2005 - etude energie - uemoa

PRESENTATION DESRESULTATS DEL’ETUDE DU SECTEURDE L’ENERGIE DESPAYS DE L’UEMOA ETDU CAMEROUN

Réalisé par :J2CM GESTIONSupervisé par :Le MEDS - Mouvementdes Entreprises duSénégal

Les opinions exprimées dans lerapport sont celles du consultantet ne représentent aucune opinionofficielle, ni de PRO€INVEST, ni dela Commission Européenne, ni dusecrétariat des ACP.

Cette étude a été réalisée avecl’appui financier de PRO€INVEST.

février 2005

PISE 2005 - Rencontre Sectorielle ACP /EU pour La Promotion du Partenariat Interentreprises et des Investissements dans le Secteur de

l’Énergie

PRESENTATION DES RESULTATS DE L’ETUDE DU SECTEUR DE L’ENERGIE DES PAYS DE

L’UEMOA ET DU CAMEROUN

Draft ≠1

7 février 2005

PISE 2005 ETUDES DES PROFILS ENERGETIQUES UEMOA ET CAMEROON Page 1

Table des Matières

Note du Consultant 4 Volet 1 : Profil Energie

Afrique de l’Ouest et Sahel 6 Energie Bénin 9 Burkina Faso 13 Cameroun 16 Cap Vert 23 Côte D’Ivoire 26 Guinée 33 Guinée Bissau 39 Mali 43 Mauritanie 50 Niger 56 Sénégal 63 Tchad 71 Togo 75

Volet 2 : Politiques d’intégration sous régionale au sein de l’UEOMOA Les grandes lignes de la politique commune 80 L’EEEAO 84 L’état d’avancement 84 La régulation sous régionale 85 La stratégie de mise en œuvre de l’EEEOA 85 La contribution des bailleurs de fonds 86 Les prochaines étapes 87 Annexes : programme de développement tri annuel 93 Volet 3 : Les énergies renouvelables

I Introduction 97 2 La filière biomasse énergie 100 3 La filière de l’énergie solaire 110 4 La filière éolienne 112

Volet 4 : conclusions et recommandations préliminaires 117 Profils des grands projets d’interconnections sous régionaux

Interconnexion Sakete (Bénin) – Ikeja west (Nigeria) 123 Interconnexion Côte d’Ivoire – Mali 125 Ligne d’interconnexion Bobo–Ouagadougou 127 Projet OMVG (Sambangalou /Kaleta + ligne d’interconnexion) 128 Ligne d’interconnexion Takoradi – Tema /Volta (Ghana) 130 Ligne d’interconnexion Tema (Ghana) – Momehagou (Togo) Sakete 131 Ligne d’interconnexion Takoradi/Aboadze (Ghana) Preatea (Ghana) 133 Ligne d’interconnexion Boltanga (Ghana) Bagre (Burkina faso) 134 Etude de stabilité dynamique des réseaux interconnectés 135

PISE 2005 ETUDES DES PROFILS ENERGETIQUES DE l’UEMOA ET DU CAMEROUN Page2

Bibliographie

1. Bilans énergétiques, ENERDATA, Paris, janvier 2005 2. IEPF – site internet 3. Aide mémoire du 1er Août 2003 – Paris, CEDEAO 4. RPTES : Conférence des experts des Bailleurs de Fonds, compte rendu – Maastricht, Pays

Bas, 1995 5. Energy Afrika volume 2 Issue 2, septembre 2002 6. IAE, Site internet 7. UEMOA, site internet 8. CIA, World factbook site internet 9. Direction de l’énergie du Sénégal 10. Direction de l’énergie du Mali 11. Interview M Diaka, GAA 12. Finess program, site internet ADB 13. International Energy Outlook 2004 14. AfricInt03_fr – World Energy Council 15. Convention des Nations Unies sur la Lutte contre la Désertification dans les pays gravement

touchés par la sécheresse et ou la désertification, en particulier en afrique ; Texte avec Annexes, PNUE ; CCD.

16. Lutte contre la désertification en Afrique de l’Ouest ; PASR, Cadre d’orientation ; CEDEAO, CILSS, CCD ; Septembre 1997.

17. Evaluation de l’utilisation des énergies solaire et éolienne en Afrique ; Enda-tm, ONUDI ; Aout 1997,

18. L’énergie en Afrique, situation énergétique de 34 pays ; Enda-tm, IEPE ; Dakar 1995. 19. The renewable energy market of West Africa, Demba Diop, Septembre 2004. 20. Diffusion des systèmes photovoltaïques familiaux : Bilan d’une action participative 21. L’énergie dans les zones rurales en Afrique : Pour l’environnement et contre la pauvreté ;

Forum Régional du conseil Mondial de l’Energie ; Youba Sokona, Jean Philippe Thomas ; Février 1997

22. Rural Energy and development; world Bank; 1996. 23. Stratégie d’utilisation rationnelle de l’énergie en afrique de l’Oues ; Enda-énergie ;Dakar,

1995. 24. Energie 2010-2020, Rapport final de l’atelier " Les défis du long terme " ; Benjamin Dessus,

Michel Colombier ; Octobre 1997. 25. Disseminating Renewable Energy technologies in Sub-Saharan Africa ; Karakésy , AFREPREN,

FWD ; 1994. 26. Guide Biomasse – Energie ; Ademe, Iepf, ACCT ; 1994. 27. Répertoire des Institutions et experts en énergie nouvelle et renouvelable en Afrique ;

CERER, UCAD, UNEP ; Avril 1996. 28. Energie, un défi planétaire ; Benjamin Dessus ; Editions Belin, 1996. 29. Energy issues ; The World Bank Group, FPD Energy note N7, november 1995.


NOTE DU CONSULTANT Cette étude a été commandée par le Mouvement des Entreprises Du Sénégal (MEDS) dans le cadre du projet PISE 2005 - Rencontre Sectorielle ACP /EU pour La Promotion du Partenariat Interentreprises et des Investissements dans le Secteur de l’Énergie – sponsorisé par l’UEMOA et co-financé par le ProInvest (Union Européenne).

Les économies de l’Afrique de l’Ouest sont fortement dépendantes de l’agriculture qui représente plus du tiers du PIB de la région. Le secteur énergétique, moteur du développement en général, est identifié comme une lourde contrainte au développement des entreprises, de la croissance et de l’emploi. En revanche, l’Afrique de L’Ouest possède un grand potentiel en matière de sources d’énergie conventionnelles et renouvelables : pétrole, gaz, tourbe, hydraulique, biomasse, ensoleillement et éolien.

Les réformes entreprises dans plusieurs des pays de la sous région Africaine pour libéraliser le secteur des énergies ont permis des améliorations nettes. Le secteur privé local devra cependant bénéficier de possibilités de partenariats technologiques et financiers afin de répondre aux besoins du marché, notamment en matière d’énergie électrique et domestique.

Le projet PISE 2005 vise à renforcer les investissements sur le secteur des énergies en Afrique de l’Ouest et à susciter un dialogue public - privé notamment sur les questions de tarification pour alléger le poids du poste énergie dans les entreprises de la sous région africaine. Les résultats de cette étude ont pour objectif de présenter le secteur des énergies par pays, incluant les acteurs, la politique, la demande, l’offre, les atouts et contraintes. Les grands projets sous régionaux, principalement les interconnexions et échanges entre pays sont également présentés. Nous espérons que les informations, présentées dans ce document de manière concise mais complète, permettront aux investisseurs potentiels de s’intéresser à ces pays. La méthodologie empruntée s’est basée d’abord sur une recherche documentation qui a permis de sélectionner une série d’études existantes et d’identifier des sources (experts et organismes). Les sources de données primaires ont été principalement la CEDEAO, l’ UEMOA, le GAA, le site internet de l’IEPF, ENERDATA, AIE, Banque Mondiale et de la FAO. Enfin, les données statistiques complétant les profils par pays ont été acquises de ENERDATA. Plusieurs entreprises et institutions de la sous région ont été visité par les représentants nationaux du GAA durant la phase de collecte d’information. A partir des données recueillies, un premier jet a été produit en janvier 2005 puis présenté à des experts sélectionnés pour commentaires. Par la suite les données ont été actualisées dans la mesure du possible avec les services techniques des différentes directions de l’énergie des pays concernés qui ont voulu répondre à la demande du consultant. A l’heure actuelle, le Consultant n’a pas pu disposer de données statistiques récentes pour la Guinée Bissau, le Cap Vert, le Bénin et le Burkina Faso ; ce qui explique une présentation de bilan énergétique de ces pays avec l’an 1999 comme année de référence. La partie de l’étude qui consiste à collecter les fiches de projets privés en vue de partenariat EU/Afrique de l’Ouest est toujours en cours. Les formulaires ont été développés a cet effet et envoyer aux entreprises présélectionnés. Les résultats pourront être présentés dès qu’une masse critique de formulaires remplies seront reçues. Le Consultant remercie chaleureusement les experts du réseau GAA pour leur aide durant cette étude.



l’Énergie

VOLET 1 : PRESENTATION DES PROFILS

ENERGETIQUES DES PAYS DE L’UEMOA ET DU CAMEROUN

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7 février 2005


AFRIQUE DE L’OUEST ET SAHEL

La région : Nord ouest de l’Afrique, bordée à l’ouest par l’Atlantique, Bénin, Côte d’Ivoire, Guinée,

Togo, Cap Vert et pays sahéliens : Burkina Faso, Guinée Bissau, Mali, Mauritanie, Niger, Sénégal. 5,5 millions de km2.

Climat : Tropical humide au sud, puis sec, et désertique au nord du Mali, Mauritanie et du

Niger. Les pays sahéliens sont plus chauds et plus arides. Population : 79 millions d’habitants, urbanisés à 34%. Taux de croissance démographique élevé

(autour de 3%). Densité moyenne : 16 hab./ km2. Economie : Pouvoir d’achat par habitant : 1250 $. Croissance économique régulière comprise

entre 3 et 6% en moyenne, à l’exception de la Guinée Bissau qui a connu une forte récession en 1998.

Plus de deux ménages sur trois n’ont pas accès à l’électricité dans l’espace de la CEDEAO et la faible fiabilité de l’alimentation en électricité freine l’industrialisation et l’arrivée d’investisseurs. La biomasse est la principale ressource énergétique de la région. Elle est menacée par la forte croissance démographique et l’insuffisance de la gestion des ressources forestières. Seuls quelques pays de l’UEMOA disposent de ressources fossiles : Niger, Cote D’Ivoire, Mauritanie ; quasiment tous, par contre, jouissent d’un potentiel hydroélectrique, cependant mal réparti et dont l’exploitation n’est pas toujours rentable. La consommation finale d’énergies commerciales par habitant est faible (0,08 tep).


La part des produits pétroliers est largement majoritaire dans tous les pays (plus de 90%) à l’exception de la Côte d’Ivoire et du Niger. La biomasse est la principale source d’énergie des ménages. La part de l’hydraulique dans la production d’électricité est en nette diminution et ne représente plus que 20% de la production contre 40% en 1990. La Côte d’Ivoire produit 54% de l’électricité d’origine hydraulique de la zone. Hormis la Côte d’Ivoire et, dans une moindre mesure, le Sénégal où le gaz fait une percée dans la production d’électricité, la production d’électricité thermique des autres pays de la zone est issue du pétrole. La coopération régionale tend à se développer là où le potentiel hydroélectrique est important. Ainsi les pays du Golfe de Guinée (Bénin, Togo, Ghana, Côte d’Ivoire, Nigeria, Burkina Faso) ont entrepris l’interconnexion de leurs réseaux. La Côte d’Ivoire peut ainsi exporter de l’électricité vers le Ghana depuis 1995. Le Bénin et le Togo reçoivent de l’électricité du Ghana tandis que le Niger s’approvisionne auprès du Nigeria. Dans le cadre de la CEDEAO, existe un projet de création d’un pool électrique à l’instar du pool du cône Sud Africain. De leur côté trois pays sahéliens (Mali, Mauritanie, Sénégal) ont entrepris la construction de la centrale de Manatali dans le cadre de l’Organisation de Mise en valeur du fleuve Sénégal (OMVS). La production est opérationnelle depuis 2002, et est répartie entre les trois pays. D’autres projets ambitieux sont à l’étude, mais à court terme, les efforts réalisés en matière d’équipements seront essentiellement destinés à combler les déficits de production accumulés au cours des années 80 et 90. D’importants programmes de réhabilitation des ouvrages sont en cours et plusieurs pays procèdent à la réorganisation de leur secteur électrique. Ainsi, la gestion des compagnies électriques nationales est confiée à des sociétés étrangères (Côte d’Ivoire, Guinée, Guinée Bissau, Mali), et les constructions de nouvelles centrales sont réalisées sous forme de BOT (Côte d’Ivoire, Sénégal). Les niveaux de production de pétrole brut sont très faibles et les réserves d’hydrocarbures sont localisées pour l’instant dans trois pays seulement (Bénin, Côte d’Ivoire, Sénégal). Les deux raffineries de la région en service sont situées à Abidjan et Dakar, celle de Nouadhibou étant fermée. Dans tous les pays enclavés, les produits pétroliers sont importés à 100% : ils proviennent en grande partie du Nigeria et de Côte d’Ivoire, le reste étant surtout acheté sur le marché international. La comptabilisation des échanges intra-africains est difficile du fait de la nature très variée des contrats d’approvisionnement et des nombreuses importations illégales transitant par les frontières du Nigeria avec les pays voisins. La biomasse représente les ¾ de la consommation finale de la région. Elle est presque entièrement absorbée par les besoins de cuisson des ménages et les artisans. Le couvert forestier, déjà réduit, est en voie de disparition dans le Sahel : la population et l’urbanisation en croissance rapide et les sécheresses chroniques qui y sévissent ont conduit à mettre en place des programmes de lutte contre la déforestation en même temps que des programmes de substitution du bois et du charbon de bois par le GPL. Le bon ensoleillement de la région permet d’espérer le développement du solaire de matière significative. PISE 2005 ETUDES DES PROFILS ENERGETIQUES DE l’UEMOA ET DU CAMEROUN Page7

INDICATEURS DU TABLEAU DE BORD REGIONAL :

AFRIQUE DE L'OUEST ET SAHEL 1980 1996 1997 1998 1999 Population millions 46 73 75 77 79 PIB/habitant (à parité de pouvoir d'achat) $ ppa 1163 1178 1206 1226 1238 Taux de couverture pétrolière % 2 21 17 12 10 Production électrique TWh 3.3 6.6 7.7 8.1 9 Production hydroélectrique TWh 1.6 2.3 2.4 1.9 1.8 Cons, primaire (y.c. énergie non commerciale Mtep 12.9 18.9 18.6 20.6 21.3 Cons, primaire d'énergie commerciale Mtep 3.8 5.1 5.4 6.1 6.7 Consommation totale d'énergie/habitant tep 0.28 0.26 0.25 0.27 0.27 Consommation d'énergies commerciales/habitant tep 0.08 0.07 0.07 0.08 0.08 Consommation d'électricité/habitant KWh 67 80 85 89 91

Source : ENERDATA d'après AIE, Banque Mondiale, Statistques nationales…

BILAN ENERGETIQUE 1999 AFRIQUE DE L'OUEST Mtep CHARBON PETROLE PRODUITS GAZ HYDRO(*) ELECTRI TOTAL ENC 1 + 2

BRUT PETROLIERS NATUREL CITE * 1 2 TOTAL

PRODUCTION 0.11 0.54 1.13 0.16 1.93 15 16.5 IMPORTATION 0 5.71 4 0.09 9.8 9.8 EXPORTATION -0.52 -4.23 -0.09 -4.84 -4.84 SOUTES -0.18 -0.18 -0.18 VARIATION DE STOCKS 0.01 0.01 0.01 CONSOMMATION PRIMAIRE 0.11 5.73 -0.4 1.13 0.16 0 6.72 15 21.3 RAFFINERIES -6.23 6.03 -0.2 -0.2 CENTRALES ELECTRIQUES -0.12 -1.05 -1.3 -0.16 0.78 -1.84 -1.84

AUTOCONS. + PERTES 0.01 0.5 -0.09 0.18 -0.15 0.46 -

2.8 -2.32 CONSOMMATION FINALE 0 4.48 0.63 5.14 12 16.9 * 1 KWh = 0,086 kep ° 1 KWh = 0,26 kep ENC énergies non commerciales Source : ENERDATA


BENIN

Sources : CIA-The World Factbook

Situation : Afrique de l’Ouest, bordé au sud par le Golfe de Guinée, 112 600 km2. Capitale

économique : Cotonou. Climat : Tropical humide, plus sec au nord. Population : 6,1 millions d’habitants, urbanisés à 41%. Densité moyenne : 54 hab./ km2, plus

élevée dans les régions du sud. Economie : PIB moyen de 380 US$ par habitant. Croissance soutenue depuis cinq ans avec un

taux de croissance annuel moyen de 5%. Pouvoir d’achat : 930 $/hab. Le Bénin dispose de réserves pétrolières, essentiellement situées en mer. Sa production de brut est entièrement exportée faute de capacité de raffinage. La quasi-totalité de l’électricité est importée. Les ressources en biomasse, importantes, sont menacées dans le sud où la pression démographique est plus forte. Le bois et le charbon de bois couvrent l’essentiel de la consommation domestique, la consommation d’électricité étant le privilège quasi exclusif du sud du pays. INSTITUTIONS Au sein du Ministère des Mines, de l’Energie et de l’hydraulique, la Direction de l’Energie élabore et met en œuvre la politique énergétique nationale et assure la tutelle des entreprises énergétiques


publiques. A ses côtés, la Direction de l’hydraulique est chargée de veiller à l’application de la politique nationale de mise en valeur des ressources hydroélectriques. La compagnie électrique nationale est la Société Béninoise d’Electricité et d’Eau (SBEE). Elle possède le monopole de la distribution sur le territoire béninois et produit de l’électricité thermique. L’exploitation des ressources hydroélectriques a été confiée en 1968 à un organisme bi-national (Bénin/Togo), la Compagnie Electrique du Bénin (CEB). Régie par le Code Daho-Togolais de l’Electricité", elle possède le monopole de la production hydroélectrique, du transport et des importations d’électricité dans chaque pays. Elle est sous la tutelle d’un Haut Conseil Inter-Etatique composé de ministres des deux pays. La Société Nationale de Commercialisation des Produits Pétroliers (SONACOP) a perdu en 1995 le monopole d’importation, de commercialisation et de réexportation des hydrocarbures avec la libéralisation du marché pétrolier. Quinze sociétés privées sont à ce jour agréées pour importer et distribuer les hydrocarbures au Bénin. En 1999, 45% du capital de SONACOP ont été cédés à une société béninoise, la Continentale des Pétroles. L’exploitation du seul gisement du pays (Sémé) en activité depuis 1992, fait actuellement l’objet d’une restructuration. De même, la promotion du bassin sédimentaire côtier se poursuit. Plusieurs compagnies pétrolières internationales ont été sollicitées, dont le Consortium Addax Abbacan et Tarpon Petroleum, qui se sont vus confier des permis d’exploration et d’exploitation sur le bassin béninois. Les ressources forestières sont gérées par le Ministère du Développement rural et de l’Action Coopérative ; une entreprise publique, l’Office National du Bois (ONAB), assure l’exploitation commerciale des forêts ainsi qu’une très faible partie de la production de bois et de charbon de bois. RESSOURCES ET PRODUCTION Les ressources pétrolières du seul gisement en exploitation de Sémé sont estimées à près de 100 millions de barils dont seuls 8 millions de barils seraient récupérables. Malgré les efforts fournis pour relancer la production, celle-ci a fortement diminué depuis 1986 (d’un facteur de 4). Les importations de produits raffinés proviennent du Nigeria et de la Côte d’Ivoire, mais aussi du Brésil, d’Espagne et d’Algérie. En raison d’une différence de prix (d’environ 50%) et d’un taux de change avantageux, un volume considérable d’importations clandestines transite par la frontière nigériane : aujourd’hui, la SONACOP ne couvre que 30 à 40% de la consommation effective du pays. La SBEE satisfait l’essentiel de ses besoins par des achats à la CEB (90%). Le reste est couvert par une production thermique qui a doublé depuis 1985 à environ 50 GWh. SBEE exploite également une micro-centrale hydroélectrique (Youpao, 480 KW). La CEB de son côté exploite le barrage de Nangbéto au Togo et importe 70% de ses disponibilités du Ghana et de Côte d’Ivoire. En matière de combustibles traditionnels, même si on estime que le potentiel national excède d’environ 6 fois la demande, des déficits apparaissent dans le sud et au centre, en raison d’une plus forte concentration de la population. CONSOMMATION La consommation d’énergies conventionnelles par habitant est de l’ordre de 0,08 tep, dont 54 kWh pour l’électricité. Les produits pétroliers, majoritairement destinés aux transports, représentent 90% de la consommation d’énergies commerciales ; leur consommation est mal connue en raison des importations frauduleuses. Le gaz butane, en légère croissance, n’a cependant pas eu jusqu’ici beaucoup de succès auprès des béninois. Le nombre d’abonnés électriques basse tension (175 000) progresse régulièrement et rapidement (+12% entre 1997 et 1998 et +20% entre 1998 et 1999) mais reste faible (4,3%). Les ventes d’électricité se répartissent à part égale entre petits consommateurs (basse tension) et industries (moyenne tension).


La biomasse représente les ¾ de la consommation totale. Du fait de la forte croissance de la population (3%/an), les besoins en bois continuent de s’accroître. POLITIQUE ENERGETIQUE ET PERSPECTIVES La politique énergétique nationale poursuit les objectifs suivants : pour les hydrocarbures, l’intensification de la recherche et la sécurité des approvisionnements ; pour l’électricité, l’augmentation du taux d’électrification, l’amélioration de la qualité du service et l’intégration régionale ; et enfin, pour les énergies renouvelables, le développement de solutions techniques adaptées aux conditions locales. Dans le secteur électrique le Bénin s’est doté d’un programme ambitieux de développement comprenant 46 projets hydroélectriques (dont la construction du barrage d’Adgaralla de 94 MW) et un programme d’électrification commun avec le Togo visant l’équipement des deux régions septentrionales de ces pays. Le succès de l’opération pilote d’électrification solaire doit se traduire par l’extension à tout le pays du programme solaire. Un important projet d’électrification rurale a obtenu un financement de la BAD et porte sur l’électrification de 17 villages. Ce projet s’inscrit dans l’objectif d’accroissement du taux d’électrification (objectif de 6,1%). Un protocole d’accord a été signé en 1999 pour la construction d’un gazoduc desservant à partir du Nigeria, le Bénin, le Togo et le Ghana. Fin novembre 2004, le Conseil d’Administration de la Banque Mondiale a approuvé une garantie d’un montant total de 125 millions d’US$ pour appuyer la construction du gazoduc. Pour le Nigéria, ce projet contribuera à éliminer les gaz en flammes à l’horizon 2008 (le Nigéria brûle actuellement 75% du gaz qu’il produit). Des opérations de reboisement ont été menées dans le cadre du Projet Plantation de Bois de Feu dans le Sud Bénin lancé en 1985 et un nouveau code forestier a été adopté en 1993 (et mis en œuvre en 1996) : il définit les conditions de gestion et d’exploitation des forêts. En matière de coopération régionale, la CEB étudie la possibilité d’une interconnexion de son réseau avec celui du Nigeria. Ce projet, baptisé CEB-NEPA, permettra de fournir de l’électricité à partir du Nigeria.


BENIN

INDICATEURS ECONOMIQUES 1980 1996 1997 1998 1999

Population millions 3.5 5.6 5.8 5.9 6.1 Taux de croissance du PIB % 6.8 5.5 5.7 4.5 5 PIB/habitant (à partité de pouvoir d'achat) $ ppa 500 879 896 897 933 Dette extérieur/exportations totales % 191 457 470 414 425 Service de la dette/exportaations % 6.3 5.9 8.7 9 10.9 VA industrie/PIB % 11 14 14 14 14 VA agriculture/PIB % 29 35 35 35 35 Taux d'inflation % n.d. 4.9 3.5 5.8 0.3 Taux de change 1 $ US 211 512 584 590 616

APPROVISIONNEMENT ENERGETIQUE Taux d'indépendance énergétique % 7 25 16 12 10 Part du pétrole importé % 100 73 83 87 90 Part du pétrole raffiné localement % 0 0 0 0 0 Production électrique TWh 0.01 0.05 0.06 0.08 0.05 Production hydroélectrique Twh 0 0 0 0 0 Part du pétrole dans la production électrique % 100 100 100 100 100

CONSOMMATION ENERGETIQUE Cons, primaire (y.c. énergie non commerciale Mtep 1.36 1.81 1.84 1.91 1.97 Cons. primaire d'énergie non commerciale Mtep 1.21 1.49 1.41 1.47 1.51 Cons. Primaire d'énergie commerciale Mtep 0.15 0.33 0.42 0.43 0.46 Consommation totale d'énergie/habitant tep/hab 0.39 0.32 0.32 0.32 0.32 Consommation d'énergies commerciales/habitant tep/hab 0.04 0.06 0.07 0.07 0.08 Cons. d'électricité/habitant Kwh/hab 29 48 52 49 54 Cons. d'électricité domestique/habitant Kwh/hab 14 15 18 18 19 Cons. de GPL + pétrole lampant/habitant Kwh/hab 8.7 13 15 15 16 Cons. du transport/consommation totale de pétrole % 69 59 62 65 65 Part de l'industrie/cons. d'électricité % 50 32 31 26 25

nd : non disponible Source : ENERDATA

d'après AIE, Banque Mondiale, Statistques nationales…

BILAN ENERGETIQUE 1999

Mtep CHAR PETR. PRDTS GAZ HYDRO(*) ELEC.* TOTAL ENC TOTAL

BON BRUT PETR. NAT. NUCL. (°)… 1 2 1+2

PRODUCTION 0.045 0.045 1.51 1.557 IMPORTATION 0.434 0.028 0.463 0.463

EXPORTATION -

0.045 -0.05 -

0.045

SOUTES -0 -0 -

0.001

CONSOMMATION PRIMAIRE 0.433 0.028 0.462 1.51 1.974

CENTRALES ELECTRIQUES -0.02 0.004 -0.01 -

0.011

AUTOCONS. + PERTES -0 -0 -0.3 -

0.275

CONSOMMATION FINALE 0.418 0.028 0.446 1.24 1.687 DONT INDUSTRIE 0.047 0.007 0.054 0 0.057 DONT TRANSPORT 0.297 0.297 0.297 DONT RESIDENTIEL TERTIAIRE 0.095 0.021 0.116 1.24 1.353

* 1 KWh = 0,086 kep ° 1 KWh = 0,26 kep ENC énergies non commerciales Source : ENERDATA


BURKINA FASO


Situation : Afrique Subsaharienne, enclavé. 274 000 km2. Capitale : Ouagadougou. Climat : Chaud, très sec à aride. Population : 11 millions d’habitants, urbanisés à 18% ; densité de population : 40 hab./ km2. Economie : PIB par habitant : Fluctue autour de 230 US$ depuis 1995. Pouvoir d’achat : 965

$/hab. Le Burkina Faso dispose de quelques ressources hydroélectriques. Le pétrole est entièrement importé. La biomasse représente plus des deux tiers de l’approvisionnement énergétique. INSTITUTIONS La Direction Générale de l’Energie du Ministère des Mines, des Carrières et de l’Energie a la responsabilité du secteur de l’énergie et s’occupe de l’élaboration et de la mise en œuvre des plans énergétiques et du respect des lois et réglementations du secteur. La Société Nationale d’Electricité du Burkina, SONABEL, société d’état, est la compagnie électrique nationale. La compagnie publique SONABHY d’approvisionnements pétroliers est sous la tutelle du Ministère chargé du Commerce. Le Ministère de l’Economie et des Finances a la tutelle financière des deux sociétés d’Etat. SONABHY a le monopole de l’importation et du stockage des produits pétroliers. La distribution est assurée par des filiales de multinationales (Total, Shell, Mobil, Elf) et une compagnie locale (Tagui). RESSOURCES ET PRODUCTION La biomasse constitue la principale source d’énergie du pays, essentiellement utilisée dans le secteur domestique. Les forêts couvent à peu près la moitié du territoire. Le Burkina dispose par ailleurs de quelques ressources hydroélectriques (100 à 200 MW). Jusqu’en 1989, l’électricité était seulement d’origine thermique. Depuis, trois centrales hydroélectriques ont été mises en service (Kopienga en 1990, Bagré en 1993 et Tourni et Niofila en PISE 2005 ETUDES DES PROFILS ENERGETIQUES DE l’UEMOA ET DU CAMEROUN Page13

1996) pour une puissance totale de 29 MW. La capacité thermique est de 133 MW répartie en 30 centrales diesel. La production hydroélectrique a aussi fortement augmenté : de 20 GWh en 1990 à 108 GWh en 2000 (soit 25% de la production publique totale). Les auto-producteurs représentent 9% de la production totale. Tous les produits pétroliers sont importés par camions citernes (70%) et par chemin de fer (25%). La capacité de stockage de la SONABHY est de 60 000 m3 environ. Il existe 270 stations de distribution de produits pétroliers. La production annuelle de bois est estimée à 2.3 Mt. On estime que la consommation de bois croît plus vite que les ressources ; la déforestation est déjà forte dans certaines régions et devrait s’amplifier avec une augmentation de la consommation de biomasse à moyen terme. CONSOMMATION La consommation d’énergies commerciales par habitant est de l’ordre de 0,03 tep, dont 28 kwh pour l’électricité. La biomasse couvre 90% environ des besoins d’énergie du pays et la quasi-totalité des besoins des ménages. Ce taux pourrait augmenter car elle représente un concurrent redoutable du diesel en termes de rentabilité pour produire de l’électricité. Le secteur résidentiel-tertiaire consomme 90% de l’électricité, l’industrie absorbant le reste. L’électrification des ménages est faible, mais en progression (de 7% en 1997 à 9% en 1999), en particulier du fait de la diffusion de systèmes photovoltaïques. Près de 50 villes sont électrifiées mais quatre d’entre elles absorbent 96% de la consommation du pays (Ouagadougou, Bobo, Banfora et Koudougou). Le pétrole représente 96% de la consommation finale d’énergies commerciales. Les 2/3 environ des produits pétroliers sont consommés dans les transports. Globalement, ce secteur joue donc un rôle déterminant dans la consommation d’énergies commerciales du pays. POLITIQUE ENERGETIQUE ET PERSPECTIVES En matière d’offre, la politique énergétique met l’accent sur la poursuite des interconnexions électriques, intérieures et extérieures et de l’électrification rurale, sur la diversification de la consommation de GPL, enfin, sur l’amélioration de l’offre de combustibles ligneux et la substitution du GPL au bois et la promotion des énergies renouvelables (réduction des taxes à l’importation des équipements). Côté demande, la politique mise en œuvre vise à la satisfaction de la demande et la maîtrise des consommations. Depuis janvier 1999, le secteur de l’électricité est ouvert à l’initiative privée dans tous ses segments (production, transport, distribution). La ligne d’interconnexion électrique avec la Côte d’Ivoire a été mise en service en avril 2001. L’extension de la ligne vers Ouagadougou est à l’étude. Deux projets d’interconnexion avec le Ghana sont prévus, dont le plus grand pour 2008. Une centrale et deux micro-centrales hydrauliques sont également en projet, ainsi que la construction d’une centrale diesel. Le projet de nouvelle centrale le plus prometteur est celui de la centrale hydroélectrique de Noumbiel. Après avoir été mis en sommeil par manque de rentabilité, il est de nouveau à l’étude. Les prix de l’énergie sont encadrés. Autant pour les produits pétroliers que pour l’électricité ils ont subi une forte augmentation suite à la dévaluation du franc CFA en 1994 et n’ont pas fléchi depuis. Depuis le premier trimestre 2001, il existe un mécanisme d’ajustement automatique du prix des produits sur les prix à l’importation.


BURKINA FASO

INDICATEURS ECONOMIQUES 1980 1996 1997 1998 1999 Population millions 7 10.2 10.5 10.7 11 Taux de croissance du PIB % 0.8 6 4.8 6.2 5.8 PIB/habitant (à parité de pouvoir d'achat) $ ppa 451 875 896 916 965 Dette extérieur/exportations totales % 191 468 486 389 520 Service de la dette / exportations % 6 12 14 11 16 VA industrie/PIB % 29 24 25 27 28 VA agriculture/PIB % 32 32 31 30 30 Taux d'inflation % 12.3 6.2 2.3 5.1 -1.1 Taux de change 1 $ US 211 512 584 590 616

APPROVISIONNEMENT ENERGETIQUE Taux d'indépendance énergétique % 0 4 3 3 4 Part du pétrole importé % 100 100 100 100 100 Part du pétrole raffiné localement % 0 0 0 0 0 Production électrique TWh 0.11 0.27 0.29 0.36 0.39 Production hydroélectrique Twh 0 0.1 0.1 0.09 0.13 Part du pétrole dans la production électrique % 100 78 84 85 86

CONSOMMATION ENERGETIQUE Cons, primaire (y.c. énergie non commerciale Mtep 1.66 2.49 2.53 2.52 2.55 Cons. primaire d'énergie non commerciale Mtep 1.52 2.25 2.25 2.25 2.25 Cons. Primaire d'énergie commerciale Mtep 0.1 0.24 0.28 0.27 0.3 Consommation totale d'énergie/habitant tep/hab 0.24 0.24 0.24 0.23 0.23 Consommation d'énergies commerciales/habitant tep/hab 0.02 0.02 0.03 0.03 0.03 Cons. d'électricité/habitant Kwh/hab 16 21 21 26 28 Cons. d'électricité domestique/habitant Kwh/hab 5 7.9 8 9.9 10.5 Cons. de GPL + pétrole lampant/habitant Kwh/hab 1.7 2.9 3.3 3.6 4.1 Cons. du transport/consommation totale de pétrole % 52 50 49 46 46 Part de l'industrie/cons. d'électricité % 17 17 18 17 18






PRODUCTION 0.012 0.012 2.25 2.261 IMPORTATION 0.285 0.285 0.285 CONSOMMATION PRIMAIRE 0.285 0.012 0.297 2.25 2.546

CENTRALES ELECTRIQUES -

0.012 -

0.076 -0.012 0.033 -0.07 -

0.066

AUTOCONS. + PERTES 0.012 -0.01 0.005 -0 -7 CONSOMMATION FINALE 0.209 0.026 0.235 2.24 2.472 DONT INDUSTRIE 0.033 0.005 0.038 0.01 0.043 DONT TRANSPORT 0.131 0.131 0.131 DONT RESIDENTIEL TERTIAIRE 0.045 0.022 0.066 2.23 2.298



CAMEROUN


Situation : Centre Ouest de l’Afrique, légèrement au nord de l’Equateur, bordé à l’ouest par le

Golfe de Guinée. 475 400 km2. Capitale administrative : Yaoundé. Capitale économique : Douala

Climat : Tropical humide dans la moitié sud et ouest, devient sec puis sahélien vers le nord. Population : 15,1 millions d’habitants, urbanisés à 48% ; densité moyenne de population 32 hab./

km2. Economie : PIB par habitant : 590 US$. Economie en progression à près de 5%/an depuis 1996.

Pouvoir d’achat par habitant : 1 600 $. Le Cameroun dispose de quelques réserves prouvées de pétrole et de gaz, en exploitation depuis 1977, et d’un bon potentiel hydroélectrique. Le bois constitue la principale ressource énergétique. Le Cameroun est un exportateur net d’énergie. La consommation d’électricité progresse rapidement depuis 1995. Les transports absorbent plus de la moitié du pétrole consommé et l’industrie 60% de l’électricité environ. INSTITUTIONS ET POLITIQUE ENERGETIQUE Le Ministère des Mines, de l'Eau et de l'Energie est chargé de la conception et de la mise en oeuvre de la politique énergétique nationale. Plusieurs ministères interviennent également dans le secteur de l'énergie : le Ministère du Développement Industriel et Commercial (tutelle de la Caisse de Stabilisation des Prix des Hydrocarbures et de la Direction des Prix, Poids et Mesures pour les tarifs électriques) ; le Ministère des Finances ; le Ministère du Plan (contrôle du transport des hydrocarbures) ; le Ministère de l'Agriculture (responsabilité des forêts). ARSEL (Agence de régulation du secteur de l’électricité) est en charge de la régulation du secteur électrique. Face à l'épuisement progressif des gisements d'hydrocarbures et à la baisse corrélative de la production et des exportations, la politique énergétique mise en oeuvre vise à promouvoir les ressources d'hydrocarbures et à améliorer l'approvisionnement des populations en électricité et en gaz butane.


Le dispositif juridique dans lequel les compagnies d’exploration et de production d’hydrocarbures opèrent, a été modifié une première fois en juillet 1995 par l'adoption d'une nouvelle loi visant à favoriser la relance de l'exploration. Cette nouvelle loi pétrolière a conduit en particulier l'Etat à participer au remboursement des dépenses d'exploration en cas de découverte. Pour favoriser l’exploration-production, la loi pétrolière a été révisée une seconde fois en 1999 et redéfinit les conditions de partage des profits (40% pour l’opérateur) ainsi que les taxes. Pour faire face à la diminution des recettes d'exportation, le Cameroun mise sur l’oléoduc, mis en service à l’automne 2003 (d'une capacité de 150 à 200 000 bl/j) entre le gisement de Doba au Tchad et la région de Kribi. Le Cameroun compte sur les redevances de transport (évaluées à 46 US cents/baril) et qui devraient rapporter sur la durée de vie du projet entre 500 et 900 M US$. En décembre 1998, le secteur de l'électricité a été libéralisé : la production, le transport et la distribution sont ouverts au secteur privé par voie de concession (sauf l'exportation, concessions sur 10 ans renouvelables), de licence (production et vente haute et moyenne tension, y compris exportation), ou d'autorisation de liberté (entre 100 kW et 1 000 kW liberté totale d'autoproduction). LES ENTREPRISES Electricité : AES Sonel (AES 56%, Etat 44%) est la compagnie électrique nationale. Elle résulte de la privatisation de la Sonel en 2001. AES a obtenu une concession de 20 ans sur la production, le réseau de transmission et la distribution. AES Sonel compte 467 000 abonnés. Dans le cadre du contrat qui la lie au gouvernement, AES s’est engagée à porter le nombre d’abonnés à 1 million dans les 20 prochaines années. AES-Sonel possède deux réseaux indépendants de transport et de distribution : le Réseau interconnecté Sud (90% de la consommation d’énergie) et le Réseau interconnecté Nord; les autres régions du pays (notamment l’Est) qui ne sont pas connectées à ces réseaux sont alimentées par des centrales diesel indépendantes. Pétrole : La Société Nationale des Hydrocarbures (SNH), placée sous la tutelle de la Présidence de la République, représente l'Etat dans les entreprises pétrolières mixtes : Société Nationale de Raffinage (SONARA), Société Camerounaise des Dépôts Pétroliers (SCDP). En septembre 1999, SNH a créé une nouvelle filiale, Tradex, chargée de la revente à l’exportation du pétrole brut et des produits pétroliers. Les activités de recherche et production pétrolière sont aux mains de sociétés privées internationales : Philips Petroleum, Serepca, Perenco, Total, Pecten (filiale de Shell), ExxonMobil, Texaco, et plus récemment Euroil Trophy (Canada) et Geophysica (Rep. Tchèque). Le nouveau code pétrolier n’a pas eu les effets attendus sur l’exploration : le dernier round d’octroi de licences d’exploration s’est soldé par un échec, puisque sur les quatre blocs mis aux enchères (2 offshore et 2 on shore), seuls les deux blocs offshore ont fait l’objet d’offres et un seul contrat pour l’exploration avait été signé en mars 2001 entre Fusion Oil (Australie) et SNH. La portion camerounaise du pipeline (880 km) servant à l’exportation du pétrole tchadien a été construite par COTCO (Cameroon Oil Transport Company, composée des membres du consortium et des gouvernements tchadien et camerounais). Le raffinage est assuré par SONARA, détenue à 66% par l’Etat via la SNH, le reste du capital étant détenu par Total (18%), ExxonMobil (8%) et Shell (8%). Depuis 1997, la SONARA a le droit de s’approvisionner auprès d’autres compagnies que la seule SNH. En contrepartie, cette dernière a cessé de subventionner la raffinerie. La distribution est assurée par des grandes compagnies étrangères : Texaco (qui après le rachat du réseau de Agip est le premier distributeur du pays avec 120 stations service), Total, ExxonMobil, Shell. La SCDP est la seule compagnie assurant le stockage des produits pétroliers. Le gouvernement en détient 51%, le reste du capital étant partagé entre les différents distributeurs : Texaco (11%), ExxonMobil (10%), Shell ( 10%), Total (18%). L'APPROVISIONNEMENT Ressources : Le Cameroun dispose de réserves modestes de pétrole et plus significatives de gaz (respectivement 54 Mt et 102 Gm3). Si le gaz ne fait pas encore l'objet d'une exploitation commerciale, le pétrole en revanche est exploité depuis 1977. L'hydraulique constitue l'autre grande


ressource d'énergie conventionnelle du pays qui dispose du second potentiel hydroélectrique d'Afrique : 23 000 MW de potentiel technique, dont 40 % exploitables dans de bonnes conditions économiques (103 TWh/an). La ressource forestière est très abondante, surtout dans la partie sud, fortement arrosée. Elle est en revanche sujette à une détérioration significative dans les zones les plus sèches (nord). Electricité : La capacité électrique installée est de 870 MW, dont 725 MW d’hydraulique. Les principaux barrages sont sur la Sanaga, Edea (263 MW) et Song Loulou (388 MW), et sur la Bénoué, Lagdo (72 MW). La production varie entre 3,3 et 3,5 TWh : elle est à plus de 95% hydroélectrique. Une faible pluviométrie et des difficultés financières ont conduit AES à procéder à de nombreuses coupures de l’approvisionnement électrique en 2002 et 2003. Cette dégradation du service s’est accompagnée d’une hausse du prix de l’électricité suscitant la colère des usagers. Pétrole : La production décline lentement : elle était de 6,1 Mt/an en 2003, très en dessous du niveau record de 1984 (9,3 Mt). Environ 80 % du pétrole est exporté assurant 25 % des recettes d'exportation, le reste permettant de faire face aux besoins nationaux. LES PRIX En juillet 1999, les prix des produits pétroliers ont été libérés, permettant aux distributeurs de fixer librement leurs prix. Le prix de l’essence est de 0,68 $/l et celui du gazole de 0,54 $/l. En théorie, la fixation des prix de l’électricité relève de la responsabilité du Gouvernement et de Arsel (Agence de régulation de l’électricité). Dans le cadre de l’accord de concession passé avec AES, une augmentation moyenne de 8% par an du prix de l’électricité est prévue pour les 4 premières années de la concession afin de rattraper l’écart entre le coût de production et le prix facturé. En 2002, le prix moyen de l’électricité pour les ménages était de 8 € cents/kWh (56,6 FCFA/kWh) et pour le secteur commercial de 6 € cents/kWh (41 FCFA/kWh). LA CONSOMMATION La consommation totale par habitant est de 0,4 tep et 160 kWh. Comme dans la plupart des pays d'Afrique sub-saharienne, le bois constitue la forme d'énergie la plus utilisée : 8 Mt sont produits chaque année. Près de 40% du bois de feu fait l'objet d'une commercialisation. La biomasse couvre près de 80 % de la consommation totale et près de 90 % des besoins des secteurs résidentiel et tertiaire. La consommation d'énergies commerciales est dominée par le pétrole (80 %) : après avoir globalement diminué entre 1986 et 1992, celle-ci repart à la hausse (1%/an en moyenne de 1993 à 2003). La consommation d'électricité est en hausse continue depuis 1995 (4%/an en moyenne). L'industrie absorbe 44 % de la consommation d'électricité, principalement pour la seule production d'aluminium (la consommation de l’usine Alucam d'Edea représente 40% de la production de la Sonel). La consommation d'énergie de l'industrie (hors usages non énergétiques) représente 16 % de la consommation d'énergies finales. Le secteur résidentiel-tertiaire absorbe 70% environ de la consommation d’énergie finale (biomasse incluse). La promotion de butane en substitution aux énergies traditionnelles, après avoir connu un léger passage à vide en 1999, semble repartir à la hausse et dépassait en 2000 son niveau de 1990 (31 kt en 2000 contre 25 kt en 1990). Le taux d’électrification est de 30% en zone rurale. Les transports, premier secteur consommateur d'énergies commerciales, absorbent près de 80% des produits pétroliers et 60 % environ des énergies commerciales, tous produits confondus. ENJEUX ET PERSPECTIVES La stimulation des efforts de prospection dans les champs pétroliers marginaux (notamment dans le bassin de Douala) vise à relancer la production. L'ambition du gouvernement est d’atteindre une production de 8 Mt. La valorisation des réserves de gaz et le développement des usages du GPL, susceptible d'être produit à partir des ressources gazières, sont un autre objectif de la politique énergétique. Il


permettrait de lutter contre la déforestation dans un premier temps, puis d'exporter du GPL vers l'Europe à plus longue échéance (Plan National Gazier démarré en 1990). En juin 2002, 9 compagnies ont été invitées à soumettre des offres pour le développement du champ gazier offshore de Sanaga Sud (région de Kribi), qui pourrait contenir 28 Gm3 de gaz. Globalement, les réserves prouvées et probables pourraient atteindre quelque 109 Gm3, réparties pour l’essentiel entre les régions de Rio del Rey et de Kribi. Le pays a été soumis en 2002 et 2003 à de fréquentes interruptions de fourniture d’électricité dues pour partie à une mauvaise hydraulicité ces dernières années, et pour partie à une insuffisance de la capacité de production (déficit évalué à 150 MW). Pour tenter de remédier à cet état de fait, la SONEL a lancé en juillet 2003 un plan d’urgence de 129 M$. Financé pour l’essentiel par Proparco (filiale privée de l’Agence Française de Développement), la Banque Européenne d’Investissement et la SFI (filiale privée de la Banque Mondiale), ce plan a conduit à la construction d’une centrale fioul lourd à Limbé (85 MW construite par Wartsila pour un coût de 65 M$). La construction de la Centrale s’est achevée fin 2004, mais on parle de défaut de fabrication (une centrale de 16MW aurait été livrée contre une centrale de 85MW commandée). Le plan électrique prévoit la construction de deux barrages à l’horizon 2005-2006. Pour l’instant, des études d’impact ont été lancées pour étudier le barrage de LomPangar sur le fleuve Sanaga. Ce barrage devrait permettre d’augmenter la puissance des centrales de Song Loulou et d’Edea de 182 MW. Plusieurs compagnies étrangères, parmi lesquelles Total, Euroil, Perenco et Pecten, se sont proposées pour construire une centrale gaz qui permettrait de réduire la dépendance à l’égard de l’hydroélectricité. Deux projets de centrales électriques au gaz sont à l’étude : le premier, en cours depuis 1998, est mené par la compagnie canadienne Ocelot Energy. Celle-ci prévoit de mettre en exploitation le gisement gazier de Sanaga Sud et de construire une centrale électrique de 175 MW alimentée par le gaz produit. La privatisation de la Sonel a fait prendre du retard au projet. Le second est celui mené par la firme écossaise BowLeven et porte sur la construction d’une centrale gaz de 150 MW prévue pour une mise en service en 2006 et le développement de champs gaziers pour un coût de 290 M US$. L'extension du réseau électrique dans les zones encore non desservies se poursuit également, l'objectif étant de passer d'un taux d'électrification rurale de 30 % en 2003 à 80 % en 2010 (% des villages électrifiés). Un projet d’interconnexion avec le Tchad est à l’étude : il devrait permettre d’exporter du courant à partir du barrage de Lagdo.


CAP VERT


Situation : Océan Atlantique, archipel de 10 îles dont 9 habitées, à 650 km des côtes du Sénégal,

4 033 km2. Capitale : Praia. Climat : Sahélien maritime avec périodes de sécheresse. Population : 428 000 d’habitants, dont plus de la moitié sur l’île de Santiago, urbanisés à 61% ;

densité de population : 106 hab./ km2. Economie : PIB par habitant : 1 200 US$. Croissance économique soutenue depuis 1993 (plus de

6%/an en moyenne). Pouvoir d’achat : 4 500 $/hab. Economie basée sur les services (68% du PIB dont principalement des services maritimes et aériens) dépendant totalement des importations pour ses besoins pétroliers. INSTITUTIONS La Direction Générale de l’Energie du Ministère de l’Intérieur coordonne l’ensemble des activités relevant de l’énergie. En pratique, son domaine d’action est limité au seul secteur électrique. Deux directions du Ministère des Pêches, de l’Agriculture et de l’Animation Rurale s’occupent du domaine forestier et des ressources renouvelables : le Service Forestier National coordonne la politique forestière ; la Division des Energies Renouvelables gère les programmes relatifs à ces énergies (éoliennes, foyers améliorés). Enfin, l’Institut National de Recherches Technologiques est en charge de l’aspect technologique de mise en œuvre du potentiel d’énergies renouvelables et de son évaluation. La Compagnie Nationale des Combustibles et Lubrifiants (Enacol), société d’Etat, est chargée de l’importation et de la distribution de produits pétroliers en liaison avec Shell Cabo Verde, société d’économie mixte. Dans le cadre de la politique de privatisation, 65% du capital ont été vendus aux entreprises nationales de pétrole angolaise et portugaise Sonagol et Petrogal (32,5% chacune). La Compagnie Nationale d’Electricité et d’Eau (Electra) a été partiellement privatisée fin 1999 au profit de EDP (30,5%) et IPE (20,5%) (entreprises portugaises d’électricité) ; Etat et municipalités détiennent ensemble 49% du capital. Electra distribue l’électricité dans tout le pays et l’eau dans les


îles Santiago, San Vicente, Sal et Boa Vista. Il était prévu une ouverture des réseaux d’eau et d’électricité d’Electra en 2003 à des producteurs indépendants. RESSOURCES ET PRODUCTION La situation du couvert forestier est particulièrement préoccupante du fait d’une utilisation importante et d’une longue période de sécheresse. La mise en œuvre d’un programme de reforestation a toutefois permis de reboiser plus de 63 000 hectares dont plus de 80% destinés à la population de bois de feu. La totalité des produits pétroliers sont importés mais plus de la moitié des importations sont réexportées. La quasi-totalité de la capacité électrique (42 MW) est thermique. La production, qui croit fortement depuis 1994 (17% par an en moyenne), a atteint 140 GWh en 1999. Plus de 90% de cette production est d’origine thermique, le reste étant de l’électricité éolienne. Le potentiel éolien est assez important : la capacité installée est de 3 MW. CONSOMMATION La consommation d’énergies commerciales par habitant est d’environ 0,22 tep, dont 270 kWh pour l’électricité. La consommation finale a crû fortement depuis 10 ans (16%/an en moyenne). La consommation d’électricité augmente encore plus vite (+22%/an) sur la même période. La consommation de GPL des ménages après avoir fortement augmenté durant la décennie 80 (se substituant en partie au pétrole lampant sous l’effet d’une politique de butanisation) s’est stabilisée depuis. Le taux d’équipement en GPL des ménages urbains dépasse 80%. La consommation de biomasse (environ 55 kT principalement sous forme de bois de feu) reste importante malgré la situation du couvert forestier. Le pétrole représente près de 90% de la consommation finale d’énergies commerciales. Les transports représentent 38% de la consommation totale de pétrole. Les centrales électriques absorbent 40% des produits pétroliers consommés. Le résidentiel-tertiaire absorbe 80% de l’électricité commercialisée. POLITIQUE ENERGETIQUE ET PERSPECTIVES La valorisation et la rationalisation de l’utilisation du potentiel d’énergies renouvelables (principalement éolien, géothermique et solaire) en vue de réduire la facture pétrolière restent une préoccupation du gouvernement. Un programme d’électrification solaire sur l’ensemble des îles est à l’étude. Le thermique continue de se développer : à Praia, 16 MW sont en projet dont 8 MW d’ici 2 à 3 ans. La situation géographique et les infrastructures aériennes et maritimes existantes de Cap Vert pourraient l’amener, dans le cadre de la rationalisation des approvisionnements de l’Afrique de l’Ouest à devenir une plaque tournante des échanges internationaux.


CAP VERT INDICATEURS ECONOMIQUES 1980 1996 1997 1998 1999

Population millions 0.29 0.39 0.4 0.42 0.43 Taux de croissance du PIB % n.d. 4 5 8 8 PIB/habitant (à partité de pouvoir d'achat) $ ppa n.d. 3991 4072 4208 4490 Dette extérieur/exportations totales % 33 181 157 197 211 Service de la dette/ exportations % 1 4 7 10 11 VA industrie/PIB % 17 19 18 18 18 VA agriculture/PIB % 14 18 16 16 16 Taux d'inflation % n.d. 6 8.6 4.4 4.4 Taux de change 1 $ US 40 83 93 98 103


CONSOMMATION ENERGETIQUE Cons, primaire (y.c. énergie non commerciale Mtep 0.04 0.1 0.1 0.103 0.119 Cons. primaire d'énergie non commerciale Mtep 0.03 0.025 0.03 0.025 0.025 Cons. Primaire d'énergie commerciale Mtep 0.01 0.075 0.08 0.078 0.094 Consommation totale d'énergie/habitant tep/hab 0.14 0.25 0.26 0.25 0.28 Consommation d'énergies commerciales/habitant tep/hab 0.05 0.19 0.19 0.19 0.22 Cons. d'électricité/habitant Kwh/hab 42 203 220 214 266 Cons. d'électricité domestique/habitant Kwh/hab 24 88 96 93 116 Cons. de GPL + pétrole lampant/habitant Kwh/hab 18 40 39 38 44 Cons. du transport/consommation totale de pétrole % 15 32 35 35 39 Part de l'industrie/cons. d'électricité % 8 13 15 15 15




Mtep CHAR PETR. PRDTS GAZ HYD.(*) ELEC.* TOTAL ENC TOTAL


PRODUCTION 0.001 0.001 0.03 0.026 IMPORTATION 0.205 0.205 0.205

EXPORTATION -

0.107 -

0.107 -

0.107

SOUTES -

0.005 -

0.005 -

0.005

VARIATION DE STOCKS 0.001 CONSOMMATION PRIMAIRE 0.093 0.1 0.094 0.03 0.119


0.028 -0.001 0.012 -

0.016 -

0.016

AUTOCONS. + PERTES -0 -

0.002 -

0.002

CONSOMMATION FINALE 0.066 0.01 0.075 0.03 0.1 DONT INDUSTRIE 0.01 0.001 0.012 0.012 (dont non énergétiques) DONT TRANSPORT 0.037 0.037 0.037 DONT RESIDENTIEL TERTIAIRE 0.019 0.008 0.027 0.03 0.052



COTE D’IVOIRE


Situation : Afrique de l’Ouest, au nord du Golfe de Guinée, bordée par l’Océan Atlantique au sud.

322 500 km2. Capitale administrative : Yamoussoukro. Capitale économique : Abidjan. Climat : Tropical humide au sud, plus sec au nord. Population : 15,1 millions d’habitants, urbanisés à 45% dont 20% à Abidjan. Densité moyenne de

45 hab./ km2. Economie : PIB moyen par habitant de 680 US$ en légère baisse depuis 1996 ; économie en

récession de 1987 à 1993 (1% de baisse par an en moyenne), forte croissance de 1995 à 1998 (6% en moyenne), fort ralentissement depuis (2,5%). Pouvoir d’achat par habitant : 1 600 $.

La Côte d’Ivoire dispose de ressources pétrolières et gazières en cours d’exploitation et d’un potentiel hydraulique non négligeable. Le bois et les déchets agricoles constituent les ressources énergétiques les plus importantes et les plus largement exploitées. La consommation d’énergie est en hausse régulière depuis 1994. la biomasse couvre 70% des besoins du pays. Les transports absorbent la moitié du pétrole et l’électricité est partagée entre l’industrie et le secteur résidentiel tertiaire. INSTITUTIONS ET POLITIQUE ENERGETIQUE Le secteur de l'énergie a subi de profondes modifications et a été l'objet depuis 1990 d'un important mouvement de restructuration, privatisation et libéralisation. Le Ministère des Mines et de l'Energie assure la mise en oeuvre de l'exploitation des ressources à travers trois directions (hydrocarbures, mines, géologie). Le Ministère des Infrastructures Economiques (dont dépend désormais la Direction de l'Energie) assure la tutelle des principales entreprises énergétiques du pays. Le Bureau des Economies d'Energie (BEE) est en charge de la mise en œuvre des programmes de maîtrise de l'énergie.


Le Ministère de l'Agriculture et des Ressources Animales (MARA) gère l'approvisionnement en bois-énergie. La politique économique ivoirienne, après avoir été axée sur le développement de l'agriculture, est aujourd'hui fondée sur la valorisation des ressources minières et d'hydrocarbures. Dans cette optique, le gouvernement compte mener quatre types d'actions : augmenter les productions pour diversifier les bases de l'économie; accroître les recettes d'exportation; assurer l'autonomie énergétique du pays et alimenter la sous région en électricité, pétrole raffiné et gaz butane; enfin, renforcer la compétitivité de l'économie en réduisant à moyen terme, grâce à la mise en valeur de ses ressources gazières, le coût de l'énergie. Un nouveau code des hydrocarbures a été adopté afin de favoriser l'installation de compagnies pétrolières étrangères. Le secteur électrique a été restructuré à 2 reprises : en 1990, en concédant l’exploitation du secteur à une société privée, la CIE, et en décembre 1998 en créant une Autorité de Régulation du Secteur de l’Electricité (ANARE) et 2 nouvelles sociétés publiques, SOGEPE et SOPIE. LES ENTREPRISES Pétrole, gaz : La Société Nationale d'Opérations Pétrolières de la Côte d'Ivoire (Petroci), a été restructurée en 1996 en une holding et trois filiales (Exploration-production, Petrocigaz, Petroci Industries-Services). Petroci devrait être privatisée. La Société Ivoirienne de Raffinage (SIR) (Etat 1,54 %, Petroci 45,73 %, Total 10,25 %, Shell 10,29 %, Elf 15,1 %, Mobil 8 %, Burkina Faso 5,39 % et Texaco 3,7 %), gère l’unique raffinerie du pays. La SIR a le monopole des importations de produits pétroliers. La libéralisation initialement prévue en 2000 a été repoussée à 2002. La privatisation de la SIR a été annulée en août 2000 après un appel d’offres jugé infructueux ; l’Etat avait décidé de privatiser 37 % des 47,25% qu’il détient dans la compagnie directement ou via Petroci. En décembre 1999, le contrat de privatisation avait retenu Engen et un consortium associant Shell, Elf et Total (Octides Finances). La privatisation de la SIR a été reportée dans un premier temps à 2003/2004 avec la mise en place d’un nouveau cadre réglementaire, puis repoussée sine die. Le processus de libéralisation a conduit l'Etat à réduire sa participation dans les compagnies de distribution (Shell CI, Elf Oil Africa et Société Nationale de Bitumes). Les compagnies de distribution sont associées dans le GPP, Groupement des Producteurs Pétroliers. Sept consortiums étrangers ont des contrats de partage de production (Ocean Energy, Apache, Shell, Ranger Oil, Addax, Tullow Oil et Sashra). Les 3 principaux consortiums sont contrôlés par les sociétés Ocean Energy (USA), (anciennement UMIC - United Meridian International Corporation), sur les gisements Lion (pétrole) et Panthère (gaz) avec 25%, associée à Petroci (45%) ; Apache (USA) (gisement gazier de Fox Trot) avec 24%, associée à Petroci (40%), Saur Energie (24%) et Enerci (12% filiale d'EDF/GDF) ; et CNR (UK) sur le gisement de Espoir avec 59% associée à Tullow (UK) avec 21% et Petroci (20%). Sonepi (Maroc), Raga Engineering (Italie) et Petroci Gaz ont créé une société « La Nouvelle Simgaz » pour construire une usine produisant 350 000 bouteilles de GPL/an, entrée en service en 2000. Electricité : La Côte d'Ivoire a été l'un des premiers pays à privatiser son secteur électrique. Ainsi, depuis octobre 1990, la production, le transport et la distribution de l'électricité ont été concédés à la CIE, Compagnie Ivoirienne d'Electricité, société contrôlée à 51% par la SISP (EDF (25%) et la SAUR (65%)), avec une participation de l'Etat (24%) et d'intérêts privés nationaux (25%). Deux sociétés ont été créées pour développer des projets de centrales électriques : la CIPREL (Compagnie Ivoirienne de Production d'Electricité), contrôlée par la SAUR (65%) et EDF (35%) pour la centrale de Vridi et Azito Energie (ABB 38 %, IPS 26% et EDF 36 %) pour la centrale d’Azito. En 1998, SOGEPE (Société de Gestion du Patrimoine du Secteur Electrique) et SOPIE (Société Ivoirienne d’Electricité) ont remplacé EECI, Energie Electrique de Côte d'Ivoire, l’ancienne compagnie électrique nationale qui depuis 1990 avait la propriété et la gestion du patrimoine. SOPIE est chargée de la gestion des mouvements d’énergie, de la planification de l’offre et de la demande et de la maîtrise d’oeuvre des investissements sur le réseau de transport et d’électrification rurale. A partir de 2005, SOPIE devrait avoir le contrôle du transport d’électricité. L'APPROVISIONNEMENT Ressources : La Côte d'Ivoire dispose de réserves de pétrole et de gaz dont l'exploitation remonte à 1980. On évalue actuellement les réserves exploitables à 14Mt de pétrole et 30 Gm3 de gaz, essentiellement offshore. Le potentiel hydraulique exploitable se monte à 1 650 MW, dont 37% sont


équipés. Le bois et les déchets agricoles constituent la principale ressource énergétique du pays. Les résidus agricoles et agro-alimentaires représentent un potentiel de 1,5 Mtep, dont 20% déjà exploités dans l'industrie agroalimentaire. Le couvert forestier est particulièrement menacé. Il est passé de 12 millions d'hectares à 1 million aujourd'hui. Pétrole, Gaz : Quatre gisements offshore sont en production. Depuis 1995, les gisements Panthère (gaz) et Lion (pétrole) sont exploités par un consortium dirigé par Ocean Energy (ex UMC). Ils assurent une production de 0,5 Mt de pétrole et de 1,4 Gm3 environ de gaz naturel. Mais la qualité du brut produit (huile légère) ne peut être raffinée dans la raffinerie de la SIR et tout le pétrole produit est exporté. Le gisement Foxtrot géré par Apache produit environ 500 Mm3/an. Le gaz naturel produit est utilisé à 60% pour la production d'électricité, notamment par la centrale d’Azito. Le gisement d’Espoir, fermé en 1988 à cause de coûts de production trop élevés, a été remis en production en février 2002. La production devrait atteindre 1,8 Mt/an à plein régime de pétrole et 360 Mm3/an de gaz. La capacité de la raffinerie est de 3,5 Mt/an. Le pays exporte près de 80% de la production de produits pétroliers. La moitié de la production est exportée vers les pays africains (essentiellement Mali et Burkina Faso), le reste étant exporté vers les Etats-Unis et l’Europe. Electricité : La puissance électrique installée est de 1 350 MW (2003) dont 604 MW d'hydraulique. A la capacité de la CIE s’ajoute la capacité des 2 producteurs indépendants : centrale de Vridi avec 3 turbines pour CIPREL et centrale d’Azito pour Azito Energie (288 MW). En 2002, la production a atteint 5,3 TWh ; le thermique représente environ les 2/3 de la production totale. Importatrice nette en 1994, la Côte d'Ivoire est depuis 1995 en situation d'exportatrice nette d'électricité : 1,5 TWh en 2002 en direction du Togo, du Bénin et du Burkina Faso. La Côte d’Ivoire est reliée au Ghana depuis 1985 avec une ligne de 200/250 MW de capacité au travers de laquelle elle alimente le Bénin et le Togo. Depuis mi 2001, le pays est connecté au Burkina Faso par une ligne de 50 MW servant à alimenter l’agglomération de Bobo Dioulasso. Abidjan concentre environ 2/3 de la consommation d’électricité du pays. Le réseau comprend 25 000 km de lignes et assure un taux de couverture de 32 % de la population en 2002 (contre 27% en 1997). LES PRIX Le prix des carburants est en principe libre depuis juillet 1996. Cependant, la fixation des prix reste sous la tutelle de l’Etat. Les prix sont bloqués depuis 1999, malgré la hausse du prix du pétrole brut ; ceci a entraîné des pertes pour la SIR. La fiscalité est parmi les plus élevées dans la sous région. Le prix moyen de l’essence est de 0,73 €/l ; il est de 0,52 €/l pour le gasoil. Le prix moyen de l’électricité est de 0,11 €/kWh pour les ménages et de 0,09 €/kWh pour l’industrie. LA CONSOMMATION La consommation d'énergie par habitant est de l'ordre de 0,4 tep, dont 200 kWh d'électricité. Bois, charbon de bois et résidus agricoles couvrent 70% de la consommation totale. Le pétrole a une part de marché de 12% et le gaz 17%. La consommation finale d'énergies commerciales a progressé très rapidement entre 1995 et 1999 avec la reprise de la croissance économique (12%/an en moyenne), mais décroît depuis la crise qui a débuté en 2000 (-7,3%/an en moyenne). La consommation d'électricité a elle aussi subit les effets de la crise : son rythme de croissance est passé de 5%/an entre 1995 et 1999 à 1,7%/an entre 1999 et 2002 et la demande à légèrement diminuée en 2003. Le secteur résidentiel-tertiaire absorbe à lui seul plus de 80% de toute l'énergie consommée (bois inclus) et 40% de l'électricité. Hors énergies traditionnelles, ce secteur n'absorbe que 45% de la consommation finale. Les transports et l’industrie absorbent chacun environ 10% de la demande finale. ENJEUX ET PERSPECTIVES La crise que traverse la Côte d’Ivoire, qui s’est accentuée fin 2002, rend incertains toutes les perspectives et projets envisagés précédemment. Pour faire face à la croissance de ses besoins d’énergie, la Côte d'Ivoire mise beaucoup sur les gisements gaziers de Fox Trot et Panthère. La


production devrait servir, pour 70% du gaz extrait, à la production d'électricité et pour le reste, à la production de GPL. De plus, le gisement de Baobab, découvert en mars 2001 devrait être mis en production au deuxième trimestre 2005. Il devrait permettre de multiplier par 4 la production du pays dans un premier temps et de produire à terme environ 3 Mt/an de pétrole. D’autres puits sont en exploration et devraient permettre d’augmenter encore la production. Le plus avancé de ces projets est Acajou, découvert en mai 2003 (CNR 66%, Tullow 24% et Petroci 10%). La situation critique du couvert forestier amène la Côte d'Ivoire à accentuer la politique de butanisation. Un autre contrat gazier a été signé avec le consortium Apache pour la fourniture sur 10 ans du gaz produit par le gisement Fox Trot. Le gouvernement souhaite une augmentation de la capacité de la raffinerie de la SIR à 10 Mt à l’horizon 2005- 2006 afin d’exporter dans la région et même aux Etats-Unis. La SIR contrôle déjà 50 à 60 % des marchés du Burkina Faso et du Mali et vise à étendre ses débouchés de la Mauritanie à l’Angola. Enron est associé à Petroci Gaz pour la construction d’un réseau de gazoducs ; l’association s’intéresse en particulier à l’extension du gazoduc de l’Ouest Africain depuis le Ghana jusqu’à Abidjan. La consommation de GPL devrait atteindre 500 000 t/an en 2005 et 1 Mt en 2010, ce qui implique la construction de 5 nouvelles unités de production. L'ambition de la Côte d'Ivoire est de devenir le fournisseur de la sous région en électricité. Cette ambition, couplée à une croissance prévue de la demande intérieure de 8% par an, se concrétise par de nombreux projets d'interconnexion (extension de la ligne du Burkina Faso, vers Ouagadougou courant 20041, Mali en projet pour 2007 – ligne de 200 MW de Ferkessedougou à Sikasso, coût 653 M € – et Guinée) ainsi que la construction de nouvelles centrales. La 3ème phase de la centrale d’Azito (installation d’un cycle combiné, 150 MW), qui devait initialement entrer en service en 2002, a été repoussée du fait de la faiblesse de la demande, tant sur les marchés intérieurs (avec la crise économique) qu’extérieurs (retards de paiement de la VRA du Ghana). Les arriérés de paiement ont finalement été soldés fin 2001 par VRA. Le projet de barrage de Soubrè (320-360 MW) en BOT est repoussé (appel d’offres initialement prévu en 2000 pour une construction de 6 à 10 ans). Par ailleurs, un vaste programme d'électrification est lancé en vue d'électrifier 7500 localités.


1 La mise en service de la ligne reste à vérifier

GUINEE


Situation : Afrique Occidentale, bordée à l’Ouest par l’Océan Atlantique à l’Ouest. 245 860 km2.

Capitale : Conakry. Climat : Tropical humide. Population : 7,3 millions d’habitants, urbanisés à 32% dont 60% vivent dans la capitale. Densité

moyenne : 30 hab./ km2. Economie : PIB par habitant : 490 $. Croissance économique régulière et soutenue (environ

4.5%/an depuis 1993). Pouvoir d’achat : 1 900 $/hab. économie fortement dominée par le secteur minier (bauxite alumine et or) dont elle tire l’essentiel de ses recettes d’exportation.

Outre le bois de feu, principale ressource énergétique du pays, la Guinée peut compter sur un potentiel hydroélectrique conséquent. La totalité du pétrole consommé est importée. Près de la moitié de la production d’électricité est le fait d’auto-producteurs, essentiellement des sociétés minières. Les sociétés minières absorbent une grande partie des importations de produits (production d’électricité), le transport venant en seconde position. L’énergie la plus largement consommée reste le bois de feu et le charbon de bois. INSTITUTIONS ET POLITIQUE ENERGETIQUE Au travers de la Direction Nationale de l’Energie (DNE), le Ministère de l’Hydraulique et de l’Energie a la responsabilité du secteur énergétique. La régulation du secteur électrique est assurée par le Ministère assisté d’un conseil consultatif, le Conseil National de l’Energie Electrique, créé en 1993. La Direction Nationale des Eaux et Forêts (DNEF), rattachée au Ministère de l’Agriculture et des Eaux et Forêts, a la charge de la gestion des ressources forestières (bois de feu, charbon de bois et déchets d’exploitation).


Pour améliorer la coordination des administrations en matière de politique énergétique, une instance de concertation interministérielle à caractère consultatif a été créée : le Comité de Suivi et de Restructuration du Secteur de l'Electricité. Dans le souci d'attirer des investisseurs privés dans divers secteurs du développement, dont évidemment celui de l'énergie, il a été promulgué le 1er juin 1998 une loi (Loi/97/012/AN) autorisant le financement, la construction, l'exploitation, l'entretien et le transfert d'infrastructures de développement par le secteur privé. Après l'échec en 2001 du schéma de réorganisation du secteur électrique, le gouvernement envisage d'opérer une nouvelle restructuration. La Guinée est membre de plusieurs organismes multinationaux visant à développer le potentiel hydroélectrique des cours d'eau communs: Organisation de Mise en Valeur du fleuve Gambie (OMVG) regroupant la Guinée, la Guinée Bissau, la Gambie et le Sénégal ; Manon River Union (MRU) composée de la Guinée, de la Sierra Léone et du Liberia. La Guinée siège en qualité d'observateur à l’Organisation de Mise en Valeur du fleuve Sénégal (OMVS). LES ENTREPRISES Electricité : « Electricité de Guinée » (EDG) est depuis fin 2001 la nouvelle entreprise électrique publique nationale ; elle fusionne les activités d’Enelgui et de SOGEL. Cette société est constituée à titre provisoire en attendant une nouvelle réforme sectorielle. L’Entreprise Nationale d’Electricité de Guinée (Enelgui) était jusqu’en 1994 détentrice du monopole de la production, du transport et de la distribution d’électricité. La gestion du parc a ensuite été privatisée et confiée pour 10 ans à une nouvelle société, la SOGEL (Société Guinéenne d'Electricité), dont les actionnaires étaient le consortium constitué d'Hydro-Québec International (HQI), EDF, SAUR avec 66,6% du capital et l'Enelgui pour le compte de l’Etat guinéen (34,4%). Enelgui conservait la propriété du patrimoine. En septembre 2001, suite au retrait du personnel expatrié de la SOGEL, le gouvernement a retiré sa mission au consortium et un nouveau partenaire stratégique va être recherché. Les deux sociétés Enelgui et SOGEL ont été alors dissoutes fin 2001 et remplacées par EDG, entité totalement publique. Pétrole : Le secteur pétrolier, déjà privatisé, compte quatre entreprises privées (Shell, Petrogui, TotalFinaElf et Mobil) qui assurent la distribution des produits raffinés importés par la SGP (Société Guinéenne de Pétrole). Les prix de détail sont fixés par l'Etat (Ministère de la Promotion du Secteur Privé, de l’Industrie et du Commerce et Ministère des Finances). L’APPROVISIONNEMENT Ressources : Le pays ne possède pas de ressources énergétiques fossiles connues. Il possède par contre un fort potentiel hydroélectrique (6 000 MW), dont moins de 3% a été aménagé. Electricité : Après la mise en service en 1999 de la centrale hydroélectrique de Gafiri (75 MW), la Guinée dispose d'une capacité hydroélectrique installée de 130 MW. La capacité électrique thermique publique est de 70 MW, entièrement située sur le site de Tombo ; elle a fortement augmenté en 1997 (+54 MW). A cette capacité publique de 190 MW s’ajoute la capacité des auto-producteurs, estimée à 89 MW. Environ la moitié de la production d’électricité provient des auto-producteurs, en particulier les sociétés minières (CBG, SBK et Friguia). Les ventes d’électricité ne représentent que 40% environ de la production publique (reflet de pertes élevées et d’un mauvais taux de recouvrement) (pertes de transport, distribution, techniques et non techniques). Le nombre d’abonnés est de 115 000 environ ; il progresse rapidement. L’année 2003 a été marquée par des difficultés d’approvisionnement liées à une mauvaise hydraulicité. Une capacité complémentaire de 35 MW diesel est en cours d’installation. La consommation du réseau public a ainsi chuté de 20% environ par rapport à 2002 où elle atteint 527 GWh. Pétrole : L’adoption d’un nouveau code pétrolier et d’un contrat de partage de production, après avoir suscité quelques espoirs, ne semble pas pour l’instant donner de résultats, le sous-sol guinéen et la zone littorale n’ayant pas encore révélé l’existence de gisements d’hydrocarbures. Les produits raffinés, importés aux environs des 2/3 par l’industrie minière, proviennent du Nigeria, de Côte d’Ivoire et du Brésil.


LES PRIX Les prix sont soumis à une TVA de 18%. Le prix de l’essence était de 0,75 US$/l (0,48 €/l) et celui du gasoil de 0,68 US$ (0,42 €/l) début 2004. Les prix ont fortement augmenté en août 2004 : + 60% pour l’essence, conduisant à un niveau de 0,8 €/l (1$/l). Les tarifs de l’électricité comprennent une prime fixe (entre 0,7 et 2 $ HT/mois en basse tension ; 1,2 $/kVA en moyenne tension) et une partie variable par tranche de consommation. Le prix moyen en basse tension est de 6 à 7 US cents/kWh (< 100 kWh/mois). En moyenne tension, il est de 12,5 US cents/kWh. LA CONSOMMATION La consommation d'énergie par tête est de l'ordre de 0,24 tep (0,12 tep pour les énergies modernes), dont 110 kWh d'électricité. Le bois représente environ 50% de la consommation totale d’énergie et est utilisé en quasi-totalité par les ménages. Avec une part de plus de 50% de la consommation totale d'électricité, le secteur minier auto-produit la majeure partie de ses besoins. La répartition de la consommation finale d’électricité est estimée de la façon suivante : 25% résidentiel tertiaire et 75% industrie. Pour le service public, la répartition est de 68% pour le résidentiel tertiaire et 32% pour l'industrie. Elle est essentiellement concentrée dans la zone de Conakry (environ 80% de l’énergie livrée). Le taux d'électrification est faible : 12,5% (dont 60% à Conakry, 41% en moyenne en zones urbaines et 1% environ en zone rurale). Le secteur des transports absorbe 16% de la consommation finale totale, 37% de la consommation finale d'énergies commerciales et 30% de la consommation de produits pétroliers. ENJEUX ET PERSPECTIVES La croissance économique est régulière et soutenue (environ 4.5 %/an depuis 1993). L’économie est fortement dominée par le secteur minier (bauxite, alumine et or) dont elle tire l’essentiel de ses recettes d’exportation. Les prévisions d’EDG retiennent une très forte croissance des consommations avec l’hypothèse de la réalisation de nouvelles centrales et de l’installation de nouvelles industries fortes consommatrices d’énergie : la consommation totale du pays (auto-producteurs inclus) atteindrait ainsi selon EDG 2,7 TWh en 2010 (soit un quasi doublement par rapport à 2003), 6 TWh en 2015 et 6,7 TWh en 2020. Le projet Energie III (2002-2007) vise à réhabiliter les moyens de production, transport et distribution, à réaliser un dispatching et à étendre le réseau de distribution pour un coût estimé à 192 M US $. Après la mise en service de la centrale hydroélectrique de Garafiri, le gouvernement souhaite continuer à exploiter le fort potentiel hydroélectrique en construisant de nouvelles centrales : centrale de Kaleta sur le Konkouré (105 MW), complexe de Souapiti sur le Konkouré de 975 MW (13 fois Garafiri), centrale de Fomi sur la rivière Niandan, affluent du Niger (90 MW, 374 GWh), centrale de Guilde (45 MW). La Guinée n’est pas interconnectée avec les pays voisins. A terme, plusieurs projets d’interconnexion existent dans le cadre de la CEDEAO (projet WAPP, « West Africa Power Pool), avec la Côte d’Ivoire, la Sierra Leone, le Mali et la Guinée Bissau. La plupart sont conditionnés à la réalisation des nouvelles centrales hydroélectriques. La centrale de Fomi devrait permettre l'interconnexion avec le Mali (ligne Mamou-Fomi-Bamako) et la Côte d'Ivoire (ligne Fomi-Nzérékoré-Man). La centrale hydroélectrique de Bumbuna (50 MW, 157 GWh) en Sierra Leone, réalisée à 85% avant l’arrêt des travaux à cause de la guerre civile, pourrait impliquer la Guinée dans le cadre de l’interconnexion entre les 2 pays (ligne prévue de 170 km de 225 kV entre Bumbuna et Linsan sur le réseau issu de Gafiri).


GUINEE-BISSAU


Situation : Afrique Occidentale, bordée à l’Ouest par l’Océan Atlantique. 36 120 km2. Capitale :

Bissau. Climat : Tropical humide. Population : 1,2 million d’habitants, dont 22% sont urbanisés. Densité moyenne de 34 hab./ km2. Economie : Revenu moyen par habitant : 180 US$. Pouvoir d’achat par habitant : 680 $.

Croissance économique soutenue jusqu’en 1997 (plus de 4%/an en moyenne), mais forte récession en 1998 avec la guerre civile. Le conflit, qui s’est terminé en mai 1999, a entièrement dévasté le pays qui fait désormais partie des vingt pays les plus endettés du monde.

La Guinée-Bissau dispose de ressources pétrolières et hydrauliques encore non exploitées. Elle est donc entièrement dépendante d’importations de produits pétroliers pour son approvisionnement énergétique. Le bois et le charbon de bois fournissent environ la moitié de l’énergie consommée dans le pays. La consommation d’énergies commerciales par habitant est de l’ordre de 0,1 tep et dépend à près de 95% du pétrole. L’électricité est surtout consommée dans la capitale. INSTITUTIONS Sous l’autorité du Ministère de l’Energie, de l’Industrie et des Ressources Naturelles, la Direction Générale de l’Energie (DGE) a la responsabilité de la politique énergétique nationale. Elle coordonne le secteur pétrolier et, en collaboration avec la Direction Générale des Ressources Hydrauliques


(DGRH), le secteur électrique, dont elle fixe le niveau et la structure des prix. En mars 1996, une Commission de Coordination Gouvernementale a été chargée de coordonner le secteur de l’énergie. Electricidade e Aguas de Guinée-Bissau (EAAGB) qui assurait la production, le transport et la distribution de l’électricité ainsi que la distribution de l’eau – pour Bissau uniquement – a pris le contrôle des huit centrales exploitées par la DGE dans le reste du pays. Pétrole de Guinée (PETROGUI) intervient dans l’exploration pétrolière et l’octroi des permis d’exploration. L’importation, le stockage et la distribution des hydrocarbures sont assurés par Distribuidora de Combustiveis e Lubrifiantes (DICOL), société mixte guinéo-portugaise (51%/49%), qui contrôle également Dicolgaz, unique société d’importation et de distribution de gaz butane. La DICOL a été déclarée en faillite commerciale en 1995. L’exploitation des ressources forestières et de la biomasse est contrôlée par le Ministère du Développement Rural et de l’Agriculture (MDRA). RESSOURCES ET PRODUCTION Malgré l’existence d’un gisement pétrolier off-shore (potentiel de 7 Mt/an), son exploitation n’est pas envisagée car non rentable et les recherches se sont arrêtées en 1989. depuis l’entrée en vigueur en juin 1995 de l’accord de Paris réglant le différent territorial entre la Guinée et le Sénégal l’exploration a été relancée. Cet accord réserve 15% de toute production éventuelle dans la zone maintenue sous contrôle sénégalais par le traité. Les importations de produits raffinés en provenance d’Algérie, d’Angola et de Côte d’Ivoire pèsent sur les échanges. Le potentiel hydroélectrique, non encore exploité, se résume au site de Saltinho sur le Rio Corubal (18 MW, 80 GWh/an). Toute l’électricité est d’origine thermique (gasoil). La production électrique publique provient des neuf centrales du pays. Mais depuis le conflit, un seul générateur est utilisable, ce qui conduit à de fortes pénuries d’électricité. La production publique représente environ 90% de la production totale, le reste étant assuré par de nombreux petits auto-producteurs. Le réseau électrique n’est pas interconnecté. CONSOMMATION La consommation d’énergies commerciales par habitant est de l’ordre de 0,1 tep, dont 41 kWh environ d’électricité. Les produits pétroliers représentent 95% de la consommation finale. Les secteurs des transports et de l’industrie consomment tous les deux 40% des produits pétroliers. Le bois et le charbon de bois couvrent environ la moitié de la consommation finale totale. Le taux d’électrification de la population est estimé à 6% (50% environ pour la capitale, 1% pour les ménages ruraux). Les ventes d’électricité se répartissaient avant la crise à près de 30% en moyenne tension et 70% en basse tension. POLITIQUE ENERGETIQUE ET PERSPECTIVES Depuis la fin de la guerre civile, la priorité est à la réhabilitation des infrastructures. Avant le conflit la politique énergétique du pays était marquée par trois grandes orientations : réhabilitation et développement des secteurs électrique et pétrolier, valorisation des ressources énergétiques locales (solaire photovoltaïque, hydraulique), renforcement et organisation institutionnelle du secteur de l’énergie (gestion de l’entreprise électrique). Le programme Energie de la Banque Mondiale lancée en 1995 portrait sur la privatisation du secteur de l’énergie et particulièrement de EAGB. En Octobre 1995, EDF et LYSA (Lyonnaise des Eaux) avaient remporté l’appel d’offres pour la gestion sous forme de règle de l’EAGB mais dans l’attente du transfert de pouvoir, EAGB était placée sous la tutelle directe de la DGE.


Pour tenter d’enrayer la déforestation, les autorités ont pris différentes mesures : amélioration de la gestion forestière, reforestation, contrôle des coupes, diffusion de foyers améliorés et lancement (1991) d’un programme de substitution des combustibles traditionnels par du gaz butane, sans réel succès au vu de la stagnation de la consommation finale de GPL.


GUINEE-BISSAU INDICATEURS ECONOMIQUES 1980 1996 1997 1998 1999

Population millions 0.8 1.11 1.14 1.16 1.18

Taux de croissance du PIB % -16 4.6 5.4 -28.1 7.8 PIB/habitant (à partité de pouvoir d'achat) $ ppa 369 883 894 631 678 Dette extérieur/exportations totales % 994 3292 1632 3253 1669 Service de la dette/exportaations % n.d. 37 16 25 16 VA industrie/PIB % 14 11 11 9 21 VA agriculture/PIB % 44 53 54 62 62 Taux d'inflation % n.d. 51 49 7 -0.7 Taux de change 1 $ US 0.5 406 584 590 615.7


CONSOMMATION ENERGETIQUE Cons, primaire (y.c. énergie non commerciale Mtep 0.15 0.2 0.2 0.2 0.2 Cons. primaire d'énergie non commerciale Mtep 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 Cons. Primaire d'énergie commerciale Mtep 0.05 0.1 0.1 0.1 0.1 Consommation totale d'énergie/habitant tep/hab 0.19 0.18 0.17 0.17 0.17 Consommation d'énergies commerciales/habitant tep/hab 0.07 0.09 0.09 0.09 0.08 Cons. d'électricité/habitant Kwh/hab 19 38 39 40 41 Cons. d'électricité domestique/habitant Kwh/hab 13 25 25 26 27 Cons. de GPL + pétrole lampant/habitant Kwh/hab 1.3 5.6 5.5 5.4 5.3 Cons. du transport/consommation totale de pétrole % 52 41 41 41 41 Part de l'industrie/cons. d'électricité % 34 35 35 35 35






PRODUCTION 0.98 0.98 IMPORTATION 0.1 0.1 0.1 CONSOMMATION PRIMAIRE 0.1 0.1 0.1 0.199


0.013 0.006 -0.01 -0.007 AUTOCONS. + PERTES -0 -0 -0.002 CONSOMMATION FINALE 0.087 0.004 0.092 0.1 0.19 DONT INDUSTRIE 0.04 0.001 0.042 0.042 (dont non énergétiques) 0.016 0.016 0.016 DONT TRANSPORT 0.041 0.041 0.041 DONT RESIDENTIEL TERTIAIRE 0.006 0.003 0.009 0.1 0.0107



MALI


Situation : Pays enclavé de l’Afrique sahélienne. 1 240 000 km2. Capitale : Bamako. Climat : Tropical humide au sud, plus sec au centre et désertique au nord. Population : 10,6 millions d’habitants, dont 29% vivent en zones urbaines. Faible densité moyenne

de population : 9 hab./ km2. Economie : Croissance irrégulière du Produit Intérieur Brut : +4%/an au cours de la période 1990-

1999. PIB par habitant en 1999 : 235 US$. Pouvoir d’achat par habitant : 750 $. L’approvisionnement énergétique du Mali est en quasi-totalité couvert par les combustibles traditionnels. Du fait d’un bon potentiel hydroélectrique, la production d’électricité est à 60% d’origine hydraulique. Les produits pétroliers sont entièrement importés. La consommation de biomasse est quasi exclusive en milieu rural et dominante dans les centres urbains, tandis que le pétrole satisfait l’essentiel de la consommation finale d’énergies conventionnelles (93%). La majeure partie de l’électricité (90%) est absorbée par la région de Bamako. INSTITUTIONS ET POLITIQUE ENERGETIQUE Le Ministère des Mines, de l'Energie et de l'Hydraulique par le biais de la Direction Nationale de l'Hydraulique et de l'Energie (DHNE), est responsable de l'élaboration de la politique énergétique, de l'organisation générale du secteur, de l'étude et de la réalisation des ouvrages hydroélectriques et de la tutelle du secteur électrique. La CREE, Commission de Régulation de l’Electricité et de l’Eau, assure la régulation du service public de l’électricité.


L'Organisation pour la Mise en Valeur du fleuve Sénégal (OMVS) qui rassemble le Mali, la Mauritanie et le Sénégal, a développé la centrale de Manantali. Le Ministère des Finances et du Commerce assure quant à lui la tutelle de l'Office National des Produits Pétroliers (ONAP) qui a pris la suite de la société Pétrostock et de l'Office de Surveillance et de Régulation des Prix. Cet établissement public à caractère commercial est chargé de la planification, régulation et réglementation du secteur. La gestion des ressources forestières est du ressort du Ministère du Développement rural et de l'Environnement. La loi du 15 mars 2000 définit les conditions de libéralisation du secteur électrique. Elle prévoit que la gestion opérationnelle de la production, du transport, de la distribution et de la vente soit confiée à des opérateurs privés dans le cadre de concessions soumises à appel d’offres. Elle ouvre la production aux producteurs indépendants. Le gestionnaire du réseau a le statut d’acheteur unique pour une durée de 10 ans. Bien que la situation du couvert forestier ne soit pas encore critique, la croissance de consommation de la biomasse prévue pour les années à venir (3 % par an environ) a conduit le pays à adopter un Plan National de Lutte contre la Désertification. Son but est d'encourager les économies d'énergie (développement des foyers améliorés) et de favoriser la substitution du bois par le GPL (création d'un Plan National pour les Economies d'Energie), ainsi que de promouvoir les actions en vue d'une meilleure gestion à la fois de la production de bois et de sa commercialisation (augmentation des taxes forestières). LES ENTREPRISES Electricité : EDM, Energie du Mali, a été privatisée en décembre 2000 et est devenue EDM-SA. Son capital est détenu à 60% par un consortium associant Saur International et IPS-WA (Industrial Promotion Services – West Africa, fonds d’investissement de l’Aga Khan). L’Etat a conservé 40% du capital. EDM-SA est le concessionnaire du service public d’électricité pour une période de 20 ans (possibilité de prolongation de 5 ans). Cette concession couvre la production, le transport, la distribution ainsi que l’achat et la vente d’électricité. L'Office d'Exploration des Ressources Hydrauliques du Haut Niger (OERHN) est propriétaire du barrage de Sélingué, après avoir cédé en 1990 l'exploitation de la centrale et le transport de l'électricité à la société électrique nationale. OMVS a concédé en 2001 la gestion de la centrale hydroélectrique de Manantali (200 MW) à TSI, Technology Services International, holding d’Eskom Enterprises, filiale internationale d’Eskom. Pétrole : Depuis la liquidation de Petrostock en 1993, les approvisionnements pétroliers sont libres. Ils sont assurés à 40 % par 3 filiales de multinationales (Total (25%) Exxon-Mobil (9%), et Shell (6%)) regroupées au sein du Groupement Professionnel des Pétroliers du Mali (GPP). Le GPP disposait jusqu'en 1988 de l'exclusivité des approvisionnements. Sa part de marché décroit du fait que des distributeurs indépendants sont autorisés à s'approvisionner directement à partir de Lomé. L'APPROVISIONNEMENT Ressources : Le Mali ne dispose d'aucune ressource fossile prouvée et est entièrement dépendant de l'extérieur pour son approvisionnement. Le potentiel hydro-électrique du fleuve Sénégal est évalué à 1 000 MW. Le couvert forestier occupe 300 000 km2 dont 33 000 km2 de forêts classées, soit 25 % du territoire. Electricité : La capacité électrique installée est de 260 MW (218 MW disponible) (2004). Elle a fortement augmenté en 2001 et 2002 avec la mise en service de la centrale hydroélectrique de Manantali (200 MW, dont 52% revient au Mali, 33% au Sénégal et 15% à la Mauritanie). La première tranche de Manantali a été achevée en 2001 mais n’a pu être mise en service que partiellement du fait de problèmes techniques ; la deuxième tranche est entrée en service en 2002. La capacité hydraulique (hors Manantali) est de 59 MW (51 MW disponible) (Selingué 46,2 MW, Sotuba 5,7 MW sur le fleuve Niger et Félou/Kays 6,9 MW) Le parc de centrales thermiques a vu la mise en service de la centrale de Balingué (24 MW) : elle représente une puissance installée de 86 MW dont 63 MW disponible (28,7 MW pour des sites isolés). La production d'électricité (895 GWh en 2003 dont 30% environ pour les auto-producteurs) progresse rapidement. La production thermique et publique baisse suite à la mise en service de Manantali. En 2003, l’hydroélectricité a représenté plus de 80% de la production publique, contre 50% en 2000 et 56% de la production totale (auto-producteurs inclus).


Le nombre d’abonnés d’EDM est passé de 66 200 en 1995 à 118 800 en 2002. Le réseau de transport-distribution comporte 359 km de lignes 150 kV, 69 km de lignes 66 kv et 24 km de lignes 30 kv. De plus, une ligne très haute tension (225 kV) reliant la centrale de Manantali à Bamoki a été construite (306 km) pour approvisionner le pays. Pétrole : La totalité des produits pétroliers consommés sont importés. Le pays importe principalement de la Côte d’Ivoire (65%), le reste provenant du Sénégal (15%) et depuis peu du Togo et du Bénin (20%). Energies non conventionnelles : L'approvisionnement énergétique est dominé par les combustibles ligneux (1,5 Mtep selon les statistiques FAO, beaucoup plus selon d'autres informations de source nationale, soit 5,6 Mtep). Le photovoltaïque est présent au niveau des administrations territoriales, en éclairage photovoltaïque (800 lampes) et en chauffe-eau (200). Par ailleurs 200 pompes solaires produisent 10 000 m3 d'eau par jour. LES PRIX Depuis 1993, les prix des produits pétroliers ont été libérés. Le mécanisme de fluctuation de l’assiette de prélèvements fiscaux mis en place en 1997 pour maintenir stables les prix à la pompe a été stoppé suite à la flambée des prix internationaux qui a commencé en 1999 ; la diminution de l’assiette ne permettait plus à l’Etat des ressources suffisantes. Un nouveau mécanisme a été instauré, sécurisant les ressources de l’Etat, préservant la marge des opérateurs du secteur et permettant aux consommateurs de bénéficier d’éventuelles baisses des prix internationaux. Une Taxe Intérieure des Produits Pétroliers (TIPP) flottante a été instaurée pour remplacer l’Impôt Spécial sur Certains Produits (ISCP) appliqué auparavant. Le prix du supercarburant est de 77 US cents/l et celui du diesel de 60 US cents/l (2002). Le prix de l’électricité varie entre 100 (tarif social) et 140 FCFA/kWh (tarif normal) pour les ménages (basse tension) (2003) ; il varie en moyenne tension entre 90 et 116 FCFA/kWh selon la puissance souscrite (respectivement pour 100 et 25 kW). Les tarifs électriques sont régulés selon le principe du prix plafond et sont approuvés et contrôlés par la Commission de Régulation. LA CONSOMMATION La consommation d'énergie commerciale par tête est très faible de l'ordre de 20 kep par habitant, dont 63 kWh d'électricité. Avec les énergies traditionnelles, elle atteint 0,79 tep/habitant. La consommation d'énergies traditionnelles représente 75 % de la consommation totale d'énergie, le pétrole 23% et l’hydraulique 2%. Dans la consommation finale d'énergie conventionnelle la part du pétrole est prépondérante (88 %). La part de l'électricité progresse puisqu'elle passe de 9 % en 1990 à 13 % actuellement. La consommation d’électricité a doublé ces deux dernières années, en particulier grâce à la mise en service du barrage de Manantali, alors qu’elle croissait en moyenne de 7% en moyenne par an auparavant. Hors biomasse, la part du pétrole est de 23% et celle de l’industrie 3%. Le secteur résidentiel est le plus gros consommateur d’énergie (77% de la consommation finale), les transports représentent 16% de la consommation et l’industrie 7%. Hors biomasse, la part des transports est de 64%, celle de l’industrie 17%. Le taux d’électrification est de 8%. ENJEUX ET PERSPECTIVES Dans un contexte d’absence de ressources pétrolières et d’épuisement progressif des ressources forestières, l’enjeu principal est d’accroître le taux de desserte de la population en électricité. Pour cela, le pays souhaite d’une part développer les ressources hydrauliques jusque là sous exploitées ainsi que les réseaux de distribution, et d’autre part augmenter l’utilisation des énergies renouvelables. EDM prévoit une forte progression de la demande d’électricité, avec un doublement entre 2003 et 2013 (1140 GWh pour une puissance de 190 MW en 2013). EDM compte sur une augmentation des achats à Manantali de manière à atteindre son quota de 52% de la production, qui ne peut être atteint actuellement faute d’infrastructures de transport/distribution suffisantes. EDM compte également sur 2 nouvelles centrales hydroélectriques : Kenie et Felou.


Dans le contrat de la concession, EDMSA s’est engagé pour un programme d’investissement de 140 milliards FCFA sur 5 ans (2001-2005). Le projet de construction de la centrale de Kenie (56 MW, 175 GWh) a été lancé ; la mise en service est prévue pour 2006-2007. L’OMVS a lancé fin 2004 une étude de faisabilité pour la construction de la centrale hydroélectrique de Felou (105 MW). Les autres projets hydroélectriques envisagés sont Gouina (35 MW) et Markala (5 MW) qui ne devraient pas être exploités avant 2010. Le budget du programme d’investissement d’EDM pour les 5 ans à venir est de 220 M US $ comprenant l’extension du réseau et la construction d’une interconnexion avec le réseau de la Côte d’Ivoire. Dans le cadre des projets d’interconnexion et de développement d’un marché de l’électricité au niveau de la CEDEAO (« West Africa Power Pool »), une interconnexion entre les réseaux électriques du Mali et de la Côte d’Ivoire a été lancée avec la signature du protocole d’accord en septembre 2003. La ligne devrait être opérationnelle en 2007 (coût 650 M€ environ). Une ligne de 225 kV reliant Labao et Ferkessédougou en Côte d’Ivoire devrait être construite pour améliorer l’exploitation du réseau. Ce projet pourrait permettre au Mali d’importer de l’électricité à un prix avantageux.


MAURITANIE


Situation : Maghreb, bordé au sud-ouest par l’Océan Atlantique. 1 030 000 km2. Capitale :

Nouakchott. Climat : Sec, désertique au nord. Population : 2,6 millions d’habitants, urbanisation rapide (56%). Densité moyenne : 1,4 hab./ km2. Economie : PIB/habitant : 370 US$. Croissance élevée modérée depuis 1992 (4,5%/an). Pouvoir

d’achat : 1 600 $/hab. La Mauritanie ne possède pas de ressources d’ hydrocarbures. Son faible potentiel forestier est sérieusement menacé par la déforestation et la désertification : le pays est devenu importateur de charbon de bois au début des années 1980. Le potentiel éolien et solaire est par contre important et encore très peu exploité. Les produits pétroliers jouent un rôle important dans la consommation finale, même si l’on considère les énergies traditionnelles. L’électricité est essentiellement utilisée dans les deux villes du pays. INSTITUTIONS ET POLITIQUE ENERGETIQUE Sous l'autorité du Ministère de l'Hydraulique et de l'Energie (MHE), la Direction de l'Energie est chargée de la planification, de l'élaboration et de la mise en oeuvre de la politique énergétique nationale; elle assure la tutelle des entreprises énergétiques. La gestion de la forêt est sous la responsabilité de la Direction de la Protection de la Nature (DPN) du Ministère du Développement Rural (MDR), et les énergies renouvelables relèvent plus particulièrement de la Cellule Nationale des Energies Alternatives (CNEA) du MHE, rattachée à la Direction de l'Energie. Le monopole de production et de distribution de l’énergie électrique concédé à l’opérateur public a été aboli en 1999. Deux agences publiques ont été créées en 2001 : l’Ader, l’Agence de développement de l’électrification rurale, et l’APAUSR, l’Agence pour la promotion de l’accès universel aux services


régulés. Les compétences de l’Autorité de Régulation créée dans le cadre de la libéralisation du secteur des télécommunications ont été étendues au secteur électrique. La gravité de la situation en matière de ressources forestières et d'approvisionnement pétrolier a conduit les autorités à adopter en 1991 un programme de maîtrise de l'énergie sur l'horizon 2000. Ses objectifs sont la diminution de la facture pétrolière, une meilleure utilisation des ressources énergétiques locales (solaire, éolien, biomasse), une rationalisation des consommations énergétiques. LES ENTREPRISES Electricité : La Société Nationale d'Electricité (Sonelec) qui assurait la production, le transport et la distribution d'eau et d'électricité a été scindée en 2 compagnies en 2001. Somelec (Société Mauritanienne d’Electricité) a repris le secteur de l’électricité. La privatisation de 51% de Somelec, lancée en 2001, a été annulée ; la seule proposition financière, reçue de l’ONE, été jugée trop basse (10,5 M US$). Un nouvel appel d’offres devrait être relancé d’ici 6 mois à 1 an. Pétrole : L'exploration pétrolière, entamée en 1987, n'avait jusqu'à dernièrement donné aucun résultat. Plusieurs compagnies se sont retirées en l'absence de découvertes. Après 9 années d'arrêt de l'exploration, celle-ci a repris en avril 2001 sur le puit offshore de Chinguetti. L'exploration est menée par un consortium emmené par la compagnie australienne Woodside Petroleum (34% Shell) qui détient 35% du permis, les autres partenaires étant l'Eni (35%), Hardman Resources (18,6%), Fusion Oil & Gas (6%), Planet Oil (3%) et Elixir Corp (2,4%). Du pétrole a été découvert en 2001. Des nouveaux forages sont en cours pour décider de la mise en production du champ. Les réserves sont évaluées pour l’instant à 180 millions de barils. La distribution de produits pétroliers hors GPL est dominée par 3 compagnies : Elf Mauritanie (TotalFinaElf 34,4%, solde groupes privés mauritaniens), avec 40% du marché et 60 stations service environ, Total Mauritanie (TotalFinaElf 51%, Bouamatou 49%) avec 17% du marché (30 stations environ) et Naftec (ex Société Mauritanienne de Commercialisation des Produits Pétroliers (SMCPP)), société d'économie mixte (66% privée), avec 32% du marché. Le GPL est mis en bouteille et distribué par la Société Mauritanienne du Gaz (SOMAGAZ : 34% Etat, 33% NAFTAL, 33% sociétés privées). L’approvisionnement en produits pétroliers est assuré par la Société Mauritanienne de l'Industrie du Raffinage (SOMIR), qui contrôle, pour le compte de l'Etat, l'exploitation de la raffinerie de Nouadhibou. L’exploitation de la raffinerie, confiée depuis 1988 à la société de raffinage algérienne Naftal, filiale de Sonatrach, dans le cadre d'un contrat renouvelable tous les cinq ans, a été confiée pour 2 ans à la société italienne Galaxy en juillet 2002. L'APPROVISIONNEMENT • Ressources : la Mauritanie ne dispose d'aucune ressource énergétique au delà des ressources offshore récemment découvertes. Electricité : La capacité électrique publique installée est entièrement d'origine thermique (71 MW environ). La production publique (230 GWh en 2000) est réalisée à plus de 90% à Nouakchott et Nouadhibou. La production de Somelec est assurée principalement dans ses deux centrales de Nouakchott (42 MW avec 6 groupes de 7 MW, dont 2 installés en 2000) et de Nouadhibou (22 MW, avec 4 groupes de 5,5 MW). La Somelec compte 64 000 clients, dont la moitié à Nouakchott. Le rôle de l'autoproduction est considérable : le secteur minier, principalement la Société Nationale Industrielle et Minière (SNIM), génère dans ses propres centrales à peu près 50% de l'électricité du pays. Pétrole : La raffinerie du pays, d'une capacité de 20 000 bl/j, est véritablement opérationnelle depuis 1988. Elle est alimentée en brut importé. L'essentiel de la production (80% environ) est écoulé sur le marché international. Les importations de produits raffinés, dominées par le gasoil (50%), après avoir fortement augmenté entre 1990 et 1997 (+71%) sont stables depuis autour de 400 kt.


LA CONSOMMATION La consommation d'énergie par habitant est évaluée à 0,4 tep, dont 180 kWh d'électricité. Les produits pétroliers représentent 92% de la consommation finale d'énergies commerciales (45% de la consommation totale, biomasse inclus). Ils sont utilisés à 60% par les transports et à 30% par l'industrie (y compris usages non énergétiques), c'est-à-dire essentiellement les mines (SNIM). L'électricité, essentiellement consommée dans les deux grandes villes du pays (85%) ne touche qu'une partie de la population, à l'exception de la zone Zouérat-Fdérik, largement desservie par la SNIM. Selon une enquête de la Banque Mondiale (1988), le bois est la principale source d'énergie pour la cuisson dans les zones rurales (80%), alors que le charbon de bois et le gaz butane sont les plus répandus dans les villes (70% et 27% respectivement Nouakchott ; 24% et 73% à Nouadhibou). La politique de butanisation menée ces dernières années a permis de faire passer la production de 2700 tonnes en 1987 à 16000 tonnes en 1999. ENJEUX ET PERSPECTIVES La politique énergétique vise d'une part à développer le potentiel pétrolier, d'autre part à freiner la déforestation liée à l'utilisation intensive du bois comme source d'énergie (environ 800 000 m3 par an de défrichements imputables au charbon de bois), et enfin à améliorer l’alimentation de la population en électricité. Le taux de desserte de Nouakchott et de Nouadhibou doit atteindre 80% à l’horizon 2010. Dans le cadre du Programme de Développement Urbain (PDU), le réseau électrique doit être modernisé et étendu ; le PDU est financé pour plus de 100 M US$ sur 10 ans par la Banque Mondiale. Fin 2002, l’électricité produite par le barrage de Manantali au Mali est arrivé à Nouakchott par une ligne haute tension de 225 kV entre Dagana et Rosson. La Mauritanie a droit à 15% de l’électricité produite. Elle contribuera à couvrir les besoins d’électricité croissants (10 à 15%/an prévus). Des projets éoliens (Alizé Electrification Rurale, financés par un don du gouvernement français de 2,21 M € prévoient l'installation d'éoliennes dans 135 villages permettant d’assurer l'électrification de 7000 foyers, le pompage de l'eau et l'éclairage public) ; des projets solaires sont en cours et le programme de “butanisation” initié en 1990 (Programme Régional de Promotion du GPL) se poursuit avec succès.


NIGER


Situation : Pays enclavé de l’Afrique sahélienne. 1 270 000 km2. Capitale : Niamey. Climat : Un des pays les plus chauds du monde. Climat sec et désertique au nord, humide au

sud. Population : 10,54 millions d’habitants, urbanisés à 20% et très concentrés le long de la frontière

sud. Densité moyenne : 8,3 hab./ km2. Economie : PIB par habitant : 190 US$. Pouvoir d’achat par habitant 750 $. Croissance

économique soutenue depuis 1994 (4,6%/an en moyenne). Le Niger est riche en minerais, en particulier d’uranium qu’il exporte (2/3 des recettes d’exportation) ainsi que du charbon entièrement absorbé par le secteur électrique. Il ne produit ni pétrole ni hydroélectricité. La majeure partie de son approvisionnement, tant pétrolier qu’électrique, provient du Nigeria. Ses ressources en bois de feu sont faibles et menacées. La biomasse représente 90% de la consommation énergétique finale. La consommation finale d’énergies commerciales augmente régulièrement depuis 1990 (environ 3%/an) après avoir fortement décru entre 1982 et 1986. INSTITUTIONS ET POLITIQUE ENERGETIQUE Le secteur énergétique est contrôlé en grande partie par l'Etat. La Direction de l'Energie (DE) du Ministère des Mines, de l'Energie et de l'Industrie (MMI) est responsable de la politique énergétique et assure la tutelle des deux grandes entreprises énergétiques, sociétés d'économie mixte. L'Office National des Ressources Minières (ONAREM) représente l'Etat dans les deux sociétés mixtes d'extraction d'uranium. Le Secrétariat de la Présidence a sous sa tutelle directe le secteur pétrolier. Le Ministère de l'Hydraulique et de l'Environnement gère les ressources forestières et l'approvisionnement en bois. Le Ministère du Commerce, des Transports et du Tourisme fixe les prix des produits pétroliers. La privatisation du secteur électrique a été lancée officiellement en février 2001. Le principe de privatisation retenu repose sur la mise en place d'une société nationale de patrimoine, propriétaire


des biens publics, et d'une société privée chargée de la production, la transmission et de la distribution d'électricité dans le cadre d'un contrat de concession et de gestion ; il sera créé un organe de régulation et un fonds national de l'électricité pour répartir les ressources financières du secteur. Les grandes orientations de politique énergétique sont organisées autour de la réduction de la dépendance énergétique à l'égard du Nigéria, la diminution de la facture énergétique, une meilleure gestion des ressources forestières, une meilleure adéquation des approvisionnements énergétiques aux besoins de la population et l'élaboration d'un plan national de l'énergie. Dans le cadre du projet Energie 2 mené en collaboration avec la Banque Mondiale, le Niger a totalement réformé l'exploitation et la commercialisation du bois. Les principales innovations consistent en un transfert aux communautés rurales de la gestion de l'exploitation (celles-ci percevant directement le produit des taxes versées par les exploitants et s'engageant à respecter des quotas d'exploitation) et en la mise en place d'un système de contrôle à l'entrée des villes. Ceci consiste à faire payer une taxe au bois entrant en ville, ce qui représente un changement par rapport aux systèmes de permis de coupe basés sur un volume mensuel de coupes. Parallèlement à ces efforts, le Niger tente de promouvoir la substitution du bois par le GPL ou le kérosène en pratiquant une politique de prix incitative tant sur le combustible que sur les réchauds. LES ENTREPRISES Electricité : La Société Nigérienne d'Electricité (Nigelec, 94,65 % l'Etat, 4,75 % nationaux privés et 0,6 % étrangers) est la compagnie nationale d'électricité. Nigelec a le monopole du transport et de la distribution d'électricité. L’option finalement retenue par l’Etat dans le cadre de la privatisation de Nigelec est une concession octroyée pour 25 ans à un professionnel détenteur de 51% du capital de la compagnie. Vivendi et NEPA (Nigéria) sont pré-qualifiés mais la situation est bloquée, la Banque mondiale souhaitant que des investissements soient réalisés par le repreneur. Un avis de pré-qualification pour l’ouverture de 51% du capital de la société a été auparavant lancé en avril 2002 ; Vivendi et NEPA (Nigéria) étaient les principaux intéressés mais la procédure avait été suspendue en septembre 2003 par les autorités qui voulaient réétudier la stratégie de privatisation. Un appel d’offres sur cette opération n’était pas prévu avant mi 2004. Uranium, charbon : La production d'uranium est assurée par deux sociétés : la Compagnie minière d'Akouta, Cominak (34 % Cogema, 31 % ONAREM, 25 % Overseas Uranium Resources Development (Japon) et 10 % Enusa (Espagne)) et la Société des Mines de l'Air, SOMAIR (29 % Cogema, 36,5 % ONAREM, 19,3 % Mokta, 7,6 % Pechiney et 6,5 % Urangesellschaft). La Société Nigérienne des Charbons, Sonichar (60 % Etat) exploite les mines de charbon du Niger. Elle possède une centrale charbon et produit l'électricité approvisionnant les mines d'uranium. Hydrocarbures : L'exploration production est totalement contrôlée par les compagnies pétrolières internationales (Elf, Exxon, Hunt oil). Depuis 1991, la législation a été assouplie afin d'inciter les compagnies pétrolières à venir s'installer. La Société Nigérienne de Distribution des Produits Pétroliers (SONIDEP), société publique, détient le monopole de l'importation de produits pétroliers. Mais l'on estime à 25 % du montant des importations les quantités échappant aux statistiques officielles d'importation, du fait de l'existence d'une contrebande importante avec le Nigéria. La SONIDEP est responsable de la sécurité des approvisionnements pétroliers et possède 5 dépôts, lui assurant ainsi 72 jours d'approvisionnements. Un processus de privatisation a été lancé en mars 2002. Les principales compagnies intéressées par le rachat de 51% de la société sont Total, Mobil et Tamoil. Un appel d’offres devrait être lancé courant 2004. La distribution est assurée par le Groupement des Producteurs Pétroliers (GPP), constitué par Elf, Texaco-Total, Shell et Mobil. Le GPP achète les produits pétroliers à la SONIDEP et dispose d'un dépôt à Niamey. Enfin, des distributeurs indépendants assurent environ 1 % de la distribution. Sur le marché de la distribution, Total gère 33 % des stations, Elf 30 %, Mobil 22 % et Shell 14 %, la moitié de leurs stations étant situées dans la zone de Niamey. L'APPROVISIONNEMENT Ressources : Le Niger est assez bien doté en ressources énergétiques : uranium avec des réserves évaluées à 170 kt, récupérables à moins de 80 $ US/kg ; charbon avec des réserves prouvées


estimées à 70 Mt ; potentiel hydroélectrique de 235 MW non exploité pour l'instant. Les ressources pétrolières sont encore mal connues (de l'ordre de 3 Mt). Le Niger est doté d'un faible couvert forestier (10 % de la superficie du pays dont seulement le tiers est économiquement exploitable). Electricité : La totalité de l'électricité produite est d'origine thermique avec une capacité installée de 63 MW pour Nigelec (24 MW en turbine gaz et le reste en turbine diesel) et de 32 MW pour Sonichar (centrales charbon). La production est de 220 GWh largement inférieure aux besoins du pays. Après avoir réduit fortement ses achats aux auto producteurs depuis 1987 (de 110 GWh en moyenne à seulement 10 -11 GWh aujourd'hui), Nigelec s'est orienté vers une politique massive d'importation d'électricité en provenance du Nigéria (environ 215 GWh en 2002), mettant ainsi ses centrales de Niamey, Tillabery, Konni et Dosso en réserve depuis 1976. En effet, les conditions avantageuses de prix consenties par le Nigéria ainsi que les gains de change entre le naïra et le franc CFA depuis 1994 rendent actuellement la production nigérienne non compétitive. L'approvisionnement électrique du pays a été perturbé au cours de l'année 2000 du fait de l'arrêt de fourniture de la compagnie du Nigéria, NEPA, faisant suite à des factures impayées par Nigelec. NEPA a repris son approvisionnement en octobre 2000 après le règlement des 7,6 M€ de dette accumulées en deux ans. Le réseau de distribution de Nigelec est constitué de trois zones : un réseau principal dans la région de Niamey, interconnecté avec le Nigéria via une ligne de 132 kV et suivant un contrat de fourniture signé en 1976 et reconduit en 1992. La zone minière (Agadez, Araren, Arlit) desservie par une ligne de 132 kV partant de la centrale de Sonichar. Des centres isolés (16 localités) alimentés par des groupes diesel. Pétrole : Les premières explorations (Agadem) laissaient entrevoir la possibilité d'un gisement important (similitude géologique avec le Tchad). Cependant, sur les trois forages effectués par Elf et Exxon, seul un forage (Goumeri 1) a donné des résultats positifs. En dehors de ce permis, 4 autres blocs ont été offerts aux compagnies pétrolières étrangères à Djado (142 000 km2 attribués à Hunt Oil), à Bilma (60 800 km2), à Fafra (23 000 km2) et à Ténéré (100 000 km2). Le Niger ne dispose pas de raffinerie et importe donc la totalité de ses produits pétroliers. La structure des importations de produits pétroliers s'est sensiblement modifiée depuis 1981 avec la mise en exploitation par Sonichar de sa centrale électrique charbon entraînant une baisse des importations de gasoil. Uranium, charbon : La production d'uranium a culminé en 1981 à 4 350 t et décroît régulièrement depuis (3 075 t en 2002) sous l'effet combiné de la diminution de la demande mondiale et de la baisse des prix sur le marché mondial. Les exportations d'uranium ont chuté de 40 % des recettes du budget à la fin des années 70 à 10 % actuellement. La production de charbon (160 kt) est entièrement consommée localement pour la production d'électricité par Sonichar. Energies non conventionnelles : Les énergies non conventionnelles, principalement le bois, constituent une source importante d'approvisionnement pour le Niger. La demande de bois est estimée à 700 ktep par la FAO mais les statistiques nationales fournissent un chiffre deux fois plus élevé. Ceci, au regard de la faiblesse des ressources, ne va pas sans poser des problèmes de surexploitation particulièrement à la périphérie des centres urbains. L'exploitation du potentiel d'énergie solaire n'en est pour l'instant qu'à une phase expérimentale. LES PRIX Les prix des énergies sont fixés par les pouvoirs publics. Un fonds de stabilisation permet d'éviter de trop grandes disparités au niveau du territoire (subventions croisées) et de lisser les fluctuations de cours. Les prix de vente des produits pétroliers ont subi une forte augmentation entre 1992 et 1994 suite à la dévaluation du franc CFA. Ainsi, en moyenne, les prix des produits pétroliers ont augmenté de 30 % entre 1992 et 1994. Le prix de l'essence est de 0,68 US $ et celui du diesel de 0,48 US $. Les prix de vente de l'électricité sont en moyenne de 14 US cents/kWh (75 francs CFA) en moyenne tension et de 16 US cents/kWh (89 francs CFA) en basse tension. LA CONSOMMATION


La consommation d'énergie par habitant est de 80 kep par an dont 31 kWh d'électricité. La part des énergies non conventionnelles dans la consommation totale est d'environ 72 % (69 kep). La consommation finale d'énergie augmente lentement (environ 0,7 % par an). La part du pétrole dans la consommation finale d'énergie commerciale est stable autour de 82 %, celle de l'électricité restant voisine de 19 %. Les chiffres sur la consommation de pétrole restent soumis à une incertitude importante due à l'existence de marchés informels le long des frontières avec le Nigéria et l'Algérie. Le secteur résidentiel-tertiaire est de loin, le plus gros consommateur d’énergie (84% de la consommation finale) ; le transport et l’industrie représentant chacun respectivement 14 % et 2 %. L'industrie est le plus gros consommateur d'électricité (58 % du total), les mines d'uranium absorbant le tiers de la consommation du Niger; mais sa part décroît au profit du secteur résidentiel qui représente 41% de la consommation d’électricité. Toutefois, le Niger a l'un des plus faibles taux d'électrification de la région (5 %): 60 % des ménages connectés se trouvent sur le réseau interconnecté de Niamey. La consommation de bois représente la quasi-totalité de la consommation des ménages. ENJEUX ET PERSPECTIVES Afin de réduire sa dépendance énergétique, le Niger a en projet, depuis de nombreuses années, la construction d'un barrage hydroélectrique à Kandadji. Celui-ci a déjà fait l'objet de trois études de faisabilité. La première, au début des années 80, financée par la Banque Africaine de Développement (BAD) pour un montant de 1,5 million de dollars, étude qui a conduit à revoir à la baisse la puissance installée initialement proposée de 250 MW à 125 MW pour une production de 700 GWh/an. La deuxième, en 1998 sur un financement de 1,5 million de dollar du FAD, Fonds Africain de Développement qui n’a pas permis de prendre une décision quant à la réalisation du projet. Une troisième étude sur l’impact environnemental et social du projet a été lancée fin 2003, pour un coût de 1,8 M$, financé à 87% par le FAD.


SENEGAL


Situation : Nord Ouest de l’Afrique, Ouest du Sahara, bordé par l’Océan Atlantique. 196 722 km2.

Capitale : Dakar. Climat : Sec, tropical, semi-désertique. Population : 9,3 millions d’habitants, urbanisés à 47% ; croissance démographique modérée

(2,6%/an) ; densité de population 48 hab./ km2. Economie : PIB en forte progression depuis cinq ans (environ 5%/an). PIB par habitant : 510 US$.

Pouvoir d’achat par habitant : 1 400 $. Le Sénégal dispose de certaines ressources énergétiques, encore insuffisamment exploitées : hydroélectricité sur les fleuves Sénégal et Gambie, tourbe, gaz naturel, énergie éolienne sur la bande côtière, et énergie solaire. Enfin, l’équivalent de 4 Mm3 de bois est prélevé chaque année sur les ressources du pays. Les consommations de pétrole et d’électricité croissent fortement depuis 10 ans (en moyenne 5%/an environ). Bois et charbon de bois couvrent environ 60% des besoins des consommateurs. Les transports absorbent environ 40% de la consommation de pétrole et l’industrie consomme environ la moitié de l’électricité. INSTITUTIONS ET POLITIQUE ENERGETIQUE Le Ministère des Mines, de l'Energie et de l’Hydraulique, par le biais de la Direction Générale de l'Energie (DGE) prépare et met en oeuvre la politique énergétique du pays et assure la tutelle des entreprises énergétiques nationales, parapubliques ou d'économie mixte. La production et la commercialisation du bois sont placées sous la responsabilité du Ministère de l'Environnement et de la Protection de la Nature. Le Ministère de l'Economie et des Finances joue un rôle important dans le financement des investissements et les modifications du système des prix. Le développement des capacités hydroélectriques du Sénégal est confié à l'Organisation de Mise en Valeur du fleuve Sénégal (OMVS) qui réunit les quatre pays riverains (Mali, Mauritanie, PISE 2005 ETUDES DES PROFILS ENERGETIQUES DE l’UEMOA ET DU CAMEROUN Page63

Guinée et Sénégal). La mise en valeur du fleuve Gambie est confiée quant à elle à une autre organisation multinationale, l'OMVG). Jusqu’en 1998, le secteur de l’énergie était régulé par un organisme unique : la Commission Nationale de l’Energie (CNE). Depuis la libéralisation du secteur, deux organismes sont en charge de la régulation sous la tutelle du Ministère des Mines, de l’Energie et de l’Hydraulique: le Comité National des Hydrocarbures et la Commission de Régulation du Secteur de l’Electricité. Le Comité National des Hydrocarbures (CNH) a pour principaux rôles de déterminer les prix plafonds pour le pétrole et d’instruire les dossiers de demande de licences. La Commission de Régulation du Secteur de l’Electricité (CRSE), autorité indépendante, est chargée de la régulation des activités de production, transport et distribution de l’électricité. Une Agence Sénégalaise pour l’Electrification Rurale (ASER) a également été créée pour promouvoir et financer l’électrification rurale. Les priorités du Sénégal en matière énergétique sont rassemblées dans le plan RENES 2000 (Redéploiement Energétique du Sénégal) qui succède au plan RENES 1981. Elles consistent en la préservation de l'environnement, le redéploiement de l'approvisionnement énergétique, la réhabilitation et la modernisation des infrastructures énergétiques, la promotion d'une politique de prix énergétiques plus attractive pour les entreprises et le développement de l'accès des ménages aux énergies modernes, en particulier en milieu rural. Au début de l'année 1997, le Gouvernement a décidé un programme de réformes pour le secteur de l'énergie, incluant les actions suivantes : - modification du cadre institutionnel du secteur électrique pour encourager le secteur privé à investir dans la production et la distribution, incluant la privatisation partielle de Senelec ; - libéralisation du secteur des hydrocarbures avec l'abolition des monopoles existants (importation, raffinage, transport et distribution) et un ajustement automatique du prix des produits pétroliers sur les prix internationaux ; - transfert aux collectivités locales de la gestion des ressources ligneuses, suppression progressive de la subvention au butane, et promotion de l'usage du kérosène. Deux lois sur le secteur électrique ont été votées en 1998 par l’Assemblée Nationale : loi sur l’ouverture du capital de Senelec (janvier 1998) et loi d’orientation du secteur électrique (mars 1998) amendée en 2002. La loi de privatisation de Senelec prévoit que l’Etat détiendra au plus 41% des actions de Senelec, les employés 10% et pour les 49% restant 33,3% au moins seront cédés à un opérateur privé. La privatisation de 51% de Senelec a été lancé en 2001. Elle a échoué. La loi d’orientation du secteur électrique prévoit d’ouvrir progressivement à la concurrence la production, la distribution et la vente. Dans sa nouvelle forme elle permet à la Senelec de continuer à investir en production en concurrence toutefois avec des opérateurs indépendants (sa forme initiale stipulait que toute nouvelle centrale serait construite par des producteurs indépendants et interdisait ainsi à Senelec d’accroître sa capacité de production). Senelec garde le monopole de la distribution dans ses réseaux de distribution existants. Une loi sur la libéralisation des importations et du raffinage des produits pétroliers a été votée en 1998. LES ENTREPRISES Electricité : La Senelec (Société Nationale d'Electricité) est la compagnie nationale de production, transport et distribution. Malgré deux tentatives, la compagnie n’est toujours pas privatisée. L'Etat a, tout d’abord, vendu en avril 1999 34% du capital de la société à un consortium associant Hydro-Quebec et Elyo et a demandé une résiliation à l’amiable en septembre 2000 du fait de la persistance des délestages. Il a ensuite lancé en 2001 un appel d’offres portant sur la vente de 51% du capital qui a échoué, le groupe Vivendi-Environnement qui avait remporté cet appel d’offres n’ayant pas assez de fonds pour financer le coût de l’investissement et le groupe AES Frontier Ltd, classé deuxième, refusant de revoir son offre à la hausse. Toutefois, le processus de privatisation, stoppé depuis juillet 2002, devrait être relancé courant 2005. Pétrole : La SAR (Société Africaine de Raffinage), société d'économie mixte (54,6 % Total, 23,6 % Shell, 11,8% Mobil Oil Senegal, 10 % Etat sénégalais) assure le raffinage, l'approvisionnement du marché pétrolier national et exporte dans les pays voisins. Depuis le vote de la loi de libéralisation du secteur des produits pétroliers en 1998, la SAR ne détient plus le monopole des importations et de la production de produits pétroliers, excepté pour le GPL. La SAR gère la seule raffinerie du pays.


Petrosen, société d'économie mixte, est chargée de promouvoir et de contrôler les activités d'exploration et de production. De faible taille, elle fait appel pour ses opérations à des bureaux d'étude et à des consultants étrangers. Ainsi, Petrocanada est en charge depuis 1981 de l'exploration sur le permis de Dome Flore. Afin d'attirer des compagnies étrangères, l'impôt sur le bénéfice a été ramené de 50 % à 35 %, ceci en vue de prochains appels d'offres sur des permis offshore. La distribution est assurée par trois sociétés pétrolières étrangères et, suite à la libéralisation, par deux petits distributeurs : Shell (39%), Total (39%) et Mobil (14,5%) regroupées au sein du Groupement de l'Industrie Pétrolière qui coordonne leurs relations avec l'administration et Elton (5,5%) et Oryx (2%). L'APPROVISIONNEMENT Ressources : Le Sénégal est très pauvre en ressources énergétiques à l'exception des produits de la biomasse. Le couvert forestier est en forte diminution et ne représente plus aujourd'hui que 45 % de la superficie du pays contre 70 % il y a vingt ans. Les ressources gazières (11 Gm3) ont augmenté suite à la découverte de deux gisements en 1993 et 1997. Les ressources pétrolières sont estimées à 1 milliard de barils dans la zone offshore commune au Sénégal et à la Guinée Bissau. Grâce aux deux fleuves Sénégal et Gambie, le Sénégal dispose de ressources hydroélectriques (1400 MW) non développées pour l'instant. L'ensoleillement généreux du pays (2 000 kWh/m2/an) représente un potentiel important. Enfin, le Sénégal dispose de ressources significatives de tourbe (gisement de Niayes, 52 Mm3), non rentables dans l'immédiat pour la production d'électricité, mais qui pourraient se substituer au charbon de bois (sous la forme de charbon de tourbe desséché). Electricité : Avec la mise en service de deux nouvelles unités de 15 MW à la centrale de Cap des Biches, la capacité totale du pays est passée à 450 MW en 2003. L’hydraulique représente 13% de la capacité (centrale de Manantali 60 MW, mise en service 2002), le reste étant thermique. La production d’électricité était de 1,9 TWh en 2003. La Senelec gère un réseau électrique composé d'un réseau général, de trois centres régionaux et de 23 centres secondaires isolés. Pétrole et gaz : Le Gouvernement mène depuis plusieurs années des campagnes d'exploration avec des résultats qui nourrissent déjà de sérieux espoirs : découvertes de réserves de gaz naturel de 500 Mm3 dans la région de Sébikotane, mises en exploitation depuis 1986 avec la société irlandaise Tullow Oil ; découverte d'un important gisement de gaz par Petrosen à Thiès en 1997 dont le potentiel est estimé à 3 Gm3. La production de gaz est de 50 Mm3, entièrement utilisée pour alimenter les turbines à gaz de la centrale du Cap des Biches. Les quantités de pétrole produites localement sont minimes. Les approvisionnements sont assurés par les importations soit de pétrole brut, soit de produits raffinés, le partage entre les deux étant assez variable d'une année sur l'autre (80% et 20% respectivement en 2003). Le Sénégal a une raffinerie d'une capacité de 17 000 bl/j. Celle-ci, construite en 1960, ne dispose pas d'unité de conversion secondaire. Sa production est donc limitée tant par la gamme de brut qu'elle peut traiter que par la variété des distillats produits. Energies non conventionnelles : Le bois représente la majorité de ces énergies, avec 1,04 Mtep utilisées dont 10 % sont transformées en charbon de bois. La production de bois énergie est pour l'instant inférieure à la capacité de la forêt sénégalaise. A la suite de l'épuisement des forêts naturelles des régions de l'Ouest à dominante urbaine et du Nord, 90 % des approvisionnements proviennent des régions de l'Est et du Sud (principalement de la région de Kolda en Casamance). Il existe plusieurs applications de l'énergie solaire, thermique et photovoltaïque, tournées vers la production d'eau chaude, le pompage et la production décentralisée d'électricité : 550 MW ont été installés dernièrement dans les îles Saloum ; s'ajoutent à cela un millier de systèmes solaires familiaux. Environ 150 éoliennes de pompage sont en service. LES PRIX Les prix de l'énergie sont fixés par les pouvoirs publics. Les prix des produits pétroliers sont fixés toutes les 4 semaines par le CNH sur la base des cotations publiées pendant la période précédente.


Les produits pétroliers sont fortement taxés (70 % pour l'essence, 57 % pour le gasoil). L'ensemble des taxes pétrolières perçues représente le quart des ressources budgétaires de l'Etat. Le prix de l'essence est de 494 Francs CFA/l (0,8 € /l) ; celui du gazole est de 414 Francs CFA/l (soit 0,56 € /l). En vue de favoriser la substitution du bois par le GPL, le prix officiel du charbon de bois à Dakar a lui aussi fortement augmenté. Enfin, le prix de l'électricité fondé sur une tarification au coût marginal est de 91 Francs CFA/kWh (15 c€), 75 Francs CFA (13 c€) et 46 Francs CFA (7,7 c€), respectivement pour la basse tension, la moyenne tension et la haute tension. LA CONSOMMATION La consommation d'énergie par habitant est de 0,32 tep par an, dont environ 145 kWh d'électricité (2003). Les énergies non conventionnelles, principalement le bois, couvrent 54 % des besoins énergétiques du pays. Après avoir augmenté de 1990 à 1992 et avoir retrouvé son niveau initial en 1994, la consommation finale a connu une forte croissance entre 1994 et 2003 (+4%/an en moyenne) suite à la reprise économique. La biomasse représente 53% de la consommation finale, le pétrole 42 % et l'électricité 5 %. La consommation d'électricité connaît une croissance rapide (6 %/an en moyenne entre 1990 et 2003). Le nombre total de clients desservis est de 470 000 environ. Le secteur résidentiel-tertiaire est le principal consommateur d'énergie (57 % de la consommation finale). Le transport arrive en deuxième position avec près d’1/4 de la consommation ; l’industrie absorbe le reste. La part de l'industrie dans la consommation d'électricité décroît légèrement, environ 41% ; le reste est consommé par les ménages. Environ 80 % des besoins des ménages sont couverts par le bois, le charbon de bois et la biomasse. Le taux d’électrification des ménages est en moyenne de 33 % (55 % en zone urbaine et 10 % en zone rurale). ENJEUX ET PERSPECTIVES L'accent est mis sur la valorisation des ressources nationales de pétrole et gaz. De nombreux appels d'offres ont été lancés depuis 1990 par Petrosen pour l'exploration de zones offshore. Le Sénégal souffre d’un manque de capacité électrique. De plus, la Senelec prévoit un doublement de la demande d’électricité d’ici 2012 et un triplement d’ici 2018 ; le développement de nouvelles capacités est donc primordial. L'OMVS a identifié une quinzaine de sites hydroélectriques, représentant un potentiel de 1 400 MW. Trois centrales sont en projet sur le fleuve Sénégal (mise en service 2008-2011). La première, d’une capacité de 128 MW est située à Sambagalou. Une ligne d’interconnexion avec les trois autres pays de l’OMVS devrait être construite en parallèle pour leur permettre d’être approvisionnés par la centrale. La seconde, d’une capacité de 60 MW est une centrale au fil de l’eau située à Felou : elle consiste en la réhabilitation d’un vieux barrage existant (coût : 80,5 M US $). La dernière, d’une capacité de 85 MW, sera construite à Gouina (coût : 73 M US $). Une ligne d’interconnexion Kayes (Mali) -Kaolack (Sénégal) de 570 km devrait être construite pour distribuer la production de cette centrale. De plus, un plan d’équipement à moyen terme a été lancé pour faire face au déficit en électricité du pays. Dans ce cadre, huit centrales diesel de 60 MW devraient être mises en service sur la période 2005-2015 sous forme de BOT (dont Sangalkam (coût 80 M US $). Au niveau du transport, la construction d’une ligne Tobène-Touba est en projet. Cette ligne devrait être prolongée jusqu’à Kaolack (poste d’arrivée du réseau OMVG) par la suite. La construction d’une ligne Kayes-Tambacounda est aussi en pourparlers dans le but de sécuriser les importations à partir de la centrale de Manantali et permettre d’améliorer l’alimentation de la région sud du pays. Un vaste programme d’électrification rurale a été lancé en mai 2003 avec l’objectif d’augmenter le taux d’électrification rural à 15% (contre 8% avant le lancement du programme). Dans le cadre de ce programme les îles Saloum ont été électrifiées (coût du projet 20 M US $ financé par le Fonds d’Aide au Développement (FAD) espagnol) par la pose de 10 000 systèmes solaires de 55 kW chacun, de 11 centrales solaires et de chambres froides et de moulins à mil solaires. Ainsi l’électrification de cette nouvelle zone porte à 10% le taux d’électrification rurale du pays. Les prochains départements et localités sur la liste sont Fatick, Gossas, Thiès, Bambey, Diourbel, Mbacké et Tivaouane. La déforestation rapide conduit le Sénégal à mettre en oeuvre une politique visant à réduire la consommation de bois et de charbon de bois. Pour ce faire, plusieurs mesures


sont en place : incitation à la substitution par le GPL à l'aide d'une politique de prix attractifs couplée à une augmentation progressive de la taxe forestière, valorisation des réserves de tourbe par l'étude d'un projet d'utilisation sous forme de briquettes, meilleure gestion du parc forestier existant. Le Ministère de l'Industrie, dans le cadre d'un programme d'économies d'énergie appuyé par le PNUD et soutenu et financé par l'Agence Canadienne de Développement International, a engagé une série d'actions spécifiques visant à améliorer l'efficacité énergétique dans l'industrie. Dans le cadre de ce programme, une cellule des combustibles domestiques a été créée afin de disposer d'un cadre plus favorable à la réussite des actions de maîtrise de l'énergie, et ce pour tenir compte du demi-échec qu'a connu la politique de diffusion de foyers améliorés. La création d'une Agence pour l'efficacité énergétique est à l'ordre du jour.


TCHAD


Situation : Pays enclavé de la zone sahélienne. 1 284 000 km2. Climat : Désertique au nord, plus humide au sud. Population : 7,7 millions d’habitants, dont 24% vivent dans les villes. Densité moyenne faible : 6

hab./ km2. Economie : PIB par habitant : 180 US$ environ. Croissance économique faible très irrégulière.

L’essentiel des exportations du pays sont constituées par le coton et la viande (70%). Pouvoir d’achat par habitant : 850 $.

Le pays a des ressources d’hydrocarbures partiellement identifiées mais pas encore développées. Le bois et les produits pétroliers importés constituent les deux seules sources d’énergie du pays. Les ressources en bois sont dans une situation critique. La consommation d’énergies commerciales est faible et concentrée dans la capitale. INSTITUTIONS Le Ministère des Mines, de l’Energie et du pétrole a la responsabilité du secteur de l’énergie et coordonne la politique énergétique du pays. Le Ministère des Finances définit la fiscalité sur les


produits énergétiques. Le Ministère du Commerce et de l’Industrie intervient dans le contrôle et la fixation des prix des produits pétroliers et des tarifs de l’électricité. STEE, Société Tchadienne d’Eau et d’Electricité, est l’entreprise électrique nationale ; c’est une société publique dont l’Etat détient 81% du capital et l’AFD (ex Caisse Française de Développement Economique) 19%. Vivendi assure depuis septembre 2000 la gestion de la STEE. Plusieurs sociétés pétrolières interviennent dans l’exploration. Exon Mobil (40%), Petronas (35%) et Chevron (25%) sont associées sur le gisement de Doba et la construction d’un oléoduc. L’importation et la commercialisation des produits pétroliers est assurée par des filiales de compagnies internationales (Total, Mobil, Shell et Elf) et des petites sociétés commerciales tchadiennes. La Direction des Eaux et Forêts du Ministère du Tourisme et de l’Artisanat est chargée du contrôle de l’exploitation des ressources forestières. RESSOURCES ET PRODUCTION Le pays dispose de ressources pétrolières dans le sud du pays estimées selon les sources entre 90 Mt et 160 Mt. Le premier gisement (Sedigi) devrait entrer en production prochainement ; sa production (3 000 à 4 000 bl./j) serait destinée à l’approvisionnement du Tchad et raffinée dans une nouvelle raffinerie construite à cet effet. Trois autres gisements de pétrole très lourd en cours d’exploration dans la région de Doba vont voir leur production (prévue pour 2003 au rythme de 225 000 bl./j) évacuée par oléoduc au travers du Cameroun vers un terminal pétrolier pour être exportée en Europe. Pour l’instant tout l’approvisionnement pétrolier est couvert par des importations du Nigeria et du Cameroun. La totalité de la capacité de production électrique est thermique (29 MW). La production d’électricité progresse lentement (100 GWh environ). L’approvisionnement électrique est très irrégulier du fait de la vétusté des installations de production et de transport. Les pertes électriques (techniques et non techniques) sont élevées (30%). Le Tchad a enfin un potentiel solaire important (durée d’ensoleillement entre 2 600 et 3 600 heures/an). Les ressources en bois sont dans une situation critique. CONSOMMATION La quasi totalité de l’énergie consommée est constituée d’énergies traditionnelles (96%). La consommation d’énergies commerciales par habitant est très faible, soit 0,01 tep et 8 kWh. Cette consommation est concentrée dans la capitale (80 à 90% des ventes d’électricité). Le secteur résidentiel tertiaire (basse tension) représente un peu plus de la moitié des ventes. Le secteur des transports absorbe 59% des produits pétroliers importés et représente 75% de la consommation d’énergies commerciales. La consommation des ménages est essentiellement composée d’énergies traditionnelles (2,5 Mt de bois). POLITIQUE ENERGETIQUE ET PERSPECTIVES L’exploitation des ressources pétrolières, le projet de raffinerie (capacité de 3 500 bl./j alimentée à partir du gisement de Sedigi couplée à une centrale thermique de 21 MW, la réhabilitation des installations électriques et la participation à des projets électriques régionaux constituent les grandes priorités de la politique énergétique pour les énergies modernes. La mise en exploitation des gisements pétroliers de Doba est 2003, a correspondu avec l’entrée en service en juillet 2003 de l’oléoduc de 1 000 km environ entre le Tchad et le port camerounais de Kribi (dont 170 km au Tchad). La production des gisements est estimée à 225 000 bl./j pour les premières années. Elle devrait décliner rapidement ensuite (100 000 bl./j au bout de 10 ans). Sur les 30 ans du projet, les recettes de l’Etat devraient se situer autour de 100 M US$/an (soit le double du budget actuel de l’Etat). La Banque Mondiale a assorti ses financements au Tchad au contrôle de l’utilisation des recettes pétrolières pour éviter tout détournement.


Dans le secteur électrique, la privatisation de la distribution est de nouveau à l’ordre du jour après avoir été reportée à de nombreuses reprises. Un projet d’interconnexion des réseaux camerounais et tchadien est à l’étude. Ce projet permettrait d’exporter de l’électricité vers le Cameroun. Pour les énergies traditionnelles, la priorité est la lutte contre la déforestation. Le gouvernement a ainsi mis en place un programme de butanisation et de diffusion de foyers améliorés. La mise en place d’un programme de pré-électrification rurale solaire constitue également un objectif prioritaire.


TCHAD

INDICATEURS ECONOMIQUES 1980 1996 1997 1998 1999

Population millions 4.5 6.9 7.1 7.3 7.5 Taux de croissance du PIB % -6 2.4 4.5 6.7 -0.7 PIB/habitant (à partité de pouvoir d'achat) $ ppa 405 825 842 860 850 Dette extérieur/exportations totales % 162 354 359 348 439 Service de la dette/exportaations % 8 9 10 9 10 VA industrie/PIB % 11 14 14 15 14 VA agriculture/PIB % 41 35 35 37 35 Taux d'inflation % n.d. 12 6 12 -7 Taux de change 1 $ US 211 512 584 590 616 APPROVISIONNEMENT ENERGETIQUE Taux d'indépendance énergétique % 0 0 0 0 0 Part du pétrole importé % 100 100 100 100 100 Part du pétrole raffiné localement % 0 0 0 0 0 Production électrique TWh 0.02 0.09 0.09 0.1 0.09 Production hydroélectrique Twh 0 0 0 0 0 Part du pétrole dans la production électrique % 100 100 100 100 100 CONSOMMATION ENERGETIQUE Cons, primaire (y.c. énergie non commerciale Mtep 0.74 1 1 1.01 1 Cons. primaire d'énergie non commerciale Mtep 0.64 0.92 0.92 0.92 0.92 Cons. Primaire d'énergie commerciale Mtep 0.09 0.08 0.08 0.09 0.08 Consommation totale d'énergie/habitant tep/hab 0.17 0.15 0.14 0.14 0.13 Consommation d'énergies commerciales/habitant tep/hab 0.02 0.01 0.01 0.01 0.01 Cons. d'électricité/habitant Kwh/hab 4 10 10 9 9 Cons. d'électricité domestique/habitant Kwh/hab 2 6 6 5 5 Cons. de GPL + pétrole lampant/habitant Kwh/hab 1 0 0 0 0 Cons. du transport/consommation totale de pétrole % 57 41 40 41 40 Part de l'industrie/cons. d'électricité % 56 43 43 43 43 nd : non disponible Source : ENERDATA d'après AIE, Banque Mondiale, Statistques nationales…




PRODUCTION 0.9 0.923 IMPORTATION 0.083 0.083 0.083 EXPORTATION SOUTES

VARIATION DE STOCKS -2 -0 -

0.002

CONSOMMATION PRIMAIRE 0.081 0.081 0.9 1.004

CENTRALES ELECTRIQUES -0.02 0.008 -0.02 -

0.016

AUTOCONS. + PERTES -0 -0 -

0.002 CONSOMMATION FINALE 0.057 0.006 0.063 0.9 0.986 DONT INDUSTRIE 0.025 0.002 0.027 0.2 0.045 DONT TRANSPORT 0.032 0.032 0.032 DONT RESIDENTIEL TERTIAIRE 0.003 0.003 0.9 0.908



TOGO


Situation : Afrique de l’Ouest, bordé au sud par le Golfe de Guinée. 56 700 km2. Capitale : Lomé. Climat : Tropical humide, plus sec au nord. Population : 4,6 millions d’habitants, urbanisés à 32% ; forte croissance démographique

(3,1%/an). Densité moyenne 83 hab./ km2 ; grandes disparités entre le sud et le nord fortement peuplés, et le centre.

Economie : PIB moyen de 320 US$ par habitant. Economie très sensibles aux aléas des cours du

phosphate, café, cacao et coton. Croissance négative de 1991 à 1998. forte reprise depuis 1994 (à l’exception de 1998). pouvoir d’achat de 1 400 $/hab.

Bien que relativement peu abondante, la biomasse constitue la principale ressource énergétique du pays. Le potentiel hydraulique n’étant que modérément exploité, les besoins en énergies conventionnelles sont presque entièrement couverts par des importations. La consommation finale est satisfaite majoritairement par la biomasse. Le pétrole représente près de 90% de la consommation finale d’énergies conventionnelles ; cette consommation est surtout concentrée dans la région de Lomé. INSTITUTIONS La Direction Générale de l’Hydraulique et de l’Energie du Ministère des Mines, de l’Equipement, des Transports et des Postes et Télécommunications élabore et met en œuvre la politique énergétique. Elle assurait jusqu’en décembre 2000, aux côtés du Ministère des Sociétés d’Etat et du Développement de la zone Franche, la tutelle de l’entreprise nationale d’électricité, la Compagnie d’Energie Electrique du Togo (CEET). Depuis le 1er décembre 2000, CEET a été remplacée par Togo Electricité, nouveau nom de la compagnie dont le concession a été confiée à un consortium composé


de Elyo et Hydro-Québec International. Les repreneurs se sont engagés à investir 275 millions de francs sur les 5 premières années de la concession prévue pour durer 20 ans. Togo Electricité distribue l’électricité qu’elle produit ou achète à la Communauté Electrique du Bénin (CEB). Organisme binational (Bénin-Togoà créé en 1968, CEB a le monopole de la production hydroélectrique, du transport et des importations d’électricité dans chaque pays, ainsi que de la réalisation d’installations hydroélectriques. Il est placé sous l’autorité d’un Haut Conseil Inter-Etatique composé de ministres des deux pays. Le secteur pétrolier est supervisé par le Ministère de l’Industrie et du Commerce. Le groupement professionnel des Pétroliers (GPP) importe et distribue les produits pétroliers. Regroupant à l’origine six sociétés, il ne compte plus, depuis décembre 1995, que Elf, les autres compagnies s’étant retirées. La Société Togolaise d’Entreposage (STE) assure le stockage avec la Société Togolaise de Stockage de Lomé (STSL). La Société Togolaise des Hydrocarbures a été mise en liquidation en décembre 1995 ; l’unité de raffinage la composant a été mise en vente dans le cadre d’un programme de privatisation. Trois administrations se partagent la gestion des ressources forestières : l’Office pour le Développement de l’Exploitation des Ressources Forestières (ODEF, production et commercialisation), la Direction des Productions Forestières (DPF, exploitation des forêts communautaires, délivrance des permis de coupe), et le Ministère de l’Environnement et des Ressources Forestières (environnement et reboisement). RESSOURCES ET PRODUCTION N’ayant pas été concluante, l’exploration pétrolière s’est arrêtée en 1987. les importations de produits pétroliers, en provenance de divers pays dont le Gabon, la Côte d’Ivoire, l’Espagne et le Nigeria, sont stables depuis 1990. toutefois, certains (GPP) estiment que les importations illicites de carburants atteignent jusqu’à 25% de la consommation. L’approvisionnement total du Togo (520 GWh en 2000) comprend la production de Togo Electricité, celle des auto-producteurs (50% de la capacité de production togolaise et 36% de la production) – essentiellement l’Office Togolais des Phosphates (OTP) -, et les achats à la CEB. Cette dernière exploite le barrage de Nangbéto sur le Mono (65 MW dont 30 MW reviennent au Togo) et se fournit à 70% auprès de la Volta River Authority (VRA) au Ghana. Depuis août 1994, CEB achète en outre de l’électricité à la Compagnie Ivoirienne d’Electricité (30MW pour l’alimentation aux heures de pointe). Le potentiel hydroélectrique du pays est estimé à plus de 200 MW. La production électrique d’origine thermique fluctue de façon importante. Les ressources forestières diminuent chaque année face à la surexploitation, en particulier au nord où la densité de population rurale est plus forte. La production de charbon de bois absorbe environ la moitié de la consommation de bois de feu. CONSOMMATION La consommation d’énergies conventionnelles par habitant s’élève à environ 0,1 tep, dont 100 KWh d’électricité. L’existence d’importations illicites de produits pétroliers rend difficile l’appréciation des consommations finales et leur répartition par secteur. Toutefois, le secteur industriel est sans nul doute le plus gros consommateur final (environ 56%), le reste étant consommé par le secteur des transports. La majeure partie des ventes (85% environ) se réalise à Lomé. La consommation d’électricité, très concentrée dans la capitale (70% des abonnés), a doublé depuis 1980. Elle est stable depuis 1995. Le nombre d’abonnés est de 87 000 en basse tension et 375 en moyenne tension. L’électrification rurale reste embryonnaires (quelques localités seulement électrifiées). Toutefois, Togo Electricité s’est engagé dans un programme d’électrification rurale de 40 villages au centre du pays. L’énergie la plus largement utilisée reste malgré tout la biomasse (bois et charbon de bois) ; elle couvre à peu près 60% des besoins des consommateurs finals selon les statistiques de la FAO (85% selon les statistiques nationales). Le charbon de bois est surtout utilisé dans les zones urbaines (plus des 2/3, dont 50% dans la capitale).


POLITIQUE ENERGETIQUE ET PERSPECTIVES Très endetté et dépendant fortement des recettes d’exportation, le Togo suit depuis 1983 une politique d’austérité dans la cadre de plans d’ajustement structurel successifs. Il a l’ambition de devenir une zone franche pour les investisseurs étrangers et une plaque tournante commerciale pour ses voisins. L’amélioration de la gestion des produits pétroliers, complétée ultérieurement par l’amélioration de la distribution, a pour but de diminuer les coûts d’approvisionnement. Dans le secteur électrique, le programme d’investissement prévoit la construction de nouvelles lignes, la densification du réseau dans les principales villes et la réhabilitation de la centrale thermique de Lomé Port. Un protocole d’accord a été signé en 1999 pour la construction d’un gazoduc desservant à partir du Nigeria, le Bénin, le Togo et le Ghana. Fin novembre 2004, le Conseil d’Administration de la Banque Mondiale a approuvé une garantie d’un montant total de 125 millions d’US$ pour appuyer la construction du gazoduc. Pour le Nigéria, ce projet contribuera à éliminer les gaz en flammes à l’horizon 2008 (le Nigéria brûle actuellement 75% du gaz qu’il produit). En matière de coopération régionale, la CEB étudie la possibilité d’une interconnexion de son réseau avec celui du Nigeria. Ce projet, baptisé CEB-NEPA, permettra de fournir de l’électricité à partir du Nigeria. Des mesures ont été engagées pour réduire la consommation de bois, telles que la diffusion de foyers améliorés conçus localement ou des opérations de reboisement (projet de plantations péri-urbaines mené par l’ODE).


TOGO INDICATEURS ECONOMIQUES 1980 1996 1997 1998 1999

Population millions 2.62 4.23 4.35 4.46 4.57 Taux de croissance du PIB % 14.6 9.6 4.2 -2.2 2.1 PIB/habitant (à partité de pouvoir d'achat) $ ppa 1183 1461 1471 1385 1410 Dette extérieur/exportations totales % 181 325 269 320 353 Service de la dette/exportaations % 9 9 10 7 8 VA industrie/PIB % 24 21 21 22 21 VA agriculture/PIB % 24 40 40 40 41 Taux d'inflation % 12.3 4.7 8.3 1 -0.1 Taux de change 1 $ US 211 512 584 590 615.7 APPROVISIONNEMENT ENERGETIQUE Taux d'indépendance énergétique % 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 Part du pétrole importé % 100 100 100 100 100 Part du pétrole raffiné localement % 64 0 0 0 0 Production électrique TWh 0.02 0.05 0.05 0.1 0.1 Production hydroélectrique Twh 0 0 0 0 0 Part du pétrole dans la production électrique % 87 92 94 97 97 CONSOMMATION ENERGETIQUE Cons, primaire (y.c. énergie non commerciale Mtep 0.72 1.27 1.29 1.34 1.37 Cons. primaire d'énergie non commerciale Mtep 0.56 0.93 0.96 0.99 1.01 Cons. Primaire d'énergie commerciale Mtep 0.15 0.34 0.33 0.35 0.36 Consommation totale d'énergie/habitant tep/hab 0.27 0.3 30 0.3 0.3 Consommation d'énergies commerciales/habitant tep/hab 0.06 0.08 0.08 0.08 0.08 Cons. d'électricité/habitant Kwh/hab 73 106 112 106 106 Cons. d'électricité domestique/habitant Kwh/hab 28 30 37 35 35 Cons. de GPL + pétrole lampant/habitant Kwh/hab 5.6 7.9 7.5 8.7 8.5 Cons. du transport/consommation totale de pétrole % 50 45 40 40 40 Part de l'industrie/cons. d'électricité % 32 41 41 43 43 nd : non disponible Source : ENERDATA d'après AIE, Banque Mondiale, Statistques nationales…


Mtep CHAR PETR. PRDTS GAZ HYDRO(*) ELECTRI TOTAL ENC TOTAL

BON BRUT PETR. NAT. NUCL. (°)… CITE * 1 2 1+2

PRODUCTION 0 0 1.01 1.015 IMPORTATION 0.313 0.037 0.35 0.35 EXPORTATION VARIATION DE STOCKS 0.007 0.007 0.007 CONSOMMATION PRIMAIRE 0.32 0 0.037 0.357 1.01 1.372 RAFFINERIES CENTRALES ELECTRIQUES -0.04 0 0.008 -0.03 -0.03 AUTOCONS. + PERTES -0.004 -0 -0.6 -0.56 CONSOMMATION FINALE 0.28 0.041 0.321 0.46 0.782 DONT INDUSTRIE 0.113 0.018 0.131 0 0.134 (dont non énergétiques) 0.067 0.067 0.067 TRANSPORT 0.127 0.127 0.127 RESIDENTIEL TERTIAIRE 0.039 0.023 0.062 0.18 0.244




l’Énergie

VOLET 2 : LES POLITIQUES SOUS REGIONALES D’INTEGRATION EN MATIERE

D’ENERGIE ELECTRIQUE

Draft ≠1

7 février 2005


CHAPITRE 1 CHAPITRE 1

LLEESS GGRRAANNDDEESS LLIIGGNNEE DDEE LLAA PPOOLLIITTIIQQUUEE EENNEERRGGEETTIIQQUUEE CCOOMMMMUUNNEE DDEE LLAA CCEEDDEEAAOO

((EExxttrraaiitt rraappppoorrtt aannnnuueell CCDDEEAAOO)) 1. Dans le cadre de la mise en œuvre du Système d’Echanges d’Energie Electrique Ouest Africain

(EEEOA) et du Projet de Gazoduc de l’Afrique de l’Ouest (PGAO), le Secrétariat Exécutif de la CEDEAO a réalisé des progrès significatifs dans ce domaine. Le présent rapport a pour but de faire le point sur l’état d’avancement des activités menées aux niveaux des Etats, du Secrétariat et des Bailleurs de fonds.

2. Lors de sa 4éme réunion, tenue à Conakry, le 18 octobre 2002, le Comité Directeur et les

bailleurs de fonds ont convenu d’avoir régulièrement des réunions de coordination pour superviser la mise en œuvre de l’EEEOA. A cette fin, trois réunions de coordination ont été successivement organisées en décembre 2002, et en mars et juin 2003, respectivement à Paris et à Washington. La dernière réunion s’est tenu à Dakar en octobre 2004, en parallèle à cette session des Groupes de Travail Technique et Institutionnel.

3. En janvier 2003, lors du 26éme Sommet qui s’est tenu à Dakar, les Chefs d’Etat et de

Gouvernement ont adopté le Protocole sur l’Energie de la CEDEAO et crée l’Observatoire de l’Energie de la CEDEAO.

4. Le Conseil des Ministres qui a précédé le Sommet de Dakar, a adopté le programme de

renforcement des capacités et de formation destiné à l’amélioration des performances du secteur et à sa viabilité technique et financière

5. Le Secrétariat Exécutif de la CEDEAO a élaboré une stratégie de mise en œuvre de l’EEEOA

basé sur un programme de développement triennal qui permettra de faire passer le projet d’une phase conceptuelle à une phase opérationnelle. Le document de stratégie développée par le Secrétariat Exécutif de la CEDEAO a été soumis aux bailleurs de fonds lors des réunions de coordination mentionnées plus haut.

6. En ce qui concerne le cadre institutionnel de l’EEEOA, le Protocole sur l’Energie a été signé et

soumis aux Etats Membres pour ratification.

7. Pour donner suite à la décision du Comité Directeur concernant la création d’un organe de régulation régional, l’Agence Française de Développement (AFD) a donné son accord de principe pour appuyer la CEDEAO dans la mise en place de la régulation régionale. Afin de lui permettre de définir les ressources nécessaires, l’AFD a recruté un Consultant qui présentera son programme et sa méthodologie de travail à cette session.

8. En ce qui concerne le programme d’investissement, les études de faisabilité et d’impact

environnemental des lignes de transport prioritaires, exigées par la Banque Mondiale avant la présentation du dossier de projet à son conseil d’administration pour financement, sont en cours de réalisation.

9. La première tranche du programme d’investissement, qui concerne principalement la Zone A,

est estimée à 335 millions de US$. Le principe de la mobilisation du financement de ces projets sous la forme d’une ligne de crédit à long terme, est en cours de négociation avec la Banque Mondiale, l’Agence Française de Développement, la Banque Européenne d’Investissement, la Banque Africaine de Développement, la Banque pour l’Investissement et le Développement de la CEDEAO et le Fonds Koweitien pour le Développement Economique.

10. A la demande du Comité Directeur, un programme d’investissement prioritaire a été élaboré

par le secrétariat Exécutif de la CEDEAO pour la Zone B et adopté par le Comité de Pilotage de la Zone B à Bamako en mai 2003.


Le projet OMVG (projet hydroélectrique de Sambangalou et lignes d’interconnexion entre la Gambie, la Guinée, la Guinée Bissau et le Sénégal) complété du projet hydroélectrique de Kaléta a été retenu comme programme prioritaire de la Zone B.

11. L’Etat d’avancement des projets d’infrastructures prioritaires est joint dans le volet 3 de ce

document. La construction de la ligne d’interconnexion Nigeria- Bénin devait être mise en route depuis 20032. Un accord de prêt a été signé au Secrétariat Exécutif de la CEDEAO, en décembre 2002, entre la BAD et la NEPA. Le processus de contractualisation est en cours. Cet ouvrage permettra de raccorder le Nigeria aux autres pays de la Zone A.

12. Le Secrétariat Exécutif de la CEDEAO en collaboration avec les bailleurs de fonds a assisté les

Etats Membres pour la préparation des études de faisabilité et d’impact environnemental ainsi que pour la préparation des documents de projet pour la décision d’investissement. Le processus de sélection des consultants est en cours. Les études préparatoires pour les segments manquants de l’interconnexion 330 kV Ghana- Bénin ainsi que pour l’interconnexion Mali- Côte d’Ivoire entre la Zone A et la Zone B seront lancés d’ici fin 2003.

13. La réalisation de l’interconnexion Mali- Côte-d’ivoire permettra de relier le Sénégal et le Mali

aux pays de la Zone A, permettant ainsi l’interconnexion de neuf pays de la CEDEAO en 2006. Par ailleurs, la réalisation des projets prioritaires de la Zone B prévue pour 2010 fera passer le nombre des pays interconnectés de la CEDEAO de neuf à douze sur un total de quatorze pays membres.

14. La décision de création de l’Observatoire de l’Energie de la CEDEAO en janvier 2003 a été

suivie d’une réunion de lancement pour le Secrétariat Exécutif et les Groupes de Travail de l’EEEEOA à Cotonou en février 2003. La décision a reçu l’adhésion immédiate et complète de la Communauté Electrique du Bénin (CEB), et de National Electric Power Authority ( NEPA), Nigeria. La CEB a fourni à Cotonou les locaux pour accueillir l’Observatoire , tandis que la NEPA a accepté de fournir deux véhicules, dont un pour le coordonnateur nommé par la NEPA et un de liaison. L’Observatoire de l’Energie est le premier élément du futur Centre d’Information et de Coordination. Il facilitera l’échange d’information entre les sociétés d’ électricité de Etats Membres et l’adoption de règles d’exploitation communes pour une fourniture en énergie électrique optimale et fiable.

15. Le programme de renforcement des capacités et de formation par le Conseil des Ministres à

Dakar en janvier 2003, a été financé par l’USAID. L’ US Energy Association (USEA) a été choisie pour coordonner le programme de formation qui s’étalera sur trois ans. Le programme devrait démarrer début 2004 et sera axé sur la régulation et les domaines techniques et institutionnels afin de mieux appréhender les réformes devant faciliter les échanges d’énergie dans le cadre d’un marché régional de l’énergie.

16. Dans la même veine, un voyage d’étude à Washington, Philadelphie et dans l’Indiana a été

organisé en 2003 à l’attention des directeurs généraux de sociétés d’électricité de la Zone B.

17. Grâce à l’assistance de l’Université de Purdue, le Secrétariat Exécutif de la CEDEAO a également progressé sur la Planification Régionale. Le modèle de planification a été mis à jour et une interface a été développée et ajoutée pour faciliter son utilisation par les Etats Membres. Une formation de formateurs pour le transfert du modèle aux Etats Membres a été organisée en septembre 2003 à Lafayette aux Etats- unis par l’Université de Purdue.

18. De même, la préparation d’un guide régional pour les études d’impact environnemental et

l’élaboration d’Indicateurs de performance du Secteur Electrique (IPSE) sont en cours.

19. En ce qui concerne le Projet de Gazoduc de l’Afrique de l’Ouest (PGAO), des avancées importantes ont été réalisées pour le démarrage effectif du projet. Ces avancées sont les suivantes :

Un plan d’action a été développé pour la mise en œuvre de la stratégie de développement

des marchés gaziers dans les Etats Membres concernés ( Bénin, Ghana et Togo) ;


2 Information encore a vérifier

Le traité sur le Gazoduc de l’Afrique de l’Ouest a été signé et soumis aux Etats Membres pour

ratification ; L’étude d’impact Environnemental a été réalisée, finalisée et soumise aux Etats Membres et

aux bailleurs de fonds pour approbation ;

Un accord de projet international a été signé par la « West African Gas Pipeline Compagny Limited » et les quatre Etats Membres concernés ;

Pour anticiper la mise en place de l’Autorité du PGAO, une Autorité intérimaire, représentant

les pays concernés, a été mise en place pour assurer la bonne coordination et le démarrage du projet. Elle a été installée à ONIKAN, Lagos, dans les anciens locaux du Secrétariat Exécutif de la CEDEAO ;

Le programme de mise en œuvre du Projet a été élaboré et approuvé par l’Autorité

intérimaire pour le compte des Etats Membres ; La décision finale d’investissement était fixée en mars 2004, et la fourniture de gaz devrait

démarrer en juin 2005 ;

20. Malgré les progrès réalisés pour la mise en œuvre du GAO, quelques défis méritent d’être

soulignés :

L’entrée dans le capital du GAO du Ghana, du Togo et du Bénin pourrait entraîner des retards dans la prise de décision finale d’investissement nécessaire au démarrage du projet, sauf si ces prises de participation sont garanties ou levées. En conséquence, il a été demandé aux Etats concernés de prendre toutes les mesures nécessaires pour garantir leur prise de participation au capital dans les meilleurs délais.

Il est aussi important de noter que la participation de la Banque Mondiale à la réalisation du

GAO peut entraîner les retards liés aux longues procédures de leur processus de décision. Fin novembre 2004, le Conseil d’Administration de la Banque Mondiale a approuvé une garantie d’un montant total de 125 millions d’US$ pour appuyer la construction du gazoduc.

21. S’inscrivant dans la perspective du cadre de lutte contre la pauvreté (DSRP), le programme énergétique de la CEDEAO ne peut ignorer les problèmes d’énergie que vit la majorité des populations de la région. C’est pourquoi, en collaboration avec la National Rural Electrification Administration (NRECA) des Etats-Unis d’Amérique et Electricité de France (EDF), le Secrétariat Exécutif de CEDEAO a initié un concept d’électrification rurale qui est soumis à l’appréciation des Etats avant d’être intégré au dossier relatif aux investissements de l’EEEOA en cours d’élaboration par la Banque Mondiale. Un document relatif aux grandes lignes de cette initiative a été élaboré et devrait être présenté pour discussion et adoption au cours d’une session.


CHAPITRE II CHAPITRE II

LLEE SSYYSSTTEEMMEE DD’’EECCHHAANNGGEE DD’’EENNEERRGGIIEE --EEEEEEOOAA (Extrait de l’aide mémoire du 1er Août 2003 – Paris, CEDEAO)

1. ETAT D’AVANCEMENT DU PROJET EEEOA

SAKÉTÉ (BÉNIN) – IKEJA WEST ( NIGÉRIA) le financement est déjà acquis (Accord de prêt entre la BOAD et CEB signé le

12/11/02 à Cotonou, Accord de don entre la BAD et le Bénin signé le 12/11/02, Accord de prêt entre la BIDC et la CEB signé le 17/03/02, Accord de prêt entre la BAD et la NEPA signé en décembre 2002) ;

Les travaux de construction ont démarré fin avril 2003 ; la mise en service a eu lieu fin 2004 ;

Le coût total du projet est de 40 millions de US$, financé par la BAD, la BOAD et la BIDC.

FERKESSEDOUGOU (COTE-D’IVOIRE)- SIKASSO (MALI)- SEGOU (MALI) Les TDR pour l’actualisation de l’étude de faisabilité technique et économique, de

l’étude d’avant- projet détaillé et de l’étude d’impact environnemental ont été finalisés ;

La mise en service est prévue en 2006 ; La Banque Mondiale, la BAD, l’AFD, la BEI et la BOAD ont montré leur intérêt au

financement de ce projet ; Le coût total est estimé à $ 85 millions de US$.

BOBO-DIOULASSO – OUAGADOUGOU (BURKINA FASO) Processus en cours selon le calendrier prévu: l’étude d’avant projet détaillé et la préparation des dossiers d’appel d’offres ainsi

qu’une évaluation financière ont été lancées par la SONABEL. Le coût total est estimé à 85 millions de US (incluant le renforcement des lignes de

transport autour de Ouagadougou) ; A la réunion des Bailleurs de Fonds organisée à Ouagadougou en décembre 2002,

l’AFD, la BEI, le Fonds Nordique et la Banque Mondiale ont déclaré leur intérêt pour financer ce projet.

TAKORADI – TEMA (GHANA) 300 KV Le projet financé moitié- moitié par la VRA et le Fonds Koweitien ; Le coût total du projet est estimé à 30 millions de US $ ; une étude a été effectuée pour construire la ligne en 330 KV ; la BEI a indique son intérêt pour financer le projet.

TEMA (GHANA) – MOMEHAGOU (TOGO) – SAKETE (BENIN) L’étude de pré faisabilité a été financée par la BAD en 1992 et actualisée en 1997 ; Une actualisation de l’étude de faisabilité est nécessaire ainsi qu’une étude d’impact

environnemental ; Le coût total du projet est estimé à 70 millions de US$ ; Le plan de financement doit être discuté ; d’ores et déjà, la Banque Mondiale, la

BAD et la BEI ont manifesté leur intérêt pour financer ce projet.

TAKORADI (GHANA) – PRESTEA (GHANA) Les TDR pour l’étude d’impact environnemental ont été finalisés et soumis à la

Banque Mondiale; l’approbation par l’Agence de protection de l’environnement du Ghana est attendue ;

La Banque Mondiale va financer la projet, estimé à 25 millions de US$ incluant le passage de la ligne à 330 kV.

BOLGATANGA (GHANA) – BAGRE (BURKINA FASO)

ce projet ne fait pas partie de la phase 1 des projets prioritaires ;


le coût total est estimé à 13 millions de US$ ; la Banque Mondiale et la BAD ont donné leur accord de principe pour financer ce

projet.

En ce qui concerne l’étude de stabilité dynamique des réseaux électriques interconnectés de l’Afrique de l’Ouest, les TDR ont été approuvés par la Banque Mondiale et communiqués à l’USAID qui finance l’étude et qui se charge de la publication de l’appel d’offres et de la passation du marché. L’étude avait démarré au courant de l’été 2003. Pour le projet de GAZODUC Ouest Africain « WAGP » l’etat d’avancement est comme suit : Les besoins d’équité ont eté levés (100% capital); Nécessité de mettre en place des compagnies de distribution de gaz au niveau des

Etats ; Création d’une Autorité de Régulation Régionale pour l’industrie gazière ;

La Banque Mondiale a indiqué qu’elle étudie la possibilité de garantir les obligations de l’Etat du Ghana et a manifesté son désir de participer à la mise en place de l’Autorité de Régulation du WAGP.

2. LA REGULATION

L’AFD (coopération française) est chargée de la définition de la problématique de la Régulation Régionale

Les mécanismes de régulation régionale devront notamment :

Promouvoir la confiance économique entre les différentes parties prenantes (sociétés d’électricité, offices gouvernementaux, bailleurs de fonds, secteur privé) et assurer un accès transparent à l’électricité ;

Aider à l’amélioration de la performance technique et commerciale des sociétés d’électricité ;

Mettre ne place des règles de contrôle communes aux sociétés d’électricité ; Permettre l’élaboration de normes techniques et commerciales du marché de

l’électricité des pays membres de la CEDEAO ; Améliorer la gestion de l’ensemble de la filière énergétique.

3. STRATEGIE DE LA CEDEAO POUR LA MISE EN ŒUVRE DE L’EEEOA

Le Secrétariat de la CEDEAO a présenté aux Bailleurs de Fonds un document de stratégie pour la mise en œuvre du projet EEEOA, en particulier les tableaux fournissant une évaluation financière des besoins. La stratégie présentée s’articule autours des principaux volets suivants :

Schéma Directeur de l’EEEOA : infrastructures Production et Transport d’Energie ;

Cadre juridique et de Régulation de l’EEEOA. Structure Organisationnelle Cible de l’EEEOA ; Observatoire de l’Energie/Centre d’Information et de Coordination de l’EEEOA ; Programme de Renforcement des capacités et de Formation.

Pour chacun des ces domaines d’activité, les objectifs de la CEDEAO ont été définis et les tâches à effectuer pour atteindre ces objectifs ainsi qu’une évaluation financière des besoins associés ont été listées. Ce document de stratégie répond à la demande exprimée par les Bailleurs de Fonds lors de la première réunion de coordination tenue à Paris, en décembre 2002. Des discussions ont eu lieu sur les itérations à effectuer pour accorder les tâches , les produits , les coûts et les financements relatifs à l’Observatoire de l’Energie en prenant en compte les échéances suivantes : 2003, 2004, 2005 et après 2005. Il a été convenu que les Bailleurs de Fonds pressentis (MAE, AFD) pour participer au financement de


l’Observatoire approfondiront ce point avec le Secrétariat de la CEDEAO pour le clarifier avant la prochaine réunion de coordination

4. CONTRIBUTIONS DES BAILLEURS DE FONDS

Suite à la présentation de la stratégie développée par la CEDEAO pour la mise en œuvre du marché régional de l’électricité et des besoins en financement correspondants, les Bailleurs de Fonds ont exprimé tour à tour leurs intentions ainsi que les contributions qu’ils souhaitent apporter pour faciliter cette mise en œuvre.

Banque Mondiale La contribution de la Banque Mondiale pour la préparation des projets est la suivante :

L’administration d’un don de 829.000 US$ du gouvernement japonais (PHRD) pour les études d’impact environnement, les évaluations financières des lignes de transport et le Centre Régional de l’Information et de Coordination ;

Un solde de 140.000 US$ du don ESMAP pour les études générales relatives à l’adaptation des cadres réglementaires nationaux ;

Un PPF de 800.000 US$ à attribuer au Mali pour la préparation de l’interconnexion Mali- Côte-d’Ivoire.

La Banque Mondiale souhaite faire débloquer une enveloppe financière qui permettra de faire face aux besoins de mise en œuvre de l’EEEOA sur le long terme (15-20 ans) afin d’éviter des retards dus au processus d’adoption par le Conseil d’Administration de la Banque. L’USAID L’USAID a confirmé que le « Limited Scope Grant Agreement » signé par la CEDEAO et le Bureau Régional des Programmes USAID pour l’Afrique de l’Ouest sera prolongé d’un an à partir de mai 2003. Le programme d’assistance de l’USEA sera également prolongé de deux ans. Le programme d’assistance de l’USAID portera sur le renforcement des capacités, principalement sur la régulation régionale et les aspects contractuels, et sur l’amélioration de la performance des sociétés d’électricité ainsi que leur compétitivité.

LE MAE FRANCE

Le MAE (France) a confirmé de son intention d’apporter son soutien à la mise en œuvre de l’EEEOA par le biais de projets FSP (Fonds de Solidarité Prioritaire) avec deux objectifs : (i) promouvoir les politiques de développement énergétiques nationales ainsi que leurs composantes d’intégration régionale, (ii) aider à la mise en œuvre de l’Observatoire de l’Energie de la CEDEAO en tant qu’outil de cadre de régulation énergétique du Secrétariat Exécutif de la CEDEAO. AFD Au niveau des Etats membres, l’AFD contribue à la mise en place des infrastructures de l’EEEOA avec les sociétés d’électricité. Elle a exprimé le souhait de devenir également un partenaire de la CEDEAO pour la mise en place des actions d’accompagnement du projet EEEOA au travers de subventions, notamment pour le renforcement du cadre institutionnel : mise en place de mécanismes de régulation (organe de régulation régional et renforcement des capacités pour la régulation régionale). L’AFD a aussi montré son intérêt pour le concept de Fonds de Sécurisation des Echanges du fait de son lien avec l’Organe de Régulation Régionale. La contribution financière pourra s’élever à 5 millions d’euros, sous la forme d’un programme de subventions ajustable sur 5 ans. La BEI, BAD, BOAD et BID

La BEI, BAD, BOAD et BID ont aussi indiqué leurs possibilités de financement des infrastructures dans la mesure où les projets sont « banquables » ainsi que leur volonté de devenir des partenaires de la CEDEAO pour la mise en œuvre de l’EEEOA.


Les représentants des sociétés d’électricité, appuyés par celui du MAE français, ont souhaité que les financements des infrastructures, partie intégrante de la stratégie de lutte contre la pauvreté, soient de type concessionnel (durée totale et différé de remboursement, taux d’intérêt).

5. PROCHAINES ETAPES

L’AFD pour les questions de régulation régionale, L’USAID pour la mise en place de la régulation au niveau des Etats membres et pour

le renforcement des capacités ; Le MAE pour l’Observatoire de l’Energie ; La Banque Mondiale pour le financement des infrastructures.

Au niveau des activités, les étapes suivantes sont prévues

51. ETUDE TECHNIQUE, ETUDE DE STABILITE ET ANALYSE OPERATIONNELLE DU SYSTEME

ELECTRIQUE REGIONAL

L’objectif de l’étude de stabilité dynamique consiste à vérifier si le système électrique est apte à revenir à un état normal de fonctionnement (conditions normales d’exploitation) suite à un défaut important ou à une avarie sur un ouvrage d’interconnexion. En général, l’étude de stabilité dynamique a montré que la Zone A retrouve un état normal de fonctionnement suite à des perturbations sur les lignes, alors que le réseau de la Zone B est plus vulnérable aux déclenchements en cascade. Les perturbations sur les lignes d’interconnexion transfrontalières identifiées comme étant fatales pourront être traitées dans les études d’ingénierie finales et dans les procédures d’exploitation de l’EEEOA relatives aux lignes d’interconnexion afin de s’assurer que le système électrique régional est correctement protégé. La ligne d’interconnexion entre la CIE et la VRA ne permet pas d’atténuer les perturbations survenant sur les réseaux de la VRA, CEB et NEPA, ce qui conduit à des oscillations de l’angle interne des rotors des groupes de production de la VRA trop importantes. Ceci montre la nécessité de renforcer la ligne 225 kV Abobo – Prestea qui relie la CIE à la VRA. Les conclusions spécifiques de l’étude de stabilité dynamique des réseaux interconnectés de l’EEEOA sont les suivantes :

• Interconnexion Nigeria – Bénin : la simulation pour 2007 montre que l’interconnexion Nigeria – Bénin ne perturbe pas le réseau de la Zone A en cas de défaillance. L’ouverture de la ligne Saketé – Ikeja West avec un transit de 100 MW n’a pas d’impact sur la tension et la fréquence du réseau. Les groupes de la CEB présentent des oscillations insuffisamment amorties, mais ils restent synchrones. Les groupes au Nigeria et au Ghana indiquent des oscillations correctement amorties. Toutefois, la NEPA devrait mettre en place un système de délestage sur basse fréquence conforme aux systèmes existants dans les autres réseaux de la Zone A.

• Interconnexion Volta – Momé Hagou – Sakété : cette ligne qui est proposée, améliore de façon significative la stabilité générale du réseau interconnecté en comparaison au statu quo. La simulation pour 2011 montre que le système demeure stable après la perte d’un segment quelconque de la ligne. Toutefois, pour un défaut barres triphasé, le réseau de la CEB devient instable. Les groupes de la CIE restent synchrones mais leurs rotors montrent des écarts d’angle interne par rapport aux groupes de la VRA.

• Interconnexion Côte d’Ivoire – Mali : la simulation pour 2011 montre que suite à la perte de la ligne Côte d’Ivoire – Mali ou à un défaut triphasé sur la ligne avec un transit de 64 MW, les niveaux de tension et de fréquence sur le réseau restent au-dessus des limites de sécurité. Mais les groupes du Mali indiquent des oscillations insuffisamment amorties. Cela


signifie que le défaut se propagerait dans la Zone B. Ceci pourra être résolu lors des études d’ingénierie du projet.

• Boucle OMVG : la simulation pour 2011 identifie une forte probabilité d’instabilité du réseau OMVS suite à un défaut barres aux postes 225 kV de Soma et Tambacounda. Ceci pourra être résolu lors des études d’ingénierie du projet.

5.2 STRATEGIE DE MISE EN ŒUVRE DES PROJETS PRIORITAIRES D’INTERCONNEXION

Le montant total des investissements pour les Projets Prioritaires de l’EEEOA s’élève à environ 1,1 milliard de dollars US, soit environ 60 millions de dollars US par an jusqu’en 2020. Approximativement 60% de ce montant correspond aux investissements de la Zone B, et 40% pour la Zone A, ce qui correspond à une charge financière élevée pour la Guinée (245 millions $US) et , proportionnellement à la taille du pays, pour la Gambie (45 millions $US) et la Guinée Bissau (56 millions $US). Par conséquent, il est recommandé de procéder à la mise en œuvre des projets par phases successives de la manière suivante :

a) Projets Phase I Projets engagés, avancés dans leur développement et pour lesquels le financement a été totalement ou partiellement obtenu. Ces projets doivent être achevés pour 2007.

b) Projets Phase II (jusqu’à 2011) Projets qui sont déjà en phase de développement et qui peuvent être achevés pour 2011.

c) Projets Phase III Projets d’interconnexion qui sont juste au stade préliminaire et qui pourraient être achevés vers 2015. d) Projets Phase IV Projets d’interconnexion qui auront une durée de gestation au-delà de 2015.

Le détail de la stratégie de mise en œuvre se présente de la façon suivante :

Phase I La phase I comprend les projets engagés suivants ; ces projets sont déjà en phase de

développement et devrait être achevés en 2007 :

♦ Interconnexion Nigeria – Bénin : ligne 330 kV Ikeja West – Sakété (2006) ♦ Côte d’Ivoire – Burkina Faso : ligne 225 kV Bobo Dioulasso – Ouagadougou (2006) ♦ Renforcement du réseau du Ghana : ligne 330 kV Aboadze – Volta (2007) Le coût total pour la réalisation de ces projets est estimé à 139 millions de dollars US

Phase II La phase II comprend les projets prioritaires suivants qui devraient être achevés en 2011 :

Renforcement du réseau du Ghana : ligne 330 kV Aboadze – Prestea (2008), ou en Alternative Aboadze – Kumasi

Interconnexion Ghana – Bénin/Togo – Nigeria : ligne 330 kV Volta – Momé Hagou – Sakété exploitée en 161 kV (2009)

Interconnexion Mali – Côte d’Ivoire : ligne 225 kV Ferkéssédougou – Sokasso et la ligne 150 kV Sikasso – Ségou (2009)

Interconnexion Guinée – Guinée Bissau – Gambie – Sénégal : réseau de l’OMVG (2011)


Le coût total pour la réalisation de ces projets est estimé à 530 millions de dollars US. La

part du transport du projet OMVG se montre à près des deux tiers de ce montant, soit

plus de 330 millions de dollars US.

Phase III Les projets d’interconnexion suivants sont au tout début, de leur phase de développement et pourraient être mis en exploitation vers 2015 : ♦ Interconnexion Sierra Leone – Guinée : ligne 225 kV Bumbuna – Linsan ♦ Renforcement du Réseau OMVS : ligne 225 kV Kayes – Tambacounda ♦ 2ème Ligne d’Interconnexion Mali – Côte d’Ivoire : ligne 225 kV Sikasso – Bamako ♦ Interconnexion Ghana – Burkina Faso : ligne 225 kV Bolgatanga – Ouagadougou Il est à noter qu’il est prématuré de fournir un calendrier ferme pour les projets 2015 qui feront l’objet d’études de planification et de faisabilité complémentaires. Ces projets devront être réévalués dans le cadre de la prochaine révision du Schéma Directeur régional ou à toute autre occasion si les pays concernés le souhaitent.

Phase IV Les projets d’interconnexion suivants auront probablement une période de gestation plus longue allant au-delà de 2015 :

♦ Interconnexion Nigeria – Niger – Burkina Faso ♦ Interconnexion Côte d’Ivoire – Guinée et Guinée – Mali (avec le projet hydroélectrique de

Fomi qui sera raccordé au réseau HT de la Guinée à Linsan)

Cette date pourrait être rapprochée si les pays concernés le souhaitent en démontrant la faisabilité technique et économique des projets en cause. Le programme de mise en œuvre des projets prioritaires de l’EEEOA est résumé dans le Tableau 2 ci-dessous :

CALENDRIER DE MISE EN ŒUVRE DES PROJETS PRIORITAIRES DE L’EEEOA

N° NOM DU PROJET DATE

1

2

3

4

5

6

7

8

Phase I – Engagés

Ligne 330 kV Sakété – Ikeja West

Ligne 225 kV Bobo Dioulasso – Ouagadougou

Ligne 330 kV Aboadze – Volta

Phase II, jusqu’en 2011

Ligne 330 kV Aboadze – Prestea (ou Kumasi)

Ligne 330 kV Volta – Momé Hagou – Sakété (exploitée en 161 kV)

Lignes 225 kV Ferkessédougou – Sikasso and 150 kV Sikasso – Ségou

Boucle OMVG : lignes 225 kV Linsan – Kaléta – Boké – Saltinho –

Bambadinca – Mabnsoa – Bissau – Tanaf – Soma – Brikama – Kaolack –

Tambacounda – Sambangalou – Labé – Mali – Linsan

Centres de Conduite Nationaux (Burkina Faso, Guinée, Mali et Sénégal)

2006

2006

2006

2008

2009

2009

2008

2009

2010


9

10

11

12

13

14

Autres Projets

Ligne 225 kV Bumbuna – Linsan

Ligne 225 kV Kayes – Tambacounda Line (OMVS)

Ligne 225 kV Sikasso – Bamako

Interconnexion 225 kV Ghana – Burkina Faso

Interconnexion 330 kV Nigeria – Niger – Burkina Faso

Interconnexion 225 kV Côte d’Ivoire – Guinée - Mali

2015

2015

2015

2015

2020

2020

5.3 REVISION DES EQUILIBRES OFFRE/DEMANDE ET DU SCHEMA DIRECTEUR DU SYSTEME ELECTRIQUE REGIONAL

Le Schéma Directeur Régional récapitule les besoins en matière de production et de transport d’énergie électrique pour chaque pays définit les moyens nécessaires aux interconnexions des systèmes électriques nationaux pour la période allant de 2004 à 2020. Pour réaliser cette tâche, le consultant a entrepris les activités suivantes :

Analyse de l’équilibre de l’offre/demande actuelle et future et les sources de production prévues pays par pays jusqu’en 2020 ;

Révision des programmes de développement des systèmes électriques nationaux et des études de faisabilité réalisées pour chaque Etat membre de la CEDEAO, et évaluation des impacts sur le développement du système électrique régional ;

Revue des combustibles et technologies de production d’énergie disponibles pour satisfaire les besoins en énergie des différentes Sociétés d’électricité des Etats membres ;

Analyse des projets d’interconnexion prioritaires de l’EEEOA sur la base d’une revue détaillée des rapports d’études de faisabilité et de planification existants ;

Analyse des flux d’énergie sur chaque tronçon du réseau de transport régional par période de 4 ans.

Les conclusions de l’étude sont résumées comme suit et présentées dans le Tableau 1 joint

au présent Mémorandum :

En 2011, les Zones A et B seront interconnectées grâce à la ligne reliant la Côte d’Ivoire au Mali et la plupart des pays de l’Afrique de l’Ouest (à l’exception de la Sierra Léone et du Libéria) seront interconnectés et synchrones ;

Après 2011, le renforcement des interconnexions régionales se poursuivra et la Sierra Léone intégrera le réseau interconnecté. Le Libéria pourra être également inclus mais l’exploitation de son réseau en 60 Hz constitue un obstacle et empêche sa synchronisation avec le reste du réseau régional ;

Les interconnexions transfrontalières de l’EEEOA ne satisfait pas à la règle d’exploitation du N-1. Seule la ligne 330 KV Volta – Momé Hagou – Sakété satisfait ce critère de sécurité de fonctionnement (interconnexion Ghana – Togo – Bénin) ;


Le montant total des investissements des Projets Prioritaires de l’EEEOA s’élève à environ 1,1 milliard de dollars US, soit environ 60 millions de dollars US par an jusqu’en 2020. approximativement 60% de ce montant correspondent aux investissements de la Zone B, et 40% pour la Zone A. Ce qui correspond à une charge financière élevée pour la Guinée (245 millions $US), le Sénégal (169 millions $US), le Burkina Faso (140 millions $US) et le Mali (140 millions $US) et, proportionnellement à la taille du pays, pour la Gambie (45 millions $US) et la Guinée Bissau (56 millions $US) ;

Quelques économies pourraient être faites sur le projet OMVG en réduisant le nombre de postes 225 kV en Gambie et Guinée Bissau de six à deux, un poste par pays ; l’alimentation à partir de ces postes se ferait à un niveau de tension inférieur. L’économie ainsi réalisée s’élèverait à environ 25 millions $US ;

En plus des besoins en infrastructure de réseau de transport mentionnés ci-dessus, des investissements complémentaires seront nécessaires pour augmenter la capacité de production afin de faire face à la demande et avoir une réserve suffisante, et pour améliorer les systèmes de protection des réseaux, les moyens de communication et les centres de conduites (SCADA et EMS).

e) Recommandations complémentaires

Les Projets Prioritaires de l’EEEOA couvrent principalement les interconnexions Haute Tension qui, à elles seules, ne peuvent garantir la faisabilité de l’alimentation en énergie électrique. Chaque pays devra également investir beaucoup plus pour construire et exploiter ses moyens de production, transport et distribution d’électricité. La CEDEAO et les Bailleurs de Fonds internationaux devraient également donner la priorité à l’élaboration d’accords commerciaux type, de codes et normes, de règles techniques d’exploitation ainsi qu’à l’établissement d’une cadre institutionnel pour l’exploitation du système électrique régional interconnecté. Pour terminer, les accords type suivants sont recommandés :

Accords commerciaux d’échanges d’énergie à court terme – jusqu’à 3 ans et facturés au coût marginal ce qui accélèrera les échanges d’énergie entre participants du pool énergétique. Ceci pourra être réalisé sous couvert d’un contrat d’échange entre deux ou plusieurs parties.

Tarifs et Règles de Transit – directives appliquées de manière uniforme par les acteurs pour spécifier et limiter les droits et les obligations de transit. Jusqu’à ce que ce point soit résolu, les acteurs de l’EEEOA qui considère que la construction de lignes de transport d’énergie sert principalement au transit d’énergie pour les autres acteurs du marché, seront réticents à s’engager dans la construction de telles lignes ; les distributions seront réticentes aux importations d’énergie électrique et préféreront utiliser les sources d’approvisionnement locales . Les accords court terme qui permettraient de faire des économies ne se feront pas compte tenu des difficultés de négociations sans fin sur les coûts de transit.

Normes d’Exploitation des Systèmes Electriques – établissent des règles techniques d’exploitation appliquées de manière uniforme par les acteurs. Elles permettront d’établir les critères que chaque société d’électricité devra appliquer afin d’assurer un fonctionnement sûr et optimal du système électrique interconnecté.

Cadre Institutionnel – définit les réformes institutionnelles de l’EEEOA dont les différents comités sont en charge de formuler les directives techniques, légales et contractuelles ainsi que les dispositions nécessaires aux échanges d’énergie entre les Sociétés d’électricité des Etats membres.


f) Conclusions et recommandations Les conclusions et recommandations sur l’étude sont les suivantes :

Le Consultant a analysé l’état de l’équilibre Offre/Demande dans la région, a revu les rapports des études de faisabilité et de planification long terme pertinentes, a effectué l’analyse technico-économique pour déterminer les options d’approvisionnement en électricité au moindre coût et les transits d’énergie sur les lignes d’interconnexion de la région, s’est assuré de la stabilité du système électrique interconnexion suite à des défauts, a développé une stratégie de mise en œuvre des projets prioritaires de l’EEEOA et présenté ses résultats et recommandations dans divers rapports selon les termes de référence de l’étude.

Les conclusions, recommandations et programme de mise en œuvre présentés par le Consultant fournissent une vision claire et une feuille de route pour le développement du marché intégré de l’électricité de l’Afrique de l’Ouest le plus rapidement possible et au moindre coût.

A la lumière de ce qui précède les Groupes de Travail Technique et Institutionnel sont invités à procéder à l’examen des conclusions et recommandations de l’étude et de les soumettre à du Comité de Pilotage et du Comité Directeur.


PROGRAMME DE DEVELOPPEMENT TRI ANNUEL

APPUI FINANCIER POUR LE SECTEUR DE L’ENERGIE DE LA CEDEAO (2003 -2006)

OBJECTIFS/ACTIVITES OPERATIONNELLES Ressources Hum.

H/M

Ressources Fin.

kE

Sources de Fin.

REALISATIONS Cadre institutionnel

- Etudes sur la structure organisationnelle de L’EEEOA - Protocole sur l’Energie - Etude sur le renforcement des capacités (volet Formation) des sociétés d’électricité des

Etats membres et du Secrétariat Assistance Technique

- Gazoduc de l’Afrique de l’Ouest - Soutien à l’organisation des réunions des différents comités de coordination et de suivi de

l’EEOA - Partenariat USEA/Indiana Regulatory Commission/EEEOA/CEDEAO - Equipe de soutien de la Division Energie de la CEDEAO pour l’EEEOA

4410

USAID USAID USAID

USAID USAID

USAID

USAID-MAE

APPUI INSTITUTIONNEL – SECTEUR ENERGIE

500

MAE

MISE EN ŒUVRE DU SCHEMA DIRECTEUR DE L’EEEOA : Préparation de projets

- Ferkessedougou (Cote d’Ivoire) – Sikasso (Mali) – Ségou (Mali) - Bobo-Doulasso – Ouagadougou (Burkina Faso) - Prestea – Aboadze/Takoradi(Ghana) : Etude d’impact environnemental (étude de

faisabilité faite et financée par VRA) - Bolgatanga (Ghana) – Bagré (Burkina Faso)

Don japonais Banque Mondiale AFD

Don japonais

Don japonais

- Ateliers de concertation des projets prioritaires de la zone B en restant dans le cadre du

schéma Directeur - Etudes de préparation des projets prioritaires de la zone B - Etudes d’impact

environnemental–lancement, suivi et coordination des projets d’interconnexion (sur 3 ans)

70

A déterminer

USAID

A identifier

ANNEXE 1


93

- Suivi et coordination des études de préparation des projets prioritaires – études d’impact environnement- lancement, suivi et coordination des projets d’interconnexion (sur 3 ans)

- Etudes de Stabilité Dynamique des Réseaux Interconnectés - Investissements : - Gazoduc de l’Afrique de l’Ouest - Bobo Dioulosso- Ouadougou (Burkina Faso) - Ferkessédougou (côte- d’ivoire) – Ségou (Mali) - Presta – Takoradi (Ghana ) (incluant le passage à 330kv) - Takorida – Tema /(Ghana) - Tema/volta – (Ghana)- Momehagou (Togo)- Sakete ( Bénin) ( BEI finance le passage à

330 KV) - Sakete ( Bénin ) – Ikeja West ( Nigeria) - Bolgatanga (Ghana ) - Bagré ( Burkina Faso) ( 2éme phase) - Projets prioritaires de la zone B - Renforcement des réseaux interconnectés pour assurer la stabilité

700

450.000*

85.000*

85.000*

25000* 30.000*

70.000*

40.000* 13.000*

A déterminer A déterminer

USAID

USAID WAPCO

AFD/BEI/BOAD Banque Mondiale Fonds nordique BAD/AFD/BOAD Banque Mondiale Banque Mondiale Fond Koweitien

VRA BAD / BIDC / BEI Banque Mondiale BAD/BOAD/BIDC

BAD Banque Mondiale

BAD / BIDC A identifier

MISE EN OEUVRE DU CADRE JURIDIQUE ET REGLEMENTAIRE DE L’EEEOA

- Etablissement d’un Panel d’Experts - Ratification du protocole de l’Energie - Organe de Régulation Régionale - Fonds de Sécurisation Financière des Echanges (étude de faisabilité)

75 500 300

AFD USAID AFD

AFD et autres

MISE EN ŒUVRE DE LA STRUCTURE ORGANISATIONNELLE CIBLE DE L’EEEO

- Elaboration des Statuts et des règlements intérieurs - - Mise en oeuvre

6 300 A identifier

CENTRE D’INFORMATION – 1ERE PHASE : L’OBSERVATOIRE DE L’ENERGIE Statuts de l’Observatoire et Règlement Interne Observatoire de l’énergie et les points focaux :

- Equipement Informatique de l’observatoire - Site WEB de l’observatoire - Equipements des points focaux de l’observatoire (raccordement Internet pour 3 ans)

Assistance Technique pour le démarrage de l’observatoire ( durée prévue 3 ans) - Conception et implantation des outils, - Formation du personnel- transfert de savoir faire, - Assistance technique pour l’élaboration d’indicateurs, de tableaux de bord, la réalisation

2

100

100 100 100

1200

Don japonais

MAE Bailleurs

MAE & Autres Sociétés d’électricité

MAE- AFD


94

d’études… - Prescriptions pour l’exploitation des systèmes électriques nationaux.

& Autres

CENTRE D’INFORMATION – 2EME PHASE : SYSTEME DE COMMUNICATION REGIONAL ET CENTRE DE COORDINATION

- Etude de faisabilité du système de communication régional - Rédaction des spécifications techniques du système de communication régional - Réalisation du Système de Communication Régional - Estimation - Mise en œuvre du Centre de Coordination

4

250 3000* 1250

Don japonais Bailleurs Bailleurs

CENTRE D’INFORMATION – LIVRABLES

Collecte de l’information : standardisation et harmonisation

Codes de réseaux nationaux harmonisation régionale

Elaboration d’un Cadre Technique d’Exploitation du Système Electrique Régional Interconnecté

22.5

200 550 1000

MAE AFD& Autres AFD& Autres

PROGRAMME DE RENFORCEMENT DES CAPACITES ET DE FORMATION

Mécanismes de régulation au niveau national et régionale

Elaboration du cadre contractuel des échanges d’énergie

Renforcement des capacités pour rehausser le niveau de compétitivité et d’efficacité des sociétés d’électricité

80

2200

1000

2000

USAID-AFd& Autres USAID-AFD& Autres USAID-AFD& Autres

TOTAL 15.445

(*) Hors Investissements Infrastructures


95

PISE 2005 - Rencontre Sectorielle ACP /EU pour La Promotion du Partenariat Interentreprises et des Investissements dans le Secteur de l’Énergie

ENERGIES RENOUVEALBES DANS L’ESPACE UEMOA ET CAMEROUN: UN FORT POTENTIEL VERSUS UN SECTEUR

PRIVE EMBRYONAIRE

Source : http://solarcookers.org/basics/where.html

Présenté par

J2CM GESTION 90 Rue du Commerce 75015, Paris , France

7 Mars 2005


I. INTRODUCTION

L’Afrique de l’Ouest possède des ressources en énergie renouvelables en abondance, lesquelles peuvent contribuer significativement à la satisfaction des besoins énergétiques du contient. L’importance de ce secteur est reconnue par l’Union Africaine et intégrée dans son principal programme de développement durable, le NEPAD. Au sein de l’UEMOA, les défis pour l’Initiative Energie et Infrastructure du NEPAD sont de développer pleinement les ressources en énergie de la sous région dans le but de fournir des services énergétiques à un coût abordable pour les secteurs économique et social. Sous cette initiative les importantes ressources en énergie renouvelables du continent seront développées à travers la coopération régionale. Cette initiative met l’accent sur le fait que la mise à disposition de service durable et abordable d’énergie contribue de manière significative à la réduction de la pauvreté, l’inégalité et la dégradation environnementale. Les énergies renouvelables recouvrent classiquement un ensemble d’énergie inépuisable à l’échelle humaine, toutes issues, directement ou indirectement, de l’activité solaire. Il s’agit principalement de six grandes filières : le solaire photovoltaïque, le solaire thermique, la biomasse, l’éolien, la micro-hydraulique et la géothermie.

Pour les pays de l’UEMOA compte tenu des potentialités existantes et les possibilités présentes d'exploitation et de mobilisation des ressources, cinq filières d’énergie nouvelle et renouvelable paraissent pertinentes dans le cadre de la lutte contre la pauvreté.

Il s'agit:

• du solaire photovoltaïque : conversion de la lumière solaire en électricité. Elle est destinée à diverses applications telle que l’éclairage, la réfrigération, le pompage de l’eau etc… à partir des systèmes photovoltaïques.

• Le solaire thermique : l’utilisation du rayonnement solaire pour la production d’eau chaude, pour la cuisson et pour le séchage. Les technologies sont constituées de capteurs solaires (eau chaude) ou des cuisinières solaires (pour la cuisson) ou de séchoirs.

• Les éoliennes : utilisation de la force du vent pour le pompage de l’eau (éoliennes de pompage) et pour produire de l’électricité (aérogénérateurs)

• La biomasse : utilisation du bois, des déchets végétaux et animaux, etc à des fins énergétiques. Les procédés sont multiples pour satisfaire les besoins de cuisson, de chauffage etc. mais également pour produire de l’électricité. Les technologies de valorisation de la biomasse sont également multiples : Foyers traditionnels, foyers améliorés, biogaz etc.

• Micro-hydraulique : production d’énergie par turbinage de l’eau emmagasinée dans les micro- barrages. Pour des exploitations décentralisées, la technologie peut s’avérer coûteuse.

Chacune des filières offre potentiellement des prédispositions pour contribuer de manière sensible à la satisfaction des besoins en eau et en énergie des populations.


Matrice des impacts potentiels de l'utilisation des TER dans la lutte contre la désertification

Filières énergétiques

Technologies Types d’applications

Atouts /désertification

Impacts socio-économiques potentiels

Solaire PV SPV Pompage Eclairage Irrigation Motorisation déssalement

-renforcer les actions de reboisement - Protection des sols -accroissement biomasse énergétique et fourragère.

-intensification de la production agricole - accroissement des revenus - réduction corvée des femmes - amélioration des conditions de santé, d’éducation et d'existence.

Solaire Thermique

Chauffe-eau Cuisinières Séchoirs

Chauffage Cuisson séchage

-substitution au bois et charbon de bois - réduction pression sur couvert végétal

- réduction facture électricité - réduction corvée des femmes - amélioration santé de la femme -conservation des produits agricoles

Eolien éoliennes de pompage aérogénérateur

Pompage Eclairage motorisation

- renforcer les actions de reboisement - assurer la protection des sols

- intensification de la production agricole - accroissement des revenus - réduction corvée des femmes - amélioration des conditions d’existence - développement de l’artisanat

Biomasse Fours et meules Foyers améliorés Gazéificateurs Bio digesteurs Briquettes Cogénération

Chauffage Cuisson Eclairage Pompage motorisation

- réduire la pression sur le couvert végétal -renforcer les actions de reboisement - meilleure utilisation de la ressource - fertilisation des sols

- fertilisation des sols - amélioration des conditions d’existence amélioration des revenues

Micro hydraulique

Eclairage motorisation

- développement artisanal amélioration du cadre de vie.

Dans le cadre de ce rapport, seul la biomasse, le solaire et l’éolien sont traités compte tenu du fait que l’espace de l’UEMOA se caractérise principalement par un climat du type sahel (faible potentiel pour la micro hydraulique ; l’énergie hydraulique à grande échelle ayant été traitée dans le rapport provisoire sur les profils énergie.


2. LA FILIERE BIOMASSE ENERGIE DE l’UEMOA ET DU CAMEROUN

En l’absence de technologie et de savoir faire accessible et viable pour la valorisation de la biomasse énergie, cette filière se résume au bois – énergie dans la sous région.

En effet, la consommation de bois et charbon de bois occupe 60 à 90 % de la consommation totale d’énergie. Les populations dépendent considérablement du bois et du charbon de bois pour les usages cuisson et chauffage. Cette forte pression sur le couvert végétal freine les possibilités de régénération et accélère ainsi le phénomène de désertification et ses corollaires: la pauvreté, les ruptures sociales (les migrations), la dégradation du milieu, etc.

D’après les estimations de la banque mondiale, la consommation de biomasse risque de garder les mêmes proportions à l’horizon 2000 et 2010.

Région 1990 2000 2010

Afrique sub-saharienne 85 83 80

Asie du sud 60 52 43

Asie de l’ Est et Pacifique 33 26 20

Afrique Nord 27 23 19

Amérique Latine- Caraïbe 26 22 19

Sources : estimation de la Banque Mondiale, in Rural Energy and Development, 1996

L’étude de la Banque Mondiale démontre que malgré les programmes énergétiques de substitution (butanisation), la transition à l’usage du gaz s’est finalement traduite par le renforcement de la dualité entre monde rural et le monde urbain : le gaz en milieu urbain et le bois - charbon en milieu rural. Encore, faut il constater que le gaz


est principalement utilisé dans les zones résidentielles des métropoles africaines et que les zones péri urbaines se trouvent presque dans la même dynamique énergétique que le milieu rural.

Ainsi, si les tendances se confirment, les prélèvements de biomasse énergie de même que les pratiques agricoles feront perdurer le cycle vicieux de la désertification avec ces diverses conséquences telles la baisse continue des rendements agricoles et de la production animale, l’accentuation de la migration, l’accroissement de la pauvreté, etc.

A cette préoccupation environnementale relative au bois énergie compromettant le développement économique et social, s’ajoute le faible accès des populations à l’électricité. Le taux d’accès des populations à l’électricité reste parmi les plus faibles au monde. La quasi totalité de la population du continent se trouve ainsi confiner à l’usage des combustibles traditionnels.

Face à ces contraintes, plusieurs experts recommandent le recours aux technologies plus modernes de valorisation de la biomasse pour trois raisons fondamentales : les technologies sont pratiquement bien adaptées aux usages décentralisés; les potentiels mobilisables sont importants et leur exploitation entraîne beaucoup moins d’impacts environnementaux que les énergies fossiles ou nucléaires.

La bioconversion au travers du biogaz dispose d'atouts en ce sens que d’abord le biogaz est utilisé comme combustible de cuisson et ensuite les effluents issus du biodigesteur peuvent servir d’engrais. Ainsi, l’option bioconversion contribue à la lutte contre la désertification sur un double front:

L’utilisation du biogaz permet aux populations en zones rurales de substituer le bois contribuant ainsi à réduire la pression sur le couvert végétal d’une part ;

les effluents issus du biodigesteur peuvent servir de fertilisant au sol contribuant ainsi à la restauration des terres d’autre part.

Au regard de ce qui précède, on s’aperçoit que les énergies renouvelables peuvent jouer un rôle déterminant dans la lutte contre la désertification mais beaucoup plus sur ses aspects de lutte contre la pauvreté.

Cependant, si on se rappelle des caractéristiques principales de la problématique énergétique du continent avec la prédominance de l’usage du bois, on s’aperçoit que malgré le potentiel important qu’elles représentent dans les pays africains et tout l’intérêt qu’on leur porte, les énergies renouvelables ne peuvent, à court terme, se substituer entièrement à toutes les formes d’énergie traditionnelles utilisées.

Au niveau domestique, elles n’offrent des possibilités de substitution que pour certains usages au travers des chauffe- eau, cuisinières solaires et le biogaz.

Ainsi, si on aborde la problématique de la désertification sous son angle physique on s'intéressait davantage aux possibilités réelles de substitution du bois et aux méthodes ou technologies d’utilisation rationnelle de l’énergie.

Le Bénin

Les plantations privées et domaniales, les forêts protégées et classées, les formations végétales naturelles et des jachères anciennes constituent les principales sources d'approvisionnement en bois- énergie. Toutefois, au niveau de la fiabilité des données correspondantes, elle reste encore non représentative car il n'existe


pas dans le pays de structure organisée chargée de la collecte, de l'analyse et de la gestion des données relatives à la filière bois-énergie.

Cependant, le Bénin s'est doté d'un cadre juridique et réglementaire important pour une gestion durable des ressources forestières. Toutefois, il est constaté un manque de rigueur dans l'application des textes législatifs et l'exploitation se fait en dehors de tout cadre légal, sans permis de coupe, utilisation de la tronçonneuse, exploitation frauduleuse et pillage des plantations.

Bien que l'expérience de RPTES au Bénin ait permis de créer une synergie entre tous les acteurs du secteur, elle ne s'est pas accompagnée de programmes conjoints. Les différentes institutions la composant travaillent toujours de manière sectaire.

Le Cameroun

Le Cameroun est un pays potentiellement riche en ressources énergétiques, et plus particulièrement en bois-énergie dont les ménages dépendent étroitement. Le Cameroun n'a toujours pas appliqué de façon suivie et régulière une politique énergétique nationale.

Sur un plan national, la phase-I du Projet Energétique National (PEN-I) a réalisé un certain nombre d'activités consistant à :

mener des enquêtes de consommation d'énergie ; réaliser des prévisions de demande énergétique dans les divers secteurs

(ménage, transport, industrie) ; faire un bilan de consommation d'énergie finale des années 1987-88 et des

bilans prévisionnels à l'horizon 1995/2010 ; réaliser des études d'appui sur la tarification énergétique ; tenir un séminaire national sur l'énergie afin de rédiger un projet de PEN au

Cameroun.

Le bois-énergie reste ainsi l'une des formes d'énergie les plus utilisées par habitant au Cameroun (586 kg/hab).

Les statistiques sur ces produits (bois de feu et charbon de bois) sont ainsi élaborées à partir d'estimations de données recueillies, d'enquêtes sporadiques menées dans certains grands centres urbains du Cameroun (Yaoundé, Douala, Garoua, Maroua) et annoncent des bases d'estimation des consommations suivantes : 0,75 m3/hab/an, ou 1,6 kg/hab/jour, ou 2 stères/hab/an

L'analyse des statistiques nationales du secteur forestier a relevé ce qui suit :

les statistiques obtenues sur le potentiel disponible de bois-énergie ne permettraient pas de répondre aux besoins des utilisateurs ;

la collecte des statistiques n'est pas harmonisée ; l'absence d'une politique globale et d'un suivi régulier ou permanent des

problèmes énergétiques ; la difficulté de la maîtrise des consommations de bois-énergie compte tenu

de la variation de la conjoncture, l'urbanisation et la paupérisation.

La Côte d'Ivoire

Le bilan énergétique de la Côte d'Ivoire établi en 1990 (Plan National de l'Energie, DCGTX) a fait apparaître la prédominance de la biomasse au niveau de la production et de la consommation d'énergie (71 à 73%) surtout par les ménages.


La biomasse naturelle, ainsi que les résidus agro-industriels, constituent le potentiel d'énergie renouvelable le plus important et directement utilisable. La consommation de la biomasse-énergie concerne 85 à 92% de la population. Le bois de chauffe et le charbon de bois (les plus couramment utilisés par la population) sont issus des forêts naturelles, des plantations forestières et agricoles, ce sont des sous-produits de l'exploitation forestière et des résidus de l'industrie de première transformation du bois.

Les sources de données sur la production et la consommation du bois-énergie sont les suivantes :

a) Les Statistiques Agricoles et Forestières du Ministère de l'Agriculture et des Ressources Animales ;

b) La Direction de la Production, des Industries Forestières et du Reboisement pour le compte du Ministère des Eaux et Forêts ;

c) Les statistiques énergétiques et de planification par le Bureau National d'Etudes Techniques et Développement (BNETD) et par le Bureau d'Economie d'Energie (BEE) du Ministère de l'Energie pour la planification des besoins énergétiques ;

d) Les structures de recherche et développement telles que la station de Recherche Technologique du Centre National de Recherches Agronomiques (SRT - CNRA) et la Société de Développement des Forêts (SODEFOR) ;

e) L'Institut National de la Statistique (INS).

Les données statistiques obtenues à partir des différents sources, en dehors des études et des estimations faites par certaines structures, ne prennent en compte que les ressources commercialisées par voie formelle (MINAGRA, DPIFR). Toute la production informelle et l'autoconsommation dans les villes et les zones rurales sont très mal connues. Les statistiques dans ce secteur sont pratiquement inexistantes.

Les principales sources d'approvisionnement en bois- énergie demeurent :

Les forêts naturelles, les savanes boisées et arbustives ; Les plantations agricoles productives et les jachères ; Les plantations forestières.

Les orientations politiques pour la gestion durable des ressources forestières sont déjà définies à travers la politique forestière mise en œuvre. Un Plan Directeur Forestier couvrant la période 1988-2015 a été élaboré et a connu un début de mise en œuvre de 1991 à 1999, perturbé depuis par la crise politique de ce pays.

La nouvelle orientation politique visait à renforcer la participation du secteur privé et des populations rurales à la gestion des ressources naturelles en général et du bois d'œuvre en particulier dans le souci de maintenir le tissu industriel, distribuer des ressources et garantir les emplois.

La Guinée

En Guinée, il est aujourd'hui difficile d'établir une quelconque situation du bois-énergie sans faire recours au rapport « RPTES 1998 », élaboré dans le cadre de l'Examen des Politiques, Stratégie et Programme du Secteur des Energies Traditionnelles.


En se basant sur les résultats des différentes études réalisées depuis 1958, l'on s'aperçoit que la Guinée, historiquement, dispose d'une potentialité forestière importante eu égard à la diversité des formations végétales existantes.

L'ensemble de ses formations couvre 53,60% du territoire national (24.586.000 ha), ajoutées des jachères et savanes arbustives dont le taux de couverture du pays a été estimé à 30,51%. Ces ressources sont réparties essentiellement entre le domaine classé de l'Etat et le domaine non classé, avec respectivement des taux de couverture estimés à 4,6% pour 1.142.183 ha et 85,4% pour 20.999.389 ha. Ces formations représentent l'essentiel de l'offre et constituent la principale source d'approvisionnement en bois-énergie, soit 90% des besoins du pays. Dès lors, on comprend que le bois-énergie consommé en Guinée est produit essentiellement sur la base de l'exploitation des ressources forestières : ramassage ou coupe.

Malgré la place importante qu'occupent les combustibles ligneux (bois et charbon de bois) dans le bilan énergétique du pays, le potentiel reste encore mal connu. L'évaluation du potentiel disponible n'a pas encore fait l'objet d'études exhaustives couvrant les quatre régions naturelles du territoire national.

La production annuelle (qui correspond à la croissance annuelle des formations forestières) de l'ensemble des ressources forestières de la Guinée, était estimée en 1990 entre 21 et 39 millions de m3. Avec un taux d'accessibilité, selon le type de formation compris entre 20 et 50%, la production accessible était 13,3 millions m3.

Cette production de 13,3 millions de m3 accessible de bois-énergie est la dernière enregistrée et correspond à 9 millions de tonnes de bois environ. La Guinée reste encore excédentaire en bois-énergie: l'offre annuelle disponible en bois de feu est de 13,3 millions de m3 et la consommation (demande) est estimée à 9,7 millions de m3.

D'une manière générale, les données sur les paramètres (approvisionnement, commerce, demande et consommation), liés à la gestion du bois-énergie sont d'ordre croissant. Cette croissance confirme une diminution sensible des forêts depuis le début du siècle et un état de dégradation des superficies boisées.

Compte tenu du nombre limité d'interventions dans le secteur du bois-énergie et le manque d'informations précises sur le sujet, aussi bien pour l'offre en bois-énergie que pour la demande, le Gouvernement Guinéen a engagé, en rapport avec la Banque Mondiale, de nouvelles politiques et stratégies qui s'articulent autour des éléments définis dans le cadre de l'examen des politiques, stratégies et programmes du secteur des énergies traditionnelles (RPTES).

La Guinée-Bissau

Les principaux facteurs déterminant la structure de la consommation de bois-énergie en Guinée-Bissau est la dotation en ressources forestières et les modes d'exploitation qui les caractérisent. En milieu rural, le bois de feu constitue quasiment la seule source d'énergie domestique pour environ 90% tandis qu'en ville, principalement dans l'agglomération de Bissau, le charbon de bois les supplante.

Globalement, les données chiffrées sont issues d'approches méthodologiques dissemblables et sont donc difficilement comparables, par exemple les types de formations végétales ne permettent pas de positionner les variations dans l'espace par sites, régions, ou par provinces.

Le bois de chauffage et le charbon de bois distribué dans les grandes villes ont essentiellement une origine forestière. Selon le type de produit, il existe plusieurs


circuits de distribution faisant intervenir de nombreux intermédiaires que l'on peut rencontrer avant le consommateur final. Cependant, certains consommateurs comme les ménages ruraux (70% de la population est rurale) se ravitaillent directement en forêt et intégrent dans ce cas la filière d'auto-approvisionnement.

Le bois de feu est de loin le combustible dominant avec une demande qui dépasse probablement maintenant les 550.000 tonnes par an. Ensuite vient le charbon, combustible largement utilisé dans la capitale Bissau et qui entraîne un prélèvement de bois important estimé à 137.000 tonnes par an.

Les principales évaluations de la ressource forestière ont estimé à plus de 2 millions d'hectares les superficies couvertes par les forêts naturelles et savanes, soit 56% du territoire national.

L'approvisionnement des agglomérations en Guinée-Bissau reste marqué par l'existence d'un auto- approvisionnement urbain qui caractérise les filières des grandes et petites villes où la professionnalisation du commerce bois-énergie est encore récente et en cours de développement. Alors que les zones rurales et villes de l'intérieur connaissent un modèle de consommation énergétique différent basé sur le bois de chauffe, on remarque que la consommation du charbon de bois à Bissau prend des dimensions de plus en plus grandes.

Cette situation est à l'origine d'un ralentissement de l'approvisionnement vers les centres urbains et pour ce qui concerne Bissau, et compte tenu des méthodes traditionnelles de carbonisation peu productives et mal maîtrisées, un impact important sur la récolte forestière correspondante mais aussi en provenance des mangroves.

De ce constat, on déduit une consommation de bois de chauffe se situant entre 1,7 et 2 kg/personne/ jour, soit annuellement 465 à 550.000 tonnes de bois pour l'approvisionnement des 750.000 ruraux.

En Guinée-Bissau, les principales sources d'approvisionnement en bois-énergie sont les forêts naturelles qui contribuent quasiment la seule source d'énergie domestique pour environ 90% à satisfaire la demande.

Malgré l'existence de la proposition d'organisation des filières (bois de feu et charbon de bois) à la disposition du Gouvernement, le PAFT (Plan d'Action Forestier Tropical), Plan Directeur Forestier, etc, le dispositif réglementaire et fiscal efficace sur les combustibles ligneux n'est pas applicable.

Les contraintes principales à la planification du secteur bois-énergie, conformément à la gestion durable de ressources, sont :

Manque de données statistiques actualisées au niveau de la demande et au niveau de l'offre ;

Manque de contrôle et suivi institutionnel.

Le Mali

La superficie totale des formations ligneuses estimée à près de 33 millions d'hectares avec un volume sur pied d'environ 516 millions de m3 et une productivité pondérée sur l'ensemble du pays de près de 0.86m3/ha/an.

Au Mali, la quasi totalité du bois-énergie consommé en milieu rural comme urbain provient des forêts naturelles. Cependant des plantations privées concourent à


l'approvisionnement de certaines unités industrielles telles que les tabacs et allumettes, les sucreries, les céramiques, etc.

Le domaine classé de l'Etat contribue également à l'approvisionnement des populations mais dans les conditions d'une gestion organisée. Les informations sur la contribution des forêts classées exploitées sont éparses et ne sont pas stockées en un seul endroit, mais disponibles au niveau des structures en charge de ces forêts. Quant à la contribution des formations privées l'information n'est pas disponible.

La politique de l'énergie du Gouvernement du Mali vise à permettre l'utilisation rationnelle de toutes les formes d'énergies (traditionnelles et modernes) susceptibles de favoriser le développement humain, économique et industriel, et l'amélioration des conditions d'accès aux énergies modernes des populations en particulier, les populations les plus démunies - à moindre coût, dans une perspective à long terme.

Un des axes principaux de cette politique est la sauvegarde des ressources forestières, notamment le bois-énergie, par une exploitation soutenable au profit des populations rurales.

La Mauritanie

La Mauritanie couvre une superficie de 1.030.700 km2 aux deux tiers désertiques. Le couvert végétal constitué de formations ligneuses arborées et arbustives à dominance Acacias est par endroits maigre et épars. La superficie que couvrent les ressources forestières avoisine environ 4.387.000 ha dont 3.500.000 ha de massifs forestiers accessibles qui font l'objet d'une surexploitation forestière pour la satisfaction des besoins en bois et de son dérivé, le charbon de bois.

Les statistiques en bois-énergie sont peu connues et souvent contradictoires. Le matériel cartographique est assez rare et généralement ancien. Les derniers inventaires forestiers remontent aux années 1980.

Les principales sources d'approvisionnement en bois-énergie sont pour la Mauritanie le bois mort des forêts classées et quelques massifs forestiers denses éparpillés dans les régions Est du territoire national.

Les principales sources de données d'approvisionnement en bois-énergie proviennent de trois institutions nationales : les Directions de l'Environnement et de l'Aménagement Rural, de l'Energie et des Douanes (importations). Toutefois, les ressources forestières restent mal connues en l'absence d'inventaires du couvert végétal de l'ensemble.

Sur le plan réglementaire et législatif, plusieurs lois ont été promulguées et adoptées. Toutefois plusieurs lacunes ont été identifiées notamment au niveau de leurs applications.

Cette situation en Mauritanie est encore marquée par l'absence d'une structure institutionnelle spécialement chargée du pilotage du secteur de l'énergie domestique. Une coordination informelle existe, regroupant plusieurs départements dans l'optique de la mise en œuvre d'une cellule ou unité d'énergie domestique. Les contraintes principales à la planification du secteur bois-énergie semblent être :

L'absence de données fiables sur le secteur ;


L'absence de concertations et de coordination entre les différents partenaires concernés par le secteur ;

Le manque de sensibilisation des décideurs au plus haut niveau ; Les difficultés à mobiliser des fonds importants pour des programmes

d'envergure.

Le Niger

Les principales sources de collecte d'informations en matière de demande en bois-énergie sont essentiellement les services de l'Etat à travers la Direction de l'Environnement, le Service des Peuplements Naturels et d'Appui à la Gestion des Terroirs, et la Direction de l'Energie.

Plusieurs enquêtes de consommation de bois-énergie ont été réalisées au Niger sur financement extérieur. Ces différentes enquêtes ont démontré que la demande de bois de feu est fonction de plusieurs paramètres, parmi lesquels le milieu (rural ou urbain) et la taille de l'agglomération.

La demande totale du pays en bois-énergie pouvait donc être estimée à plus de 2.300.000 tonnes pour les grands et moyens centres urbains cumulés, soit respectivement 78% et 22%, cette demande croissant sensiblement au même rythme que la population.

La demande nationale en bois-énergie serait, à l'horizon 2010, de l'ordre de 4,200 millions de tonnes, ce qui est énorme en comparaison avec le capital forestier du pays et à sa capacité d'accroissement.

La proportion des quantités consommées dans les villes par rapport à la consommation totale augmente dans le temps. Mais, vu la prépondérance actuelle de la consommation rurale (78%), le faible revenu des ménages et le renchérissement des produits de substitution, il paraît très difficile d'envisager à court, ou même à moyen terme, de se passer de cette ressource énergétique. Le bois- énergie restera donc, pour longtemps encore, la principale source d'énergie des ménages nigériens.

Au Niger, les principales sources d'approvisionnement en bois-énergie sont les forêts naturelles. Les plantations ne représentent qu'une très fine partie en terme d'exploitation en bois de chauffe.

Sur le plan socio-économique, on observe un réel transfert de la gestion des forêts naturelles aux ruraux. Des relations de cause à effet sont établies entre l'état de pauvreté des populations et la dégradation de l'environnement. Ce qui revient à valoriser l'arbre sur pied et les forêts en milieu rural, en créant un intérêt pour les ruraux autour de la ressource forestière (création de revenus monétaires).

Au niveau de la politique au Niger, elle se résume par la Stratégie Energie Domestique et ses quatre (4) piliers en ce qui concerne l'offre en bois-énergie :

Schéma Directeur d'Approvisionnement en bois-énergie ; Mise en place d'un système d'exploitation contrôlé à travers les marchés ruraux

de bois-énergie ; Réforme législative et réglementaire : révision et adoption du code forestier ; Contrôle et suivi administratif du système d'exploitation.


Le Sénégal

L'analyse de l'état actuel du système d'information sur le sous-secteur des énergies traditionnelles au Sénégal montre que l'une de ses principales faiblesses est indéniablement le manque de statistiques complètes et régulières sur les combustibles ligneux. Et quand bien même ces données existent, elles sont dispersées et souvent contradictoires selon les sources, mettant du coup en cause leur fiabilité.

Les défaillances du système rendent complexes l'exercice de la planification. En effet, la prise de décisions et l'évaluation de la politique mise en œuvre ainsi que la cohérence des différentes actions menées nécessitent la mise en place d'un système d'information intégré et hiérarchisé.

Des dispositions d'ordre institutionnel furent prises pour favoriser un meilleur suivi et une meilleure coordination des actions des nombreux intervenants aux divers segments de la filière bois-énergie.

La politique du Sénégal dans le domaine des combustibles domestiques est pilotée par la Direction de l'Energie et la Direction des Eaux et Forêts. De par son caractère multisectoriel, plusieurs autres structures interviennent dans le domaine et, de ce fait, produisent des informations utiles à la planification du sous-secteur.

La planification du sous-secteur des combustibles domestiques requiert la disponibilité régulière de données relatives à l'offre (ressources et réserves), à la demande (approvisionnement, consommation, prix) et au contexte macro-économique (population, balance commerciale).

Il existe beaucoup d'incertitudes dans la connaissance de la demande réelle en combustibles ligneux des ménages sénégalais. L'origine de ces disparités réside, d'une part dans la non maîtrise du circuit frauduleux de l'exploitation forestière, et d'autre part aux méthodologies non uniformisées de réalisation des enquêtes.

La collecte et la circulation de l'information relative à l'approvisionnement et à la consommation de combustibles domestiques est confrontée à quelques difficultés qui compromettent souvent la fiabilité des données.

Une planification efficace du secteur des énergies domestiques pour pouvoir maîtriser les politiques et stratégies mises en œuvre exige la disponibilité de données fiables. Mais pour y parvenir, il faudra nécessairement développer des synergies institutionnelles en vue d'harmoniser les méthodes de collecte et d'exploitation des données et sans omettre de systématiser la collecte ; ce que tente de réaliser le PROGEDE.

Le Tchad

Le Tchad est un vaste pays d'une superficie de 1.284.000 km². La population, estimée à 7.900.000 en 1999, vit à 80% en milieu rural.

La principale source des données de consommation en bois-énergie est l'œuvre du programme conjoint PNUD/Banque mondiale d'assistance à la gestion du secteur énergétique. Au Tchad, la principale source d'approvisionnement en bois-énergie est la formation ligneuse naturelle. Selon les textes en vigueur, le domaine forestier appartient à l'Etat. Mais en fait, le régime foncier est plus compliqué du fait de la coexistence des lois officielles et des droits islamiques et coutumier. Les forêts privées (arbres plantés par des particuliers sur leur propre terrain), estimées à


20.000 hectares, restent très modeste quant à leur contribution à l'approvisionnement en bois-énergie.

Les principales sources des données d'approvisionnement en bois-énergie sont :

Le Ministère de l'Environnement et de l'Eau et le Ministère des Mines et de l'Energie ;

Les organismes internationaux ; Les ONG ; Les rapports des consultants ; CTFT/CIRAD ; etc.

Plusieurs facteurs limitent la fiabilité de l'évaluation des ressources actuelles :

l'absence d'enquêtes au sol pour évaluer le volume sur pied ; l'insuffisance de la corrélation entre les données sur les ressources forestières

et la répartition géographique de la population et les préférences en matière d'utilisation de combustibles ; et

les estimations de la production généralement fondées sur la moyenne des approximations régionales.

Les principales contraintes à la planification du secteur bois-énergie, conformément à la gestion durable des ressources, sont technico-institutionnelles et matérielles. Pour gérer efficacement les ressources forestières, il est nécessaire de disposer des cadres compétents en nombre dans les domaines requis.

Le Togo

Au Togo il n'existe pas une structure créée par les textes chargée de la collecte, du traitement et de la diffusion des statistiques forestières. En 1996 pour remédier à cette situation, le Togo a mis en place un comité inter-services chargé de la collecte des informations forestières.

La surface totale de forêts naturelles est estimée à 1 443 200 ha en 1995 avec un taux de dégradation moyen annuel de 3,5%, soit une estimation en 1999 d'une superficie de 1 207 712 ha. La superficie des aires protégées non occupées couvrent environ 445 300 ha. Les aires de production sont évaluées à 762 412 ha avec un potentiel en ressources d'environ 3,55 millions de m3/an dont 3,05 millions susceptibles d'être affectées aux besoins énergétiques. La surface totale plantée entre 1908 et 1996 est de 34 734 ha. Il ressort également que ces forêts, ayant en général un accroissement annuel de 15 m3 , leur productivité annuelle est de 174 218 m3. En conclusion, le volume de bois exploitable annuellement pour les énergies est de l'ordre de 3 374 218 m3.

Le Togo n'importe pas d'énergie d'origine ligneuse et une productivité d'environ 3 374 218 m3 pour les forêts togolaises est établie. Un excédent de 60 268 m3 /an, soit 1,7%, a été établi pour les énergies d'origine ligneuse. La pénurie en bois est à la porte du Togo. En fait, certaines régions, comme la zone maritime et le pays kabyè, aux fortes densités de populations, connaissent déjà cette pénurie et sont obligées d'importer du bois d'autres régions, ou d'utiliser des déchets agricoles comme substituts.

Au niveau cadre législatif, le Togo est caractérisé par l'absence d'un cadre d'orientation stratégique, l'inexistence d'un cadre institutionnel formel, un cadre législatif et réglementaire désuet, un mode d'appropriation de la terre peu favorable au développement et à la gestion durable des ressources forestières.


3 LA FILIERE DE L’ENERGIE SOLAIRE

Les pays de l’UEMOA et le Cameroun sont bien exposés au soleil, mais la technologie est généralement encore trop onéreuse pour être appliquée à grande échelle. Sur l’ensemble du continent, le Maroc mène la danse avec 3 MWe de capacité installée, suivi par l'Egypte avec 2MWe et le Sénégal et l'Afrique du Sud avec environ 1MWe chacun. Les panneaux PV commencent à apporter une solution dans les zones les plus éloignées où ils peuvent constituer une solution moins onéreuse que des options comme le diesel

Carte de l’ensoleillement moyen (kWh/m2/j)

Source : http://www.southwestpv.com/Catalog/PDF/solo9.pdf

L’utilisation de l’énergie solaire semble bien adaptée au contexte de ces pays. En effet, la ressource solaire, abondante et de qualité, est disponible sur la majeure partie de ces territoires. De plus, les équipements de base (modules photovoltaïques) sont disponibles auprès de distributeurs locaux

Les premières expériences de diffusion dans la sous région datent des années 1970 mais la pénétration s'est véritablement opérée à partir des années 1980, sous l'impulsion de projets nationaux et de programmes d'envergure sous-régionale. Parmi les programmes les plus importants mis en œuvre, on peut citer :

le Programmes Spécial Energie (GTZ) conduit dans plusieurs pays de la Sous-région (Mali, Burkina, République de Guinée, Niger et Sénégal). Ce programme ambitieux vise un meilleur approvisionnement local et/ou national en énergie. Il couvre entre autres, les volets systèmes photovoltaïques (dans tous les pays), micro-hydraulique (Guinée) et digesteurs à boiras (Mali, Burkina, Niger).

le Programme Régional solaire (PRS) qui s'inscrit dans le cadre de la coopération régionale entre l’UE et les pays d'Afrique de l'Ouest (accords de Lomé III). Ce


programme vise à promouvoir l’utilisation de l’énergie solaire PV pour le pompage de l’eau dans les neuf pays du CILSS.

• Depuis les années 2000, les politiques d’électrifications rurales supportées financièrement par la Banque Mondiale et le BAD au Sénégal, l’Union Européenne au Mali et Burkina ont permis une vulgarisation rapide des panneaux solaires dans le monde rural.

• Les programmes de portée sous-régionale sont complétés par des programmes et de moindre envergure et des projets nationaux dans divers domaines tels que le photovoltaïque, les chauffes eau et séchoirs solaires et hydroélectricité. Pour ne citer que quelques exemples: au Mali (Mali Aqua Viva pour le pompage, le projet italo-malien pour les équipements photovoltaïques, etc.), Sénégal (Projet Sénégalo-nippon pour l'electrification , le pompage et le dessalement), Mauritanie (le projet Alizé de pompage), au Niger (chauffe eau solaire) etc.


4. L’ENERGIE EOLIENNE


4.1 LE POTENTIEL EOLIEN

En dépit des ressources éoliennes considérables en Afrique, l’industrie éolienne est encore inexistante. Selon une étude de la Banque Africaine de Développement de 2004, 20% du potentiel mondial de l’énergie éolienne se trouve en Afrique. Les ressources de la planète en énergie éolienne sont estimées à un total de 53,000 TWh par l’étude de la Banque Africaine de Développement, la distribution géographique laisse entrevoir une deuxième place pour le continent Africain, juste derrière l’Amérique du Nord et bien avant l’Europe. Distribution géographique du potentiel éolien Région géographique Potentiel TWh Amérique du Nord 14,000 Afrique 10,600 La Russie et l’Europe de l’Est 10,600 L’Amérique Latine 5,400 Europe 4,800 Asie 4,600 Australie 3,000

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

TWh

continents

Amerique du Nord

Afrique

La Russie et l’Europe de l’Est

L’Amérique Latine

Europe

Asie

Australie

Données reconstituées à partir de l’étude commanditée par la BAD en 2003-2004

Par conséquent, la grande diversité du relief et l’influence des courants maritimes sur le continent africain contredise l’idée suivant la quelle plus on se rapproche de l’équateur, moins le potentiel éolien est bon. Cependant, ce potentiel n’est pas encore exploité. En 2002, seul 148 MW ont été installé sur le continent, ce qui représente 0,5 % de la puissance installée sur la planète.

4.2 L’ETAT DES LIEUX DANS L’UEMOA

Au niveau du potentiel éolien, l’espace géographique de l’UEMOA est bien desservie. En effet la frange côtière entre le Nord de la Mauritanie et les Iles du Cap Vert


regorgent des « plus beaux sites » pour le développement de l’éolien avec des moyennes mesurées dépassent les 7 à 8 m/s à 20 mètres par endroit.

La distribution des ressources peut caractérisée de la manière suivante : Pays à fort potentiel : le Cap Vert et la Mauritanie avec des sites de première

classe. L’ensemble de l’énergie électrique nécessaire pour le développement de ces deux pays pourrait provenir de centrales éoliennes. De plus, ces pays pourraient tirer de cette ressource l’énergie nécessaire pour atténuer le climat sec et désertique par le dessalement de l’eau de mer pour les besoins humains et le développement agricole. La Mauritanie seraient à même de devenir un exportateur d’énergie électrique dans la sous région en faisant un emploi rationnelle de ses ressources.

Pays à bon potentiel pour la grande éolienne. Il s’agit de sites pouvant faire

l’exploitation de centrale éolienne pour la production commerciale (de réseau) avec des moyennes de vent entre 5 et 6 m/s. Au delà de la Mauritanie et du Cap Vert, il s’agit :

a. de la Grande Cote du Sénégal (entre Saint Louis et Dakar) avec des moyennes supérieures à 5m/s a 10 mètres.

b. le nord du Mali ou le Gouvernement Malien et la GTZ développe un projet

d’électrification de la ville de GAO c. Quelques sites non encore exploités au Niger mais reconnus comme porteurs.

Pays à bon potentiel pour la petite éolienne de pompage et d’électrification

décentralisée. L’ensemble de la bande du Sahel serait éligible pour ce type d’installation.

4.3 BARRIERES ENTRAVANT LE DEVELOPPEMENT DE LA FILIERE

Bien que la technologie éolienne ait connu un essor technique et commercial exceptionnel au cours des dernières années dans le monde, il subsiste un bon nombre d’obstacles entravant son plein développement. Ces barrières sont résumées ci-après en quatre catégories. Les barrières législatives et réglementaires :

Absence d’un cadre permettant la participation du secteur privé dans la production de l’énergie ;

Absence d’un cadre encourageant le développement de la production d’électricité d’origine éolienne.

Les barrières économiques et financières :

Surcoût élevé de l’énergie éolienne; Conditions d’investissement exigeantes.

Les barrières techniques :

Méconnaissance du gisement éolien; Méconnaissance des caractéristiques du réseau électrique; Absence de portfolio de projets éoliens.


Les barrières causées par le manque de formation et d’information :

Méconnaissance de l’énergie éolienne; Manque de personnel qualifié; Manque d’expérience de marchés IPP; Manque de coordination et d’échange d’expérience à l’échelle régionale et

continentale. 4.4 RECOMMENDATION POUR LE DEVELOPPEMENT DE LA FILIERE EOLIENNE 4.4.1 Cadre réglementaire

Les principales contraintes à lever concernent: (i) le coût de l’énergie éolienne, un peu plus cher par rapport au kWh

conventionnel thermique ; (ii) la variabilité de la ressource par rapport aux contraintes de livraison en

cas de production pour le réseau ; (iii) la technologie qui est peu connue des financiers et (iv) l’inadaptation des structures institutionnelles et administratives à la prise

en compte de l’éolien. Un plan d’action sous régional pourrait être développé au tour des axes suivants : • Elaboration d’un code des énergies renouvelables ; dans le cas de l’éolien,

des mesures réglementaires, incitatives et fiscales seront indispensables. • Définition d’une politique pour le développement éolien : exploration du

gisement, prévision de capacités à installer • Etude prospective des besoins nationaux : électricité, dessalement,

agriculture, usages industriels • Définition d’un schéma d’intégration de l’éolien dans l’organisation actuelle de

production et de distribution d’énergie. • Définition d’un schéma de libéralisation du marché, obligation de rachat de la

production en prenant en compte la gestion des coûts additionnels de l’éolien.

• Définir un plan d’action d’une politique d’électrification rurale décentralisée par voie éolienne hybride.

• Réaliser une évaluation des opportunités de financement de l’éolien offertes par le commerce vert et l’intégration des engagements internationaux en matière de changement climatiques ; notamment le Mécanisme de Développement Propre issue du Protocole de Kyoto.

4.4.2 Meilleure connaissance de la ressource

Les principales contraintes à lever concernent : « Aboutir à une meilleure connaissance des gisements et des besoins afin de donner aux investisseurs publics et privés les données pouvant justifier la mise en œuvre de projet éoliens ».

Plan d’action préconisé : • Identifier des sites pour implanter des mâts de mesure de vent • Implanter des stations de mesures de vents par pays avec des mesures

systématiques sur 30, 50 et 60 mètres • Acquisition et analyse de l’information météorologique


• Etablissement ou achats de carte topographiques pour la définition et d’atlas éoliens précis et détaillé

• Prospecter les sites en zone d’intérêts pour identifier l’emplacement de projets • Caractérisation des sites potentiel par type de projet : distribué, hors réseau ou

éolien pour la production sur réseau • Définition des contraintes environnementales par site

4.4.3 Initiation d'un pole industriel en petit éolien

Un transfert de technologie basé sur la notion de services énergétiques décentralisés au delà de la nécessité de fabrication de turbines éoliennes, ou aérogénérateurs au niveau local est nécessaire. Il s’agit de créer des conditions saines pour les utilisateurs d’accéder à des services complets et adaptés. Au delà des centrales éoliennes, il faudrait développer une politique de maîtrise des composants périphériques, en partie électrique mais surtout des applications sur l’eau, l’éclairage et les activités génératrices de revenu afin de répondre aux besoins des populations. Le transfert de technologie proprement dit pourrait concerner : • Production locale de turbine éolienne basée sur des composants standards,

éprouvés et "tropicalisée". • Simplification maximale des composants électriques et électroniques,

standardisation, facilité de remplacement. • Adaptation des tours et systèmes de montage, d'inspection et d'affaissement des

éoliennes. • Maintenance réduite au minimum, disponibilité de pièces de rechange. • Suivi permanent à distance des centrales par systèmes télémétriques de pointe

mais adaptés au contexte Africain. Les objets et connaissances qui font partie du transfert de technologie portent sur les composants suivants: • Les turbines éoliennes et la réalisation locale des pales. • La conception et fabrication de tours et systèmes de levage. • Les tableaux de contrôle et de régulation. • L'alimentation ou la création de réseaux électriques et charges adaptés au

contexte éolien • L'assemblage de composants et l'entretien des systèmes. • Le couplage éolien/solaire ou éolien / toute autre source. • Les technologies et outils de surveillance à distance. • La conception d'installations complètes et la gestion de projets d'énergie

éolienne.


PISE 2005 - Rencontre Sectorielle ACP /EU pour La Promotion du Partenariat

Interentreprises et des Investissements dans le Secteur de l’Énergie

VOLET 4 : CONCLUSIONS ET RECOMMENDATIONS SUR L’ETUDE DES PROFILES ENERGIE ET LE POTENTIEL DES ENERGIES RENOUVEALBES DANS L’ESPACE UEMOA ET DU CAMEROUN

Présenté par

J2CM GESTION 90 Rue du Commerce 75015, Paris , France

7 Mars 2005


1 CONTRAINTES AUX DEVELOPPEMENT DES ENERGIES RENOUVELABLES

Les contraintes et obstacles auxquels la diffusion des énergies renouvelables fait face, ne diffèrent pas fondamentalement selon les pays de l’espace UEMOA et du Cameroun. Les plus importants ont trait à :

L’absence d’affirmation d’une volonté politique dans la plupart des pays. Au manque de structures qualifiées à tous les stades des filières et des projets s’ajoute l’inexistence de politique cohérente de diffusion des TER (technologie Energie Renouvelables). Dans la plupart des pays, la diffusion des TER s’inscrit dans des logiques de projet de démonstration. Ce qui n’est pas de nature à favoriser le développement d’une politique cohérente centrée sur les énergies alternatives.

le manque d’information sur les avantages des technologies énergies renouvelables.

l'inadéquation entre le coût d’acquisition de certaines technologies et le niveau bas des revenus surtout en milieu rural en l’absence de mécanisme de financement approprié.

le manque de mécanisme national de financement de la diffusion des TER la faible implication des opérateurs privés le manque d’expertise locale pour assurer les opérations de service après vente. la forte dépendance des projets de l’extérieur la multiplicité des acteurs sans mécanisme de coordination nationale et de

harmonisation des actions.

2 UN SECTEUR PRIVE EMBRYONNAIRE

Les énergies renouvelables restent une exclusivité des institutions publiques et des ONG. Ce sont souvent les structures étatiques qui assurent la conduite des projets d’énergie renouvelables, de la conception à la diffusion des produits. Le manque de connaissance du marché suite à la faible implication des acteurs potentiels explique le faible taux de pénétration même si le produit proposé est susceptible de répondre à un besoin réel. Les différents acteurs travaillent de manière cloisonnée. Ainsi, depuis les années 70, pour la plupart des cas, les programmes initiés au niveau de la biomasse, du solaire et l’éolienne sont des programmes publiques ou des ONG ou aucun rôle n’est dévolu au secteur privé local. Les principaux bailleurs de ces programmes ayant plutôt favorisés l’exportation de produits prêts à l’emploi plutôt que de susciter un assemblage local.

A l’heure actuelle, à l’exception du gaz butane, le secteur des énergies renouvelables est toujours enfermé dans un système de production, de distribution et de maintenance dominés par les institutions publiques et les ONG malgré la présence d’une multitude d’entreprises du secteur informelle.

Le Gaz Butane

L’activité d’embouteillage et de distribution du LGP est particulièrement dynamique au Sénégal, Mauritanie, Cote d’Ivoire et Cameroun et commence à prendre pied au Mali, Burkina Faso et Niger. Le marché est dominé par les grandes multinationales mais on note une émergence de compagnies locales comme Touba Gaz et ELTON au Sénégal et SODIGAZ au Mali. Face à l’urbanisation grandissante et le besoin de confort ménagers de la classe moyenne naissante, cette activité possède encore de grands champs de progrès.


Le Bois Energie

La production et distribution du bois énergie repose principalement sur des milliers de petits exploitants artisanaux malgré quelques tentatives de regrouper ces acteurs en association afin d’améliorer les performances financières, logistiques et environnementales de ces exploitants. Ces tentatives ont eu peu pour l’instant peu d’effet car l’informel et l’imprévisible reste le mode d’emploi dans la filière sur l’ensemble de la sous region.

Les quelques tentatives d’industrialisation de la production et de la distribution (au Sénégal notamment) pour améliorer la qualité et les réduire les coûts de production ont échoués.

Le Solaire

Le solaire se limite principalement à l’importation de panneaux solaires et produits accessoires. Les grandes compagnies pétroliers, principalement Shell, Total et Mobil se partagent le marché des projets en mobilisant l’aide Internationale (EU principalement) sur les grands projets d’électrification rurales. Les exemples typiques sont le projet ALTESERA ou l’UE et l’Espagne financent l’exportation de panneaux solaires Espagnoles pour l’électrification de la Région de Factick au Sénégal ; le programme ACCESS (EDF - NUON ) au Mali ; etc….

D’autre part, des centaines de distributeurs informels existent dans les milieux peri-urbains de la sous région. Il s’agit souvent de boutiques de quincailleries et d’ateliers de production métallique.

Un manque criard d’opérateurs privés locaux de taille conséquente est à déplorer.

L’énergie éolienne

A l’image du solaire, le secteur privé est absent dans le développement de programmes et de projet dans la filière, dominée par les associations et ONG de développement. Ainsi, plusieurs artisans ont été formés dans la production d’éolienne de pompage mais avec un impact minimal dans la mesure ou la demande locale ne suit pas. Le coût de production élevé et de la faible qualité sont évoqués comme principaux facteurs de blocage.

Cependant un espoir nouveau est permis au niveau de la grande éolienne avec l’instauration d’un dialogue secteur public – privé progressif pour le développement de parc éolien. C’est ainsi que la Région de Saint du Sénégal s’est associés avec des groupes privés pour le développement d’un parc éoliens de 15 MW. De même, le projet TERNA (GTZ) de GAO (Mali) recherche activement des investisseurs privés à qui la gestion de la production sera transférée.


Conclusion préliminaire sur la filière des énergies renouvelables

La biomasse énergie est réduite à la filière bois énergie malgré les efforts des états d’introduire les technologies de gazéification et la récupération de l’éthanol comme énergie de cuisson (projet Gel fuel de la RPTES).

La sous filière bois énergie est du ressort du secteur informel, les tentatives de rationalisation et de modernisation ayant jusqu’à présent donnés peu de résultats.

L’action des ONG et du secteur public dans le domaine de l’énergie éolienne et solaire avait plutôt revêtu un sens démonstratif voire de biens d’équipements. Les cimetières de centaines d’éoliennes de pompage voire de milliers de panneaux solaires vandalisés qui parsèment les territoires de l’UEMOA témoignent de ce gâchis. Certains experts argumentent que l’implication du secteur privé ou la privatisation de ces projets avec obligation de résultats aurait pu renforcer le sens de l’entreprenariat dans le domaine des énergies renouvelables et de limiter les gâchis.

L’analyse des filières des énergies renouvelables révèle une absence notoire du secteur privé. Très peu d’entreprises viables sont présents sur ces marchés au delà du LPG. L’absence d’investissement pour développer une industrie d’assemble locale de systèmes énergétiques (éoliens, équipements solaires et valorisation de la biomasse) réduit cette activité à l’importation de biens d’équipement au fils des projets de coopération.

Ces entreprises d’importation et de représentation ainsi que la multitude de micro entreprise spécialisée sur le solaire, la charbon de bois et l’éoliennes de pompage sont peu attractifs pour les objectifs de la rencontre de partenariat sectorielle prévue par le projet PISE 2005.

Ces entreprises ne répondent pas par ailleurs aux critères d’éligibilité du ProInvest (principal bailleurs du programme PISE 2005) en terme de chiffre d’affaires et plan d’investissement, respectivement € 250.000 et € 80.000, pour pouvoir participer à la rencontre prévue.

Ces entreprises, informelles pour la plupart des cas, sont peu attractives pour les entreprises Européennes en terme de partenariat commerciales, techniques et financières. Les activités générées par ces micro- entreprises ne peuvent pas encore justifier l’intérêt des entreprises européennes recherchées dans le cadre du projet PISE.

Ratisser au large pour stimuler la participation des entreprises

Dans le but de susciter le nombre souhaité de partenariat d’affaire entre entreprises Africaines et Européenne dans le cadre du PISE 2005, il s’avère nécessaire de présenter des projets qui peuvent qui attirer l’attention des entreprises Européenne mais aussi convenir aux exigences du bailleur (ProInvest). Pour cela, les enseignements suivants peuvent être pris en considération.

La filière des énergies renouvelables n’est pas des plus attractifs pour le secteur privé dans le contexte actuel du marché de l’énergie en Afrique de l’Ouest. Elle reste tributaire des politiques nationales et de l’aide internationale pour les grands projets. Le reste est un marché niche déjà fortement occupé par des milliers d’artisans et de revendeurs.

Les coûts additionnels nécessaires au développement de projet d’énergie renouvelable de tailles attractives constituent de sérieuses barrières en l’absence de subvention ou du commerce vert (MDP). La faisabilité économique de tels investissements privés reste dès lors questionnable.

L’UEMOA et le Cameroun ne sont pas encore outillés au point de vue institutionnel, légal et commercial pour attirer les investisseurs privés dans les grands projets d’énergies renouvelables.

En revanche, le développement d’unité d’assemblage locale de matériel d’énergie renouvelable peut répondre à l’intérêt de l’industrie Européenne.


Enfin, la forme la plus commode et maîtrisée reste l’énergie électrique conventionnelle. A ce niveau, les opportunités de partenariat sont réellement présentes grâce aux politiques d’intégration et d’interconnexion au niveau de la CEDEAO et de l’UEMOA.

Depuis octobre 2000, 14 Etats membres de la Communauté économique des Etats de l'Afrique de l'Ouest (CEDEAO) ont décidé d'un commun accord de lancer un projet visant à accroître l'offre d'électricité dans la région. Au terme de l'accord de mise en commun des ressources énergétiques en Afrique de l'Ouest, les pays espèrent mettre en place des sites de production énergétique et assurer l'interconnexion de leurs réseaux électriques respectifs. Selon l'accord, les travaux seront effectués en deux phases. La première concerne les pays déjà connectés, notamment le Nigeria, le Bénin, le Burkina Faso, la Côte d'Ivoire, le Ghana, le Niger et le Togo. La seconde concerne les pays non encore connectés, à savoir la Gambie, la Guinée, la Guinée-Bissau, le Libéria, le Mali, le Sénégal et la Sierra Leone. Ces pays s'emploieront à harmoniser leurs réglementations régissant le secteur de l'électricité.

Selon les estimations de la CEDEAO, 5 600 kilomètres de lignes électriques reliant les réseaux nationaux seront construites. Il faudra environ 11,8 milliards de dollars pour installer les nouvelles lignes nécessaires et construire de nouvelles centrales hydro, thermiques et a gaz. Ces infrastructures devraient doter la sous-région de la CEDEAO d'une puissance installée de 10 000 mégawatts (MW). Le développement de grandes centrales éoliennes pourraient être intégrée dans ce politique commune avec l’appui de la Banque Africaine de Développement.

Il semble opportun de mettre les moyens nécessaires sur ces projets à caractère sous régionale de manière à attirer un secteur privé Européen de premier choix pour la rencontre prévue par le PISE 2005.


PISE 2005

Rencontre Sectorielle ACP /EU pour La Promotion du Partenariat Interentreprises et des Investissements dans le Secteur de l’Énergie

VOLET 5 : PROFILS DES GRANDS PROJETS D’INTERCONNECTION DE LA SOUS REGION DANS LE SECTEUR DE

L’ENERGIE

Draft ≠1

7 février 2005


FICHE N° 1

INTERCONNEXION SAKETE (BENIN) – IKEJA WEST (NIGERIA)

DESCRIPTION 70 km de ligne d’interconnexion 330 kV entre Sakété (Bénin) – Ikeja West

(Nigeria) dont 16 km au Nigeria ; Extension du poste d’Ikéja West avec l’installation d’une réactance de 75 MVAR ; Construction d’un nouveau poste 330/161 kV à Sakété équipé de deux

transformateurs : un de 200 MVA, 330/161 kV et un de 25 MVA, 161/63/20 kV ; Surveillance et supervision des travaux

La puissance maximale de transfert entre le Nigeria et le Bénin par cette ligne compte tenu des conditions actuelles des réseaux sera théoriquement de 210 MW.

COUTS ESTIMES : 40 millions US $

AVANCEMENT DE L’INSTRUCTION Les entreprises suivantes ont été choisies pour les travaux : Lot A1 (travaux de ligne au Bénin) : ABB Afrique du Sud Lot A2 (travaux de ligne au Nigeria) : ABB (en négociation) Lot B1 (extension sous station d’Ikéja) : Alsthom Areva Lot B2 (Sous station de Sakete) : Spie Enertrans (France)

Le Consultant choisi pour la supervision des travaux est Lahmeyer International.

Les contrats des travaux au Bénin ont été signés depuis le 28 mars 2003 tandis que le contrat de l’extension du poste d’Ikeja a été signé en septembre 2004 par la NEPA ; la signature des contrats des travaux de ligne au Nigeria et la supervision des travaux est prévue avant fin septembre 2004.

PLAN DE FINANCEMENT DES INVESTISSEMENTS Le financement est déjà bouclé : Accord de crédit BOAD – CEB signé le 12/11/02 à Cotonou, Accord BAD – Bénin signé le 12/11/02 à Abuja, Accord de crédit entre la Banque Nationale d’investissement de la CEDEAO (BRIC)

et la CEB signé le 17/03/02, Accord de crédit BAD – Nigeria signé en Décembre 2002,

EMPRUNTEUR (S)/EMPRUNTEUR(S) FINAL (AUX) Communauté Electrique du Bénin/République du Bénin République Fédérale du Nigeria/NEPA

ELEMENTS DE RENTABILITE ECONOMIQUE ET FINANCIERE La ligne d’interconnexion permettra de relier le Nigeria et le Niger au réseau HT d’interconnexion existant entre le Burkina - Faso, la Cote d’Ivoire le Ghana et Togo/Bénin. Cette ligne constituera une autre source d’approvisionnement pour la CEB. Elle devra garantir la fourniture à la CEB de 360 GWH par an à partir de la NEPA avec une demande de pointe de 75 MW avec les effets positifs suivants :


Diversifier les sources d’approvisionnement de la CEB et supprimer les goulots d’étrangement sur le réseau qui limitent les importations d’énergie en provenance du GHANA et de la Cote d’Ivoire ;

Amélioration de la fiabilité et de la stabilité du réseau de la CEB ; Optimisation des coûts de production dans la zone A du WAPP (Burkina Faso, Cote

d’ivoire, Ghana, Togo, Bénin, Nigeria et Niger) ; Réaliser la première étape du grand projet sous régional d’interconnexion en 330

kV des réseaux de la NEPA, de CEB et de VRA.

PROCHAINES ETAPES ET CALENDRIER PREVISIONNEL Mise en service : Mars 2006 (Durée des travaux : 18 mois)

CONTACTS Managing Director/Chief Executive NEPA Abuja – Nigeria Tel : 234-9-413 55 00

Monsieur le Directeur Général Communauté Electrique du Bénin (CEB) Lomé Togo Tel : 228-2216132/228-2215795


INTERCONNEXION COTE- D’IVOIRE – MALI DESCRIPTION

- Tronçon Ferkessédougou - Sikasso Extension du poste de Ferkessédougou en Côte-d’Ivoire Construction de 234 km de ligne 225 kV de Ferkessédougou à sikasso Construction d’un poste de 225/150/33/15 kV à Sikasso au Mali

- Ségou – Koutiala- Sikasso : Construction de 307 de ligne 150 kV Extension du poste de 150 kV de Ségou (création d’une travée 150kv) Construction d’un poste abaisseur 150/15/33 à Koutiala Extension du poste 150kv de Koutiala (création d’une travée 150 kV)

COUTS ESTIMES : Le coût total est estimé à 77 millions de US$ AVANCEMENT DE L’INSTRUCTION

- Le processus de sélection du Consultant pour l’étude de faisabilité technique et économique, de l’étude d’avant-projet détaillé a été finalisé.

- Une non objection est demandée à la Banque Mondiale ; - Les offres reçues pour l’EIE se sont révélées non conformes au dossier d’appel

d’offres. Le processus de sélection du Consultant pour l’EIE devait être relancé courant octobre 20043 par la partie malienne dans le cadre du PPF malien.

PLAN DE FINANCEMENT DES INVESTISSEMENTS

- Le financement du projet est attendu de la BAD, de l’AFD, de la BOAD et de la Banque Mondiale ;

EMPRUNTEURS(S)/EMPRUNTEURS (S) FINAL (AUX)

- Gouvernements du Mali et de la Côte – d’Ivoire ELEMENTS DE RENTABILITE ECONOMIQUE ET FINANCIERE

Cette ligne d’interconnexion sera la première entre les zones A et B de l’EEEOA. Elle aura les effets positifs suivants :

o A court terme, approvisionner le Mali avec une source d’énergie moins coûteuse que le développement d’un parc thermique et réduire les approvisionnements en combustible du Mali ;

o A moyen terme, faciliter les échanges entre les zones A et B. PROCHAINES ETAPES ET CALENDRIER PREVISIONNEL

Lahmeyer a été choisi pour faire l’étude de faisabilité. Le contrat devait être signé en septembre 2004. L’étude devait démarrer en octobre 2004 et durer 6 mois4.

Octobre 2004 : Début de l’étude de faisabilité et relance de l’appel d’offres pour l’étude d’EIE. Janvier 2005 : Début de l’étude d’impact environnemental et social Mars 2005 : Rapport final de l’étude de faisabilité Juillet 2005 : Rapport final sur l’APD et les documents DAO Août 2005 : Rapport final de l’étude d’EIE 2008 : Mise en oeuvre


3 Aucune information n’a pu être recueillie au niveau de EDM. 4 Idem

FICHE N° 2

CONTACTS M. Amadou DIALLO Head, Energy Division ECOWAS Secretariat 60 Yakubu Gowon, Asokoro, Abuja Nigeria e-mail [email protected] Tel : 234-9-314 7639 Fax : 234-9-314 3267

Monsieur le Directeur général Energie du Mali –SA Square Patrice Lumumba BP 69 Bamako Mali Tél :((223) 222 30 20 Fax : (223) 223 84 30

Monsieur le Directeur Général Société d’Opération Ivoirienne D’électricité (SOPE) Tour de la république Abidjan Plateau 01 BP 8529 Abidjan 01 Côte d’Ivoire tél. :((225) 20 20 62 02 Fax : ( 225) 20 32 74 77


mailto:[email protected]

LIGNE D’INTERCONNEXION BOBO DIOULASSO–OUAGADOUGOU (BURKINA- FASO)

DESCRIPTION

- 340 km de ligne d’interconnexion 225 kV pour prolonger la ligne d’interconnexion entre la Côte- d’Ivoire et le Burkina Faso ;

- extension du poste 225 kV de Bobo Dioulasso et création d’un poste 225 kV à Ouagadougou

COUTS ESTIMES

Le coût total est estimé à 78 millions d’euros


AVANCEMENT DE L’INSTRUCTION

Les banques intéressées ont déjà fait l’évaluation du projet avant de le présenter à leurs Conseils d’Administration respectifs courant octobre 2004. Sonable est en train de finaliser l’amendement du contrat d’importation d’énergie avec la Côte–d’Ivoire.


AFD- Banque Mondiale – BEI - BAOD – FMO – Fonds Nordique sont les Banques qui ont évalué le projet et ont annoncé leur volonté à le financer.

EMPRUNTEUR(S)/ EMPRUNTEURS(S) FINAL(AUX) Le gouvernement de Burkina Faso ELEMENTS DE RENTABILITE ECONOMIQUES ET FINANCIERE

Cette ligne prolonge la ligne d’interconnexion Ferkessedougou (Côte- d’Ivoire)- Bobo- Dioulasso (Burkina Faso). Elle permettra de substituer une énergie importée de la Côte-D’ivoire moins chère à celle produite par les centrales diesels de Ouagadougou (en 2002 le coût de l’énergie importée de la Côte- d’ivoire était de 3,5 F CFA/ kWh tandis que le coût de la production locale était de 60 F CFA/ kWh).

PROCHAINES ETAPES ET CALENDRIER PREVISIONNEL

Après la deuxième table ronde des bailleurs de fonds tenue en mars 2004 et qui a permis de boucler le financement, les prochaines étapes sont les suivantes : - Octobre 2004 : Passage aux C.A des bailleurs de fonds - Janvier 2005 : lancement des Appels d’offres - 2007 : Mise en service

CONTACTS

Directeur Général SONABEL Ouagadougou – Burkina Faso Tél. : (226) 306100/02/03/04 Fax : (226) 31 03 40

FICHE N° 3

FICHE N° 4

PROJET OMVG (SAMBANGALOU /KALETA + LIGNE D’INTERCONNEXION)

DESCRIPTION

- Barrage hydroélectrique de Sambangalou ( 120 MW –400GWH/an) - Barrage hydroélectrique de Kaléta (105 MW –660 GWH/ an) - 1712 km de ligne d’interconnexion entre la Gambie, la Guinée Bissau et le Sénégal - 15 postes MT/BT

COUTS ESTIMES

- Barrage de Sambangalou : 227.7 millions euros - Ligne d’interconnexion : 272 millions euros - Barrage de Kaléta : 150 millions euros

AVANCEMENTS DE L’INSTRUCTION

- Etude de faisabilité et Etude Environnementale terminées ; - Mission BAD pour la finalisation des Termes de référence effectuée en Août 2004 ; - Un don du FAD/BAD de 4.4 millions de $ est disponible pour le financement des

études. Un financement complémentaire de 2.9 millions de $ est à rechercher. - Des fonds complémentaires devraient être recherchés pour financer la cellule de

suivi du projet afin d’éviter les délais inutiles dans la mise en œuvre du projet. PLAN DE FINANCEMENT DES INVESTISSEMENTS

Le financement du projet est attendu de la BAD, l’USAID, la Banque Mondiale, l’AFD, la BOAD, la BEI et la BIDC.

EMPRUNTEURS (S)/ EMPRUNTEURS (S) FINAL(AUX) Gouvernements de la Gambie, Guinée, Guinée Bissau et Sénégal ELEMENTS DE RENTABILITE ECONOMIQUE ET FINANCIERE

L’étude terminée en 2004 a porté sur Sambangalou et le réseau d’interconnexion. Cette étude fait apparaître un taux de rentabilité de 18.8 % pour le projet d’interconnexion entre les 4 pays. L’interconnexion associée à la centrale de Sambangalou présente un taux de rentabilité de 12%. Ces calculs ont été faits avec une hypothèse de base de 25$ pour le coût du baril de pétrole.

L’étude de faisabilité disponible sur Kaléta fait apparaître un coût de production de

l’énergie de 2 US cents/KWh. L’intégration de Kaléta devrait améliorer sensiblement les taux de rentabilité citée ci-dessus en doublant le volume d’énergie transitant dans le réseau OMVG.


- Janvier 2005: Lancement des A.O pour les études d’APD, DE, DAO et de l’EIE. - Mars 2005 : Démarrage des études APD, DAO & EIE - Mars 2005 : 1ére réunion des bailleurs de fonds pour examiner les conclusions

des études de faisabilité et de l’étude environnementale PISE 2005 ETUDES DES PROFILS ENERGETIQUES UEMOA ET CAMEROON Page 128

- Juin 2006 : 2nd réunion des bailleurs de fonds pour examiner les conclusions des études d’APD, DAO et EIE.

- 2007 : Démarrage des travaux - 2009 : Mise en service Kaléta et Tronçon de ligne ; Linsan- Kaolack ; - 2010 : Mise en service Sambagalou et Tronçon de ligne Linsan-

Sambangalou -Kaolack CONTACTS

Secrétariat Exécutif OMVG Dakar – Sénégal Tél. : (221) 822 31 59 Fax : (221) 822 59 26


LIGNE D’INTERCONNEXION TAKORADI – TEMA /VOLTA (GHANA) DESCRIPTION

- 220 km de ligne d’interconnexion 330 kV - Création de travées 330 kV et Takoradi/Aboadze

COUTS ESTIMES

Le coût total est estimé à 30 millions de US $.

AVANCEMENT DE L’INSTRUCTION Le financement est assuré par la construction d’une ligne de 330 kV opérant en 161 kV. PLAN DE FINANCEMENT DES INVESTISSEMENTS

- L’enveloppe prévue pour la construction de la ligne en 161 kV est financée moitié- moitié par la VRA et le Fond Koweïtien

- BEI a proposé de financer le surcoût lié à une réalisation en 330 kV EMPRUNTEUR(S)/EMPRUNTEUR(S) FINAL(AUX)

- Gouvernement ghanéen - Volta River Authority

ELEMENTS DE RENTABILITE ECONOMIQUE ET FINANCIERE

Cette ligne fait partie de la liaison 330 kV CEB-VRA –NEPA, elle permettra de faire face à la saturation du réseau 161 kV et en particulier : - d’évacuer l’énergie des projets de centrales de production prévus sur les sites de

Takoradi, Tema et celle importée de Côte d’ivoire (100 GWh/an au minimum) vers les gros centres de consommations ;

- de faire face aux besoins de transits de la Côte d’ivoire vers la CEB( Togo/Bénin) qui sont passés de 195 Gwh en 1996 à 578 Gwh en 2001.

CONTACTS

The Managing Director Volta River Authority Accra Ghana Phone: 233-21666037 233-22302562

FICHE N° 5


LIGNE D’INTERCONNEXION TEMA (GHANA) – MOMEHAGOU (TOGO)

SAKETE (BENIN)

• DESCRIPTION - 330 km de ligne 330kv entre Sakété (Bénin) – Moméhagou (Togo) et Téma (Ghana)

avec 110, 83 et 136 km au Bénin, au Togo et au Ghana respectivement ; - Extension des postes à Sakété, Momehagou et Téma

• COUTS ESTIMES : 70 millions de US$.

• AVANCEMENT DE L’INSTRUCTION - La dernière étude de faisabilité réalisée par Danish Power Consult date de 1987.

Toutefois, VRA a actualisé l’étude sur le tronçon Téma – Moméhagou en 1997. Une actualisation de l’étude de faisabilité est donc nécessaire ainsi q’une étude d’impact environnementale ;


- Le Secrétariat de la CEDEAO et les sociétés d’électricité concernés ont bouclé le

processus de choix du Consultant pour les études de faisabilité, d’APD et DAO et de l’étude d’impact environnemental depuis mai 2004. Le processus s’est déroulé sous la supervision de la Banque Mondiale. Toutefois la Banque n’a pas encore donné sa non- objection sur le choix final ;

- Les études devraient être financées par le don japonais à la CEDEAO qui est administré par la Banque Mondiale. Toutefois, étant donné que la Banque Mondiale n’est pas en mesure d’étendre la période de validité de ce don, le Secrétariat de la CEDEAO et les Etats Membres ont adressé des requêtes à la BOAD et au Fonds NEPAD pour le préparation des projets d’infrastructures (NEPAD-IPPF) géré par la BAD.

- Une réunion de coordination s’est tenue à Abuja en octobre avec la BAD, la BOAD, les Ministères et sociétés d’électricité des pays concernés ;

- Un engagement formel était attendu du NEPAD-IPPF/BAD,South African

Development Bank et BOAD en fin Octobre 20045. PLAN DE FINANCEMENT DES INVESTISSEMENTS

Le financement du projet est attendu de la Banque Mondiale, la Banque Africaine de Développement, la Banque Européenne d’Investissement et la Banque d’Investissement et de développement de la CEDEAO.

EMPRUNTEUR(S)/EMPRUNTEUR(S) FINAL(AUX)

- Communauté Electrique du Bénin - Volta River Authority - Gouvernement du Ghana, du Togo et du Bénin

ELEMENTS DE RENTABILITE ECONOMIQUE ET FINANCIERE 5 Aucune information n’a pu être recueillie au niveau de la BAD en janvier 2005

FICHE N° 6

La liaison 161 kv actuellement en exploitation entre la VRA et la Communauté Electrique du Bénin (CEB) ne permet plus de transiter les importations de cette dernière à partir du Ghana et de la Côte –d’ivoire. Elle fonctionne à la limite de sa capacité avec d’importantes pertes et une fiabilité réduite.


Octobre 2004 : Confirmation du financement des études Novembre 2004 : Négociation avec les consultants choisis et signature des contrats Décembre 2004 : Début des études Juin 2005 : Fin des études Juillet 2005 : Rapports finaux Septembre 2005 : Evaluation du projet par les bailleurs Novembre 2005 : Examen par les Conseils d’Administrations des bailleurs 2008 : Mise en service de la ligne

CONTACTS

Amadou DIALLO Head, Energy Division ECOWAS Secretariat 60 Yakubu Gowon, Asokoro,Abuja Nigeria e-mail adiallo@ ecowas.net tel:234-9-3147639 Fax: 234-9-3143267

The Managing Director Volta River Authority Accra Ghana Phone: 233-21 66 60 37 233 –22 30 25 62

Monsieur le Directeur Général Communauté Electrique du Bénin (CEB) Lomé Togo tél. :(228) 221 61 32 (228) 221 57 95 Fax : (228) 221 37 64


FICHE N° 7

LIGNE D’INTERCONNEXION TAKORADI/ABOADZE (GHANA)

PREATEA (GHANA) DESCRIPTION

85 km de ligne d’interconnexion 330kv pour relier le centre de production de Takoradi à Prestéa, poste d’interconnexion avec la Côte d’ivoire

COUTS ESTIMES : 25 millions US$ AVANCEMENT DE L’INSTRUCTION

Les deux entreprises adjudicataires provisoires des études de faisabilité, d’ADP et DAO et de l’étude d’impact environnemental ont été choisies et soumises à la non- objection de la Banque Mondiale.


Financement des travaux attendu de la Banque Mondiale et de la BEI

EMPRUNTEURS(S)/EMPRUNTEUR(S) FINAL(AUX) - Gouvernements du Ghana - VRA

ELEMENTS DE RENTABILITE ECONOMIQUE ET FINANCIERE

L’étude de faisabilité effectués par VRA en juillet 2002 fait ressortir une VAN de US$ 1.43 million sur la durée de vie du projet et un taux interne de rentabilité de 10.8 % avec un taux d’actualisation de 10%. Toutefois l’analyse a été faite avec l’hypothèse d’un fonctionnement initiale de la ligne en 161 kV.


Après la non- objection de la Banque Mondiale et la mise en place du financement, l’étude devrait durer 6 mois. La durée des travaux de construction est estimée à 18 mois.

CONTACTS Amadou DIALLO Head, Energy Division ECOWAS Secretariat 60 Yakubu Gowon, Asokoro,Abuja Nigeria e-mail: adiallo@ ecowas.net tel:234-9-3147639 Fax: 234-9-3143267

The Managing Director Volta River Authority Accra Ghana Phone: 233-21 66 60 37 233 –22 30 25 62


FICHE N° 8

LIGNE D’INTERCONNEXION BOLTANGA (GHANA)

BAGRE (BURKINA FASO)

DESCRIPTION

- 80 km de ligne d’interconnexion 225 kv - Construction de poste HT à Bolgatanga et Bagré

COUTS ESTIMES Le coût total est estimé à 13 millions de US $ AVANCEMENT DE L’INSTRUCTION Le projet est à l’étape d’identification PLAN DE FINANCEMENT DES INVESTISSEMENTS Financement de la Banque Mondiale et de la BAD attendus EMPRUNTEUR(S)/EMPRUNTEUR(S) FINAL(AUX) ELEMENTS DE RENTABILITE ECONOMIQUE ET FINANCIERE PROCHAINES ETAPES ET CALENDRIER PREVISIONNEL CONTACTS

The Managing Director Volta River Authority Accra Ghana Tél : 233-21666037/233-22302562

Monsieur le Directeur Général SONABEL Ouagadougou – Burkina Faso Tél :( 226) 30 61 00/02/03/04 Fax : (226) 31 03 40


ETUDE DE STABILITE DYNAMIQUE DES RESEAUX INTERCONNECTES

DESCRIPTION

L’étude comporte l’actualisation du schéma directeur des installations de production-transport d’énergie électrique de la région CEDEAO et une étude de fonctionnement (écoulement de puissance, stabilité dynamique) de l’ensemble du système électrique régional, pour la période 2004-2020. L’étude devrait analyser la faisabilité technico-économique des nouveaux projets de transport qui ont été proposés pour le système d’énergie interconnecté d’Afrique de l’Ouest. L’étude devrait entre autres :

Evaluer l’Equilibre Offre/Demande d’ électricité actuelle et future dans la région ; Présenter les caractéristiques du futur réseau de transport d’énergie régional ; Fournir un programme indicatif des interconnexions régionales pour la période

2004-2020 et en analyser les avantages.

L’étude de fonctionnement devrait déterminer, sur la période 2004-2020, les conditions de fonctionnement du système interconnecté et ses limites, de mettre en œuvre les moyens de compensations nécessaires à un tel fonctionnement (tension, fréquence) ainsi que les moyens de défense des systèmes électriques nationaux contre la propagation des grands incidents.

COUTS ESTIMES : 800.000 US $ AVANCEMENT DE L’INSTRUCTION

L’étude a été lancée en novembre 2003. Les rapports finaux sont disponibles et devaient être soumis aux organes du WAPP en septembre 2004 à Dakar6.


Financement de l’USAID EMPRUNTEUR(S)/ EMPRUNTEUR(S) FINAL(AUX)

Don de l’USAID à la CEDEAO

CONTACTS Amadou DIALLO Head, Energy Division ECOWAS Secretariat 60 Yakubu Gowon, Asokoro,Abuja Nigeria e-mail: adiallo@ ecowas.net tel:234-9-3147639 Fax: 234-9-3143267


6 Cette information reste à être vérifiée

FICHE N° 9

TABLEAU 1 : CALENDRIER PROPOSES POUR LA MISE EN ŒUVRE DES PROJETS PRIORITAIRES DE L’EEEOA

N° Nom du Projet Année Coût

Projet

Durée en

mois1 Caractéristiques

Critère pour l’intégration du projet dans le schéma directeur

Recommandations du consultant

1 Ligne 330 kV Ikeja

West(Nigèria)- Sakété(Bénin)

2006 40 millions

$ US 40

70 km(54 km au Nigeria et 16 km au Bénin

Interconnexion NEPA- CEB L’appel d’offres pour la construction est en cours

Doit être inclus dans la phase I des projets prioritaires de l’EEEOA

2

Ligne 225 kV Bobo- Dioulasso/

Ouagadougou au Burkina Faso

2006 58.6

millions $ US

40

380 km, ligne 225 kV ligne pour relier Ouagadougou au réseau de la Côte d’ivoire

Décision d’investissement déjà prise par les bailleurs de fonds La préparation de l’appel d’offres est en cours


3 Ligne 330 kV

Aboadze- Volta

2007 26 millions

$US 40

216 km, ligne 330kV le long de la côte au Ghana (au 3éme ligne côtière)

Un financement partiel du Fonds Koweïtien est disponible Le recrutement d’un consultant pour la supervision du projet est en cours


4 Ligne 330 kV

Aboadze- Pretea (Ghana)

2008 15 millions

$ US

85km, ligne 330kV ligne au Ghana pour évacuer la puissance fournie par la centrale thermique de Takoradi

Permet un transit de puissance de 200MW de la CIE vers CEB, réduit les pertes de VRA et assure que le système de la VRA satisfasse au critère de planification du N°1 Le recrutement de consultants pour les études de faisabilité détaillées et d’impact environnemental est en cours

Projet viable. Toutefois, une liaison directe d’Aboadze à Kumasi fournirait les mêmes performances techniques avec une économie de16 millions de $ US Doit être inclus dans la phase II des projets prioritaires de l’EEEOA

1 La durée de développement du projet est basée sur un cycle CAC typique de l’attribution du contrat d’ingénierie jusqu’au moment où la ligne est opérationnelle PISE 2005 ETUDES DES PROFILS ENERGETIQUES UEMOA ET CAMEROON Page 136

PHASE II : NOUVEAUX PROJETS ( 2008-2011)

N° Nom du Projet Année Coût Projet

Durée en mois

Caractéristiques Critère pour l’intégration du projet dans le schéma directeur


5

Ligne 330 kV Volta- Moméhagou

(Togo)- Sakété ( Bénin)

2009 63

millions $ US

40

Renforce l’interconnexion VRA- CEB- NEPA en ajoutant une ligne de 335 Km Réduit les coûts d’exploitation et les coûts d’investissements en production d’énergie, réduit les pertes et augmente la fiabilité du réseau

Réduit la surcharge et les pertes élevées de la ligne existante. Augmente la capacité de transfert entre la VRA, la CEB et la NEPA de 130 MW à 330 MW. Le Projet dégage un bénéfice de 83 millions de $ US et un bénéfice net actualisé rapporté à 2004 de 23 millions de $US pour une période de 15 ans Le recrutement des consultants pour les études de faisabilité détaillée et d’impact environnemental est en cours

Projet viable qui doit être réalisé. Doit être inclus dans la phase II des projets prioritaires de l’EEEOA

6

Ligne 225 kV et 150 kV

Ferkéssédougou ( côte d’ivoire)- Ségou ( Mali

2009 77

millions $ US

40

Ligne de 535 Km pour interconnecter la CIE et EDM Le coût estimé est d’environ 77 millions $US (58 millions $US pour le Mali et 19 millions $US pour la Côte d’ivoire

Permet l’interconnexion des zones A et B. Augmente l’utilisation de l’hydroélectricité au Mali. Augmente la production d’énergie thermique à un coût relativement faible de la Côte d’ivoire. Le recrutement des consultants pour les études de faisabilité détaillée et d’impact environnemental est en cours.

Projet viable de la Phase II (2008-2011) Mais nécessite le renforcement du réseau national de la Côte d’ivoire entre Ferkéssédougou et Laboa pour un coût de 58 millions $US pour permettre l’exploitation d’énergie vers le Mali et le Burkina Faso


PHASE II – NOUVEAUX PROJETS (2008-2011) - SUITE


Projet

Durée en

mois Caractéristiques

Critère pour l’intégration du projet dans le schéma

directeur


7

Boucle 225 kV OMVG reliant la Guinée Bissau, la Gambie et le Sénégal

2008- 2011

335

millions $ US

72

1.721 km de ligne 225 kV,12 nouveaux postes dans 3 centrales hydroélectriques (Kalété, Fomi et Souapiti) Coût total estimé à 335 millions $ US (120 millions $US en Guinée, 52 millions $US en Guinée Bissau, 41 millions $US en Gambie et 122 millions $US au Sénégal)

-Raccordement des pays de la zone B aux ressources hydroélectriques de la Guinée.

-Réduction de la réserve de production.

- Remplacement en Gambie et en Guinée Bissau de l’énergie à coût élevé par de l’énergie hydroélectrique peu chère produite en Guinée.

- Le réseau a une valeur nette actualisée d e 140 millions $US rapporté à 2004

Projet viable pour la phase II (2008-2011) Constituer une équipe de projet pour réussir la mise en œuvre du projet. Une modification de schéma consistant à réduire le nombre de postes 25 kV en Guinée Bissau et en Gambie permettrait de réduire le montant des investissements pour la Guinée Bissau de 52 millions $US à 33 millions $US et pour la Gambie de 41 millions $US à 33 millions $ US

8

Centres de conduite Nationaux au Burkina Faso, en Guinée, au Mali et au Sénégal

2007

millions $US

40

Centres de conduite modernes avec les SCADA,les télécommunications et les systèmes de télémesures et télé conduite.

20 millions

$US et 24

L’exploitation de systèmes électriques interconnectés ne peut pas se faire sans des centres de conduite modernes dans chaque société d’électricité des Etats membres.

Inclure les centres de conduite dans la liste des projets prioritaires de l’EEEOA Phase II (2008-2011) pour le Burkina Faso, la Guinée, le Mali et le Sénégal Les centres de conduite de la VRA et de la NEPA devront être également rénovés en 2007 Les centres de conduite de la CIE et de la CEB sont modernes et nécessitent seulement des EMS.


AUTRES PROJETS D’INTERCONNEXION QUI PEUVENT ETRE MIS EN SERVICE AVANT 2015


Projet

Durée en

mois Caractéristiques

Critère pour l’intégration du projet dans le schéma

directeur


9

Projet hydroélectrique de Bumbuna (Sierra Léone) et Ligne d’interconnexion 225 kV jusqu’à Linsan (Guinée)

2015

18 170 km de ligne 225km pour raccorder la centrale hydroélectrique de 50MW de Bumbuna en Sierra Léone à Linsan en Guinée

Le projet permet l’exploitation d’énergie excédentaire de la centrale hydroélectrique de Bumbana vers la Guinée et permettra plus tard à la Sierra Léone d’importer de l’énergie de la Guinée. Des mesures sont en cours pour le financement de l’étude de faisabilité détaillée de ce projet.

Doit être inclus dans la phase III des projets prioritaires de l’EEEOA(2011-2015)

10

Ligne 225 kV Kayes – Tambacounda (OMVS 2éme generation)

2010

20 millions

$US et 24

millions $US

40 Deuxième ligne de transport de l’OMVS (280 km). Le transport permet l’interconnexion de l’OMVS et l’OMVG

Permettra l’évacuation de l’énergie de Manantali et de centrales hydroélectriques en projet de Félou et Gouia Réduit la surcharge du réseau existant de l’OMVS et améliore la stabilité du réseau régional Nécessite une étude de faisabilité détaillée. L’OMVS doit indiquer le travail réalisé sur ce projet à ce jour

Ce projet est lié aux projets des centrales hydroélectriques de Gouia et de Félou et doit être considéré comme faisant partie de ces projets car ils nécessitent une capacité de transport supplémentaire pour évacuer l’énergie produite. Doit être inclus dans la phase IV des Projets prioritaires de l’EEEOA.

11

Ligne 225kV (370km) simple circuit entre Sikasso entre Bamako

2008-2011

59.5 millions $ US

40 2éme ligne pour améliorer la fiabilité de l’interconnexion proposé entre la Côte d’ivoire et le Mali. Renforcera l’interconnexion Côte d’ivoire- Mali pour respecter le critère du N-1.

Renforcera l’interconnexion Côte d’ivoire- Mali pour respecter le critère de N-1 et facilitera le transit de puissance vers les autres pays de la zone B à travers le Mali. Ce projet et la 2éme priorité du Mali.

Il est prématuré d’envisager une 2éme ligne entre la Côte d’ivoire et la Mali alors que la 1ére ligne est toujours en phase de développement. Le projet devra être inclus dans la phase IV des projets prioritaires de l’EEEOA et sera réétudier lors de la prochaine révision du schéma directeur.


AUTRES PROJETS D’INTERCONNEXION QUI PEUVENT ETRE MIS EN SERVICE AVANT 2015 –SUITE

N°

Nom du Projet Année Coût

Projet

Durée en

mois

Caractéristiques

Critère pour l’intégration du projet dans le Schéma

Directeur Recommandations du consultant

12

Ligne 225kV (198km) simple

circuit de Bolgatanga (

Ghana- 40 km) à Ouagadougou ( Burkina Faso-

158 km)

2015 33.5

millions $US

40

Première interconnexion entre le Ghana et le Burkina

Faso

Ce projet permet au Ghana et au Burkina Faso de partager l’énergie produite par les centrales à gaz à cycle combiné du Ghana en substitution de l’énergie produite par les petits groupes diesel du Burkina Faso. Permettra à la Côte d’ivoire d’exporter de l’énergie au Burkina Faso en passant par le Ghana et de rendre ainsi l’interconnexion de la zone A plus fiable. Ce projet est le 2éme projet prioritaire du Burkina Faso

Ce projet pourrait être retardé si le projet de ligne Bobo- Dioulasso- Oouagadougou se déroule comme prévu. Le projet devra être inclus dans la phase IV des projets prioritaires de l’EEEOA.

13

Interconnexion 330kV Birmin-

Kebbi (Nigèria)- Niamey( Niger)-

Oouagadougou (Burkina Faso)

2015

130 millions $ US

46

Ligne 330 kV, 750km

raccordant Birmin- Kebbi au Nigeria à

Niamey ( Niger), et à Ouagadougou

au Burkina Faso

Permet de fournir de l’énergie produite par le Nigeria au Burkina Faso. Compléter la boucle nord de la zone A. Une étude de faisabilité est nécessaire pour justifier la viabilité de ce projet pour une mise en œuvre plus rapide

Projet non justifié car son coût est trop élevé comparativement à la faible puissance transitée. La future demande du Burkina Faso peut aussi être satisfaite par l’importation de Côte d’Ivoire. Il est peu probable que cette ligne alimente le Burkina Faso en énergie en cas d’indisponibilité de l’interconnexion Côte d’ivoire- Burkina Faso. Le projet devra être inclus dans la phase IV des projets prioritaires de l’EEEOA


2005 - etude energie - uemoa

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