Stratégie de développement du sous-secteur de l'Électricité en Haïti (2006 à 2011)

Préparé par le MTPTC avec le BME et EDH sous la coordination technique de l'AIEA, ce document définit pour le sous-secteur de l'électricité un programme compatible avec la stratégie globale du gouvernement en matière de développement durable, de compétitivité et de réduction de la pauvreté. Il se présente comme cohérent avec le Plan national de développement du sous-secteur de l'énergie (PNDSE), qui couvre l'ensemble du sous-secteur énergétique, et subordonné à celui-ci.

Le chapitre sur l'état des lieux est sans détour sur la faillite institutionnelle. Il décrit une défaillance totale des fonctions de direction, planification, organisation, gestion des ressources, coordination, contrôle et évaluation, qui produit une gestion lourde, lente et onéreuse du réseau et du parc de production, un pilotage à vue, de mauvais choix d'équipements sous la forme de groupes diesel rapides, et l'absence d'investissements sérieux dans le sous-secteur depuis 1988. Il relève un système d'informations financières déficient, un système tarifaire inapproprié aux conditions de financement d'EDH, une dépendance excessive à l'aide externe et, dans des termes inhabituellement directs, qu'après les coups d'État successifs certains individus se sont substitués à l'État et ont mis EDH en coupe réglée, à la faveur d'un système judiciaire défaillant. Les difficultés de migration depuis la plateforme informatique Wang/VM sont signalées comme devant être résolues au plus tôt, de même que l'absence de projection financière quinquennale et de schéma directeur du sous-secteur.

L'offre est documentée centrale par centrale. Péligre affiche 54 MW installés et peut normalement délivrer 48 MW, mais tourne autour de 30 MW en saison pluvieuse et de 10 MW en saison sèche. Carrefour compte 50 MW installés pour 12 MW disponibles ; Varreux 1 et 2 affichent 33 MW et 21 MW installés mais ne fournissent ensemble que 12,5 MW, six groupes de Varreux 2 étant hors service. La capacité formelle est estimée à environ 157 MW pour une demande port-au-princienne évaluée à plus de 161 MW en 2005, et une capacité nationale installée de 197 MW pour une demande nationale de 550 MW. Le document note que les gouvernements antérieurs ont comblé cet écart par ce qu'il qualifie d'accords de production léonins. Le thermique représente 70 pour cent de la capacité d'EDH et l'hydroélectrique 30 pour cent, seuls 62 MW d'un potentiel hydro de 154 MW étant exploités ; l'aménagement Artibonite 4C est chiffré à environ 120 millions de dollars pour 30 MW et 150 GWh, et l'étude de l'atlas éolien alors en cours indiquait jusqu'à 50 MW exploitables dans la zone du lac Azueï.

La performance commerciale est présentée pour 1998-1999 à 2002-2003, avec des pertes totales comprises entre 46 et 54 pour cent, des taux de facturation allant du milieu des années 40 au début des années 50 en pourcentage, des taux de recouvrement entre 81 et 106 pour cent, et un tarif moyen passant de 1,76 à 5,19 gourdes par kWh. La stratégie relie directement l'électricité aux résultats en matière de pauvreté, en soutenant que l'offre augmente les heures consacrées à l'étude, réduit les maladies de la vue, améliore la sécurité dans les corridors des bidonvilles, allège les travaux domestiques et libère du temps pour les femmes, et elle relève que près de quatre millions de contribuables sont de fait exclus du service. Sur le plan institutionnel, elle propose une séparation entre autorité organisatrice et opérateur, où les obligations sont définies a priori par des indicateurs de performance, de productivité et de gestion, avec des contraintes de service public telles que la continuité de l'approvisionnement et des normes de qualité incluant la protection écologique et la déforestation, et des devoirs de l'opérateur portant sur l'entretien, la réparation et le renouvellement des matériels tournants, véhicules et compteurs.