont respectés.

D’autres projets deproduction et de distributiond’électricité sont mis enœuvre.

Réalisations :

1. Lignes MT réhabilitées et construites ;

2. Postes MT/ BT réhabilités et construits ;

3. Lignes BT et réseaux d’éclairage publicréhabilités et construits distributions ;

4. Branchements réalisés ;

5. Véhicules acquis ;

6. Outillage, pièces de rechanges et appareilsde mesures acquis.

En 1999,

1. 80 km de lignes MT réhabilités ou construitsdont : 44 à Cyangugu ; 4 à Gikongoro ; 11 àGitarama ; 21 à Rwamagana

2. 39 postes MT/BT réhabilités et/ouconstruits dont : 1 à Bugarama ; 13 àCyangugu ; 7 à Gikongoro ; 11 à Gitarama ; 5 àRwamagana et ; 2 à Byumba.

3. 110 km de réseaux B.T et d’éclairage publicréhabilités et construits dont : 7 à Bugarama ;29 à Cyangugu ; 12 à Gikongoro ; 29 àGitarama ; 22 à Rwamagana et ; 11 à Byumba

4. 3880 nouveaux branchements réalisés dont :971 à Cyangugu et Bugarama ; 492 àGikongoro ; 1224 à Gitarama ; 729 àRwamagana et ; 464 à Byumba.

5. 3 véhicules acquis

6. des lots d’outillage, d’appareils de mesure etde matériel de sécurité sont acquis..

Rapports périodiquesd’avancement et rapportd’achèvement de projet.

Constats de missions desupervision et rapportd’achèvement de projet.

Rapport d’achèvement duprojet

(Réal. Vers Obj. Prj.) :

Les installations réaliséespar le projet sont bienentretenues

Activités :

1. Appels d’offres sur la base d’une listerestreinte en vue du recrutement del’ingénieur conseil ;

2. Appel d’offres pour la sélection del’entreprise chargé des travaux et de lafourniture du matériel ;

3. Contrôle et supervision des travaux ;

4. Réhabilitation et construction de ligneset postes ;

5. Réalisation des branchements ;

6. Acquisition de véhicules, d’outillage etde pièces de rechange.

Ressources

(en millions d’UC)

Dev. M.L. Total

FAD 5,54 0,24 5,78Gouv. - 0,39 0,39Total 5,54 0,59 6,17

Rapports périodiquesd’avancement du projet.

Rapports périodiques etfinal

( Act. Vers Réal.) :

- vii -

RESUME, CONCLUSIONS ET RECOMMANDATIONS

1. OBJECTIFS ET FORMULATION DU PROJET

1.1 Objectifs du projet

L’objectif sectoriel du projet est l’amélioration du taux de desserte en électricité dupays. Plus spécifiquement, le projet vise (i) la réhabilitation et l’extension des réseaux dedistribution d’électricité des centres de Bugarama, Byumba, Cyangugu, Gikongoro, Gitaramaet Rwamagana et (ii) l’amélioration de la gestion de l’entreprise d’électricité ELECTROGAZ.

1.2 Description du projet

Le projet comprend : la fourniture de matériel et d’équipements pour la constructionet la réhabilitation des réseaux de distribution publique ; la réalisation de branchements ; lafourniture de pièces de rechange et de véhicules ; le contrôle et la supervision des travaux et ;la mise en place de la comptabilité analytique d’ELECTROGAZ. Ses composantes sont : a)Postes : réhabilitation de 12 postes ; construction de 24 postes ; b) Lignes MT : réhabilitationde 35 km ; construction de 24 km ; c) Réseaux BT et Eclairage public : réhabilitation de 20km de ligne ; construction de 160 km de ligne ; d) Branchements : 2224 branchements ; e)Etude et contrôle : f) Outillage, pièces de rechange et véhicules : outillage et pièce derechange ; 6 camionnettes 4x4 ; 2 véhicules de liaison ; 2 camions-nacelles et ; g) Assistancetechnique.

1.3 Origine et formulation du projet

Le projet d’électrification de six centres a été initié dans le cadre du quatrième Plan dedéveloppement économique et social du Rwanda dont les objectifs étaient, entre autres,l’augmentation du taux de desserte du pays en électricité. Cette décision était elle-mêmefondée sur les résultats de l’Etude de plan énergétique national. Initialement, le projet retenupar les autorités rwandaises comprenait les centres de Byumba, Cyangugu, Gikongoro,Gitarama, Rwamagana et Ruhango. Ce dernier sera remplacé par le centre de Bugarama aucours de la préparation du projet et les travaux y afférents ont été financés en 1988 sur fondsbilatéraux allemands dans le cadre du projet d’électrification de 5 sous-préfectures.

2. EXECUTION DU PROJET

L’exécution du projet a été achevée avec un retard de neuf ans par rapport aucalendrier prévu à l’évaluation. Trois années de la durée du retard sont dues à une forcemajeure. Le délai d’exécution aurait pu être réduit et même respecté n’eut été le mauvaisclimat de coopération entre les intervenants et la mauvaise organisation de l’Administration.Le calendrier d’exécution établi à l’évaluation était réaliste. Les retards enregistrés dansl’exécution du projet et les modifications de tracé de réseau n’ont pas entraîné un dépassementdu crédit mais un surcoût de 1.768.803 UC (44% des prix fixés à la passation des marchés).Deux avenants au contrat de l’ingénieur-conseil ont été signés pour prendre en compte sesprestations supplémentaires induites par l’allongement de la durée d’exécution du projet. Lecontrat de travaux a fait l’objet de trois avenants. Le troisième avenant n’avait pas eud’incidences financières car il ne modifiait que les conditions de paiement de l’avenant N°2.

- viii -

3. VIABILITE DU PROJET

Les installations du projet ont été réalisées conformément aux règles de l’art. Ellessont bien entretenues. Les objectifs du projet ont été dépassés en terme de nombre de clientstandis que ses coûts sont restés dans l’enveloppe initialement prévue, si bien que le taux derentabilité du projet est nettement supérieur à celui prévu à l’évaluation. Le projet permetdonc de dégager des ressources suffisantes pour assurer l’entretien du réseau et sondéveloppement. Il est viable.

4. PERFORMANCE DE LA BANQUE ET DE L’EMPRUNTEUR

4.1 La performance de la Banque est satisfaisante. L’instruction du projet, basée surdes études de faisabilité dont les termes de référence ont été préparés par la Banque, s’estnormalement déroulée. Les réactions de la Banque par rapport aux problèmes d’exécution ontété appropriées. L’Administration du prêt par la Banque a été caractérisée, au démarrage duprojet, par des retards de décaissement. Par la suite, les délais de décaissement ont étéaméliorés. La Banque a veillé à l’application des règles d’acquisitions lors des divergencesapparues, en matière d’attribution du contrat de travaux, entre le Ministère de tutelle d’unepart et l’ingénieur-conseil et le Conseil d’adjudication d’autre part. Les missions desupervision de la Banque ont été régulières et ont contribué à améliorer la mise en œuvre duprojet, par, notamment, la clarification des rôles des divers intervenants afin d’éviter lesconflits de compétence. Toutefois, leur composition n’était pas toujours appropriée car aucuned’elles ne comportait un analyste financier.

4.2 La performance de l’emprunteur n’est pas satisfaisante. Les conditions d’entrée envigueur du prêt ont été accomplies avec un grand retard qui a affecté de façon négative leplanning et le démarrage des travaux. En outre, certaines « Autres conditions » n’ont pas étéréalisées et celles qui ont été accomplies l’ont été avec d’importants délais de plus de cinq ans.Par ailleurs, le Gouvernement ne s’est pas conformé aux conditions générales relatives aufinancement de sa part des coûts du projet et il n’a pas respecté son engagement de réduire lesarriérés du secteur public dont l’ancienneté ne devait pas dépasser un maximum contractuel de3 mois de facturation.

5. PERFORMANCE GLOBALE ET NOTATION

Malgré un contexte d’exécution exceptionnellement difficile et un long délai deréalisation, les objectifs quantitatifs et qualitatifs du projet ont été atteints sans dépassementde coûts. Le projet obtient les notes 2,25 et 2,74 sur 4 pour, respectivement, la performance àl’exécution (formulaire IP1, annexe 8) et les résultats (formulaire P01, annexe 8). Laperformance à l’exécution et les résultats du projet sont satisfaisants. La performanceglobale du projet est satisfaisante.

6. CONCLUSION, ENSEIGNEMENTS TIRES ET RECOMMANDATIONS

6.1 Conclusions

6.1.1 Les principales actions qui conditionnent le succès du projet ont été bien identifiéeslors de son instruction et de son exécution. Il s’agit des mesures d’ordre organisationnel etstructurel (études, réforme sectorielle) et d’actions visant à améliorer les performancesfinancières (politique de branchements, mise en place de la comptabilité analytique,

- ix -

recouvrement des impayés). La mise en œuvre de ces mesures a été prévue dans le cadre duprojet ou en synergie avec les actions programmées par les autres bailleurs de fonds.

6.1.2 Malgré les conditions particulièrement défavorables dans lesquelles il a été exécuté, leprojet dégage un taux de rentabilité positif. Il existe un fort potentiel d’amélioration desperformances du projet avec l’entrée en service prochaine d’un opérateur privé. En effet, enconfiant la gestion de l’entreprise à un privé, le Gouvernement peut s’attendreraisonnablement à une réduction de 30 à 15% du niveau des pertes et à une augmentation de63 à 90% du taux de recouvrement. Par ailleurs, la satisfaction des demandes de branchementen attente permettrait d’augmenter le niveau des ventes. Une politique commerciale plusagressive d’ELECTROGAZ, basée sur la réduction du coût de raccordement et l’octroi defacilités de paiement, contribuerait également à l’augmentation des ventes.

6.2 Enseignements tirés

Satisfaction des conditions d’entrée en vigueur du prêt

6.2.1 Pour éviter les retards de mise en vigueur des prêts, des conditions préalables àl’évaluation du projet devraient être posées. Dans ce cas, la mission d’évaluation ne seraiteffectuée qu’après satisfaction de ces conditions (paragraphe 3.1.1).

Suivi et supervision du projet

6.2.2 Les missions d’évaluation et de lancement de projet devraient discuter avec leGouvernement afin de clarifier les rôles des différents représentants de l’Emprunteur(paragraphe 3.3.2).

6.2.3 Les missions de supervision des projets devraient s’effectuer avec des équipes mixtesafin de faire le point de l’exécution du projet, notamment la situation financière (chapitre7.1).

6.2.4 La Banque devrait adopter une attitude plus ferme allant jusqu’à la suspension desdécaissements pour faire respecter les engagements de l’Emprunteur en matière detransmission des rapports d’avancement et d’audit des projets (chapitre 3. 4).

Contribution de l’Emprunteur au financement du projet

6.2.5 Les chargés de projet devraient faire le point de l’exécution financière du projet avantl’approbation d’un nouveau contrat et ajuster le cas échéant le niveau de contribution del’Emprunteur (paragraphe 3.6.3).

6.2.6 Les missions de supervision devraient ajuster systématiquement le plan definancement au fur et à mesure de l’exécution des projets (paragraphes 3.6.3 et 3.6.4).

6.2.7 La Banque doit veiller à la saisie correcte des contrats dans le système informatique degestion des projets (paragraphe 3.6.4).

- x -

Calcul des taux de rentabilité économique et financière

6.2.8 L’estimation de la demande dans les projets d’électrification devrait se faire sur la based’une étude de marché soutenue par des enquêtes auprès des ménages et en tenant compte del’expérience d’autres projets similaires (paragraphes 4.8.2 et 4.8.3).6.2.9 Pour l’évaluation des taux de rentabilité, les projections financières devraient se faireen devise dans les pays à forte dépréciation monétaire (paragraphe 4.8.4).

6.3 Recommandations

A la Banque, il est recommandé :

i. de poser, le cas échéant, à l’issue des missions de préparation, des conditions préalables àl’évaluation afin de réduire l’âge moyen des projets ;

ii. de prendre en compte les enseignements du projet en matière de prévision des ventes dansle cas des futurs projets d’électrification : trois taux dégressifs d’augmentation des ventespourraient être pris en compte ;

iii. de demander au Gouvernement de financer les travaux additionnels et les branchementsen attente afin (i) de porter sa contribution au niveau minimum de 10% du coût total du projetet (ii) d’améliorer les recettes d’ELECTROGAZ dans les six centres.

A l’Emprunteur, il est recommandé :

i. de mettre en place un système de gestion des futurs projets dans lequel le suivi quotidiendes activités du projet serait entièrement confié à l’organe d’exécution et la supervision sousforme d’interventions ponctuelles de contrôle à l’Administration ;

ii. de financer les travaux et branchements additionnels pour porter la contribution duGouvernement au niveau minimal requis (10%) par les règles du FAD ;

iii. de réaliser une étude tarifaire et d’en appliquer les recommandations visant l’équilibrefinancier d’ELECTROGAZ et ;

iv. de poursuivre et finaliser le processus de restructuration d’ELECTROGAZ.

A l’organe d’exécution et bénéficiaire du projet, il est recommandé :

i. d’améliorer son dispositif de comptage de l’énergie livrée au réseau afin de disposer dedonnées fiables requises pour une gestion efficace du système électrique ;

ii. d’exécuter les travaux et branchements additionnels requis dans les six centres.

1

1. INTRODUCTION

1.1 Le Groupe de la Banque est intervenu pour la première fois dans le secteur de l’énergieau Rwanda en 1984 en élaborant les termes de référence de l’étude de faisabilité du présentprojet, financée par une aide bilatérale canadienne. La Banque a également réalisé en 1999 larevue du secteur de l’énergie. Le projet de réhabilitation et d’extension des réseaux électriquesde six centres est la première intervention financière de la Banque dans le secteur de l’énergieet dans le sous-secteur de l’électricité. Il fait partie du quatrième plan de développementéconomique, culturel et social et s’inscrit dans la stratégie du Gouvernement visant à corrigerles déficiences du secteur de l’énergie, mises en exergue par l’étude du Plan énergétiquenational réalisé au début des années 1980. Le projet couvre les centres de Cyangugu àl’Ouest, Bugarama au Sud-ouest, Gikongoro au Sud, Gitarama au centre, Byumba au Nordet Rwamagana à l’Est du pays (voir carte en annexe 1).

1.2 L’instruction et l’exécution du projet se sont déroulées dans un contexte caractérisépar une crise économique en 1987 et surtout des troubles socio-politiques déclenchés en 1990.La situation sécuritaire du pays a continué à se dégrader pour atteindre son point culminant en1994, lors du génocide. Les activités du projet furent suspendues en 1993 pour cause de forcemajeure. Les installations du projet ont subi de graves dégâts au point de constituer un dangermortel pour les populations. L’insécurité et la désorganisation des services d’ELECTROGAZn’ont permis de faire l’inventaire des dégâts qu’en 1996.

1.3 Au plan institutionnel, plusieurs actions visant le désengagement de l’Etat du secteurélectrique ont été menées depuis 1990. La première était le lancement d’une étudeinstitutionnelle et structurelle d’ELECTROGAZ, financée par l’ex Caisse centrale decoopération économique. La communication à la Banque du résultat de cette étude était unedes conditions du prêt. Les recommandations de l’étude n’ont pas été mises en œuvre, à causedes troubles. La deuxième action, menée à partir de 1996 dans le cadre du Projet deréhabilitation du secteur de l’énergie financé par la Banque mondiale, visait la mise en placed’une assistance opérationnelle à ELECTROGAZ. L’option de l’assistance a été abandonnéeen 1998 et le Gouvernement a lancé une autre étude sur la réforme d’ELECTROGAZ. Al’issue de cette l’étude, la privatisation de gestion de la société a été décidée.

2. OBJECTIFS ET FORMULATION DU PROJET

2.1. Objectifs du projet

L’objectif sectoriel du projet est l’amélioration du taux de desserte en électricité dupays. Plus spécifiquement, le projet vise (i) la réhabilitation et l’extension des réseaux dedistribution d’électricité des centres de Bugarama, Byumba, Cyangugu, Gikongoro, Gitaramaet Rwamagana et (ii) l’amélioration de la gestion d’ELECTROGAZ.

2.2. Description du projet

Le projet comprend : la fourniture de matériel et d’équipements pour la construction etla réhabilitation des réseaux de distribution ; la réalisation de branchements ; la fourniture depièces de rechange et de véhicules ; le contrôle et la supervision des travaux et ; la mise enplace d’une comptabilité analytique. Ses composantes sont : a) Postes : réhabilitation de 12postes ; construction de 24 postes ; b) Lignes MT : réhabilitation de 35 km ; construction de24 km ; c) Réseaux BT et Eclairage public : réhabilitation de 20 km de ligne ; constructionde 160 km de ligne ; d) Branchements : 2224 branchements ; e) Etude et contrôle : f) la

2

fourniture d’outillage, pièces de rechange et de véhicules dont ; 6 camionnettes 4x4 ; 2véhicules de liaison ; 2 camions-nacelles et ; g) Assistance technique.

2.3. Origine et formulation du projet

Le projet d’électrification de six centres a été initié dans le cadre du quatrième Plan dedéveloppement économique et social du Rwanda dont les objectifs étaient, entre autres,l’augmentation du taux de desserte du pays en électricité. Cette décision était elle-mêmefondée sur les résultats de l’Etude de plan énergétique national. Initialement, le projet retenupar les autorités rwandaises comprenait les centres de Byumba, Cyangugu, Gikongoro,Gitarama, Rwamagana et Ruhango. Ce dernier sera remplacé par le centre de Bugarama aucours de la préparation du projet et les travaux y afférents ont été financés en 1988 sur fondsbilatéraux allemands dans le cadre du projet d’électrification de 5 sous-préfectures.

2.4. Préparation, évaluation, négociation, et approbation

La préparation du projet a essentiellement consisté en la réalisation des études defaisabilité en 1985, sur financement canadien. La décision d’entreprendre ces études faisaitsuite aux recommandations du Plan énergétique élaboré par les pouvoirs publics dans le cadredu Plan quinquennal de développement économique et social du pays. Le projet a été évaluéen avril 1987. Lors des négociations qui ont eu lieu les 03 et 04 août 1987, il a été décidé, deprendre des dispositions appropriées pour circonscrire un certain nombre de problèmespropres à obérer la rentabilité du projet comme la mise en place d’une politique debranchements et de recouvrement des arriérés de l’Etat et de ses démembrements, ladétermination d’un niveau de rétrocession du prêt acceptable pour le bénéficiaire. Le prêt a étéapprouvé le 17 août 1987 et l’accord de prêt a été signé le 14 octobre de la même année.

3. EXECUTION DU PROJET

3.1. Entrée en vigueur et démarrage

3.1.1. L’entrée en vigueur du prêt était subordonnée à 9 conditions préalables (Annexe 3). Leprêt a été mis en vigueur le 03 mai 1990, soit 2 ans et 6 mois après la signature de l’accord deprêt. Ces longs délais sont dus notamment aux difficultés de l’emprunteur à accomplir lesconditions relatives à la mise en place de la politique de branchement et du plan derecouvrement des arriérés. Ces conditions auraient dû être satisfaites avant la présentation duprojet au Conseil d’administration de la Banque. En effet, la réalisation avant l’approbation duprêt de certaines conditions importantes pour l’atteinte des objectifs du projet accélererait lamise en vigueur du prêt dont les ressources pourraient alors être utilisées avec célérité.

3.1.2. Les premières activités d’exécution du projet ont démarré en 1990. Outre la mise envigueur tardive de l’accord de prêt, le démarrage des travaux a été très lent à cause : des longsdélais de sélection de l’entreprise et d’approbation de ses sous-traitants ; les attaques de larébellion dans le Nord et l’Est du pays ; des retards de paiement de la contrepartie rwandaisede l’avance de démarrage ; des difficultés d’organisation de l’entreprise. Le retard dedémarrage dû aux troubles était bien sûr imprévisible. Par contre, les travaux auraient pudémarrer plus tôt s’il y avait eu des représentants de l’entreprise sur place pour suivre auprèsde l’Administration les demandes d’exonération et les factures.

3

3.2. Modifications

3.2.1. Globalement, le projet n’a pas subi de modifications majeures dans sa conception. Leschangements intervenus ont porté sur les tracés de ligne et des extensions. Ils découlent del’évolution de l’habitat entre la période de conception du projet (1984) et celle du début destravaux (1990). Les modifications ont entraîné une augmentation des coûts des travaux, maisles coûts du projet sont restés inférieurs à ceux déterminés à l’évaluation. Par ailleurs, la listedes véhicules a été également modifiée. Jusqu’en 1993, aucun des huit véhicules initialementprévus n’avait été fourni. Par la suite, seules trois camionnettes 4x4 avaient été jugéesnécessaires car les autres véhicules ont été acquis dans le cadre des interventions d’urgenceaprès la guerre. A la reprise des activités du projet, le Gouvernement a décidé de ne plus faireappel à l’ingénieur-conseil pour la supervision des travaux et a mis en place, avec l’accord dela Banque, une cellule d’exécution composée de deux ingénieurs et d’un comptable. En outre,la composante ‘Assistance technique’, dont l’exécution n’a jamais démarré, a été suppriméeen raison de la décision du Gouvernement de mettre en place, une assistance opérationnelledont l’une des tâches était la mise en place d’un système comptable et financier. Il a été estiméque cette assistance poursuivait les mêmes objectifs que la composante précitée qui a donc étéabandonnée afin d’éviter toute duplication.

3.2.2. Les modifications ci-dessus visaient une adaptation du projet à l’évolution de soncontexte d’exécution qui a été bouleversé par des facteurs externes. Le changement de tracésde réseau et la réduction du nombre de véhicules répondent de manière satisfaisante àl’objectif visé. Une amélioration notable du suivi du projet a été constatée avec la Celluled’exécution du projet. Par contre, la comptabilité analytique n’a pas été mise en place, suite àl’abandon par le Gouvernement de l’option de l’assistance opérationnelle à son stade final.

3.3. Calendrier d’exécution

3.3.1. Le projet devait être réalisé entre 1988 et 1990, soit une durée prévisionnelle totale de3 ans. Il a duré 9 ans (1990 à 1999) et a été réalisé en deux phases séparées par une périoded’arrêt totale des activités de 3 ans (1993 à 1996) pour cause de force majeure. Toutes lesdeux phases ont enregistré des retards importants qui ont entraîné trois prorogations de la datede clôture du prêt. La première phase qui devait correspondre, sans la guerre civile, à lapériode normale d’exécution des travaux, couvre la période 1989-1993. Du fait du retard dansla mise en vigueur du prêt, le projet n’a démarré qu’en 1990. Les travaux, débutés ennovembre 1990 pour une durée de 18 mois, ont été achevés en 1993 dans cinq centres.Plusieurs facteurs sont à l’origine du retard. Les attaques de la rébellion dans l’Est et le Norddu pays ont retardé l’implantation des chantiers de Rwamagana et Byumba. L’accentuationdes troubles dans la région de Byumba avait conduit l’entreprise à acheminer le matériel par lavoie de la Tanzanie, plus longue et plus coûteuse au lieu de la voie habituelle de l’Ouganda.En outre, les travaux ont été ralentis, voire suspendus à cause de problèmes d’exonération, deretard de paiement des factures, de difficultés d’expropriation, de manque de collaboration etde coordination entre les intervenants dont les représentants des maîtres d’œuvre et d’ouvrage.

3.3.2. Le Ministère des travaux publics et de l’énergie, assurant la tutelle d’ELECTROGAZ,s’était pleinement impliqué dans la gestion du projet à travers sa Direction de l’énergie. C’estune constante de voir ce ministère s’occuper de la gestion des projets. Des ingénieurs ont éténommés dans les différents secteurs pour jouer le rôle de fonctionnaire-dirigeant de projet.Cette situation entraîne souvent des conflits de compétences avec les organes d’exécution.

4

Dans le cas présent, les entreprises ont joué sur cette confusion des rôles pour se soustraire àleurs obligations contractuelles et/ou réclamer des paiements ou délais supplémentaires.

3.3.3. Les retards de paiement étaient dus au non-respect par l’entreprise de certainesdispositions du contrat et aux difficultés de trésorerie de l’Administration. Face aux difficultésprécitées, ELECTROGAZ a été autorisée à régler les factures normalement à la charge duBudget de développement. De plus, le délai contractuel de règlement des factures deGRICHTING et VALTERIO (G&V) à été portée de 30 à 60 jours. Ces mesures qui ont permisde résoudre les problèmes de paiement de la contrepartie ont part contre entraîné des erreursde facturation, notamment des paiements en double. L’Administration avait aussi accepté defaciliter la délivrance des attestations d’exonération. La Banque a également fourni des effortspour réduire ses délais de décaissement. En outre, elle est intervenue pour faciliter lesrelations de travail entre les intervenants en clarifiant leurs rôles respectifs.

3.3.4. A la reprise des activités du projet (seconde phase, 1996-1999) et suite à l’inventairedes dégâts causés par la guerre, il a été décidé d’établir un avenant au contrat de travaux pourréparer les installations endommagées et exécuter les travaux du sixième centre (Byumba). Lecalendrier arrêté à cet effet prévoyait la fin du projet en juin 1997. Mais, les travaux n’ont étéachevés qu’en 1999 du fait de la mise en vigueur tardive de l’avenant.

3.3.5. Le calendrier d’exécution établi à l’évaluation était réaliste. Les retards enregistrésdans la réalisation du projet et les modifications de tracé de réseau n’ont pas entraîné undépassement du crédit mais un surcoût de 1.768.803 UC (44% des prix fixés à la passationdes marchés). Deux avenants au contrat de l’ingénieur-conseil ont été signés pour prendre encompte ses prestations supplémentaires induites par l’allongement de la durée d’exécution duprojet. Le contrat de travaux a fait l’objet de trois avenants dont le dernier n’avait pas eud’incidences financières car il ne modifiait que les conditions de paiement de l’avenant N°2.

3.4. Rapports

Durant la première phase d’exécution du projet, un seul rapport d’avancement rédigépar l’emprunteur avait été transmis à la Banque. L’évolution du nombre d’abonnés n’était pascommuniquée. Par contre, la transmission des rapports et de la situation des branchementss’est nettement améliorée au cours de la deuxième phase d’exécution du projet. L’organed’exécution du projet a rédigé et soumis à la Banque, dans les délais, le rapport d’achèvementdu projet. Toutefois, ce rapport présente plusieurs insuffisances et des données essentielles ymanquent en raison de la disparition des archives du projet.

3.5. Passation de marchés

3.5.1. Les biens et services ont été acquis conformément aux règles de procédure de laBanque. L’appel d’offres pour les fournitures et les travaux a été lancé sur la base d’un lot parcentre. Compte tenu de la remise consentie en cas d’adjudication de plusieurs lots, le marché aété attribué à l’entreprise GRICHTING & VALERIO. Cette situation a facilité la coordinationdes chantiers. Par contre, elle a constitué un handicap par le fait d’être lié à une seuleentreprise, qui a montré des faiblesses dans son organisation. Le marché de fournitures et detravaux a fait l’objet de trois avenants. Le troisième avenant n’a pas eu d’incidence financière(voir paragraphe 3.3).

3.5.2. Le bureau d’ingénieurs-conseils, SNC-Lavalin International a été recruté suite à unappel d’offres sur la base d’une liste restreinte conformément aux directives pour l’utilisation

5

des consultants. Suite à l’important retard dans l’exécution du projet, son contrat a fait l’objetde deux avenants pour prendre en compte ses prestations additionnelles.

3.6. Sources de financement et décaissements

Coûts et financement du projet

3.6.1. Les coûts du projet à l’évaluation et à l’achèvement sont donnés dans le tableau ci-dessous. Le coût effectif du projet s’élève à 6,17 millions d’UC contre 7,02 millions d’UCprévus à l’évaluation. Malgré le glissement important du calendrier d’exécution, le coût réelest inférieur au coût prévisionnel en raison des économies sur les travaux, la réduction dunombre de véhicules et la non-exécution de la composante 'Assistance technique'.

3.6.2. Le projet a été conjointement financé par le FAD et le Gouvernement rwandais. LeFAD devait financer la totalité des dépenses en devises et près de 44% des dépenses enmonnaie locale, soit environ 90% du montant total du projet. Le Gouvernement devaitfinancer le solde des dépenses en monnaie locale représentant 10% du coût total du projet. Letableau ci-dessous donne le plan de financement à l’évaluation et à l’achèvement.

Plan de financement (millions d’UC)PROJET ESTIMATION A L’EVALUATION CHIFFRES REELS

Source de financement Devises M.L. Total % Devises M.L. Total %

FAD 5,79 0,53 6,32 90 5,54 0,24 5,78 93,67

Gouvernement - 0,70 0,70 10 - 0,39 0,39 6,33

Total 5,79 1,23 7,02 100 5,54 0,63 6,17 100

3.6.3. A l’évaluation, il était prévu que le Gouvernement finance 10% du coût total duprojet correspondant à 0,70 million d’UC, soit 72 millions de FRW. La contribution effectivedu Gouvernement est évaluée à 0,39 million d’UC équivalent à 103 millions de FRW.Comptabilisée en FRW, elle est supérieure au montant prévu à l’évaluation. Mais elle nereprésente que 6,33% du coût total, à cause de la dépréciation du franc rwandais qui est passéde 102,71 FRW pour 1 UC en 1987 à 500,42 FRW pour 1 UC en 1999.

3.6.4. La Banque a financé 93.67 % du coût du projet, soit plus du niveau de 90% prévu dansl’Accord de prêt. Il n’a pas été tenu compte du plan de financement lors de l’enregistrementdes contrats dans le système informatique (PALMS/PDE). Telles que les données ont étésaisies, la Banque finançait la totalité des coûts des contrats. De ce fait, les demandes depaiement ont pu être honorées au delà des montants normalement à la charge de la Banque.Toutefois, suite aux erreurs ci-dessus, la Banque a décidé de ne pas prendre en charge lesdernières factures et a demandé à l’Emprunteur de les régler. En outre, la Banque a invité leGouvernement de se conformer à l’Accord de prêt en finançant les travaux additionnels, objetde la requête d’utilisation du reliquat qui n’a pas été approuvée.

Décaissements

3.6.5. Le tableau ci-dessous donne le calendrier des décaissements. Les décaissements sesont étalés sur 10 ans au lieu de 3 ans prévu à l’évaluation.

Calendrier des décaissements( en millions d’UC)Année 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 Total

Décaissements prévus 1,52 2,95 1,85 - - - - - - - - - 6,32

Décaissements réalisés - - 1,10 0,91 0,92 0,83 0,73 - - 0,54 0,62 0,14 5,79

6

3.6.6. Au démarrage du projet, les retards de paiement des factures des entreprises aussi bienpar le FAD que par le Gouvernement ont entraîné le ralentissement du rythme des travaux quis’est traduit en retour par un faible niveau de décaissement. Au cours de l’exécution du projet,toutes les activités ont été suspendues pendant 3 ans pour cause de force majeure. A la reprisedes activités du projet, des délais supplémentaires ont été nécessaires pour finaliser lesavenants relatifs aux travaux qui restaient.

Contribution de l’Emprunteur

3.6.7. L’Emprunteur avait pris l’engagement d’inscrire régulièrement dans son Budgetannuel de développement (BD), les dotations requises pour financer la part des coûts du projetqui lui incombe. Le montant total payé par le Gouvernement Rwandais à ce titre s’élève à 0,14million d’UC. Suite aux contraires budgétaires de l’Etat, ELECTROGAZ a pris directementen charge les dépenses d’un montant de 0,25 million UC normalement imputables au BD. Autotal l’Emprunteur a décaissé 0,39 million d’UC.

4. PERFORMANCE DU PROJET

4.1. Evaluation globale

4.1.1. La performance du projet en termes de réalisations physiques est très satisfaisante carles objectifs quantitatifs du projet ont été largement dépassés. Par contre, les difficultésd’accomplissement des conditions du prêt ont prolongé sa durée d’exécution. Ces conditionsn’étaient pourtant pas contraignantes. Elles consistaient pour l’essentiel en des engagementsvisant à assurer la bonne gestion du projet et à améliorer les performances financières del’entité bénéficiaire afin de lui permettre de faire face à ses charges. Ces clauses et conditionsconstituent des exigences minimales dans le cadre de la gestion d’une société d’électricité.

4.1.2. Elles ont été difficilement suivies par l’emprunteur. Par exemple, le projet n’a étéaudité qu’à la fin de son exécution. La politique de branchements n’a pas été appliquée etseulement quatre rapports d’avancement ont été rédigés par l’organe d’exécution. Le respectdes clauses et conditions aurait permis de déceler à temps certaines insuffisances du projet auplan comptable et d’améliorer ses résultats. La clause sur la politique de branchements auraitdû fixer un coût de raccordement compatible avec le niveau de revenu des populations afin defavoriser un accès plus important à l’électricité.

4.2. Résultats d’exploitation

4.2.1. Les principaux objectifs du projet étaient l’augmentation du taux de desserte,l’amélioration de la qualité de service et la réduction des pertes. Le nombre d’abonnésraccordés au réseau a augmenté de plus de 80 % en faisant passer le taux de desserte1 de lapopulation de 7% en 1987 à 18 % en 1999. Bien qu’ils ne fournissent pas de statistiquesprécises sur l’amélioration de la qualité de service, tous les responsables des six centres ontindiqué que le nombre de coupures a nettement diminué. Cela s’est traduit au niveau nationalsur le réseau interconnecté par la réduction des déclenchements dus à des défauts ayant poursiège les réseaux de distribution des six centres.

4.2.2. Le remplacement de branchements souterrains par des aériens, plus faciles à contrôler,a entraîné une diminution drastique du nombre de fraudes. Les pertes commerciales ont étéréduites de manière significative. Il en est de même des pertes techniques, mais les statistiques

1 Taux de desserte= (Nombre de clients x taille moyenne des ménages)/Population totale

7

d’ELECTROGAZ ne sont pas suffisamment élaborées pour déterminer leur niveau deréduction. Par ailleurs, tous les départs2 ne sont pas pourvus de compteurs si bien qu’il n’estpas possible de mesurer l’énergie livrée au réseau et en conséquence, de déterminer les pertesde distribution par différence avec la consommation des abonnés.

4.3. Performance institutionnelle

4.3.1. La performance institutionnelle est insuffisante. En effet, malgré lesrecommandations de la Banque au moment de l’évaluation du projet concernant en particulierla mise en place d’une politique de raccordement destinée à améliorer le taux de desserte, lescoûts des branchements sont restés prohibitifs comparés au pouvoir d’achat des populations.En outre, nonobstant les recommandations des études institutionnelles, l’organe d’exécutionn’a pas obtenu de l’emprunteur les pouvoirs et attributions nécessaires pour la planification deses activités à long terme et pour une meilleure maîtrise de la gestion de son personnel, ce quia entraîné, entre autres, un accroissement injustifié de ses effectifs. Par ailleurs, l’audit descomptes du projet n’a été réalisé que vers la fin de son exécution et les rapports d’avancementn’ont pas été régulièrement transmis à la Banque. La comptabilité du projet a été très maltenue.

4.3.2. Concernant la facturation et le recouvrement par contre, des mesures importantes ontété prises pour minimiser les impayés des abonnés ainsi que les arriérés dus par l’Etat et sesdémembrements : création de 7 antennes pour la ville de Kigali, mise en place de compteurs àpré paiement, établissement de budgets annuels pour le paiement régulier des consommationsdes ministères, informatisation du système de traitement des abonnés et de la facturation.

4.3.3. L’amélioration de la situation financière d’ELECTROGAZ aurait pu intervenir plus tôtn’eut été les retards dans la réforme du sous-secteur électricité, initiée depuis le début desannées 1990. En 1993, le Gouvernement avait décidé de confier l’exploitationd’ELECTROGAZ à un opérateur privé sous un régime d’affermage. La sélection de la sociétéprivée par appel d’offres international avait été achevée et le contrat était en voie d’être signéau moment du déclenchement de la guerre. Après la guerre, le Gouvernement et la Banquemondiale avaient convenu de passer par une phase intermédiaire d’assistance opérationnelledestinée à redresser la situation d’ELECTROGAZ. Le processus fut arrêté au moment de lapassation du contrat.

2 Lignes principales de distribution issues des centrales ou des postes sources

8

4.4. Efficacité en matière d’organisation et de gestion

4.4.1. La principale différence entre l’organigramme actuel de celui en vigueur à l’évaluationest la création (i) du Département des ressources humaines et légales et (ii) des servicesrattachés à la Direction générale : Service informatique ; Service d’audit interne et ; Antennescommerciales. L’objectif de la réorganisation est d’améliorer le service à la clientèle et decorriger les effets dévastateurs des évènements de 1994 sur le personnel. La majorité descadres supérieurs de l’entreprise a été recrutée après 1994 et n’a pas d’expérience dans lesservices publics. Le reste du personnel est composé d’un grand nombre d’agents temporaires(643 sur un effectif de 1.498). Il y a eu une amélioration notable de la gestion des ressourceshumaines grâce à la description écrite des tâches et des postes, à l’évaluation des postes et aunouveau système de rémunération. Toutefois, il reste à mettre en place une véritable politiquede formation du personnel.

4.4.2. Les performances de gestion d’ELECTROGAZ sont insuffisantes, particulièrementdans le domaine financier. Le mode de détermination des tarifs handicape les performances dela société qui ne dispose pas de l’autonomie requise. Les tarifs sont fixés par ordonnanceministérielle. Leur principe de fixation n’est pas basé sur un rationnel économique. Le tarifmoyen est demeuré relativement constant entre 1992 et 1998. Il est de 12,9 cents par kWhcontre 11,7 cents par kWh en 1992. Le tarif d’ELECTROGAZ se situe plutôtavantageusement en comparaison avec d’autres pays africains3. Lors de la dernière révisiontarifaire, un tarif unique de 42 FRW/kWh a été adopté. Ledit tarif est inférieur au prix derevient du kWh estimé à 44 FRW. Une étude tarifaire s’impose en vue de déterminer unniveau et une structure de tarif compatibles avec l’équilibre financier de la société.

4.5. Renforcement, formation et perfectionnement du personnel

Deux ingénieurs du Ministère des travaux publics et d’ELECTROGAZ ont étédétachés auprès du Consultant pour collaborer efficacement à la surveillance des travaux. Enoutre, deux agents par centre ont participé activement aux travaux. L’impact de cetteformation par compagnonnage a été limité du fait des nombreux changements desfonctionnaires-dirigeants et des cadres de l’organe d’exécution affectés au projet.

4.6. Performance des consultants, des entrepreneurs, des fournisseurs et de l’organed’exécution

Performance des consultants

4.6.1. La performance du consultant est passable. Les services de consultant ont étéutilisés pour les prestations suivantes : assistance à la passation et à l’exécution des marchés ;approbation de plans et factures ; contrôle et surveillance des travaux ; formation dupersonnel. Le consultant a veillé de manière objective au respect des dispositionscontractuelles lorsque, à plusieurs reprises, l’entreprise a tenté de s’écarter du cahier descharges. Mais, le suivi de la facturation du projet a souffert de plusieurs insuffisances ayantconduit à des doubles paiements et à un litige sur la livraison des véhicules4. Le rapport de fin

3Côte d’Ivoire : 9,5 cents ; Mali : 14 cents ; Guinée : 14,5 cents ; Gabon : 15 cents ; Sénégal : 22 cents ; Uganda : 8 cents ; Tanzanie : 9

4 Selon le rapport final du consultant, l’entreprise G&V aurait été payée pour la fourniture de 8 véhicules, sans les avoir livrés. A l’issuedes investigations qu’elle a menées à la demande du Gouvernement, la Banque (FLAD) a répondu, n’avoir ni reçu de factures, ni effectuéde paiement pour des véhicules. Le cabinet d’audit externe qui avait émis des réserves sur la livraison des véhicules, a finalementconfirmé les conclusions de la Banque après avoir reçu les copies des demandes de décaissement nécessaires aux vérifications.

9

de mission présenté par le consultant ne comportait pas de situation détaillée de lacomptabilité du projet.

Performance de l’entreprise

4.6.2. La performance de l’entreprise est satisfaisante. Une seule entreprise,GRICHTING & VALTERIO, a été chargée des fournitures et travaux du projet. Le matériellivré est conforme aux spécifications techniques et s’est révélé adapté au contexted’utilisation. Les travaux ont été exécutés conformément aux règles de l’art. Les installationsconstruites par le projet fonctionnent normalement et plus de sept ans après les premièresmises en service aucun défaut matériel, ni vice de construction majeure n’est signalé. Laperformance de l’entreprise aurait pu être meilleure n’eut été ses problèmes d’organisation etl’insuffisance des moyens au démarrage des chantiers.

Performance de l’organe d’exécution

4.6.3. ELECTROGAZ est le bénéficiaire et l’organe d’exécution du projet. Sa performanceest satisfaisante. Les conflits de compétence avec le maître d’ouvrage et les changements dupersonnel délégué au suivi du projet ne lui ont pas permis de jouer pleinement son rôle.Toutefois, le suivi technique du chantier a été assuré de manière acceptable. L’organed’exécution a été particulièrement actif à la reprise des activités du projet. Son personnel aassuré le suivi du chantier suite à la décision du Gouvernement de ne plus recourir auxservices de l’ingénieur-conseil. En outre, il a effectué les travaux de réparation des dégâts etréalisé l’audit du projet qui a permis d’éclaircir certaines anomalies et de palier à certainesinsuffisances dans la gestion du projet.

4.7. Clauses et conditions

4.7.1. L’entrée en vigueur du prêt était subordonnée à l’accomplissement de 9 conditionsspécifiques, préalables au premier décaissement des fonds. A ces conditions préalabless’ajoutaient 7 « autres conditions » destinées en particulier à assurer la réalisation des objectifspoursuivis par le projet (voir annexe n°3). Malgré les grands délais enregistrés pour réaliserles conditions spécifiques afférentes à la mise en place d’une politique incitative debranchement (condition n° 6) et au recouvrement des arriérés de l’Etat et de sesdémembrements (condition n°7), l’emprunteur a accompli toutes les conditions préalables aupremier décaissement et le prêt a été déclaré effectif le 03 mai 1990.

4.7.2. Par contre, les « Autres conditions » n°4 (maintien d’un stock minimum de pièces derechange) et n° 6 (application des résultats de l’étude tarifaire) n’ont pas été réalisées. Du faitdes difficultés de trésorerie d’ELECTROGAZ, des ruptures de stock sont souvent enregistréespour certains type de pièces et la société rencontre des difficultés administratives pour ajusterses tarifs.

4.7.3. En outre, les « Autres conditions » qui ont été accomplies par l’emprunteur ont étésatisfaites soit de façon parcellaire, soit avec des retards importants par rapport au calendrierinitial. Il en est ainsi : i) de la condition n° 3 relative à la production séparée des étatsfinanciers qui a été accomplie en 1998 au lieu de 1989 ; ii) des conditions n°5 (l’établissementde budgets annuels pour les ministères) et n°8 (transmission à la Banque de la liste desabonnés par centre) dont l’accomplissement n’a été effectif qu’en 1998. Les problèmes socio-politiques et leur impact sur l’administration constituent les raisons majeures des retards dansl’accomplissement des 3 « Autres conditions » sus-citées.

10

4.8. Performance financière

Résultats financiers

4.8.1. Les projections financières à l’évaluation prévoyaient des résultats nets positifs surtoute la durée d’exécution du projet et une évolution favorable par la suite, mais la société aenregistré des pertes d’exploitation dont les reports cumulés aboutissent à une situation nettenégative. Ces déséquilibres se traduisent par un fonds de roulement négatif (voir annexe 9) surtoute la période d’analyse (1994-1999), d’où un recours systématique à l’endettement à court-terme. Les ratios de liquidité générale et de liquidité immédiate s’éloignent de leur valeurcible qui est de 1. Le recouvrement et la facturation sont mal assurés et les pertescommerciales sont importantes. Seulement 60% de l’énergie vendue est réellement encaissé.Outre l’importance des pertes techniques et commerciales, le niveau des tarifs ne permet pasde couvrir les coûts de production. L’entreprise n’arrive pas à dégager une marge financièrelui permettant de renouveler ses équipements, de faire l’entretien et d’acquérir du matériel debranchement pour satisfaire les nombreuses demandes de raccordement en attente.

Taux de rentabilité

4.8.2. Malgré les mauvaises performances financières d’ELECTROGAZ, le projet dégage untaux de rentabilité financière (TRIF) de 12,88% (voir annexe 6), nettement supérieur au tauxde rentabilité prévu à l’évaluation. Ce résultat s’explique par un niveau des ventes beaucoupplus élevé que celui prévu à l’évaluation tandis que, malgré le long délai d’exécution, le coûtdu projet est inférieur à celui prévu à l’évaluation. Il avait été prévu qu’en année de croisièredu projet (1995), les ventes additionnelles atteindraient 5.010 MWh par an. De plus, les ventesont été considérées constantes sur 13 ans, alors que s’agissant d’une nouvelle électrification, ilest raisonnable de considérer une augmentation au moins les dix premières années. A laréalisation, l’énergie vendue dépassait 6.000 MWh/an en 1992. Les ventes ont diminué demoitié au cours des années de troubles, mais elles ont régulièrement augmenté depuis 1995.En 1999, les ventes additionnelles dues au projet sont de 17.628 MWh soit plus du triple duniveau maximum projeté. Le taux de rentabilité du projet a été sous-estimé à l’évaluation.

4.8.3. Pour les besoins de comparaison, les mêmes hypothèses de prévision de ventes ont étéprises en compte dans le calcul du taux de rentabilité à l’achèvement : les ventes ont étéconsidérées constantes de 2000 à 2009. Mais, en réalité dans le cas d’une nouvelleélectrification, il est plus judicieux de considérer des taux d’augmentation des ventes parpaliers : 2 à 3 ans ; 3 à 5 ans ; 5 à 10 ans et 10 ans et plus.

4.8.4. Lors de l’évaluation, le calcul du TRIF a été effectué en franc rwandais (FRW)constant. Toutefois, c’est l’UC qui est utilisé dans le présent rapport, afin de s’affranchir de laforte variation du taux de change qui est passé de 178 FRW pour un UC en 1992 à 458 FRWen 1999. L’utilisation du FRW constant, basée sur l’hypothèse que les coûts et les recettes duprojet subissent de façon identique les effets de l’inflation, gonflerait les flux financiers desdernières années et fausserait l’estimation du TRIF.

Satisfaction des conditions et clauses financières

4.8.5. La moitié des conditions (5 parmi 9) et des autres conditions (4 parmi 7) concernentles aspects financiers du projet. Les conditions financières étaient appropriées et valables car,pour l’essentiel, elles visent à assurer le financement de la contrepartie et le recouvrement des

11

coûts du projet. La Banque a particulièrement insisté pour que la condition financière relativeà l’audit du projet soit satisfaite. L’unique audit du projet financé par ELECTROGAZ etportant sur toute sa période de réalisation a permis de palier les insuffisances relatives à latenue des comptes du projet et d’assurer son achèvement en bon ordre (Voir en annexe 3, lescommentaires sur la satisfaction et conditions financières).

4.9. Performance économique

4.9.1. Comparées à la situation au moment de l’évaluation, on peut estimer que lesperformances économiques du projet sont satisfaisantes. En effet, en 1986 le nombred’abonnés dans les 6 centres, catégories BT et MT confondues, était de 778 consommateurs,soit 8,6% du total de l’ensemble du Rwanda. En 1998, ce nombre est estimé, pour les 6centres à 5.680 abonnés, soit une augmentation de plus de 600%, faisant progresser la part dunombre d’abonnés des 6 centres dans le total des abonnés du pays de 8, 6% à 13,23%.L’énergie facturée dans les 6 centres qui était de 2 GWh au moment de l’évaluation est passéeà 17 GWh. Il en résulte une progression de la part des 6 centres dans la consommation globaled’électricité du Rwanda de 1,8% à 7,63%. En outre, l’objectif de 2.224 abonnés fixé àl’évaluation a été largement dépassé car le nombre d’abonnés a été estimé à 5.680 abonnés en1998, soit une multiplication par un facteur de 2,55.

4.9.2. Le taux de rentabilité économique calculé à l’évaluation était de 10,5%. A laréalisation du projet, il s’établit à 25,15%. Pour un projet d’électrification en zone semi-urbaine, ce taux est très satisfaisant et reflète les performances économiques du projet tellesque reprises ci-avant. Par ailleurs, le développement des réseaux des six centres et lafourniture subséquente d’énergie électrique sans à-coups aux entreprises industrielles, agro-industrielles et aux ateliers artisanaux a permis à ces unités de réaliser des économiessubstantielles en arrêtant la production à partir des groupes diesel dont les coûts defonctionnement sont très onéreux, notamment à cause du coût élevé du combustible.

5. INCIDENCES SOCIALE ET ENVIRONNEMENTALE DU PROJET

5.1. Incidences sociales

5.1.1. A l’évaluation du projet, il n’y a pas eu de collecte de données et de définitiond’indicateurs pour évaluer les incidences sociales du projet. L’analyse de ces aspects a été trèssommaire. Toutefois, des données ont été recueillies pour évaluer les incidences sociales duprojet. Il en ressort que le projet a permis d’étendre l’usage de l’électricité et d’améliorer laqualité de vie des populations concernées. L’éclairage public qui n’existait lors de l’évaluationqu’à Byumba a été étendu sur l’ensemble des 5 autres centres. Il a amélioré les conditionsnocturnes de circulation et la sécurité des biens et des personnes. Le fonctionnement régulierdes minoteries grâce à leur alimentation par les nouveaux réseaux électriques a permis dediminuer de façon significative les corvées des femmes liées aux travaux domestiquesféminins de transformation manuelle des grains. En outre, l’alimentation électrique desstations de traitement et de pompage d’eau a permis d’assurer l’approvisionnement régulier eneau potable, mettant ainsi un terme aux corvées d’eau pour les femmes d’une part et réduisantpar ailleurs les maladies d’origine hydrique.

5.1.2. Par ailleurs, grâce au projet, 10 formations de santé dont 3 hôpitaux ont été alimentésen électricité. 33 écoles dont 1 université, totalisant une population scolaire d’environ 6500élèves et étudiants ont bénéficié de la fourniture d’énergie par le projet. En outre, 10 centresd’accueil regroupant des orphelins, des jeunes handicapés et des veuves et 6 centres récréatifs

12

destinés aux jeunes ont également été alimentés en électricité. Le projet a permis d’améliorersensiblement le cadre de vie et les conditions d’études des jeunes, la qualité de services descentres de santé. Les incidences sociales du projet sont positives.

5.2. Incidences environnementales

5.2.1. Le projet n’avait pas fait l’objet d’une évaluation environnementale. Toutefois,l’adoption de spécifications techniques conformes aux normes internationales et l’exécutiondes travaux dans les règles de l’art ont permis d’atténuer ses impacts négatifs. Les travaux ontété faits de manière satisfaisante, en tenant compte des aspects environnementaux et desnormes de sécurité en matière d’établissement d’ouvrages électriques. L'abattage des arbres aété réduit au minimum. Le surplomb des habitations a été évité et les hauteurs hors-solréglementaires des lignes MT ont été respectées pour minimiser les risques électriques.Compte tenu du faible niveau de tension des lignes construites (30 kV), il n’y a pas de risquesd’effets nocifs des champs électromagnétiques sur les riverains. Les spécifications de l'huileutilisée dans les transformateurs sont conformes aux normes internationales. Les postesMT/BT ont été localisées de manière à réduire les impacts sur l'environnement physique ethumain. En outre, les victimes d’expropriation ont été indemnisées.

5.2.2. Malheureusement, les installations du projet ont été gravement endommagées au coursdes troubles ayant suivi le génocide de 1994. Les protections mécaniques (portes d'accès etgrilles) destinées à mettre les parties sous tension hors de portée ont été pillées. Les notices designalisation de danger ont été enlevées. Cette situation a entraîné la mort par électrocution desix personnes. Compte tenu de la désorganisation qui prévalait au sein des servicesd'ELECTROGAZ, il n'avait pas été possible de prévenir ces accidents. Les installationsendommagées ont été réparées et les risques d'électrocution sont atténués.

6. VIABILITE DU PROJET

6.1 Les ouvrages ont été réalisés conformément aux règles de l’art. Ils sont bienentretenus. Les objectifs du projet ont été dépassés en terme de nombre de clients tandis queces coûts sont restés dans l’enveloppe initiale, si bien que le taux de rentabilité du projet estnettement supérieur à celui prévu à l’évaluation. Le projet permet de dégager des ressourcessuffisantes pour assurer l’entretien et le développement du réseau. Il est viable. Lesnombreuses demandes de branchement en attente indiquent que les résultats du projet serontrenforcés dans le temps. Toutefois, la durabilité du projet dépend notamment des capacitésd’ELECTROGAZ à assurer l’entretien régulier des ouvrages, et à concrétiser les recettespotentielles par un recouvrement efficace des factures. En outre, la société doit renforcer sescapacités de production pour faire face à la croissance de la demande.

6.2 Après les évènements de 1994, ELECTROGAZ a reconstitué ses effectifs et moyenstechniques. La maîtrise technique du personnel chargé de l’entretien des réseaux des sixcentres est suffisante pour permettre une bonne maintenance des installations. Elle peut êtreaméliorée par un programme de perfectionnement approprié. Par contre, le niveau desperformances financières de la société demeure très faible. Les taux de facturation et derecouvrement sont anormalement faibles et le prix de vente de l’électricité est inférieur à soncoût de revient. Ces insuffisances commerciales sont aggravées par un niveau élevé de pertestechniques dues à la vétusté des installations.

13

6.3 L’approvisionnement en électricité est sévèrement limité par l’insuffisance de lacapacité de production nationale ainsi que par le manque de disponibilité pour l’importation àpartir des réseaux des pays voisins. Le Gouvernement n’arrive pas à mobiliser lesfinancements nécessaires à la remise à niveau et à l’extension des moyens de production àcause du retard dans le processus de réforme du sous-secteur de l’électricité. Toutefois, leGouvernement a adopté en mai 2000, une stratégie de participation du secteur privé à lagestion d’ELECTROGAZ, dont la mise en œuvre devrait permettre une améliorationprogressive des performances financières, techniques et opérationnelles de l’entreprise.

7. PERFORMANCE DE LA BANQUE ET DE L’EMPRUNTEUR

7.1. Performance de la Banque

La performance de la Banque est satisfaisante. L’instruction du projet, basée surdes études de faisabilité dont les termes de référence ont été préparés par la Banque, s’estnormalement déroulée. Les réactions de la Banque par rapport aux problèmes d’exécution ontété appropriées. L’Administration du prêt par la Banque a été caractérisée, au démarrage duprojet, par des retards de décaissement. Par la suite, les délais de décaissement ont étéaméliorés. La Banque a veillé à l’application des règles d’acquisition lors des divergencesapparues, en matière d’attribution du contrat de travaux, entre le Ministère de tutelle d’unepart et l’ingénieur-conseil et le Conseil d’adjudication d’autre part. Les missions desupervision ont été régulières et ont contribué à améliorer la mise en œuvre du projet.Toutefois, leur composition n’était pas toujours appropriée en raison de l’absence d’analystefinancier.

7.2. Performance de l’emprunteur

La performance de l’emprunteur n’est pas satisfaisante. Les conditions d’entrée envigueur du prêt ont été accomplies avec de grands retards qui ont affecté de façon négative leplanning et le démarrage des travaux. En outre, certaines « autres conditions » n’ont pas étéréalisées et celles qui ont été accomplies l’ont été avec d’importants délais de plus de cinq ans.Par ailleurs, le Gouvernement ne s’est pas conformé aux conditions générales relatives aufinancement de sa part des coûts du projet.

8. PERFORMANCE GLOBALE ET NOTATION

Malgré un contexte d’exécution exceptionnellement difficile et un long délai deréalisation, les objectifs quantitatifs et qualitatifs du projet ont été atteints sans dépassementde coûts. Le projet obtient les notes 2,25 et 2,74 sur 4 pour, respectivement, la performance àl’exécution (formulaire IP1, annexe 8) et la notation des résultats (formulaire P01, annexe 8).La performance à l’exécution et les résultats du projet sont satisfaisants. La performanceglobale du projet est satisfaisante.

14

9. CONCLUSION, ENSEIGNEMENTS TIRES ET RECOMMANDATIONS

9.1. Conclusions

9.1.1. Les principales actions qui conditionnent le succès du projet ont été bien identifiéeslors de son instruction et de son exécution. Il s’agit des mesures d’ordre organisationnel etstructurel (études, réforme sectorielle) et d’actions visant à améliorer les performancesfinancières (politique de branchements, mise en place de la comptabilité analytique,recouvrement des impayés). La mise en œuvre de ces mesures a été prévue dans le cadre duprojet ou en synergie avec les actions programmées par les autres bailleurs de fonds.

9.1.2. Malgré ses conditions d’exécution particulièrement défavorables, le projet dégage debons taux de rentabilité. Il existe un potentiel d’amélioration des performances du projet.Avec l’entrée prochaine en service d’un opérateur privé, le Gouvernement peut s’attendreraisonnablement à une réduction de 30 à 15% du niveau des pertes et à une augmentation de63 à 90% du taux de recouvrement. Par ailleurs, la réalisation des branchements en attente etune politique commerciale plus agressive, basée sur la réduction du coût de raccordement etl’octroi de facilités de paiement, contribueraient l’amélioration des ventes.

9.2. Enseignements tirés

Satisfaction des conditions d’entrée en vigueur du prêt

9.2.1. Pour éviter les retards de mise en vigueur des prêts, des conditions préalables àl’évaluation du projet devraient être posées. Dans ce cas, la mission d’évaluation ne seraiteffectuée qu’après satisfaction de ces conditions (paragraphe 3.1.1).

Evaluation et supervision du projet

9.2.2. Les missions d’évaluation et de lancement de projet devraient discuter avec leGouvernement afin de clarifier les rôles des différents représentants de l’Emprunteur(paragraphe 3.3.2).

9.2.3. Les missions de supervision des projets devraient s’effectuer avec des équipes mixtesafin de faire le point de l’exécution du projet, notamment la situation financière (chapitre 7.1).

9.2.4. La Banque devrait adopter une attitude plus ferme allant jusqu’à la suspension desdécaissements pour faire respecter les engagements de l’Emprunteur en matière detransmission des rapports d’avancement et d’audit des projets (Chapitre 3.4).

Contribution de l’Emprunteur au financement du projet

9.2.5. Les chargés de projet devraient faire le point de l’exécution financière du projet avantl’approbation d’un nouveau contrat et ajuster le cas échéant le niveau de contribution del’Emprunteur (paragraphe 3.6.3).

9.2.6. Les missions de supervision devraient ajuster systématiquement le plan definancement au fur et à mesure de l’exécution des projets (paragraphes 3.6.3 et 3.6.4).

9.2.7. La Banque doit veiller à la saisie correcte des contrats dans le système informatique degestion des projets (paragraphe 3.6.4).

15

Calcul des taux de rentabilité économique et financière

9.2.8. L’estimation de la demande dans les projets d’électrification devrait se faire sur la based’une étude de marché soutenue par des enquêtes auprès des ménages et en tenant compte del’expérience d’autres projets similaires (paragraphes 4.8.2 et 4.8.3).

9.2.9. Pour l’évaluation des taux de rentabilité, les projections financières devraient se faireen devise dans les pays à forte dépréciation monétaire (paragraphe 4.8.4).

9.3. Recommandations

9.3.1. A la Banque, il est recommandé :

i. de poser, le cas échéant, à l’issue des missions de préparation, des conditions préalables àl’évaluation afin de réduire l’âge moyen des projets ;

ii. de prendre en compte les enseignements du projet en matière de prévision des ventes dansle cas des futurs projets d’électrification : trois taux dégressifs d’augmentation des ventespourraient être pris en compte et ;

iii. de demander au Gouvernement de financer les travaux additionnels et les branchementsen attente afin (i) de porter sa contribution au niveau minimum de 10% du coût total du projetet (ii) d’améliorer les recettes d’ELECTROGAZ dans les six centres.

9.3.2. A l’Emprunteur, il est recommandé :

i. de mettre en place un système de gestion des futurs projets dans lequel le suivi quotidiendes activités du projet serait entièrement confié à l’organe d’exécution et la supervision sousforme d’interventions ponctuelles de contrôle à l’Administration ;

ii. de financer les travaux et branchements additionnels pour porter la contribution duGouvernement au niveau minimal requis (10%) par les règles du FAD ;

iii. de réaliser une étude tarifaire et d’en appliquer les recommandations visant l’équilibrefinancier d’ELECTROGAZ et ;

iv. de poursuivre et finaliser le processus de restructuration d’ELECTROGAZ.

9.3.3. A l’organe d’exécution et bénéficiaire du projet, il est recommandé :

i. d’améliorer son dispositif de comptage de l’énergie livrée au réseau afin de disposer dedonnées fiables requises pour une gestion efficace du système électrique et ;

ii. d’exécuter les travaux et branchements additionnels requis dans les six centres.

Annexe 1

REPUBLIQUE RWANDAISEPROJET D’ELECTRIFICATION DE SIX CENTRES SECONDAIRES

ZONE DU PROJET

Rusizi I

Rusizi II

TANZANIE

BURUNDI

TANZANIEOUGANDA

NtarukaRuhengeri

Gihira

Goma

Mukungwa

Gisenyi

Kibuye

Kilindi

GITARAMA

Gatsata

Mulindi

Rulindo

BYUMBA

Jabana RWAMAGANA

CyimbaziRwinkwavu

Kabarondo

KibungoKigoma

Kigali

Gikondo

Karongi

BUGARAMA

Butare

GIKONGORO

Murutu

Echelle

0 10 20 30 40 50 Km

Centre du Projet

CYANGUGU

Ligne 110 kV

Ligne 30kV

Légende

Cette carte a été fournie par le personnel de la Banque Africaine de Développement exclusivement à l’usage des lecteurs du rapport auquel elle est jointe.Les dénominations utilisées et les frontières figurant sur cette carte n’impliquent de la part du Groupe de la BAD et de ses membres aucun jugementconcernant le statut légal d’un territoire ni aucune approbation ou acceptation de ses frontières.

Annexe 2

ORGANIGRAMME A L’EVALUATION

ORGANIGRAMME A L’ACHEVEMENT

SECRETARIAT GENERAL

Etudes et

Planification

Exploitation

Stations

SERVICE TECHNIQUE

EAU ET GAZ

Etudes et

Planification

Exploitation

Stations

SERVICE TECHNIQUE

ELECTRICITE

Stations

SERVICE

COMMERCIAL

Contentieux

Tresorerie

Inspection

Gestion et Approvisionnement

Comptabilité Générale

Stations

SERVICE ADMINISTRATIF

ET FINANCIER

DIRECTION GENERALE

CONSEIL D'ADMINISTRATION

ConseillersTechniques

Secrétariat

Audit Interne Informatique

Securité Antennes

Commerciales

Planification

Production

Opération

Sous-stations CentralesElectriques

Dispatching

DEPARTEMENTELECTRICITE

Planification

Production

Opération

LaboratoireCentral

DEPARTEMENTEAU

Facturation

Recouvrement

Marketing / RP

DEPARTEMENTCOMMERCIAL

Stocks

Comptabilité

Logistiques

Budget

Statistiques

DEPARTEMENTFINANCE

ET LOGISTIQUES

Recrutement

et Formation

Salaires

CentraleMedical

Affaires

légales

DEPARTEMENTS DESRESSOURCES HUMAINES

ET LEGAL

DIRECTION GENERALE

CONSEIL D'ADMINISTRATION

Annexe 3

CONDITIONS DU PRET

I. Conditions préalables au premier décaissement

Le fonds ne sera tenu d’effectuer le premier décaissement avant qu’il n’ait reçu del’emprunteur :

1) l’engagement d’inscrire régulièrement dans son budget annuel les dotations requisespour financer la part des coûts du projet qui lui incombe conformément au plan definancement ;

2) l’engagement de trouver des financements complémentaires en cas de dépassement descoûts estimés du projet ;

3) l’engagement de ne pas utiliser le produit du prêt pour le paiement de divers droits ettaxes afférents aux biens et services nécessaires à l’exécution du projet ;

4) l’engagement de faire réaliser par ELECTROGAZ un minimum de 1000branchements, et ce, pendant la période d’exécution du projet ;

5) l’accord de rétrocession du prêt à ELECTROGAZ à des conditions jugées acceptablespar le Fonds. Cet accord devra être soumis au Fonds pour approbation ;

6) le document relatif à la Politique de branchement qui devra tenir compte desrecommandations du Fonds. Ce document sera soumis à l’approbation du Fonds ;

7) le plan de recouvrement des arriérés du secteur public qui ne devront pas dépasser entout état de cause un maximum de trois mois de facturation et ce à partir de 1987 ;

8) l’exemplaire du dossier d’appel d’offres et la procédure y afférente mentionné à lasection 5.03 du présent Accord ;

9) la liste des biens et services afférents au projet qui seront financés avec les ressourcesdu prêt.

II Autres conditions

1) communiquer au Fonds : a) l’étude tarifaire et ; b) l’étude institutionnelle, structurelleet de réorganisation d’ELECTROGAZ. Ces deux études devront être transmises auFonds six mois au plus tard après la signature de l’Accord de prêt ;

2) faire auditer régulièrement les comptes d’ELECTROGAZ et communiquer au Fondsdes rapports dans les six mois suivant l’exercice fiscal ;

3) faire produire séparément les comptes d’exploitation et de bilans pour l’électricité,l’eau et gaz au plus tard à partir de l’exercice 1988 ;

4) faire prendre par ELECTROGAZ les dispositions nécessaires afin de :

- 2-

- maintenir régulièrement un stock minimum de trois mois de besoins en piècesde rechange au niveau de chaque centre ;

- affecter les véhicules utilitaires en priorité aux six centres ;

1) faire établir un budget annuel eau et électricité, propre à chaque Ministère ;

2) faire appliquer, après approbation du Fonds les recommandations de l’étude tarifaireen cours d’élaboration ;

3) faire transmettre au fur et à mesure de l’avancement des travaux, la liste des abonnéseffectivement raccordés.

III Clauses et conditions financières et leur satisfaction

Cinq des « Conditions » et deux des « Autres conditions » ci-dessus concernent les aspectsfinanciers du projet.

Condition 1 : dans la pratique, depuis 1992 et surtout depuis les événements de 1994,ELECTROGAZ a été amené à se substituer au budget de développement en raison descontraintes budgétaires de l’État Rwandais.

Condition 2 : le projet a été exécuté dans la limite de l’enveloppe allouée.

Condition 3 : cette condition a été satisfaite.

Condition 5 : cette condition a été satisfaite.

Condition 7 : cette condition a été satisfaite.

Autre condition 2 : Les rapports d’audit n’ont pas été régulièrement transmis au Fonds.Toutefois l’Emprunteur a financé en 1999 et complété en 2000, un audit portant surtoute sa période d’exécution du projet. Cet audit a permis de palier les insuffisancesrelatives à la tenue des comptes du projet et d’en assurer l’achèvement en bon ordre.

Autre condition 5 : cette clause a été satisfaite à compter de l’exercice 1999 et non en1989 comme initialement prévu. Bien que tardive, la satisfaction de cette conditionfavorise le paiement régulier des factures de l’Administration et stabilise le niveau desarriérés.

Annexe 4

REALISATIONS DU PROJET

EVALUATION ACHEVEMENT

Total sixcentres

Totalsix

centres

Bugarama Cyangugu Gikongoro Gitarama Rwamagana Byumba

POSTES

Réhabilitation 12 20 0 9 3 5 2 1

Extension 14 19 1 4 4 6 3 1

S/total 26 39 1 13 7 11 5 2

LIGNES MT

Réhabilitation 35 47,91 0 26,5 0 6,07 15,04 0,3

Extension 24 32,08 0,09 17,39 3,99 4,69 5,92 0

S/total 59 79,99 0,09 43,89 3,99 10,76 20,96 0,3

RESEAUX BT etECLAIRAGE PUBLIC

Réhabilitation 20 9,9 0 0 0 0 0 9,9

Extension 160 100,32 7,15 29 11,97 29 22,25 0,95

S/total 180 110,22 7,15 29 11,97 29 22,25 10,85

BRANCHEMENTS 2224 3880

Annexe 5

COUT REEL ET FINANCEMENT DU PROJET PAR CATEGORIE DE DEPENSES(en milliers)

EVALUATION ACHEVEMENT

Devises M.L. Total Devises M.L. Total

UC FRW Equiv. UC UC UC FRW Equiv. UC UC

1. Postes 652,91 13.242,40 128,93 781,84 4.933,89* 112.893,00* 495,21* 5.429,10*

2. Ligne MT 481,23 12.307,74 119,83 601,06

3. Réseaux BT/EP 3.620,84 89.359,75 870,02 4.490,86

4. Branchements 198,40 4.863,32 47,35 245,75

S/total 4.953,38 119.773,21 1.166,13 6.119,51 4.933,89 112.893,00 495,21 5.429,10

5. Etudes et contrôle 275,30 5.532,99 53,87 329,17 413,93 30.047,50 137,06 550,99

6. Outillages etVéhicules

463,48 - - 463,48 195,09 - - 195,09

7. Assistancetechnique

96,78 1.200,68 11,69 108,47 0 0 0 0

Total 5.788,94 126.506,88 1.231,69 7.020,63 5.542,90 142.940,50 632,27 6.175,18

* Lors de l’établissement des factures, les dépenses relatives aux catégories 1 à 4 ont été regroupées sur une factureunique.

DECAISSEMENT ANNUEL PAR SOURCE DE FINANCEMENT (en millier d’UC)

Année FAD Gouvernement Total

1990 1.097,94 73,35 1.171,29

1991 907,22 24,11 931,33

1992 922,77 70,00 992,76

1993 826,59 91,96 918,54

1994 733,70 733,70

1995 0,00

1996 0,00

1997 541,79 541,79

1998 619,51 58,82 678,33

1999 136,04 27,33 163,37

2000 0,00

2001 44,06 44,06

Total 5.785,55 389,63 6.175,18

Annexe 6Page 1 de 3

Calcul du taux de rentabilité financière

1. Coûts d’investissement

Les coûts d’investissement sont constitués par les dépenses effectuées par le FAD etl’Emprunteur.

2. Coûts d’investissement en milliers d’UC

Année Coûts d'investissements

1990 1.171,29

1991 931,33

1992 992,76

1993 918,54

1994 733,70

1995 0,00

1996 0,00

1997 541,79

1998 678,33

1999 163,37

2000 0,00

2001 44,06

Total 6.175,18

Le rapport d’audit du projet réalisé en 1999 a soulevé un problème de trop-perçu parles entreprises. Il en a résulté un litige qui a conduit au blocage des dernières factures desentreprises. Bien que les activités du projet soient achevées depuis 1999, le litige n’a étééclairci qu’en fin 2000. Les dépenses de l’année 2001 correspondent au montant du parELECTROGAZ aux entreprises SNC (15.433,21 USD, soit 11.940,77 UC) et G&V (41.518USD, soit 32.122,74 UC). Il a été supposé que des compensations seront effectuées entre lestrop-perçus et les factures du projet en instance.

3. Coûts de maintenance et d’exploitation

En l’absence de comptabilité analytique faisant ressortir les coûts de maintenancepour les différentes activités (production, transport et distribution) d’exploitation, il a étéconsidéré que ces coûts représentent 3% du montant total des investissements.

4. Recettes

Les recettes (R) sont constituées par les encaissements des clients MT (EMT ) et BT(EBT) raccordés au réseau réalisé par le projet. Toutefois les statistiques d’ELECTROGAZ nesont pas suffisamment élaborées pour permettre de reconstituer les encaissements à partir descomptes clients. En conséquence les recettes ont été évaluées à partir des informationsdisponibles suivant la formule

R = N6 x Cm x PU x t, avec

N6 : nombre de clients raccordés sur le réseau six centres. Il est connu pour les années 1993 et 1997à 2000. Extrapolation pour les années 1992, 1994, 1995 et 1996

Cm est la consommation moyenne par abonné (réseau six centres)

Annexe 6Page 2 de 3

Cm = énergie vendue en kWh/nombre total d’abonnés

PU est le prix unitaire moyen du kWh dans les six centres

t : taux de recouvrement moyen

1993 1994 1995 1996 1997 1998

t = taux de recouvrement en % 80,35 66,42 25,63 34,91 63,01 63,01

5. Recettes en UC

AnnéePU

FRW/kWhVentes(FRW)

Tauxrecouv.en %

Recetteen RFW

Taux dechange

moy.

Ventes(UC)

Recettes(UC)

1992

Nbre abonnésadditionnels

940

Cons. moy. 7.215

Cons. Totale 6.781.735 15 104.235.269 80 83.753.039 178,890 728.348 582.678

1993

Nbre abonnésadditionnels

1.881

Cons. moy. 4.637

Cons. Totale 8.722.663 15 130.839.940 80 105.129.892 201,660 811.019 648.815

1994

Nbre abonnésadditionnels

1.881

Cons. moy. 2.605

Cons. Totale 4.900.005 15 73.500.075 66 48.818.750 201,720 552.071 364.367

1995

Nbre abonnésadditionnels

1.881

Cons. moy. 2.605

Cons. Totale 4.899.399 25 123.856.816 26 31.744.502 245,925 1.937.065 503.637

1996

Nbre abonnésadditionnels

1.995

Cons. moy. 3.500

Cons. Totale 6.982.500 36 249.694.200 35 87.168.245 447,145 1.595.483 558.419

1997

Nbre abonnésadditionnels

2.109

Cons. moy. 4.222

Cons. Totale 8.904.198 42 373.976.316 63 235.642.477 420,523 1.411.606 889.312

1998

Nbre abonnésadditionnels

2.224

Cons. moy. 4.179

Cons. Totale 9.294.096 42 390.352.032 63 246.077.921 417,999 1.482.316 933.859

1999

Nbre abonnésadditionnels

3.880

Cons. moy. 3.681

Cons. Totale 14.282.280 42 599.855.760 63 378.149.071 457,916 2.079.316 1.309.969

2000

Nbre abonnésadditionnels

4.317

Cons. moy. 3.681

Cons. Totale 15.890.877 42 667.416.834 63 420.739.572 490,110 2.161.538 1.361.769

Les recettes sont considérées constantes à partir de 2000.

Annexe 6Page 3 de 3

6. Flux de trésorerie et TRIF (en milliers d’UC)

Année Coûtsd'investissement

Charge d'exploitationet d'entretien

Recettes Flux de trésorerie

1990 1.171,29 -1.171,29

1991 931,33 -931,33

1992 992,76 92,88 582,68 -502,96

1993 918,54 120,44 648,82 -390,16

1994 733,70 142,45 364,38 -511,77

1995 0,00 142,45 503,64 361,19

1996 0,00 142,45 558,42 415,97

1997 541,79 158,704 889,31 188,81

1998 678,33 179,077 933,86 76,46

1999 163,37 184,00 1309,97 962,60

2000 0,00 184,00 1361,77 1.177,77

2001 44,06 184,00 1361,77 1.133,71

2002 184,00 1361,77 1.177,77

2003 184,00 1361,77 1.177,77

2004 184,00 1361,77 1.177,77

2005 184,00 1361,77 1.177,77

2006 184,00 1361,77 1.177,77

2007 184,00 1361,77 1.177,77

2008 184,00 1361,77 1.177,77

2009 184,00 1361,77 1.177,77

TRIF 12,88%

Le projet dégage un taux de rentabilité de 12,88% supérieur au taux de rentabilité de 4%prévu à l’évaluation.

Annexe 7

2 Détermination du taux de rentabilité économique/TRE

1. Coûts d’investissement

Les coûts d’investissement sont représentés par les décaissements réels effectués par laBanque et par l’emprunteur

2. Charges d’entretien et d’exploitation

Il a été considéré que les coûts d’exploitation et d’entretien ont été estimés à environ3% des coûts d’investissement

3. Produits

Les produits sont constitués par les ventes (énergie facturée) d’électricité BT et MT auxclients additionnels alimentés grâce au projet.

4. Durée de vie

La durée de vie économique du projet est celle qui est indiquée dans le rapport d’évaluation,soit 25 ans

Valeur résiduelle

La valeur résiduelle est calculée en supposant une dépréciation linéaire de la valeur del’investissement. ; A la 20éme année du projet la valeur résiduelle est :

6.175 x (25-20)/225 = 1.235 milliers d’UC.

Calcul du TRE (Chiffres en milliers d’UC)

Année Coûtsd'investissement

Charges d'exploitationet d'entretien

Ventes(énergie facturée)

Flux de trésorerie

1990 1171,29 0,00 -1171,29

1991 931,33 0,00 -931,33

1992 992,76 92,88 728,35 -357,29

1993 918,54 120,44 811,02 -227,96

1994 733,70 142,45 552,07 -324,08

1995 0,00 142,45 1937,06 1794,61

1996 0,00 142,45 1595,48 1453,03

1997 541,79 158,70 1411,61 711,11

1998 678,33 179,08 1482,32 624,92

1999 163,37 184,00 2079,32 1731,95

2000 0,00 184,00 2161,54 1977,54

2001 44,06 184,00 2161,54 1933,48

2002 0,00 184,00 2161,54 1977,54

2003 0,00 184,00 2161,54 1977,54

2004 0,00 184,00 2161,54 1977,54

2005 0,00 184,00 2161,54 1977,54

2006 0,00 184,00 2161,54 1977,54

2007 0,00 184,00 2161,54 1977,54

2008 0,00 184,00 2161,54 1977,54

2009 -1235 184,00 2161,54 3212,54

TRE 25,15%

Annexe 8Page 1 de 2

FORMULAIRE IP1 : PERFORMANCE D’EXECUTION

Indicateurs des composantes Note(1 à 4)

Observations

1. Respect du calendrier général 1 Retard de plus de neuf mois

2. Respect du barème des coûts 4 Coûts inférieurs aux prévisions

3. Respect des clauses 2 Certaines clauses n'ont pas été respectées

4. Adéquation du suivi, de l'évaluation des rapports 2

5. Opérations satisfaisantes s'il y a lieu

TOTAL 9

Evaluation globale de la performance à l'exécution 2,25 La performance à l’exécution du projetest satisfaisante

FORMULAIRE P01 : RESULTATS DU PROJET

N° INDICATEURS DES COMPOSANTES NOTE(1 à 4)

OBSERVATIONS

1 Pertinence et réalisation des objectifs 3

i - Politique macroéconomique s.o.

ii - Politique sectorielle 3

iii - Volet matériel (dont production) 4

iv - Volet financier 3

v - Réduction de la pauvreté, aspect social etproblématique hommes-femmes

3 Le projet a amélioré le cadre de vie desPopulations et les conditions de travaildes femmes et des jeunes

vi - Environnement 2

vii - Promotion du secteur privé Pas d'objectif fixé à l’évaluation

viii - Autres (à préciser)

2 Renforcement institutionnel 1,33

i - Cadre institutionnel (dont restructuration) 2 Les objectifs de renforcement institutionnel n’ont pas étéatteints

ii - Systèmes financiers et intégrés(dont restructuration)

1

iii - Transfert de technologie Pas d'objectif fixé

iv - Dotation en effectif qualifié (dont rotation),formation et personnel de contrepartie

2

3 Durabilité 2,63

i - Engagement continu de l'emprunteur 2 Péripéties de la réforme du sous-secteur

ii - Politique environnementale 3 Il n’y a pas de politique environnementale spécifique ausecteur, mais les ouvrages sont construits suivant les règlesde l’art.

iii - Cadre institutionnel 2

iv - Viabilité technique et dotation en effectifs 3

v - Viabilité financière et mécanismes derecouvrement des coûts

2

vi - Viabilité économique 3

vii - Viabilité environnementale 3

viii - Continuité de l'exploitation et de l'entretien(disponibilité des fonds pour couvrir les chargesrécurrentes, des devises, des pièces de rechange,

des ateliers, etc.)

3 L’entretien des réseaux de distribution est simple est peuonéreux et en dépit des difficultés de recouvrement de lasociété la continuité d’exploitation est assurée.

4 Taux de rentabilité économique 4 TRE à l'achèvement =25% > 10,5% prévu

TOTAL 10,96

Evaluation globale des résultats 2,74 Le résultat du projet est satisfaisant

Annexe 8Page 2 de 2

FORMULAIRE BP1 : PERFORMANCE DE LA BANQUE

Indicateurs des composantes Note(1 à 4)

Observations

1. Lors de l’identification 3 Projet initié dans le cadre du 4ème plande développement et décidé suite àl’étude du plan énergétique national

2. Lors de la préparation du projet 1 La préparation s'est résumée auxétudes de faisabilité dont les TDR ont étéélaborés par la Banque

3. A l'évaluation 3

4. Lors de la supervision 3

5. Opérations satisfaisantes s'il y a lieu

Evaluation globale de la performance de la Banque 2,5 La performance de la Banque estsatisfaisante

Annexe 9

RESUME DES COMPTES D’EXPLOITATION DE 1994 à 1999 (millions de FRW)

1994 1995 1996 1997 1998 1999

Total des produits 4712,04 4883,85 10357,83 9264,48 9103,78 9430,85

Charges d'exploitation 4388,47 22723,25 7022,1 8065,11 14396,32 9868,59

Matières et fournitures 726,38 2840,05 2520,27 3384,88 3101,95 3701,97

Transports consommés 3,21 32,85 56,55 72,6 116,79 51,56

Autres services 78,24 208,99 242,64 224,27 272,57 336,24

Charges et pertes diverses 197,5 16324,49 502,95 385,34 5078,16 71,17

Frais de personnel 247,29 486,54 716,96 868,96 1542,06 2196,74

Impôts et taxes 15,11 67,69 0,35 0,87 8,12

Frais financiers 538,9 1075,32 1146,27 1207,23 2359,07 1756,1

Amortissements 2581,84 1755,01 1768,77 1921,48 1924,85 1746,69

Résultat net d'exploitation 323,57 -17839,4 3335,73 1199,37 -5292,54 -437,74

Résultat hors exploitation 2192,1 309,36 2804,94 -1171,69 1561,74 301,65

Résultat net d'exercice 2515,67 -17530,04 6140,67 27,68 -3730,8 -136,09

Cash-flow net 5097,51 -15775,03 7909,44 1949,16 -1805,95 1610,6

Ratio d'exploitation 0,93 4,65 0,68 0,87 1,58 1,05

RESUME DES BILANS D’ELECTROGAZ (millions de FRW)

1994 1995 1996 1997 1998 1999

Actif

- Actif immobilisé 30282,92 35445,68 33763,48 32576,45 32966,95 33879,23

- Actif circulant 10978,49 9949,89 17887,04 24495,77 19939,97 22699,43

Total Actif 41261,41 45395,57 51650,52 57072,22 52906,92 56578,66

Passif

- Situation nette 6696,35 -9279,55 -3246,61 -5475,03 -22973,79 -22921,72

- Dettes à moyen et long-terme 21871,27 36491,73 31590,1 30319,08 26324,02 25263,45

- Dettes à court-terme 12693,79 18183,39 23307,03 32228,17 49556,69 54236,93

Total Passif 41261,41 45395,57 51650,52 57072,22 52906,92 56578,66

Fonds de roulement -1715,3 -8233,5 -5419,99 -7732,4 -29616,72 -31537,5

Ratio d'endettement 3,27 -3,93 -9,73 -5,54 -1,15 -1,10

Ratio de liquidité générale 0,86 0,55 0,77 0,76 0,40 0,42

Ratio de liquidité immédiate 0,42 0,47 0,69 0,72 0,37 0,35

Rentabilité des immobilisations 0,083 -0,495 0,182 0,001 -0,113 -0,004

Délai moyen de remboursementdes clients (mois)

14,45 17,41 14,44 20,13 12,83 14,21

Annexe 10Page 1 de 2

MATRICE DES RECOMMANDATIONS ET DES ACTIONS DE SUIVI

PRINCIPALESCONSTATATIONSET CONCLUSIONS

ENSEIGNEMENTS TIRES RECOMMANDATIONS ACTIONS DE SUIVI RESPONSABILITE

Instruction duprojet

Pour éviter les retards de mise en vigueur des prêts, desconditions préalables à l’évaluation du projet devraient êtreposées. Dans ce cas, la mission d’évaluation ne seraiteffectuée qu’après satisfaction de ces conditions.(paragraphe 3.1.1)

Les missions d’évaluation et de lancement de projetdevraient discuter avec le Gouvernement afin de clarifierles rôles des différents représentants de l’Emprunteur.(paragraphe 3.3.2)

La Banque devrait poser, le cas échéant, des conditions préalables àl’évaluation afin de réduire l’âge moyen des projets.

L’Emprunteur devrait mettre en place un système de gestion des futursprojets dans lequel le suivi quotidien des activités du projet seraitentièrement confié à l’organe d’exécution et la supervision sous formed’interventions ponctuelles de contrôle à l’Administration par le biais desfonctionnaires-dirigeants

Recommandations etenseignements pour lesprojets futurs

Banque

Exécution duprojet

Les missions de supervision des projets devraients’effectuer avec des équipes mixtes afin de faire le point del’exécution du projet, notamment la situation financière(chapitre 7.1)

La Banque devrait adopter une attitude plus ferme allantjusqu’à la suspension des décaissements pour fairerespecter les engagements de l’Emprunteur en matière detransmission des rapports d’avancement et d’audit desprojets. (Chapitre 3.4)

Les chargés de projet devraient faire le point de l’exécutionfinancière du projet avant l’approbation d’un nouveaucontrat et ajuster le cas échéant le niveau de contributionde l’Emprunteur. (paragraphe 3.6.3)

Les missions de supervision devraient ajustersystématiquement le plan de financement au fur et àmesure de l’exécution des projets. (paragraphes 3.6.3 et3.6.4)

La Banque doit veiller à la saisie correcte des contrats dansle système informatique de gestion des projets (paragraphe3.6.4)

La Banque devrait demander au Gouvernement de financer les travauxadditionnels et les branchements en attente afin (i) de se conformer àl’Accord de prêt en portant sa contribution au financement du projet auniveau minimum de 10% du coût total du projet et (ii) d’améliorersubstantiellement les recettes d’ELECTROGAZ dans les six centres.

Recommandations etenseignements pour lesprojets futurs

Banque

Annexe 10Page 2 de 2

MATRICE DES RECOMMANDATIONS ET ACTIONS DE SUIVI (suite)PRINCIPALES

CONSTATATIONSET CONCLUSIONS

ENSEIGNEMENTS TIRES RECOMMANDATIONS ACTIONS DE SUIVI RESPONSABILITE

Calcul de larentabilitééconomique etfinancière

L’estimation de la demande dans les projets d’électrificationdevrait se faire sur la base d’une étude de marchésoutenue par des enquêtes auprès des ménages et entenant compte de l’expérience d’autres projets similaires.(paragraphes 4.8.2 et 4.8.3)

Pour l’évaluation des taux de rentabilité, les projectionsfinancières devraient se faire en devise dans les pays àforte dépréciation monétaire. (paragraphe 4.8.4)

La Banque devrait prendre en compte les enseignements du projet enmatière de prévision des ventes dans le cas des futurs projetsd’électrification : trois taux dégressifs d’augmentation des ventespourraient être pris en compte.

.Application aux futursprojets

Banque

Durabilité

L’Emprunteur devrait financer les travaux et bran chements additionnelsrequis dans les six centres

L’Emprunteur devrait réaliser une étude tarifaire et en appliquer lesrecommandations visant l’équilibre financier d’ELECTROGAZ

L’Emprunteur devrait poursuivre et finaliser le processus derestructuration d’ELECTROGAZ

L’organe d’exécution devrait améliorer son dispositif de comptage del’énergie livré au réseau afin de disposer de données fiables requisespour une gestion efficace du système électrique

L’organe d’exécution devrait exécuter les travaux et branchementsadditionnels requis dans les six centres.

Lettre au Gouvernement

Lettre au Gouvernement.

Gouvernement

Gouvernement

Gouvernement

ELECTROGAZ

ELECTROGAZ

Annexe 11

SOURCES D’INFORMATIONS

1. Rwanda : Rapport d’évaluation du projet d’électrification de six centres2. Accord de prêt N° F/RW/SP(EL)/87/213. Rapports de supervision du projet4. Rapport de revue du secteur de l’énergie, Rwanda5. PALMS / EIS : Ledger résumé en UC ; Détail des décaissements par prêt et par catégorie ;

Détail des décaissements par contrat6. PALMS / PDE : Fiches d’approbation de contrat7. Rapport de fin de mission de l’ingénieur-conseil8. Rapport d’achèvement de l’Emprunteur9. Rapports d’activités ELECTROGAZ10. Rapport d’audit des comptes du projet, 1999, AUGECO11. Rapport d’audit révisé des comptes du projet, 2000, AUGECO12. Etude sur la réforme d’ELECTROGAZ, Plan commercial, version préliminaire, 2000,

BOOZ ALLEN &HAMILTON13. Etude sur la réforme d’ELECTROGAZ, Rapport de diagnostic,1999, BOOZ ALLEN

&HAMILTON14. apport sur les états financiers d’ELECTROGAZ au 31 décembre 1994 (Après Audit)15. Rapport sur les états financiers d’ELECTROGAZ au 31 décembre 1995 (Après Audit)16. Etats financiers d’ELECTROGAZ au 31 décembre 1995 et 1996 ; G.N. & Partners, Juin

1997.17. Etats financiers d’ELECTROGAZ au 31 décembre 1997, 1998 et 1999