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REPUBLIQUE DU CAMEROUNMINISTERE DE L’ENERGIE ET DE L’EAU

ETUDE D’IMPACT SUR L’ENVIRONNEMENT

DU BARRAGE DE LOM PANGAR

Optimisation de la capacité de la retenue

Juin 2007

Rapport final – rév03

Rédigé par Michel Lino et Arnaud de Bonviller

ETUDE D’IMPACT ENVIRONNEMENTAL DU BARRAGE DE LOM PANGAROptimisation de la capacité de la retenue rev03 juin 2007

ISL – OREADE-BRECHE -SOGREAH1

SOMMAIRE

1 CADRE ET OBJECTIF DE L’ÉTUDE...................................................................... 7

1.1 CADRE DE L’ÉTUDE ................................................................................................... 71.2 RAPPEL DES CONCLUSIONS DE L’EIE SUR L’OPTIMISATION .......................................... 71.3 RAPPEL DES TERMES DE RÉFÉRENCES DE L’ÉTUDE D’OPTIMISATION ............................. 7

2 MÉTHODOLOGIE ET HYPOTHESES..................................................................... 9

2.1 DONNÉES D’ENTRÉE DE L’ÉTUDE ................................................................................ 92.2 HYDROLOGIE DES APPORTS DU LOM........................................................................... 92.2.1 DONNÉ ES HYDROLOGIQUES ................................................................................ 92.2.2 PÉRIODE DE RÉFÉ RENCE .................................................................................... 92.3 MODÉLISATION HYDRAULIQUE DU BASSIN DE LA SANAGA .......................................... 102.3.1 MODÉLISATION HYDROLOGIQUE......................................................................... 102.4 MODÉLISATION ÉNERGÉTIQUE DU BASSIN DE LA SANAGA........................................... 112.5 MÉTHODE D’OPTIMISATION DE LA RETENUE ............................................................... 11

3 MODÉLISATION HYDRAULIQUE DE LA SANAGA............................................. 13

3.1 DONNÉES DE BASE .................................................................................................. 133.1.1 LES DÉBITS...................................................................................................... 133.1.2 DÉBITS ET VOLUMES AUX BARRAGES ................................................................. 153.1.3 PARAMÈTRES CLIMATOLOGIQUES ...................................................................... 153.1.4 CONCLUSIONS SUR LES DONNÉ ES ..................................................................... 173.2 MÉTHODOLOGIE D’ANALYSE..................................................................................... 183.3 ANALYSE HYDROLOGIQUE GÉNÉRALE ....................................................................... 193.3.1 ANALYSE STATISTIQUE DES DÉBITS ET DES APPORTS .......................................... 193.3.2 EVOLUTION DES DÉBITS EN PÉ RIODE D’ÉTIAGE.................................................... 233.3.3 ESTIMATION DE LA RESSOURCE MOBILISABLE À LONG TERME ............................... 273.3.4 PRÉVISION À COURT TERME DES CONTRIBUTIONS INTERMÉ DIAIRES ...................... 283.3.5 CONCLUSIONS INTERMÉ DIAIRES ........................................................................ 403.4 MODÉLISATION DE LA RÉGULATION PAR LE BARRAGE DE LOM PANGAR....................... 413.4.1 PRÉSENTATION DU LOGICIEL ET ARCHITECTURE DU MODÈLE ................................ 413.4.2 RECONSTITUTION DES DÉBITS JOURNALIERS SUR LES BASSINS VERSANTSINTERMÉ DIAIRES................................................................................................................. 443.4.3 CONTRIBUTION DES 4 BARRAGES AU VOLUME À LÂ CHER - APPROCHE QUALITATIVE 453.4.4 OPTIMISATION DE LA GESTION À VOLUME CONSTANT ........................................... 463.4.5 CONCLUSIONS : CHOIX DE LA SIMULATION POUR LE COMPARATIF DES SCENARII ETDISCUSSION RELATIVE AUX PERTES...................................................................................... 513.5 INFLUENCE DE LA CAPACITÉ DE LOM PANGAR SUR LE SOUTIEN D’ÉTIAGE.................... 523.5.1 MÉTHODOLOGIE............................................................................................... 523.5.2 RÉSULTATS SUR LA CHRONIQUE 1970-1991....................................................... 543.5.3 RÉSULTATS SUR LA CHRONIQUE 1970-2003....................................................... 593.5.4 RÉSULTATS SUR LA CHRONIQUE 1960-2003....................................................... 613.5.5 SIMULATIONS POUR UN DÉ BIT RÉSERVÉ À LOM PANGAR DE 50 M3/S ..................... 643.5.6 CONCLUSIONS ET DISCUSSIONS ........................................................................ 66

4 IMPACTS ET COÛTS ENVIRONNEMENTAUX..................................................... 68



4.1 PRÉAMBULE ........................................................................................................... 684.2 CADRE LOGIQUE ..................................................................................................... 684.3 DESCRIPTION PHYSIQUE DE L’ABAISSEMENT DE LA CAPACITÉ DE LOM PANGAR ........... 694.3.1 GRANDEURS PRINCIPALES DE L’ABAISSEMENT DE LA CAPACITÉ DE LOM PANGAR... 694.3.2 LOCALISATION DES RÉ DUCTIONS DE PLAN D’EAU................................................. 694.4 IMPACTS SUR LE MILIEU PHYSIQUE............................................................................ 714.4.1 PRODUCTION DE GAZ À EFFET DE SERRE (GES)................................................. 714.4.2 QUALITÉ DES EAUX........................................................................................... 734.4.3 AUTRES MESURES CONCERNANT LE MILIEU PHYSIQUE......................................... 734.5 IMPACTS SUR LE MILIEU BIOLOGIQUE ........................................................................ 734.6 IMPACTS SUR LES INFRASTRUCTURES ET LES ACTIVITÉS ÉCONOMIQUES ...................... 754.6.1 PÊCHE, AGRICULTURE, ÉLEVAGE (THÈ MES 7, 8 ET 9) .......................................... 754.6.2 EXPLOITATION FORESTIÈRE (THÈ ME 2)............................................................... 764.6.3 MINES ET EXPLOITATION AURIFÈ RE (THÈ ME 11) .................................................. 764.6.4 INFRASTRUCTURES DE TRANSPORT ................................................................... 784.7 IMPACTS LIÉS AU MARNAGE DE LA RETENUE.............................................................. 814.7.1 MARNAGE DE LA RETENUE ................................................................................ 814.7.2 INCIDENCE DES DÉFICITS DE REMPLISSAGE EN QUEUE DE RETENUE...................... 824.7.3 PRISE EN COMPTE DANS L’ÉTUDE É CONOMIQUE .................................................. 834.8 IMPACTS SUR LE MILIEU HUMAIN ............................................................................... 834.8.1 ÉTABLISSEMENTS HUMAINS, PATRIMOINE CULTUREL ET ARCHÉ OLOGIQUE ............. 834.8.2 AFFLUX DE POPULATION ................................................................................... 854.8.3 RISQUES SANITAIRES........................................................................................ 864.9 IMPACTS SUR LA MAÎTRISE DES RISQUES................................................................... 864.9.1 MAÎTRISE DE LA POLLUTION DES EAUX ............................................................... 864.9.2 RUPTURE DU BARRAGE..................................................................................... 864.9.3 SÉISMES INDUITS ............................................................................................. 864.9.4 DÉVERSEMENT ACCIDENTEL D’HYDROCARBURES ................................................ 874.10 SYNTHÈSE DES COÛTS ENVIRONNEMENTAUX EN FONCTION DE LA CAPACITÉ DE LARETENUE 88

5 OPTIMISATION ECONOMIQUE ET ENVIRONNEMENTALE................................ 91

5.1 PRÉSENTATION DES S CE N ARII DE DÉVELOPPEMENT ........................................................ 915.1.1 HYPOTHÈSE DE LA DEMANDE............................................................................. 915.1.2 PARC THERMIQUE OPÉRATIONNEL EN 2010 ........................................................ 925.1.3 PARC HYDROÉLECTRIQUE EXISTANT EN 2010..................................................... 925.1.4 PLAN DE DÉVELOPPEMENT À MOINDRE COÛT (S1)............................................... 935.2 ESTIMATION DES BESOINS EN ÉNERGIE THERMIQUE ET DES DEMANDES NON SATISFAITES

945.2.1 CALCUL DE LA PRODUCTION HYDRAULIQUE......................................................... 945.2.2 CALCUL DE LA PRODUCTION THERMIQUE ET DE LA DEMANDE NON SATISFAITE ....... 955.3 COÛT DU BARRAGE EN FONCTION DE LA CAPACITÉ DE LA RETENUE ............................ 965.4 COÛTS ENVIRONNEMENTAUX EN FONCTION DE LA CAPACITÉ DE LA RETENUE............... 965.5 COÛT DE SATISFACTION DE LA DEMANDE EN FONCTION DE LA CAPACITÉ DE LA RETENUE

975.6 CAPACITÉ OPTIMALE ............................................................................................... 985.6.1 HYPOTHÈSE É CONOMIQUE PDSE 2030 ............................................................. 985.7 ANALYSE DE SENSIBILITÉ......................................................................................... 995.7.1 SENSIBILITÉ AUX PARAMÈTRES É CONOMIQUES ................................................... 995.7.2 SENSIBILITÉ À LA CHRONIQUE HYDROLOGIQUE.................................................. 1005.7.3 SENSIBILITÉ AU DIMENSIONNEMENT DE L’USINE DE PIED DE BARRAGE ................. 1015.7.4 SENSIBILITÉ AU SCÉ NARIO É CONOMIQUE .......................................................... 1015.8 PUISSANCE GARANTIE ........................................................................................... 102



5.9 INFLUENCE DE LA STRUCTURE DE LA CHRONIQUE .................................................... 102

6 CONCLUSIONS ET RECOMMANDATIONS ....................................................... 103

6.1 CONCLUSIONS ...................................................................................................... 1036.1.1 POINT DE VUE HYDROLOGIQUE ET HYDRAULIQUE .............................................. 1036.1.2 POINT DE VUE É CONOMIQUE............................................................................ 1036.1.3 POINT DE VUE ENVIRONNEMENTAL (HORS GES) ............................................... 1046.2 RECOMMANDATIONS.............................................................................................. 1046.2.1 CAPACITÉ UTILE RECOMMANDÉ E ..................................................................... 1046.2.2 SÉCURITÉ HYDROLOGIQUE ET COTE DE CRÊ TE DU BARRAGE.............................. 1046.2.3 EVOLUTIVITÉ DE LA SOLUTION ......................................................................... 105



LISTE DES FIGURES

Figure 1 : architecture du modèle de propagation.............................................................. 42

Figure 2 : courbes de niveau en queue du Lom (quadrillage = 10km)................................ 70

Figure 3 : courbes de niveau en queue du Lom : zoom entre Longa et Bangbel ................ 70

Figure 4 : Emission de gaz à effet de serre par la retenue de Lom Pangar dimensionnée à7 000 hm3 (extrait de l’étude des alternatives) ............................................................ 72

Figure 5 : localisation de sites d’exploitation aurifère dans la vallée du Lom & courbes deniveaux du projet Lom Pangar ................................................................................... 77

LISTE DES TABLEAUX

Tableau 3-1 : liste des stations hydrométriques (source : JC Olivry 1986) ......................... 13

Tableau 3-2 : liste des données hydrométriques collectées............................................... 15

Tableau 3-3 : liste des stations pluviométriques ................................................................ 17

Tableau 3-4 : volumes et débits moyens à Lom Pangar selon les 3 périodes hydrologiques................................................................................................................................. 20

Tableau 3-5 : volumes et débits moyens à Mbakaou selon les 3 périodes hydrologiques .. 21

Tableau 3-6 : volumes et débits moyens de BVI01 selon les 3 périodes hydrologiques ..... 21

Tableau 3-7 : volumes et débits moyens à Nachtigal selon les 3 périodes hydrologiques .. 21

Tableau 3-8 : volumes et débits moyens à Mapé selon les 3 périodes hydrologiques ........ 21

Tableau 3-9 : volumes et débits moyens à Bamendjin selon les 3 périodes hydrologiques 21

Tableau 3-10 : volumes et débits moyens apportés par BVI02 selon les 3 périodeshydrologiques............................................................................................................ 22

Tableau 3-11 : volumes et débits moyens à Edéa selon les 3 périodes hydrologiques....... 22

Tableau 3-12 : valeurs du coefficient de tarissement sur la période 1959-1969 ................. 25

Tableau 3-13 : moyenne et écart type des coefficients de tarissement aux stations........... 26

Tableau 3-14 : relations entre les contributions intermédiaires et le débit à Mbakaou ........ 39

Tableau 15 : rapport des débits mensuels calculés et observés du bassin versantintermédiaire ............................................................................................................. 40

Tableau 16 : modes de gestion tests à capacité de Lom Pangar constante ....................... 46

Tableau 17 : prévisions à court terme intervenant dans les modes de gestion................... 47

Tableau 18 : ordres de priorité des lâchés......................................................................... 48



Tableau 19 : comparatif des modes de gestion à capacité de Lom Pangar et coefficient degestion constants ...................................................................................................... 50

Tableau 3-20 : pertes par évaporation aux barrages et sur les biefs de Mbakaou et LomPangar ...................................................................................................................... 51

Tableau 3-21 : pertes par évaporation aux barrages et sur les biefs de Mapé et Bamendjin................................................................................................................................. 52

Tableau 22 : influence de la capacité de Lom Pangar ....................................................... 54

Tableau 23 : calcul de la biomasse noyée pour différentes cotes de RN de Lom Pangar... 71

Tableau 24 : sensibilité des tâches du PAE liées au milieu physique................................. 73

Tableau 25 : sensibilité des tâches du PAE liées au milieu biologique (volet 1, mission 1). 74

Tableau 26 : calcul des compensations pour une retenue de 590 km² (mesure n°42 duPAE) ......................................................................................................................... 75

Tableau 27 : rappel des coûts des mesures liées au thème « Mines » .............................. 76

Tableau 28 : cotes de digue à la traversée du Lom à Touraké en fonction de la cote de RN................................................................................................................................. 79

Tableau 29 : variation du coût du pont sur le Lom à Touraké (tâche n°2/6/33) ................... 79

Tableau 30 : variation du coût du franchissement de la Mali (tâche n°2/6/32) .................... 80

Tableau 31 : calcul du coût du chemin Biboko/Mbitom entre 670 m et 675 m .................... 80

Tableau 32 : variation du coût du chemin Biboko/Mbitom (tâche n°36) .............................. 81

Tableau 33 : Impact des déficits de remplissage en queue de retenue .............................. 82

Tableau 34 : dénombrement des installations humaines sous 675 m et 670 m.................. 83

Tableau 35 : coûts des indemnisations liées au déplacement de population (MFCFA) ...... 84

Tableau 36 : calcul des mesures liées à l’archéologie entre 670 m et 675 m ..................... 85

Tableau 37 : variation du coût des mesures liées au patrimoine archéologique (tâche n°18)................................................................................................................................. 85

Tableau 38 : identification des tronçons et équipements de l’oléoduc sous 674,5 m .......... 87

Tableau 39 : coûts des solutions d’adaptation de l’oléoduc à la présence de la retenue .... 88

Tableau 40 : réduction du coût du PAE pour différentes cotes de RN................................ 88

Tableau 41 : réduction qualitative de certains impacts....................................................... 89

Tableau 42 : synthèse des réductions de coût au PAE en fonction de la cote de RN ......... 90

Tableau 43 : demande en énergie sur le RIS « scénario médian » (extrait du PDSE 2030 –volume 2 Demande)) ................................................................................................. 91

Tableau 44 : Coût du barrage en fonction de la cote de retenue normale .......................... 96

Tableau 45 : Coût environnementaux en fonction de la capacité de la retenue.................. 97

Tableau 46 : répartition dans le temps des dépenses environnementales ......................... 97

Tableau 47 : hypothèses économiques prise en compte dans l’optimisation...................... 98



ACRONYMES ET ABREVIATIONS

UNITES

AES SONEL AES - Société Nationale d’Electricité du Cameroun

AFD Agence Française de Développement

APD Avant Projet Détaillé

APS Avant Projet Sommaire

COTCO Cameron Oil Transportation Company

EIE Etude d’impact Environnemental

FCFA Francs CFA

GESRES Logiciel de modélisation hydrologique

hm3 Million de m3

km3 Milliard de m3

IRD Institut de Recherche sur e Développement ISL

MINEE Ministère de l’Energie et de l’Eau

PAD Programme d’Appui aux actions d’encadrement et de Développement

PMF Probable Maximum Flood (crue maximale probable)

PGES Plan de Gestion Environnemental et Social



1 CADRE ET OBJECTIF DE L’ETUDE

1.1 Cadre de l’é tude

L’objectif du barrage de Lom Pangar est de compléter la régularisation de la Sanaga defaçon à optimiser la production d’énergie sur les usines existantes de Song Loulou etd’Edéa et les aménagements hydroélectriques programmés sur la Sanaga, au premier rangdesquels l’aménagement de chute de Nachtigal.

L’objectif historique de la retenue de Lom Pangar est d’obtenir un débit régularisé de1 040 m3/s à Song Loulou de façon à saturer son débit d’équipement. L’Avant-projetsommaire de 1995 de Coyne et Bellier, actualisé en 1999 et 2006, fixe une cote de retenuenormale à 674,50 m, à laquelle correspond une capacité totale de 7,5 milliards de m3 (km3)et une capacité utile de 7 milliards de m3.

L’Etude d’Impact Environnemental du barrage de Lom Pangar, finalisée par le GroupementISL – Oréade-Brèche – Sogreah en Octobre 2005 a mis en avant la nécessité d’optimiser lacapacité de la retenue du barrage.

La présente étude d’optimisation est réalisée dans le cadre de l’avenant n°3 au marché del’EIE du barrage de Lom Pangar.

1.2 Rappel des conclusions de l’EIE sur l’optimisation

La problématique de l’optimisation de la retenue a été traitée dans le cadre de l’étude desAlternatives. Les conclusions de cette étude sont reprises dans la synthèse de l’EIE, citéeci-après :

Les simulations énergétiques effectuées dans le cadre de l’étude des alternativesmontrent qu’au-delà d’une capacité utile de 5,5 milliards de m3, l’augmentation duproductible est limitée. Par contre, l’énergie garantie augmente du fait d’unerégularisation interannuelle.

Par ailleurs, la réduction de la capacité de la retenue réduit quantitativement l’intensitédes différents impacts identifiés sans toutefois en supprimer aucun. Les mesurescompensatoires à prévoir sont les mêmes dans les deux cas. L’extension géographiquedes impacts est augmentée en proportion de la superficie de la retenue mais laproblématique générale est inchangée.

La recommandation de l’EIE est qu’il est nécessaire d’optimiser la capacité de laretenue dans le cadre des études d’avant projet détaillé de façon à identifier l’optimuméconomique et environnemental de la taille de la retenue. Cette optimisation devra sefaire en retenant des hypothèses hydrologiques prudentes tenant compte de labaisse observée des écoulements depuis une trentaine d’années.



1.3 Rappel des Termes de ré fé rences de l’é tude d’optimisation

Le Consultant est chargé de:

- Compléter l’étude de régularisation de la Sanaga en tenant compte de la baissetendancielle des apports observés dans les dernières décennies, sur la base desdonnées hydrologiques validées et actualisées à décembre 2005,

- Définir le productible annuel et l’énergie garantie en fonction de la capacité de laretenue et du dimensionnement de l’usine de pied,

- Analyser et quantifier l’influence de la capacité de la retenue sur les impactsenvironnementaux sur le milieu physique, le milieu biologique, la socio-économie et lemilieu humain,

- Proposer une recommandation sur la capacité optimale de la retenue, en tenant comptedes aspects économiques, environnementaux et humains.



2 METHODOLOGIE ET HYPOTHESES

2.1 Donné es d’entré e de l’é tude

Les études et données utilisées pour l’optimisation de la retenue de Lom Pangar sont lessuivantes, classées par source de production de ces données :

Maître d’ouvrage (MINEE)

- Plan de développement de l’électricité à l’horizon 2030 (PDSE 2030) et ses annexesrelatives au bassin de la Sanaga,

- APS du barrage de Lom Pangar actualisé à 2006,

- Etudes en cours sur le dimensionnement de l’aménagement de Nachtigal et lesdonnées hydrologiques associées.

AES-SONEL

- Données d’exploitation des barrages et des usines hydroélectriques sur la période1968-2005,

Données hydrologiques (voir détail au 3.1)

- Données hydrométriques aux stations du bassin de la Sanaga aux pas de tempsjournaliers et mensuels,

- Données pluviométriques sur le bassin de la Sanaga aux pas de temps journaliers etmensuels.

2.2 Hydrologie des apports du Lom

2.2.1 Données hydrologiques

La première étape a été le recueil des données validées sur les apports du Lom jusqu’àl’année 2003 auprès des différents détenteurs de ces données (Centre de RechercheHydrologique, AES-SONEL, Alucam-Alcan, IRD).

L’ensemble des données a été intégré dans la modélisation hydraulique du bassin de laSanaga réalisée dans le cadre de la présente étude.

2.2.2 Période de référence

L’approche suivie à l’APS fait implicitement l’hypothèse d’un caractère cyclique del’hydrologie alors que l’EIE s’appuie plutôt sur un modèle de baisse tendancielle en lienavec le réchauffement climatique. En s’appuyant notamment sur les rapports du GIEC(Groupe International d’Experts sur le Changement Climatique) et les travaux de l’IRD, etaprès concertation avec le maître d’ouvrage, la chronique de référence choisie est cellecorrespondant à la période postérieure à la rupture hydrologique (1970-2003).



2.3 Modé lisation hydraulique du bassin de la Sanaga

2.3.1 Modélisation hydrologique

L’optimisation de la capacité de la retenue de Lom Pangar s’effectue à partir d’unemodélisation hydrologique et hydraulique du bassin de la Sanaga, comprenant leséléments suivants :

- les trois retenues existantes de Mbakaou, Bamendjin et Mapé, définies par leurcapacité utile,

- la retenue de Lom Pangar pour plusieurs cotes de retenue normale correspondant àplusieurs capacités,

- les éléments principaux du réseau hydrographique de la Sanaga (Lom, Djerem,Sanaga, Mbam…) : ces éléments interviennent comme une fonction de transfert entreles nœuds du modèle,

- les centrales hydroélectriques existantes de production de Song Loulou et Edéa

- Les centrales hydroélectriques prévues sur la Sanaga par le PDSE 2030 (Nachtigal,Song Dong, etc…).

Les données d’entrée du modèle sont les apports naturels reconstitués sur les branchesamont du modèle (Lom Pangar, Mbakaou, Mbam, Mape, Bamendin) ainsi que les apportsdu bassin versant intermédiaire.

Des règles de gestion, basées sur le fonctionnement actuel des retenues, sont proposées.Une réflexion sur la gestion optimale est menée.

La modélisation hydrologique et hydraulique du bassin de la Sanaga est réalisée avec lelogiciel GESRES. Ce logiciel, développé par ISL depuis une dizaine d’années, a déjà étéutilisé sur de nombreux bassins versants, y compris en Afrique subsaharienne (fleuveNiger). Plusieurs modèles dédiés de gestion sont opérationnels.

Régularisation de la Sanaga

Le modèle a pour objectif de définir, en fonction de la capacité de la retenue de LomPangar ; la performance sur la régularisation de la Sanaga à Song Loulou.

L’objectif de l’étude est de calculer le débit régularisé à Nachtigal et Song Loulou enfonction :

- de la capacité de la retenue de Lom Pangar,

- du niveau du débit réservé, c’est à dire en fonction du dimensionnement de l’usine depied,

- de l’hypothèse hydrologique retenue (série à partir de 1970).

Ce calcul s’effectue par simulation du fonctionnement du système sur la chronique desannées disponibles (35 années).

La modélisation est effectuée au pas de temps journalier et basée sur des débits journaliersou mensuels suivant les données disponibles. Le pas de temps pertinent pour l’analyse dufonctionnement du bassin de la Sanaga est la journée, ceci pour prendre en compte defaçon précise les temps de transfert d’eau depuis les barrages réservoirs et les apports desbassins versants intermédiaires d’une part, pour comparer les énergies produites àdifférentes capacités d’autre part.



2.4 Modé lisation é nergé tique du bassin de la Sanaga

Trois scen arii de développement ont été élaborés dans la cadre du PDSE 2030 :

- Le scénario « minimal » : poursuite des réformes structurelles, mais non atteinte desODM,

- Le scénario « médian » : poursuite des réformes structurelles, mise en œuvre du DSRP2005 et atteinte des ODM,

- Le scénario « maximal » : poursuite des réformes structurelles, mise en œuvre duDSRP 2005 et réalisation des grands projets industriels (scénario dit « des grandesambitions »).

Le scénario médian est le scénario « principal » : il correspond aux projections decroissance du DSRP révisé en 2005 pour la consommation du SP et au doublement de laproduction d’aluminium à Edéa à partir de 2010. Ce scénario table sur une vigoureusereprise économique stimulée par la poursuite des réformes structurelles et par lamobilisation d’investissements publics et/ou privés vers les secteurs prioritaires(infrastructures, santé et éducation) et vers les activités économiques à fort potentiel dedéveloppement (agriculture, industries agroalimentaires, tourisme, banques, commerce etautres services).

Dans ce scénario, la croissance augmente progressivement jusqu’en 2010 puis se stabiliseensuite à 6 % par an. L’inflation reste relativement faible, à 2 % par an. Le PIB par habitantcroît de 3 à 4 % par an en moyenne sur la période 2005 – 2030.

Le scénario « Médian » est retenu pour l’étude d’optimisation de la retenue. Une étude desensibilité est faite sur le scénario S0.

2.5 Mé thode d’optimisation de la retenue

L’optimisation de la capacité de Lom Pangar est réalisée en calculant le coût actualisé desatisfaction de la demande pour différentes valeurs de la capacité de la retenue. Lacapacité optimale est celle qui minimise le coût de satisfaction de la demande.

On fait l’hypothèse que l’année de mise en service des aménagements hydroélectriquesn’est pas modifiée par l’hypothèse sur la capacité de la retenue de Lom Pangar.

Pour chaque année entre 2010 et 2030, est simulé de fonctionnement du système enprenant en compte la demande de l’année considérée et le niveau de développement dusystème électrique. Cette simulation est effectuée pour l’ensemble de la chroniquehydrologique de référence (1970-2003). On calcule la puissance thermique nécessaire pourassurer le niveau de garantie recherchée et le coût de production thermique moyen sur lachronique. Chaque année, est calculée ainsi une puissance thermique à mettre en serviceet un coût de production thermique.

En pratique, pour rester conforme aux hypothèses du PDSE 2030, on déterminera la datede mise en service du cinquième groupe de Kribi.

Il est possible de calculer le coût actualisé de satisfaction de la demande pour ce plan dedéveloppement :

Ce coût se compose des éléments suivants :

- Le coût d’investissement du barrage de Lom Pangar,

- Les coûts environnementaux actualisés du barrage de Lom Pangar (PEA et GES),

- Les coûts d’investissement actualisés des aménagements hydroélectriques deNachtigal, Memvé Elé et Kikot,



- Des coûts actualisés d’exploitation des aménagements hydroélectriques,

- Des coûts actualisés d’investissement thermique supplémentaire,

- Des coûts actualisés de la production thermique nécessaire pour assurer le niveau degarantie de production requis.

Il est noté que les coûts d’investissement et de production des aménagements deproduction sont indépendants de la capacité de la retenue de Lom Pangar. Ils peuvent doncêtre éliminés de la comparaison.

Pour l’optimisation, sont retenues les hypothèses économiques suivantes :

- Taux d’actualisation économique (PDSE 2030) : 10%,

- Taux d’actualisation de la valorisation des GES : 0,1%,

- Coût de production du thermique1, suivant PDSE 2030

Kribi : 15 FCFA/kWh

HFO : 36 FCFA/kWh

- Coût de la tonne équivalent CO2 : 10 €/t avec étude de sensibilité dans la gamme 5 à15 €/t.

Le taux d’actualisation économique des GES a été fixé à 0,1% suivant lesrecommandations du rapport Stern2 sur l’économie du changement climatique. Ce taux trèsfaible revient à considérer que les GES produit en fin d’analyse, c’est à dire 2030, sont pluspénalisants que ceux produits en début de période. Cette faible actualisation est égalementcohérente avec l’analyse qui a été faite dans l’étude des Alternatives au projet Lom Pangarpour comparer la filière hydroélectrique et la filière thermique, dans laquelle aucuneactualisation des GES n’a été prise en compte.

1 PCI (HFO) = 42,4 MJ/kg consommation spécifique 8 MJ/kwh

190 FCFA/kg / 42,4 MJ/kg x 8 MJ/kWh = 36 F CFA/kWh

1 MJ = 0,287 kWh

2 « Stern Review » Sir Nicholas Stern, Head of the United Kingdom Government Economics Service and Adviserto the Government on the economics of climate change and development – Update January 2007



3 MODELISATION HYDRAULIQUE DE LA SANAGA

3.1 Donné es de base

Les données concernent :

- Les débits aux stations hydrométriques,

- Les débits, volumes retenus et lâchés aux barrages de régulation existants,

- Les paramètres climatologiques permettant d’estimer l’évapotranspiration potentielle etla lame d’eau tombée.

3.1.1 Les débits

Le tableau ci-après rappelle la localisation des stations hydrométriques :

Station Rivière Altitude du zéro (m) Superficie du bassinversant (km²)

Bamendjin Noun 1131.1 2190

Bafoussam Noun 986.75 4780

Mapé Magba 683.89 4020

Mantoum Mbam 660 14700

Goura Nbam 392 42300

Bétaré Oya Lom 662 11100

Mbakaou Djérem 823.69 20200

Goyoum Sanaga 616.71 50500

Nanga-Eboko Sanaga 566.92 65100

Nachtigal Sanaga 425.91 76000

Song-Loulou Sanaga 130000

Edéa Sanaga 25 131500

Tableau 3-1 : liste des stations hydrométriques (source : JC Olivry 1986)

Rappelons que le bassin versant contrôlé par le barrage de Lom Pangar est de 19 700 km².



Le tableau ci-dessous présente les données sous format informatique recueillies :

Rivière Site Description Période Fréquence Source

Edéa Débits moyens mensuels reconstitués 1965-2003 mensuelle AES-SONEL

Débits moyens mensuels mesurés àla station d'Edéa

1945-1980 mensuelle IRD

Débits journaliers mesurés à Edéa 1959-1970 journalière IRD

Nachtigal Débits moyens mensuels reconstitués 1973-2003 mensuelle ALUCAM

Débits moyens mensuels mesurés àla station de Nachtigal


Débits journaliers mesurés àNachtigal

1959-1970 journalière IRD

Débits journaliers mesurés àNachtigal

1972-1987 journalière ALUCAM

Nanga Eboko Débits journaliers mesurés à NangaEboko


Sanaga

Goyoum Débits journaliers mesurés à Goyoum 1961-1970 journalière IRD

Mbakaou Débits moyens mensuels reconstitués 1965-2003 mensuelle AES-SONEL

Débits moyens mensuels mesurés àla station de Mbakaou

1959-1980 mensuelle IRDDjérem

Débits journaliers mesurés àMbakaou


Bétaré-Oya Débits moyens mensuels mesurés àla station de Bétaré-Oya


Débits moyens mensuels mesurés àla station de Bétaré-Oya

1986-2003 mensuelle CRH

Débits journaliers mesurés à Bétaré-Oya


Lom

Lom-Pangar Débits moyens mensuels reconstitués 1965-2003 mensuelle AES-SONEL

Mantoum Débits journaliers mesurés àMantoum


Débits moyens mensuels mesurés àla station de Mantoum


Goura Débits moyens mensuels mesurés àla station de Goura


Mbam

Débits journaliers mesurés à Goura 1959-1970 journalière IRD



Rivière Site Description Période Fréquence Source

Bamendjing Débits moyens mensuels reconstitués 1965-2003 mensuelle AES-SONEL

Débits moyens mensuels mesurés àla station de Bamendjing


Débits journaliers mesurés àBamendjing

1965-1970 journalière IRDNoun

Bafoussam Débits journaliers mesurés àBafoussam


Magba Débits moyens mensuels reconstitués 1965-2003 mensuelle AES-SONEL

Débits moyens mensuels mesurés àla station de Magba

1952-1980 mensuelle IRDMapé

Débits journaliers mesurés à Magba 1965-1970 journalière IRD

Tableau 3-2 : liste des données hydrométriques collectées

Des données sous forme papier ont été également fournies par AES-SONEL ; il s’agit durelevé des débits journaliers sur la période d’étiage (de novembre à juillet) sur la période1981-1993 et pour les stations hydrométriques de Nachtigal, Goura, Goyoum et Mantoum.

Ces données ont été saisies sous format numérique par nos soins.

3.1.2 Débits et volumes aux barrages

Des données sous format papier ont été fournies par AES-SONEL; il s’agit de tableaux desuivi journalier figurant le volume retenu, le débit lâché, le débit entrant reconstitué à partirdu débit lâché et de l’estimation de l’évaporation. Les périodes concernées sont lessuivantes :

- Mbakaou : 1970-1994

- Mapé : 1987-1994

- Bamendjing : 1974-1995

3.1.3 Paramètres climatologiques

Les paramètres permettant d’estimer l’ETP proviennent de la monographie hydrologique del’ORSTOM (JC OLIVRY, 1986) : température moyenne, humidité relative, insolationjournalière, vitesse moyenne du vent. Les stations concernées sont les suivantes :

- Yaoundé

- BatouriI

- Yoko

- Koundja

- Ngaoundéré

- Tibati

- Bétaré Oya

- Nanga Eboko

- Edéa

- Bafia



- Banyo

Le tableau ci-dessous présente les chroniques de pluie disponibles :

Station Fréquence Période

Edéa mensuelle 1960-1982

journalière 1969-1980

Yaoundé mensuelle 1960-1982


Ngambé mensuelle 1960-1980


Nachtigal mensuelle 1961-1980


Bertoua mensuelle 1960-1980


Nanga Eboko mensuelle 1960-1980


Bafia mensuelle 1960-1980


Banganté mensuelle 1960-1980


Dschang mensuelle 1960-1980


Bafoussam mensuelle 1960-1980


Yoko mensuelle 1960-1980


Bétaré Oya mensuelle 1960-1980


Mayo Darlé mensuelle 1960-1980


Tibati mensuelle 1960-1980




Station Fréquence Période

Meiganga mensuelle 1960-1980


Banyo mensuelle 1960-1980


Ngaoundéré mensuelle 1960-1980


Magba journalière 1971-1980

Goura journalière 1969-1980

Goyoum journalière 1969-1980

Mbakaou journalière 1969-1980

Bangangté journalière 1969-1980

Tableau 3-3 : liste des stations pluviométriques

Les tableaux de suivi concernant les barrages indiquent également les valeurs de pluiejournalière et les valeurs d’évaporation prises en compte dans le calcul du débit entrant.

3.1.4 Conclusions sur les données

Au pas de temps mensuel, sur la chronique retenue (1970-2003), sont disponibles lesdébits aux stations de Mbakaou, Nachtigal, Bamendjin, Magba, Edea. Les débits à LomPangar ont été reconstitués sur cette période à partir des débits enregistrés à la station deBétaré Oya.

Au pas de temps journalier, seuls existent sous format numérique les débits de la période1959-1970. Pour les périodes plus récentes, les données sont pour la plupart disponiblessous format papier. La chronique commune aux stations correspond à la période 1981-1993. Il n’existe par contre aucune donnée sur la station de Bétaré Oya postérieure à 1970.



3.2 Mé thodologie d’analyse

L’objectif de la gestion optimisée des 4 retenues est d’utiliser au mieux le volume d’eaustocké dans la limite des possibilités de remplissage et d’évacuation des ouvrages. Dans lasituation actuelle, le gestionnaire choisit en temps réel les débits à lâcher en fonction dutaux de remplissage des ouvrages, du potentiel de remplissage à venir et de la prévisiondes volumes d’eau apportés par les bassins versants intermédiaires. La gestion actuellefait donc intervenir au pas de temps journalier :

- l’état de remplissage actuel et potentiel des barrages,

- une prévision à court terme des contributions des bassins versants intermédiaires.

Afin d’estimer l’optimum du point de vue de la capacité du barrage de Lom Pangar, il y alieu de prendre en compte a minima ces principes de gestion.

Dans la perspective d’une réduction du taux de défaillance, une gestion basée sur uncomparatif de la ressource disponible et du besoin en eau sur l’ensemble de la périoded’étiage restante semble également nécessaire.

Le logigramme ci-après résume la logique conduisant au choix des débits lâchés aux 4barrages :

X : délai de prévision proche du temps de parcours mis par l’eau lâché au barrage pourarriver au site visé par l’objectif (Nachtigal ou Song Loulou)

Y: paramètre à caler en fonction de considérations économiques.

Estimation des contributions intermédiaires à t+X jours à partir des débits enregistrés sur les stations amont non

influencés à t

Estimation du volume à lâcher à t aux barrages pour assurer les objectifs

Comparaison des volumes à lâcher à t et des volumes disponibles compte tenu du volume à conserver

Volume à conserver : Volume total nécessaire pour garantir Y années sur 10 l’objectif sur l’ensemble de la période d’étiage

Éventuellement réduction de l’objectif

Répartition du volume entre les 4 barrages en fonction de l’état et du potentiel de remplissage



L’optimisation de la gestion des 4 barrages conduit donc à estimer :

- d’un point de vue statistique, le volume à long terme sur la période d’étiage susceptibled’être mobilisé,

- les contributions des bassins versants intermédiaires en fonction des débits à l’amontdes sites de barrages,

- la relation entre état de remplissage des barrages et répartition de la demande entre les4 ouvrages.

Les deux premiers points sont traités dans le chapitre suivant traitant de l’hydrologiegénérale. Des corrélations sont recherchées entre les apports des BVI et des stations noninfluencées, situées à l’amont des barrages.

Le troisième point sera abordé lors des simulations, après présentation du modèlehydrologique de gestion GESRES I SL.

3.3 Analyse hydrologique gé né rale

3.3.1 Analyse statistique des débits et des apports

De manière générale, l’année hydrologique se décompose en 3 phases :

- Du 1er décembre au 31 mars : décrue lente de type exponentiel, pluies rares,

- Du 1er avril au 30 juin se prolongeant durant le mois de juillet sur le bassin versantintermédiaire en amont de Nachtigal (Ndjeke) : orages isolés provoquant des montéessuccessives des débits,

- De la fin de la période précédente jusqu’au 30 novembre : saison des pluies soutenantun débit élevé dans la Sanaga

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

09/12/66 28/01/67 19/03/67 08/05/67 27/06/67 16/08/67 05/10/67 24/11/67 13/01/68 03/03/68

dé

bit

(m

3/s

)

Débit Journalier Bétaré Oya Débit naturel reconstitué Goyoum

Débit Journalier Nanga Eboko Débit Journalier Nachtigal

graphe 1 : régimes hydrologiques sur la Sanaga

Les analyses statistiques ont été réalisées sur les débits moyens mensuels. Les donnéesissues des travaux réalisés dans le cadre de l’étude sur l’aménagement hydroélectrique de



Nachtigal (Alucam, Tecsult/Sogreah, février 2006) sont utilisées. Il s’agit de la reconstitutiondes débits moyens mensuels naturels à Nachtigal. A partir du suivi aux barrages, les débitsreconstitués sont également disponibles à Mbakaou, Bamendji, Mapé. Dans le cadre del’étude EIE, les débits ont été reconstitués à Edéa et Lom Pangar.

A partir de ces chroniques de débits mensuels sur la période 1970-2003, les valeurscaractéristiques ont été définies : débits mensuels 20 ans, 10 ans, 5 ans secs. Les valeurscorrespondantes pour les bassins versants intermédiaires ont été également estimés. Aupréalable, la chronique a été reconstituée à partir d’une simple soustraction des débitsmensuels aux stations :

Débit mensuel BVI01= débits mensuel Nachtigal-débit mensuel Mbakaou-débit mensuelLom Pangar

Débit mensuel BVI02 = débit mensuel Edéa-débit mensuel Nachtigal-débit mensuel Mapé-débit mensuel Bamendji.

Le graphe ci-après présente les apports intermédiaires de BVI01 :

Apports moyens mensuels naturels à BVI01 (Nachtigal)

0

450

900

1350

1800

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Déb

it (

m3/s

)

20 ans humide10 ans humide5 ans humideMédiane5 ans sec10 ans sec20 ans sec

AVRIL MARSSEPTEMBRE

graphe 2 : statistique des apports intermédiaires BVI01

Les tableaux ci-après présentent la ressource en eau disponible selon les saisons par sous-bassins versants :

Lom Pangar

LomVolume année

décennale sèche (hm3)volume annéemédiane (hm3)

débit moyen 10 anssec (m3/s)

débit moyen annéemédiane (m3/s)

déc-mars 481 888 59.9 85.7

avril-juin 460 887 59.1 114.1

juillet-novembre 3850 5863 297.0 452.4

Tableau 3-4 : volumes et débits moyens à Lom Pangar selon les 3 périodes hydrologiques



Mbakaou

MbakaouVolume année




déc-mars 412 727 50.2 70.1

avril-juin 495 1035 63.7 133.1


Tableau 3-5 : volumes et débits moyens à Mbakaou selon les 3 périodes hydrologiques

Bassin versant intermédiaire BVI1

BVI01Volume année




déc-mars 685 1254 84.9 121.0

avril-juin 725 1304 93.2 167.7


Tableau 3-6 : volumes et débits moyens de BVI01 selon les 3 périodes hydrologiques

Nachtigal

NachtigalVolume année




déc-mars 1999 3205 232.8 309.1

avril-juin 1906 3039 245.1 390.9


Tableau 3-7 : volumes et débits moyens à Nachtigal selon les 3 périodes hydrologiques

Mapé

MapéVolume année

décennale sèche (hm3)volume année médiane

(hm3)débit moyen 10 ans

sec (m3/s)débit moyen année

médiane (m3/s)

déc-mars 49 189 9.4 18.2

avril-juin 124 364 15.9 46.8


Tableau 3-8 : volumes et débits moyens à Mapé selon les 3 périodes hydrologiques

Bamendjin

BamendjinVolume année

décennale sèche (hm3)volume année médiane

(hm3)débit moyen 10 ans

sec (m3/s)débit moyen année

médiane (m3/s)

déc-mars 42 102 6.0 9.8

avril-juin 84 197 10.8 25.3


Tableau 3-9 : volumes et débits moyens à Bamendjin selon les 3 périodes hydrologiques



Bassin versant intermédiaire BVI2

BVI02Volume année décennale

sèche (hm3)volume année médiane

(hm3)débit moyen 10ans sec (m3/s)


déc-mars 883 1781 114.9 171.8

avril-juin 1315 2329 169.1 299.5


Tableau 3-10 : volumes et débits moyens apportés par BVI02 selon les 3 périodeshydrologiques

Edéa

EdéaVolume année décennale

sèche (hm3)volume annéemédiane (hm3)

débit moyen 10ans sec (m3/s)


déc-mars 3277 5340 384.4 515.1

avril-juin 3560 5635 457.8 724.7


Tableau 3-11 : volumes et débits moyens à Edéa selon les 3 périodes hydrologiques

L’analyse statistique conduit aux conclusions suivantes :

- En année décennale sèche, le volume disponible durant la période de remplissage dubarrage de Lom Pangar est de 4 km3 environ (5.5 à 6 km3 en année médiane),

- En année décennale sèche, le volume disponible durant la période de remplissage dubarrage de Mbakaou est de 6.5 km3 environ soit plus de 2 fois la capacité du réservoir,

- Le volume disponible au barrage de Mapé durant la période de remplissage en annéedécennale sèche est 2 fois inférieur à la capacité du réservoir. Il en est de même pourle barrage de Bamendjin ; les capacités disponibles sont atteintes en annéequinquennale humide,

- En année décennale sèche, les débits moyens sur la période de soutien d’étiagecorrespondant aux bassins versants intermédiaires BVI01 et BVI02 sont de 90 et 140m3/s respectivement soit 15% de la demande à Nachtigal et 20% de la demande à SongLoulou,

- Le bassin versant intermédiaire BVI01 n’est affecté d’une montée significative desdébits qu’à partir du mois d’août et non dès le mois de Juillet comme pour les bassinsversants du Lom et de Mbakaou.

Ce dernier point est illustré par le graphe ci-après présentant les débits à la station deNgongon sur le Djeké.



Superposition des hydrogrammes mesurés à Ngongon

0

100

200

300

400

500

0 31 61 92 122 153 183 214 244 275 305 336 366

jours

déb

it (

m3/

s)

1968-69 1969-70

avril mai juin juillet août septembre

octobre novembre

décembre

janvier février mars

graphe 3 : débits enregistrés à la station de Ngongon sur la période 1968-1970

3.3.2 Evolution des débits en période d’étiage

Du 1er décembre au 31 mars

La décrue suit une loi exponentielle.

Q=Q0 exp (-α t) avec Q0 débit au 1er janvier, t : temps en jour, α coefficient detarissement, 1/α : constante de temps du phénomène..

A partir des débits journaliers enregistrés sur la période 1959-1970, il est possible depréciser cette évolution par la détermination du coefficient α.



Tarissement - la Sanaga à Nachtigal

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

153 184 214 245 275

ln (d

ébit

(m3/

s))

1959-60 1960-61 1961-62

1963-64 1965-66 1966-67

1967-68 1968-69

décembre janvier février mars

graphe 4 : évolution des débits d’étiage à Nachtigal – période 1959-1969



Le tableau ci-après présente pour chacune des années le coefficient a :

Station année α R² Station année α R²

65-66 0.0364 0.9976 59-60 0.0194 0.9873

66-67 0.0347 0.9935 60-61 0.0215 0.9834

67-68 0.0350 0.9958 61-62 0.0194 0.9912

68-69 0.0333 0.9965 62-63 0.0186 0.9806

Bam

end

jing

69-70 0.0316 0.9884 63-64 0.0206 0.9921

59-60 0.0327 0.9764 64-65 0.0166 0.9947

60-61 0.0363 0.9155 65-66 0.0201 0.9863

61-62 0.0320 0.9928 66-67 0.0187 0.9760

62-63 0.0262 0.9742 67-68 0.0194 0.9925

63-64 0.0354 0.9811

Mb

akao

u

68-69 0.0211 0.9837

65-66 0.0347 0.9785 59-60 0.0189 0.9918

66-67 0.0333 0.9848 60-61 0.0179 0.9681

67-68 0.0382 0.9754 61-62 0.0125 0.9804

68-69 0.0355 0.9683 62-63 0.0121 0.9663

Map

é

69-70 0.0431 0.9839 63-64 0.0129 0.9714

59-60 0.0165 0.9746 64-65 0.0122 0.9923

60-61 0.0190 0.9631 65-66 0.0171 0.9734

61-62 0.0155 0.9820 66-67 0.0153 0.9710

63-64 0.0163 0.9687 67-68 0.0140 0.9950

65-66 0.0179 0.9844

Bét

aré-

Oya

68-69 0.0133 0.9915

66-67 0.0159 0.9631 61-62 0.0177 0.9152

67-68 0.0167 0.9846 62-63 0.0159 0.9516

Nac

htig

al

68-69 0.0184 0.9944 63-64 0.0179 0.9688

59-60 0.0196 0.9861 65-66 0.0193 0.9936

60-61 0.0206 0.9536 66-67 0.0177 0.9742

61-62 0.0200 0.9934 67-68 0.0181 0.9940

62-63 0.0190 0.9538

Go

you

m

68-69 0.0180 0.9967

63-64 0.0180 0.9714

64-65 0.0184 0.9873

65-66 0.0185 0.9880

66-67 0.0172 0.9643

67-68 0.0189 0.9888

Ed

éa

68-69 0.0171 0.9959

Tableau 3-12 : valeurs du coefficient de tarissement sur la période 1959-1969



Moyenne Ecart type Valeur maximale

Bamendjin 0.034 0.002 0.036

Mapé 0.033 0.004 0.036

Mbakaou 0.020 0.001 0.022

Bétaré Oya 0.015 0.003 0.019

Goyoum 0.017 0.001 0.019

Nachtigal 0.017 0.001 0.019

Edéa 0.019 0.001 0.021

Tableau 3-13 : moyenne et écart type des coefficients de tarissement aux stations

Il est constaté des fonctionnements hydrologiques très voisins en décrue à Mbakaou,Bétaré Oya, Goyoum, Nachtigal et Edéa. Le coefficient de tarissement maximal avoisine0.02. Les coefficients de tarissement de Bamendjin et Mapé, stations qui contrôlent desbassins versants de plus faible taille sont très supérieurs.

L’ordre de grandeur des coefficients de tarissements est vérifié sur la période plus récenteen analysant la décrue résultant de l’analyse statistique. Le graphe ci-après présentel’ajustement à une fonction exponentielle de la décrue du bassin versant intermédiaireBVI01 ; le coefficient est de 0.018 en année décennale sèche :

Q10sec = 128.11e-0.018x

R2 = 0.9855

0.050.0

100.0

150.0200.0250.0300.0

350.0

0 20 40 60 80 100

temps (jours)

déb

it (m

3/s

)

20 ans humide 10 ans humide 5 ans humide

Médiane 5 ans sec 10 ans sec

20 ans sec Exponentiel (10 ans sec)

graphe 5 : évolution des débits mensuels « statistiques »sur le BVI01



Pour la station de Nachtigal, le coefficient est de 0.021 :

y = 413.94e-0.0218x

R2 = 0.9994

0.0100.0200.0300.0400.0500.0600.0700.0800.0

0 20 40 60 80 100

temps (jours)

dé

bit

(m

3/s

)

5 ans humide Médiane 5 ans sec

10 ans sec 20 ans sec Exponentiel (10 ans sec)

graphe 6 : évolution des débits mensuels « statistiques » à Nachtigal

3.3.3 Estimation de la ressource mobilisable à long terme

Les chapitres précédents ont permis d’estimer les volumes mobilisables à long terme (sur lapériode d’étiage) dans la perspective de la satisfaction de la demande en eau durant lapériode d’étiage.

Le graphe suivant présente la ressource naturelle disponible de décembre à juillet en amontde Nachtigal et le volume à conserver selon les mois aux barrages de Mbakaou et LomPangar pour garantir la demande sur une année décennale sèche :

débit naturel à Nachtigal et volume à conserver

pour assurer l'objectif

0.0200.0

400.0

600.0

800.0

Janv

ier

Mar

sAvri

lM

aiJu

in

Juille

t

déb

it (

m3/

s)

01000200030004000500060007000

volu

me

à co

nse

rver

(h

m3)

débit 10 ans secs (m3/s) volume à conserver

graphe 7 : volume à conserver à Mbakaou et Lom Pangar pour assurer l’objectif



Le graphe ci-après présente la même analyse pour Song Loulou :

débit naturel à Edea et volume à conserver pour

assurer l'objectif

0.0200.0400.0600.0800.0

1000.01200.01400.0

Janv

ier

Mar

sAvr

ilM

aiJu

in

Juille

t

déb

it (

m3/

s)

020004000600080001000012000

volu

me

à co

nse

rver

(h

m3)

débit 10 ans secs (m3/s) volume à conserver

graphe 8 : volume à conserver à Mbakaou, Lom Pangar, Mapé et Bamendjin pour assurerl’objectif

L’analyse des débits sur la période décembre-mars a permis de mettre en évidence qu’uneprévision à long terme était possible, le tarissement présentant une évolution quasiconstante d’une année à l’autre. Dans ces conditions, le calcul du volume à conserverpourra s’estimer :

- à partir de la ressource disponible jusqu’en mars par intégration de la courbe detarissement,

- à partir du calcul statistique des ressources disponibles sur la période avril-juillet.

3.3.4 Prévision à court terme des contributions intermédiaires

Temps de propagation

L’analyse des temps de propagations peut être réalisée à partir de la visualisation deshydrogrammes aux différentes stations mais aussi de l’estimation des covariancesattachées à un décalage temporel donné entre les informations enregistrées en deuxstations.

Les temps de propagation ainsi mis en évidence peuvent être un peu différents selon lerégime hydrologique.



Retards de Nachtigal par rapport à Goyoum et Bétaré Oya

Le corrélogramme ci-après présente les résultats sur la période 1er avril-30 juin :

Sur la période 1er juillet-30 novembre :



Débits à Edéa par rapport à Bétaré Oya, Nachtigal et Mapé

1er avril-30 juin



1er juillet-30 novembre

D’après l’analyse des covariances, les temps de propagation sont de 4 à 5 jours entreBétaré-Oya et Nachtigal, de 3 à 4 jours entre Mbakaou et Nachtigal, de 5 à 7 jours entreBétaré Oya et Edéa, de 3 à 5 jours entre Mapé et Edéa. Les eaux mettent 2 à 3 jours deplus à rejoindre Edéa à partir de Mbakaou qu’à partir de Mapé.

Période 1er avril-30 juin



Corrélations entre contributions

Bassin versant amont de Nachtigal

Des corrélations sont recherchées entre les débits journaliers naturels à Mbakaou,Goyoum, Nachtigal et Bétaré Oya.

Corrélation entre les débits à Goyoum et à Mbakaou

L’analyse des covariances montre qu’un retard d’une journée sépare les deux stations deMbakaou et Goyoum. Un modèle linéaire a été ajusté afin de reproduire à partir des débitsenregistrés à Mbakaou les débits à Goyoum. Les résultats sont les suivants :

Période Equation R² based’apprentissage

R² base detest

Décembre-mars Goyoum(t)=2.73 Mbakaou(t-1j) + 10.1 0.98 0.95

Avril-juin Goyoum(t)=1.58 Mbakaou(t-1j)+85.2 0.83 0.9

Base d’apprentissage décembre-mars : 1963-1965-1966-1968

Base de test décembre-mars : 1964-1967-1969

Base d’apprentissage avril-juin : 1961-1962-1963-1965-1966-1968

Base de test avril-juin : 1964-1967-1969

Corrélation entre les débits à Goyoum et Bétaré Oya

Un retard d’une journée sépare les deux stations de Bétaré Oya et Goyoum. Un modèlelinéaire a été ajusté afin de reproduire à partir des débits enregistrés à Bétaré Oya lesdébits à Goyoum. Les résultats sont les suivants :


R² base detest

Décembre-mars Goyoum(t)= 5.48 B.Oya(t-1j)-89.6 0.92 0.85

Avril-juin Goyoum(t)=4.34 B.Oya(t-1j)+24.3 0.62 0.70

La corrélation est satisfaisante en période de tarissement de la nappe.

Elle est beaucoup moins convaincante durant la seconde période de la saison sèche. Lesgraphes ci-après présentent les débits reconstitués à partir du modèle sur la saison 1969,sur les deux période de référence.



graphe 9 : débits simulés à Goyoum par corrétation avec Bétaré Oya (décembre à mars)

graphe 10 : débits simulés à Goyoum par corrélation avec Bétaré Oya (avril à juin)



Prévision des débits à Goyoum en fonction des débits à Bétaré Oya et Mbakaou

Les ajustements fournissent les relations suivantes :


R² base detest

Décembre-mars Goyoum(t)= 0.533 B.Oya(t-1j)+2.48Mbakaou(t-1j)-1.71

0.98 0.96

Avril-juin Goyoum(t)=1.84 B.Oya(t-1j)+1.2Mabakaou(t-1j)+10.5

0.90 0.92

De manière générale, il est constaté de grandes disparités entre les contributions àMbakaou et à Bétaré Oya.

Le débit à Goyoum est expliqué autant par le débit à Bétaré Oya que par celui enregistré àMbakaou.

050

100150200250300350400450500

01/04/1968

15/04/1968

29/04/1968

13/05/1968

27/05/1968

10/06/1968

24/06/1968

déb

it (

m3/

s)

Débit Journalier Bétaré Oya débit reconstitué Mbakaou

graphe 11 : évolution des débits à Bétaré Oya et Mbakaou sur la période avril-juin 1965

graphe 12 : évolution des débits à Bétaré Oya et Mbakaou sur la période avril-juin 1967

0

50

100

150

200

250

01/04

/196

7

08/04

/196

7

15/04

/196

7

22/04

/196

7

29/04/

1967

06/05/

1967

13/05

/196

7

20/05

/196

7

27/05

/196

7

03/06

/196

7

10/06

/196

7

17/06

/1967

24/06

/1967

déb

it (

m3/

s)

Débit Journalier Bétaré Oya débit reconstitué Mbakaou



Corrélation entre les débits à Goyoum et Nachtigal

Le retard entre les deux stations est de 2 à 3 jours. Deux modèles linéaires ont été testésen considérant ces deux retards. Il a été constaté une meilleure représentation en prenanten compte un retard de 3 jours.

Les résultats sont les suivants :


R² base detest

Décembre-mars Nachtigal(t)=1.14 Goyoum(t-3j) + 68.7 0.97 0.94

Avril-juin Nachtigal(t)=1.27 Goyoum(t-3j)+87.9 0.91 0.93

Conclusions pour la période décembre-juin

Il est possible dans des conditions satisfaisantes de déduire à partir de la connaissance desdébits naturels à Mbakaou les débits à Goyoum. Des débits à Goyoum, il est possible dedéduire les débits à Nachtigal. On en déduit une estimation des contributionsintermédiaires en fonction du débit naturel à Mbakaou. Il a cependant été mis en évidenceune difficulté d’estimation de la contribution du Lom à partir des enregistrements aux autresstations.

Période décembre-mars :

L’estimation de la contribution du bassin versant intermédiaire compris entre Goyoum etNachtigal se déduit de la relation entre Nachtigal et Goyoum d’une part, de la relation entreGoyoum et Mbakaou d’autre part :

Nachtigal(t)=1.14 Goyoum(t-3j) + 68.7

∈Nachtigal(t)-Goyoum(t-3j)=0.14 Goyoum(t-3j)+68.7=0.38 Mbakaou(t-4j)+70.11

ce qui correspond à la contribution du bassin versant intermédiaire entre Goyoum etNachtigal (notée SBVI012).

L’estimation de la contribution du bassin versant intermédiaire correspondant au Djérem àl’aval de Mbakaou, au Lom à l’aval de Lom Pangar et à la Sanaga entre la confluence etGoyoum (noté SBVI011) est obtenue à partir des relations entre Mbakaou, Bétaré Oya etGoyoum. Il est fait l’hypothèse que le débit à Lom Pangar se déduit du débit de celuienregistré à Bétaré Oya par multiplication d’un facteur 1.6, conformément aux résultats de‘APS COB et des études de l’EIE).

SBVI011=Goyoum(t)-Mbakaou(t-1j)-Lom Pangar(t-1j)= Goyoum(t)-Mbakaou(t-1j)-1.6B.Oya(t-1j)

Goyoum(t)= 0.533 B.Oya(t-1j)+2.48 Mbakaou(t-1j)-1.71

Et Goyoum(t)=2.73 Mbakaou(t-1j)+10.1

∈SBVI011=0.98 Mbakaou(t-1j)-25

La contribution de SBVI01 se déduit de SBVI011 et SBVI012 en considérant que lacontribution de SBVI12 a un temps de transfert de 3 jours jusqu’à Nachtigal :

SBVI01=SBVI011+SBVI012=1.36 Mbakaou(t-4j)+45.11



Période avril-juin

Nachtigal(t)=1.27 Goyoum(t-3j)+87.9

Nachtigal(t)-Goyoum(t-3j)=0.27 Goyoum(t-3j)+87.9=0.43 Mbakaou(t-4j)+111

SBVI011=Goyoum(t)-Mbakaou(t-1j)-Lom Pangar(t-1j)= Goyoum(t)-Mbakaou(t-1j)-1.6B.Oya(t-1j)

Goyoum(t)=1.84 B.Oya(t-1j)+1.2 Mabakaou(t-1j)+10.5

Et Goyoum(t)=1.58 Mbakaou(t-1j)+85.2

∈SBVI011=0.25 Mbakaou(t-1j)+20

SBVI01=SBVI011+SBVI012=0.68 Mbakaou(t-4j)+131

Cas particulier du mois de juillet

Des corrélations ont été recherchées sur la période de juillet. Les coefficients de corrélationsont plus faibles. La relation entre Mbakaou et Goyoum est la suivante :

Goyoum(t)=1.52 Mbakaou(t-1j)+2 Goyoum(t)=1.58 Mbakaou(t-1j)+85.177

R² base d’apprentissage : 0.66,

R² base de test : 0.68.

On constate que la relation est voisine de celle issue d’un ajustement sur la période avril-juin.

La corrélation entre Goyoum et Nachtigal est par contre très différente :

Nachtigal(t)=1.01 Goyoum(t-3j)+174

R² base d’apprentissage : 0.92,

R² base de test : 0.74.

On constate que le débit du sous bassin SBVI012 n’a pas progressé à hauteur des bassinsversants amont. Les variations de débit à Nachtigal sont expliquées par les variations dedébit à l’amont de Goyoum.

Bassin versant en aval de Nachtigal

Corrélation des débits entre Nachtigal et Edéa

Le retard entre les deux stations est de 2 jours.



R² base detest

Décembre-mars Edéa(t)=1.92 Nachtigal(t-2j) –45.5 0.99 0.98

Avril-juin Edéa(t)=2.08 Nachtigal(t-2j)+37.5 0.91 0.94



Le modèle est très correct sur la période décembre-mars confirmant l’homogénéité de laréponse hydrologique sur cette période (graphe 13). Sur la période avril à juin, des écartspeuvent apparaître (graphe 14).

graphe 13 : débits simulés à Edéa par corrélation avec Nachtigal décembre à mars

graphe 14 : débits simulés à Edéa par corrélation avec Nachtigal : avril à juin



Sur cette période, l’ajout du débit du Mbam en variable exogène supplémentaire améliore lerésultat.

Corrélation des débits entre Nachtigal, Goura et Edéa sur la période avril-juin

Le retard entre les stations de Goura sur le Mbam et d’Edéa est de 2 jours.



R² base detest

Avril-juin Edéa(t)=0.903 Goura(t-2j)+1 .25Nachtigal(t-2j)+105

0.96 0.97

graphe 15 : débits simulés à Edéa par corrélation avec Nachtigal et Goura

Corrélations entre Goura et Mapé

Aucune relation satisfaisante n’a été mise en évidence entre les deux stations. Lesdifférences de taille de bassin versant d’une part, le fonctionnement particulier du hautbassin versant du Nbam d’autre part (coefficient de tarissement très différents descoefficients rencontrés) expliquent ce fait.

Conclusions

Une corrélation satisfaisante existe entre les débits à Nachtigal et à Edéa durant lapremière période de soutien d’étiage. Durant la période avril-juin, la corrélation est demoindre qualité ; elle est améliorée en ajoutant comme variable le débit enregistré à Goura.Cette relation ne permet pas cependant d’établir une relation entre la contribution du bassinversant intermédiaire et des débits mesurés sur des stations non influencées.



Il n’a pas été mis en évidence de relation simple entre les débits à Mapé et Bamendjin etceux enregistrés à Edéa. Il n’est donc pas possible d’estimer en toute rigueur lescontributions du bassin versant intermédiaire BVI02 (constituées des apports du Nbamamputé du bassin versant contrôlé par le barrage de Mapé, de ceux du Noun amputé dubassin versant contrôlé par le barrage de Bamendjin et de la Sanaga entre Nachtigal etEdéa).

Bassin versant en aval de Nachtigal

Il est fait l’hypothèse que les contributions naturelles des bassins versants situés en amontde Mapé et Bamendjin sur la période décembre-juin sont négligeables. Ceci revient àconsidérer que la différence des débits entre Nachtigal et Edéa est représentative de lacontribution du bassin versant intermédiaire SBVI02. Au regard des débits moyensmensuelles, l’erreur est de 9 à 10% durant la période avril-juin et de 15% environ sur lapériode décembre-mars.

Décembre-mars

Edéa(t)=1.92 Nachtigal(t-2j) –45.5 = 5.97 Mbakaou (t-6j)+108.5

La contribution du bassin versant intermédiaire peut s’estimer à partir du débit naturel àMbakaou 6 jours avant :

Edéa(t)-Nachtigal(t-2j)= 2.86 Mbakaou (t-6j)+28

Avril-juin

Edéa(t)=2.08 Nachtigal(t-2j)+37.5=6.47 Mbakaou (t-6j)+204

Edéa(t)-Nachtigal(t-2j)=3.36 Mbakaou(t-6j)+124

Synthèse des contributions des bassins versants intermédiaires

Le tableau ci-après synthétise les estimations des contributions des bassins versantsintermédiaires en fonction des débits connus enregistrés au droit de stations noninfluencées:

Décembre-mars Avril-juin juillet

SBVI011 0.98 Mbakaou(t-4j)-25 0.25 Mbakaou(t-1j)+20 0.25 Mbakaou(t-4j)+20

SBVI012 0.38 Mbakaou(t-4j)+70.11 0.43 Mbakaou(t-4j)+111 174

SBVI01 1.36 Mbakaou(t-4j)+45.11 0.68 Mbakaou(t-4j)+131 0.25 Mbakaou(t-4j)+194

SBVI02 2.86 Mbakaou (t-6j)+28 3.36 Mbakaou(t-6j)+124 -

Tableau 3-14 : relations entre les contributions intermédiaires et le débit à Mbakaou



Vérification des relations par comparaison aux débits mensuels sur lachronique récente.

Les relations mises en évidence l’ont été par calage sur la période 1959-1969 réputéehumide par rapport à la chronique 1970-2000. Il est constaté en particulier des valeursconstantes au second terme des relations linéaires qui conduisent à un débit minimum pourles contributions des sous-bassins versants intermédiaires de 131 m3s et 124 m3/s sur lapériode avril-juin.

Afin de vérifier la validité de ces relations sur la chronique 1970-2000, le bilan des volumesa été réalisé sur la base des débits journaliers reconstitués et comparé au débit mensueldu bassin versant intermédiaire lui même reconstitué lors des études précédentes. Letableau ci-après présente les résultats sous la forme de la moyenne et l’écart-type desrapports des débits mensuels :

Déc. Janv. Fév. Mars Avril Mai Juin Juil.

Moyenne. 0.90 0.90 1.10 1.10 1.45 1.1 1.3 1.50

ECT 0.55 0.40 0.40 0.90 0.55 0.30 0.95 0.65

Tableau 15 : rapport des débits mensuels calculés et observés du bassin versantintermédiaire

Il est constaté des différences notables pour les mois d’avril et juillet. Les difficultésd’évaluation des débits au mois de juillet avaient été relevées lors de la recherche decorrélations. Le mois d’avril constitue également un mois charnière entre la période detarissement de la nappe et la petite saison des pluies.

De manière plus détaillée, il est constaté que les périodes sèches sont mal reproduites. Lesdébits en 1983 sont surestimés d’un facteur 2 par rapport à la réalité. Les débits en 1983ont été inférieurs à 100 m3/s à Nachtigal durant une longue période, valeur inférieure auxconstantes intervenant dans les relations linéaires entre le débit à Mbakaou et celuicorrespondant au bassin versant intermédiaire.

3.3.5 Conclusions intermédiaires

L’analyse hydrologique propose des relations permettant de choisir le débit total à lâcher enfonction des prévisions de ressources à court et long terme.

Le débit lâché à Lom-Pangar atteint Nachtigal en 4 jours. Les lâchés de Mbakaou et LomPangar sont concomitants. Les relations linéaires établies entre les apports intermédiaireset le débit naturel à Mbakaou permettent en théorie de gérer les lâchés. Il est constatécependant que sur la période avril-juillet, l’exercice est difficile et en particulier pour les moisd’avril et de juillet.

L’analyse statistique des apports et des contributions intermédiaires ajoutés au stockdisponible dans les barrages au temps t permettent d’estimer la ressource disponiblejusqu’à la fin de la période d’étiage. En fonction de cet état, les objectifs peuvent être revusà la baisse.



La ressource disponible peut être en réalité appréciée de manière plus précise sur lapériode décembre-mars puisque sur cette période il a été mis en évidence que ladécroissance des débits suivait une loi exponentielle de coefficient quasiment constant.

3.4 Modé lisation de la ré gulation par le barrage de Lom pangar

3.4.1 Présentation du logiciel et architecture du modèle

Architecture du modèle :

Le logiciel GESRESISL est utilisé pour simuler les situations hydrologiques et hydrauliquessur le bassin versant et le cours de la Sanaga jusqu’à Edéa. GESRES ISL comprend :

- Un modèle de propagation permettant de simuler les transferts des eaux dans le réseauhydrographique,

- Un modèle de simulation du fonctionnement des barrage de retenues permettant detester différentes règles de gestion.

Les étapes de construction du modèle sont les suivantes :

- Découpage des cours d’eau en tronçons homogènes,

- Reconstitution des apports intermédiaires,

- Construction du modèle de propagation,

- Calage sur les stations présentes le long du fleuve.

Le modèle de propagation comprend quatre nœuds d’entrée correspondant aux troisbarrages existants et au projet de Lom Pangar. Les cours d’eau ainsi intégrés au modèlesont :

- Le Djérem, de Mbakaou à la confluence avec le Lom (160 km),

Estimation des contributions intermédiaires à t+X jours à partir des débits enregistrés sur les stations amont non

influencés à t

Estimation du volume à lâcher à t aux barrages pour assurer les objectifs

Comparaison des volumes à lâcher à t et des volumes disponibles compte tenu du volume à conserver

Éventuellement réduction de l’objectif

Répartition du volume entre les 4 barrages en fonction de l’état et du potentiel de remplissage

Contributions des BVI

en fonction de

Mbakaou(t-4jours) et

Mbakaou(t-6 jours)

volume à conserver :

décroissance exponentielle

des volumes jusqu’en avril

+ volume moyen dépassé X

années sur 10 sur la

période avril-juillet



- Le Lom, du site de Lom Pangar à la confluence avec le Djérem (20 km),

- La Sanaga, de la confluence Djérem-Lom au débouché en mer (580 km),

- Le Mbam, de la confluence avec la Mapé à la confluence avec la Sanaga (250 km),

- Le Noun, de Bamendjin à la confluence avec le Mbam (190 km).

La figure ci-après présente l’architecture du modèle de propagation.

Figure 1 : architecture du modèle de propagation

Le linéaire modélisé couvre près de 1 200 km. Ces cours d’eau ont été décomposés en 70tronçons homogènes de 15 à 20 km.



Compte tenu de la régularité du cours d’eau, la simulation est basée sur une propagationsimplifiée.

Pour les calculs de propagation de l’hydrogramme le long des biefs, GESRES I SL utilise laméthode de Muskingum, développée par Mc Carty en 1938 lors de l’étude de la rivière deMuskingum.

Phénomènes pris en compte dans le calcul :

Le modèle permet de prendre en compte un certain nombre de phénomènes :

- Propagation des débits dans le lit majeur et le lit mineur des cours d’eau,

- Stockage d’eau dans les barrages-réservoirs,

- Gestion des barrages-réservoirs (débits lâchés),

- Pertes par évaporation dans les réservoirs,

- Pertes par évaporation dans les biefs,

Données d’entrée :

Aux quatre nœuds d’entrée du modèle, les chroniques de débits journaliers naturelsreconstitués sont directement injectées dans le réseau. Ces chroniques sont issues desétudes de l’EIE et de Nachtigal et des analyses exposées aux chapitres précédents.

Au pas de temps journalier, le calage des apports des bassins versants intermédiaires àNachtigal et Edéa est réalisé comme suit :

- BVI 01 : débit naturel reconstitué à Nachtigal – débits naturels reconstitués à Mbakaouet Lom Pangar propagés,

- BVI 02 : débit naturel reconstitué à Edéa – débits naturels reconstitués à Nachtigal,Mapé et Bamendjin propagés.

Les profils en travers du Lom et de la Sanaga levés dans le cadre de l’EIE ont été intégrésau modèle. Pour le Djérem, le Mbam et le Noun, des profils en travers théoriques ont étéconstruits sur la base de descriptions des cours d’eau (Monographie) et de photosaériennes.

Calage du modèle de propagation :

Le calage du modèle de propagation consiste en l’ajustement des coefficients defrottements sur chaque bief. Ce calage utilise les données de débits journaliers mesurésaux stations hydrométriques. Les valeurs de coefficients de Strickler retenues sont lessuivantes :

- Djérem entre Mbakaou et Goyoum : KStr = 30 en lit mineur et 10 en lit majeur,

- Lom : KStr = 30 en lit mineur et 10 en lit majeur,

- Sanaga entre Goyoum et Nanga Eboko : KStr = 20 en lit mineur et 10 en lit majeur,

- Sanaga entre Nanga Eboko et Nachtigal : KStr = 25 en lit mineur et 10 en lit majeur,

- Sanaga entre Nachtigal et Edéa : KStr = 20 en lit mineur et 10 en lit majeur,

- Mbam : KStr = 20 en lit mineur et 10 en lit majeur,

- Noun : KStr = 20 en lit mineur et 10 en lit majeur,

Ces paramètres permettent un bon calage de la propagation des débits au jour près (pasde temps du calcul). Les temps de propagation calculés par le modèle sont de 4 à 5 joursentre Mbakaou et Nachtigal, de 3 à 4 jours entre Lom Pangar et Nachtigal, 2 à 3 jours entreNachtigal et Edéa, 5 à 6 jours de Mapé à Edéa, 4 à 5 jours de Bamendjin à Edéa.



3.4.2 Reconstitution des débits journaliers sur les bassins versants intermédiaires

Afin de reconstituer les contributions des bassins versants intermédiaires, la méthodesuivante a été utilisée :

- Estimation des contributions en fonction du débit à Mbakaou en utilisant les relationslinéaires établies en 3.3.4,

- Calcul des débits moyens mensuels à partir des débits reconstitués,

- Correction des débits journaliers par multiplication par le rapport des débits mensuelsestimés à partir de ces débits journaliers et des débits mensuels obtenus lors desétudes précédentes.

Les graphes ci-après présentent le comparatif des données observées et estimées àNachtigal :

0100200300400500600700800900

1000

01/1

0/19

75

01/0

1/19

76

01/0

4/19

76

01/0

7/19

76

01/1

0/19

76

01/0

1/19

77

01/0

4/19

77

01/0

7/19

77

01/1

0/19

77

01/0

1/19

78

01/0

4/19

78

01/0

7/19

78

01/1

0/19

78

déb

it (

m3/

s)

débit Nachtigal estimé débit Nachtigal observé

graphe 16 : reconstitution des débits à Nachtigal – période 1976-1978

Deux évènements sont mal reproduits : 1981 et 1984 :

0

200

400

600

800

1000

1200

05/1

0/19

78

05/0

1/19

79

05/0

4/19

79

05/0

7/19

79

05/1

0/19

79

05/0

1/19

80

05/0

4/19

80

05/0

7/19

80

05/1

0/19

80

05/0

1/19

81

05/0

4/19

81

05/0

7/19

81

05/1

0/19

81

05/0

1/19

82

05/0

4/19

82

déb

it (

m3/

s)





0

200400600800

100012001400

1600

08/1

0/19

81

08/0

1/19

82

08/0

4/19

82

08/0

7/19

82

08/1

0/19

82

08/0

1/19

83

08/0

4/19

83

08/0

7/19

83

08/1

0/19

83

08/0

1/19

84

08/0

4/19

84

08/0

7/19

84

08/1

0/19

84

08/0

1/19

85

déb

it (

m3/

s)



Il est difficile de valider la méthode à l’aval de Nachtigal. Il existe cependant des donnéesjournalières à Goura durant la période sèche. Nous comparons les résultats du modèleGESRESISL à Edéa (bassin versant contrôlé : 131000 km²) à la somme des débitsjournaliers de Nachtigal et Goura (bassin versant contrôlé : 118000 km²). Le graphe ci-après présente les résultats :.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

01/ 01/ 83 01/ 01/ 84 31/ 12/ 84 31/ 12/ 85 01/ 01/ 87

EDEA (ECRET)

MESURES GOURA+NACHTIGAL

graphe 19 : comparaison des débits simulés et observés à Edéa

La période d’étiage est représentée de manière satisfaisante.

3.4.3 Contribution des 4 barrages au volume à lâcher - approche qualitative

Au pas de temps journalier, les paramètres qui entrent en jeu durant la période de soutiend’étiage sont les suivants :

- L’objectif à atteindre à Nachtigal : 600 m3/s,

- L’objectif à atteindre à Song Loulou : 1040 m3/s,



- Les contributions des bassins versants intermédiaires,

- L’état de remplissage de chacune des retenues,

- Le volume à mobiliser pour assurer le soutien jusqu’au terme de la période d’étiage (1er

juillet voire un peu après),

- La prévision de la ressource en eau disponible jusqu’au terme de la période d’étiage.

Les contributions des différents sous-bassins versants et les objectifs à atteindre permettentune première approche des volumes à mobiliser géographiquement :

- Le bassin versant intermédiaire à l’aval de Nachtigal fournit un débit moyen de 110m3/s environ sur la première partie de la saison sèche, débit qui suit une décroissanceexponentielle,

- En année décennale sèche, le débit moyen qui peut être soutiré des barrages de Mapéet Bamendjin est d’environ 150 m3/s,

- On en déduit que le soutien d’étiage par les barrages de Mbakaou et Lom Pangardoivent aller au-delà de l’objectif des 600 m3/s lié à la centrale de Nachtigal,

- Le barrage de Mbakaou a une capacité faible par rapport aux apports ; il est donc toutindiqué de donner la priorité à ce barrage en début de période de soutien d’étiage.

A la lumière de l’état des ressources mobilisables et des objectifs à atteindre, les prioritésen terme de mobilisation des stocks accumulés dans les retenues semblent être dansl’ordre : Mbakaou, Lom Pangar, Mapé, Bamendjin.

Cette première approche demande à être confirmée par les simulations.

3.4.4 Optimisation de la gestion à volume constant

Modes de gestion étudiés

Cinq simulations sont réalisées en supposant une capacité de 6 km3 pour le barrage deLom Pangar.

Les modes de gestion étudiés sont présentés dans le tableau ci-après :

Objectif (prévisionà long terme

Prévision à court terme Gestion

O1 O2 P1 P2 G1 G2 G3

Fixe Réévalué

Autorégressif

Auto

régressif

+linéaire

Auprorata

desvolumes

Mbakaou,Mapé et

Bamendjipuis LomPangar

Mabakaoupui les 3autres

barrages

1.1.1

2.1.1

2.1.2

2.1.3

2.2.3

Tableau 16 : modes de gestion tests à capacité de Lom Pangar constante

Objectifs



O1 : le volume lâché répond à un objectif fixe et ne dépend pas du volume disponible à longterme sur la période d’étiage,

O2 : le volume lâché est limité par la condition de respect d’un volume suffisant pourgarantir le soutien d’étiage jusqu’à la fin de la période d’étiage (en cas de non satisfactionde cette condition, l’objectif de régularisation esr ré-évalué à la baisse).

Prévision à court terme

P1: les débits lâchés dépendent seulement du débit atteint le même jour à Nachtigal et àSong Loulou,

P2 : les débits lâchés dépendent des débits des bassins versants intermédiaires prévus àl’horizon correspondant au temps de propagation ; la valeur des débits à lâcher sur lapériode avril-juin est définie par la valeur du débit le même jour à Nachtigal et Song Louloupondéré par la prévision des débits des bassins versants intermédiaires. Sur la périodedécembre-mars, les contributions intermédiaires sont évaluées à partir des relationsétablies en 3.3.4.

Décembre-mars Avril-juillet

P1 BVI(t+4j)=BVI(t) BVI(t+4j)=BVI(t)

P2 Lâchures définies à partir de laprévision des débits des BVIestimés 4 et 6 jours avant.

Lâchures définies selon une estimationdes contributions des BVI basée sur larelation : BVI(t+4j)=3/4 BVI(t)+ ¼prévision (Mbakaou(t))

Tableau 17 : prévisions à court terme intervenant dans les modes de gestion

Gestion

G1 : les lâchures sont réalisées au prorata des volumes disponibles dans les retenues,

G2 : la retenue de Mbakaou est prioritaire pour atteindre l’ensemble des objectifs. En casde défaillance, le débit complémentaire pour atteindre l’objectif à Nachtigal est demandé àla retenue de Lom Pangar. Le complément éventuel pour atteindre l’objectif à Song Loulouest demandé aux retenues de Mapé et Bamendjin. Si l’apport n’est pas suffisant, le volumelâché à Lom Pangar est revu à la hausse,

G3 : la retenue de Mbakaou est prioritaire pour atteindre l’ensemble des objectifs. En casde défaillance, le débit complémentaire est demandé aux 3 autres retenues au prorata desvolumes.

QobjN : débit d’objectif à Nachtigal (600 m3/s)

QobjSL L : débit d’objectif à Song Loulou (1040 m3/s)

Q,Vm b a : débit de sortie, volume à Mbakaou

Q,Vlp débit de sortie, volume à Lom Pangar

Q,Vm apé débit de sortie, volume à Mapé

Q,Vbam débit de sortie, volume à Bamendjin

Qr : débit réservé,

Qpré v uB VI 01 : débit prévu sur le bassin versant intermédiaire BVI01

Qpré v uS B VI 02: débit prévu sur le bassin versant intermédiaire BVI02



G1

Qm bak aou=

Qlom pangar=

Qm apé=

Qbam endj in=

MAX

MAX

(QobjN-Qpré v uBVI 01)*Vm ba/(Vm ba+V lP)

(QobjSL L-QobjN-Qpré v uSB VI 02)*Vm ba/(V 4 barrages)

(QobjN-Qpré v uBVI 01)*V lp/(Vm ba+V lP)

(QobjSL L-QobjN-Qpré v uSB VI 02)*Vln/(V 4 barrag es)

(QobjSL L-Qpré v uB VI 02-Qpré v uBVI 01-Qm ba–Q lp)*Vm a pé /(Vm apé+ Vbam)

(QobjSL L-Qpré v uB VI 02-Qpré v uBVI 01-Qm ba–Q lp)*Vba m/(Vm apé+ Vbam)

G2

Qm bak aou=

Qlp=

Qm apé=

Qbam endj in=

MAX

QobjN-Qpré v uB VI 01-QrLp

QobjSL L- Qpré v uBVI 01-Qpré v uSB VI 02-Qr m apé-Qr bam-Qr lp

QobjN-Qpré v uB VI 01-Qm ba


(QobjSL L-Qpré v uB VI 02-Qpré v uBVI 01-Qm ba–Q lg)*Vba m/(Vm apé+ Vbam)

G3

Qm bak aou=

Qlom pa ngar=

Qm apé=

Qbam endj in=

MAX

MAX

QobjN-Qpré v uB VI 01-QrLp

QobjSL L- Qpré v uBVI 01-Qpré v uSB VI 02-Qr m apé-Qr bam-Qr lp

QobjN-Qpré v uB VI 01-Qbm a

(QobjSL L- Qpré v uBVI 01-Qpré v uSB VI 02-Qrm apé-Qrbam-Qbm a)*Vlp/(Vm apé+Vbam+V lp)


(QobjSL L-Qpré v uB VI 02-Qpré v uBVI 01-Qm ba–Q lp)*Vba m/(Vm apé+ Vbam)

Tableau 18 : ordres de priorité des lâchés

Facteur correctif sur l’estimation des contributions intermédiaires estimées

L’imprécision de la prévision du débit des bassins versants intermédiaires conduit àrelâcher plus d’eau que strictement nécessaire. Afin de prendre en compte cette incertitude,un paramètre est ajouté : il s’agit d’un facteur multiplicateur du débit des contributionsintermédiaires estimé, denommé coefficient de gestion dans la suite du rapport.



Résultats

Raisons des défaillances

La défaillance du système est liée à 3 termes :

- L’impossibilité de remplir l’objectif par manque de ressource,

- L’incertitude sur les contributions intermédiaires qui si elle conduit à une sur-estimation,engendre une défaillance alors que la ressource existe,

- La mobilisation d’un volume d’eau plus important pour compenser l’incertitude sur laprévision du BVI, traduite par le coefficient de gestion.

Afin de comparer les scenarii entre eux, les indicateurs de résultats intègreront ces termesexplicatifs de la défaillance.

Indicateurs de résultats

Les indicateurs de résultats permettant la comparaison des modes de gestion sont lessuivants :

- Le taux de défaillance de 90% de l’objectif,

- Le taux de défaillance de 100% de l’objectif,

- La défaillance liée au défaut de prévision des contributions intermédiaires,

- Le débit moyen issu de l’échantillon des débits écrêtés au débit d’équipement desinstallations,

- Le pourcentage de temps pendant lequel l’objectif est réduit pour garantir la fin de lapériode d’étiage.

Résultats à coefficient correcteur des contributions intermédiaires constant

Le tableau ci-après présente les résultats pour un coefficient de gestion de 0.8 et uneretenue de 6 km3 à Lom Pangar.



1.1.1 2.1.1 2.1.2 2.1.3 2.2.3

Défaillance 90%Nachtigal

4% 6% 5% 5% 4%

Défaillance Nachtigal 10% 16% 12% 11% 15%

Défaillance 90% SLL 14% 20% 13% 12% 11%

Défaillance SLL 21% 33% 26% 24% 25%

Défaillance liée à laprévision Nachtigal

~5% 5,4% 4,9% 3,7% 8%

Défaillance liée à laprévision SLL

~5% 11% 6% 6% 7%

Débit moyen N 655 652 669 678 671

Débit moyen SLL 996 988 1005 1009 1012

Réduction objectif N 0 14% 12% 17% 14%

Réduction objectif SLL 0 28% 29% 25% 23%

Tableau 19 : comparatif des modes de gestion à capacité de Lom Pangar et coefficient degestion constants

Le scénario 1.1.1 se démarque des autres scenar ii puisque l’objectif est atteint plus souvent.Cependant, en période sèche, la pénurie est plus marquée. Les débits minima atteints pourles modes de gestion 1.1.1 et 2.1.1 sont ainsi respectivement de :

- 315 et 410 m3/s à Nachtigal en 1987,

- 320 et 453 m3/s à Nachtigal en 1984,

- 380 et 520 m3/s à Song Loulou en 1987,

- 500 et 520 m3/s à Song Loulou en 1984.

Quelque soit le scénario, la défaillance 90% à Nachtigal est de 8 à 10%. La défaillance liéeà l’incertitude sur la prévision est d’environ 5%. La défaillance par rapport à l’objectif est de20% environ dont 15 environ liés à la condition de gestion à long terme.

Effet du coefficient correcteur des contributions intermédiaires

Des simulations du scénario 2.1.3 ont été réalisés pour des coefficients correcteurs de 0.8,0.9, 1. Globalement, plus la durée de défaillance augmente plus le coefficient tend vers 1.Le coefficient 0.8 est un bon compromis entre respect des objectifs et économie d’eau.



3.4.5 Conclusions : choix de la simulation pour le comparatif des scenarii et discussionrelative aux pertes

Du point de vue de l’efficacité du système, aucun des scenarii ne se détache de manièrenotable. Cependant, le scénario 2.2.3 présente un bilan général supérieur et est le plusavantageux en période sèche.

Pour la comparaison des efficacités en fonction de la capacité du barrage de Lom Pangar,nous choisissons de retenir ce scénario.

Les résultats obtenus montrent la complexité de l’exercice d’optimisation qui fait intervenirla qualité des prévisions à court et long terme et la répartition dans le temps des lâchés auxbarrages. Il est mis en évidence l’intérêt de travailler dans le sens d’une meilleure prévisiondes contributions intermédiaires.

Dans les études antérieures, un coefficient de perte est pris en compte dans ladétermination du volume à mobiliser aux barrages. Dans la présente étude, cette notion estappréhendée un peu différemment en prenant en compte :

� Les incertitudes sur les contributions intermédiaires : un coefficient de gestion estalors défini ; ce coefficient qui s’applique aux contributions intermédiaires conduit àun débit supplémentaire à lâcher égal à 20% des contributions intermédiairesestimées ; le débit à lâcher en supplément est donc variable en fonction de lapériode : il sera faible en période de basses eaux (février-mars), fort en période dehautes eaux (avril-juillet),

� L’évaporation dans les biefs et les retenues.

Les pertes par évaporation sont intégrées de manière implicite dans la simulation par priseen compte du couple (Evaporation-pluie directe). Le tableau ci-après3 présente les ordresde grandeurs des pertes occasionnées par ce processus.

Mbakaou Lom Pangar

médiane Evaporationsur retenue

Evaporationpar transit à

Nachtigal


SLL

Evaporationtotale

Evaporationsur retenue


Nachtigal


SLL

Evaporationtotale

novembre 4% 2% 1% 7% 10% 1% 1% 12%

décembre 8% 2% 0% 11% 7% 1% 0% 8%

janvier 7% 2% 0% 9% 5% 1% 0% 6%

février 7% 2% 0% 9% 3% 1% 0% 5%

mars 4% 2% 0% 6% 2% 1% 0% 3%

avril 0% 2% 0% 3% 0% 1% 0% 1%

mai 0% 2% 0% 3% 0% 1% 0% 2%

juin 0% 2% 0% 2% 0% 1% 0% 1%

MOYENNE 3.8% 2.0% 0.3% 6.1% 2.5% 0.9% 0.3% 3.7%

Tableau 3-20 : pertes par évaporation aux barrages et sur les biefs de Mbakaou et LomPangar

3 Seules les pertes par évaporation intervenant pendant la période de soutien d’étiage de novembre à juin sontprésentées dans ces tableaux mais l’évaporation a é té intégrée aux simulations pendant toute l’année, ycompris en saison des pluies de juillet à octobre.



Bamendjing Mapé

médiane Evaporationsur retenue


SLL

Evaporationtotale

Evaporationsur retenue


SLL

Evaporationtotale

novembre 24% 7% 32% 30% 8% 37%

décembre 18% 3% 20% 21% 3% 24%

janvier 11% 2% 13% 13% 2% 15%

février 9% 2% 11% 11% 2% 13%

mars 2% 2% 4% 3% 2% 5%

avril 0% 2% 2% 0% 2% 2%

mai 0% 3% 3% 0% 3% 3%

juin 0% 3% 3% 0% 4% 4%

MOYENNE 5.8% 2.3% 8.0% 6.9% 2.5% 9.4%

Tableau 3-21 : pertes par évaporation aux barrages et sur les biefs de Mapé et Bamendjin

3.5 Influence de la capacité de Lom Pangar sur le soutien d’é tiage

3.5.1 Méthodologie

Les précédents chapitres ont permis de proposer un mode de gestion de l’ensemble dusystème pour un barrage de Lom Pangar de capacité égale à 6 km3.

Afin d’estimer l’influence de la capacité sur le soutien d’étiage, deux types de simulationssont réalisés :

- Une simulation sur la chronique 1970-1991,

- Une simulation sur la chronique 1970-2003.

La simulation 1970-1991 permet de profiter au mieux des données concernant les débitsjournaliers et de simuler le scénario 2.2.3.

La simulation 1970-2003 est basée sur une chronique de débits journaliers bâtie à partirdes débits mensuels. Il est fait l’hypothèse implicite que la gestion est réalisée avec uneprévision parfaite des contributions intermédiaires ce qui conduit à un biais. Un coefficientde gestion de 0.8 est appliqué afin de prendre en compte l’incertitude sur ces contributionsintermédiaires. On vérifie que les 2 simulations donnent des résultats voisins.

Les cotes de retenue à LomPangar correspondant aux capacités utiles de 5, 6 et 7 km3 sontles suivantes :

- 670,37 pour 5 km3,

- 672,66 pour 6 km3,

- 674.50 pour 7 km3.

Le débit réservé au barrage est fixé à 25 m3/s. L’analyse de l’influence du choix du débitréservé sur les résultats est abordé en faisant l’hypothèse d’un doublement de ce débit.

Pour la comparaison des scenarii, des indicateurs sont ajoutés :



- le débit moyen de l’échantillon des débits écrêtés au débit d’équipement (750 m3/s àNachtigal et 1040 m3/s à Song Loulou) et intervenant sur la période décembre-juin,

- le débit garanti 10% du temps sur l’année et en période d’étiage.

Une analyse de l’influence de la chronique sur les résultats est abordée en simulant lefonctionnement sur la période 1960-2003.



3.5.2 Résultats sur la chronique 1970-1991

Le tableau ci-après présente les résultats :

5 km3 6 km3 7 km3

Défaillance90%Nachtigal

6% 4% 3%

Défaillance Nachtigal 18% 15% 14%

Défaillance 90% SLL 14% 11% 11%

Défaillance SLL 27% 25% 25%

Défaillance liée à laprévision Nachtigal

9% 9% 8%

Défaillance liée à laprévision SLL

6% 7% 8%

Débit moyen N (m3/s) 663 671 676

Débit moyen SLL (m3/s) 1006 1012 1015

Débit moyen N périodede soutien d’étiage(m3/s)

639 654 662

Débit moyen SLLpériode de soutiend’étiage (m3/s)

983 993 998

Débit garanti 90% dutemps N (m3/s)

570 577 583

Débit garanti 90% dutemps SLL (m3/s)

901 920 932

Débit garanti 90% dutemps en périoded’étiage N (m3/s)

527 570 579

Débit garanti 90% dutemps en périoded’étiage SLL (m3/s)

838 866 883

Réduction objectif N 22% 14% 14%

Réduction objectif SLL 30% 23% 21%

Tableau 22 : influence de la capacité de Lom Pangar

La réduction de l’objectif intervient plus fréquemment avec l’abaissement de la capacitémais cela ne se traduit pas dans les mêmes proportions sur la défaillance effective comptetenu du coefficient correcteur sur les contributions intermédiaires (coefficient de gestion).

L’augmentation de la capacité a un effet en période sèche.

Trois périodes ont été détaillées : 1972, 1983-1984, 1985-1986, 1986-1987. Ellescorrespondent à des défaillances par rapport aux objectifs :



300.00

400.00

500.00

600.00

700.00

800.00

900.00

1 000.00

1 100.00

02/12/73

09/08/74

16/04/75

22/12/75

28/08/76

05/05/77

10/01/78

17/09/78

25/05/79

30/01/80

06/10/80

13/06/81

18/02/82

26/10/82

déb

it (

m3/

s)

débit<600 m3/s Nachtigal

débit<1040 m3/s Song Loulou

250.00

350.00

450.00

550.00

650.00

750.00

850.00

950.00

1 050.00

1 150.00

18/02 /82

26/10/82

03/07 /83

09/03 /84

14/11/84

22/07 /85

29/03 /86

04/12/86

11/08 /87

17/04/88

23/12/88

30/08 /89

07/05/90

12/01/91

19/09 /91

26/05/92

31/01/93

déb

it (

m3

/s)

débit<600 m3/s Nachtigal

débit<1040 m3/s Song Loulou

Ces périodes sont situées au cœur de cycles secs. Il est facile d’identifier ces périodes surle graphe d’évolution de la courbe remplissage à Lom Pangar



645

650

655

660

665

670

675

680

01/12

/1970

01/12

/1972

01/12

/1974

01/12

/1976

01/12

/1978

01/12

/1980

01/12

/1982

01/12

/1984

01/12

/1986

01/12

/1988

cote

LP

LP 5km3 LP 6km3 LP 7km3

Années 1983-1984

Les graphes ci-après présentent les débits à Nachtigal et Song Loulou durant la période1983-1984 et l’évolution de la cote à Lom Pangar :

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

16/1

2/19

82

16/0

2/19

83

16/0

4/19

83

16/0

6/19

83

16/0

8/19

83

16/1

0/19

83

16/1

2/19

83

16/0

2/19

84

16/0

4/19

84

16/0

6/19

84

16/0

8/19

84

déb

it (m

3/s)

Nachtigal Scénario 2.2.3_7M Nachtigal 2.2.35M Nachtigal Scénario2.2.3_6M

graphe 20 : débits à Nachtigal sur la période 1983-84 pour 3 scenarii de capacité



0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

16

/12

/19

82

16

/02

/19

83

16

/04

/19

83

16

/06

/19

83

16

/08

/19

83

16

/10

/19

83

16

/12

/19

83

16

/02

/19

84

16

/04

/19

84

16

/06

/19

84

16

/08

/19

84

dé

bit

(m3

/s)

SLL Scenario 2.2.3_7M SLL Scenario 2.2.3_5M SLL Scénario2.2.3_6M

graphe 21 :débits à Song Loulou sur la période 1983-84 pour 3 scenarii de capacité

635

640

645

650

655

660

665

670

675

680

16/1

2/19

82

16/0

2/19

83

16/0

4/19

83

16/0

6/19

83

16/0

8/19

83

16/1

0/19

83

16/1

2/19

83

16/0

2/19

84

16/0

4/19

84

16/0

6/19

84

16/0

8/19

84

co

te L

om

Pan

gar

cote LP 5M

cote LP 6M

cote LP 7M

graphe 22 : cotes à Lom Pangar sur la période 1983-1984 pour 3 scenarii de capacité

Il est constaté que la capacité affecte les résultats sur les périodes charnières entre uncycle humide et un cycle sec et l’effet se propage sur 2 années : le remplissage de LomPangar à la cote 674.1 (capacité de 7 km3) en décembre 1982 permet de passer la périodecritique de juin 1984 alors que des défaillance apparaissent pour des capacités plus faibles.Durant les années sèches suivantes, la capacité ne joue plus sur le taux de défaillance.

Années 1985-1986

Les différences sont minimes. Les défaillances sont identiques, le barrage n’ayant pu seremplir au-delà de la cote 670.



0

500

1000

1500

2000

2500

3000

03/

06/

198

5

03/

08/

198

5

03/

10/

198

5

03/

12/

198

5

03/

02/

198

6

03/

04/

198

6

03/

06/

198

6

03/

08/

198

6

03/

10/

198

6

03/

12/

198

6

03/

02/

198

7

dé

bit

(m3/

s)


Années 1972-1973

Le remplissage en 1971 permet d’assurer les objectifs en 1972 avec des capacités de 6 et7 km3:

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

03/0

1/1

972

03/0

3/1

972

03/0

5/1

972

03/0

7/1

972

03/0

9/1

972

03/1

1/1

972

03/0

1/1

973

03/0

3/1

973

03/0

5/1

973

03/0

7/1

973

03/0

9/1

973

déb

it (

m3/

s)


Années 1986-1987

Le minimum atteint en mai 1987 est légèrement atténué lorsque la capacité augmente,profitant du remplissage de la retenue de novembre 1985 :



0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

08/0

7/19

86

08/0

9/19

86

08/1

1/19

86

08/0

1/19

87

08/0

3/19

87

08/0

5/19

87

08/0

7/19

87

08/0

9/19

87

08/1

1/19

87

08/0

1/19

88

08/0

3/19

88

déb

it (m

3/s)



Un modèle simule la chronique 1970-2003. Le modèle est préalablement testé sur lachronique 1970-1991 afin d’évaluer les incertitudes liées à la reconstitution des débitsjournaliers à partir d’une chronique mensuelle. Le mode de gestion retenue est 2.1.3.

Globalement, les résultats sont voisins.

L’évolution de la cote dans la retenue de Lom Pangar est présentée sur le graphe suivantpour les 3 hypothèses de capacité :

650

655

660

665

670

675

01/1

2/70

01/1

2/71

01/1

2/72

01/1

2/73

01/1

2/74

01/1

2/75

01/1

2/76

01/1

2/77

01/1

2/78

01/1

2/79

01/1

2/80

01/1

2/81

barrage_Lom_Pangar cote 5km3 barrage_Lom_Pangar cote 6km3

barrage_Lom_Pangar cote 7km3



650

655

660

665

670

675

01/1

2/82

01/1

2/83

01/1

2/84

01/1

2/85

01/1

2/86

01/1

2/87

01/1

2/88

01/1

2/89

01/1

2/90

01/1

2/91

01/1

2/92

01/1

2/93

01/1

2/94

01/1

2/95

01/1

2/96

01/1

2/97

01/1

2/98

01/1

2/99

01/1

2/00

01/1

2/01

01/1

2/02



Le graphe ci-après présente la chronique de débits écrêtée aux débits objectifs pourl’hypothèse de capacité 7 km3 :

-

200.00

400.00

600.00

800.00

1 000.00

1 200.00

11/06/68 02/12/73 25/05/79 14/11/84 07/05/90 28/10/95 19/04/01 10/10/06

déb

it (m

3/s)

débit Nachtigal>600 m3/s débit Song Loulou>1040 m3/s

Les défaillances les plus importantes sont en avril et juin : 1973, 1984, 1987, 1998, 2001,2003.



Le tableau ci-après présente le comparatif des scenarii 5, 6 et 7 km3 sur la chroniquecomplète :

Les résultats globaux sont voisins de ceux obtenus sur la chronique 1970-1991.


La chronique 1960-2003 est plus humide. Les tableaux ci-après présentent les débitsmoyens relatifs aux deux chroniques :

Moyenne annuelle aux barrages

Bamenjin (m3/s) Mapé (m3/s) Mbakaou (m3/s) Lom Pangar (m3 :s)

1970-2003 51 94 351 247

1960-2003 53 97 368 255

5 km3

mensuel

6 km3

mensuel

7 km3

mensuel


5% 4% 4%







643 657 665


985 995 1000


576 596 602


914 945 951


559 570 582


852 871 888



A Lom Pangar sur la période d’étiage

Débit moyen périodedécembre-mars (m3/s)

Débit moyen avril-juin(m3/s)

1970-2003 86 114

1960-2003 115 137

Le tableau ci-après présente le comparatif des scenarii 5, 6 et 7 km3 sur la chronique 1960-2003 :

5 km3

mensuel

6 km3

mensuel

7 km3

mensuel


4% 3% 3%







651 663 671


997 1005 1010


592 606 611


940 966 979


570 591 600


887 906 929



Par rapport à la chronique 1970, les augmentations des débits indicateurs sont lessuivants :

5 km3 6 km3 7 km3

Débit moyen N 1.20% 0.89% 0.88%

Débit moyen SLL 0.79% 0.59% 0.59%

Débit moyen N périodede soutien d’étiage 1.24% 0.91% 0.90%

Débit moyen SLLpériode de soutiend’étiage 1.22% 1.01% 1.00%

Débit garanti 90% dutemps N 2.78% 1.68% 1.50%

Débit garanti 90% dutemps SLL 2.84% 2.22% 2.94%

Débit garanti 90% dutemps en périoded’étiage N 1.97% 3.68% 3.09%

Débit garanti 90% dutemps en périoded’étiage SLL 4.11% 4.02% 4.62%

Les augmentations sont de 1% environ sur les débits moyens (écrêtés au débitd’équipement 750 et 1040 m3/s) et de 2 à 4% sur les débits garantis.

L’augmentation des débits moyens est proportionnellement plus importante lorsque lacapacité de retenue décroît.



3.5.5 Simulations pour un débit réservé à Lom Pangar de 50 m3/s

Une simulation a été réalisée sur la base de la chronique 1970-2003 en fixant le débitréservé à 50 m3/s. Le tableau ci-après présente les résultats :

5 km3

mensuel

6 km3

mensuel

7 km3

mensuel


5% 5% 4%







643 656 662


983 993 996


573 590 595


912 939 944


557 568 573


843 863 872



Par rapport à la chronique 1970, les diminutions des valeurs des débits indicateurs sont lessuivantes :

5 km3 6 km3 7 km3

Débit moyen N 0.15% 0.15% 0.29%

Débit moyen SLL 0.10% 0.10% 0.30%

Débit moyen N périodede soutien d’étiage 0.04% 0.15% 0.45%

Débit moyen SLLpériode de soutiend’étiage 0.20% 0.20% 0.40%

Débit garanti 90% dutemps N 0.52% 1.02% 1.18%

Débit garanti 90% dutemps SLL 0.22% 0.64% 0.74%

Débit garanti 90% dutemps en périoded’étiage N 0.36% 0.35% 1.57%

Débit garanti 90% dutemps en périoded’étiage SLL 1.07% 0.93% 1.83%

Les diminutions sont globalement faibles. La diminution est proportionnellement plusimportante lorsque la capacité de retenue croît.



3.5.6 Conclusions et discussions

Les simulations montrent que le passage de 5 km3 de capacité à 7 km3 conduit à augmenterle débit garanti 90% du temps en période d’étiage de 5 à 10%. Le passage de 6 à 7 km3

n’augmente ce débit que d’1 à 2%.

Les gains se situeront principalement sur les périodes intermédiaires entre une annéehumide et une année sèche : 1982-1983, 1985-1987, 1994-1995, 2001 : le remplissagedurant l’année humide permet de soutenir le premier étiage d’un cycle sec voire le second(cas de 1987 lorsque la capacité est à 7 km3). Pour une capacité de 5 km3, les défaillancespeuvent se produire sur ce premier étiage au mois de juin.

Sur une chronique plus humide (1960-2003), les débits mensuels et garantis augmententde 1 à 4%. Sur les débits moyens écrêtés à 750 m3/s à Nachtigal et à 1040 m3/s à SongLoulou, l’augmentation est proportionnellement plus importante lorsque la capacité est plusfaible : le poids des années sèches est proportionnellement moindre sur la chroniquehumide ce qui conduit à une réduction des différences sur ces débits moyens entre lesscenar ii 5, 6 et 7 km3.

Lorsque le débit réservé augmente, les valeurs des débits indicateurs décroissent.L’augmentation du débit réservé conduit à un moindre remplissage, ce quiproportionnellement handicape davantage les fortes capacités.

Ces conclusions peuvent être confirmées par une analyse par les volumes en jeu. Letableau ci-après présente les volumes disponibles durant la période de soutien d’étiage enannée médiane, quinquennale sèche et décennale sèche :

Nachtigal

Apports naturelsAnnée 10 ans

sec (hm3)

Apports naturelsAnnée 5 ans sec

(hm3)

Apports naturelsAnnée médiane

(hm3)

Volumedemandé à

Nachtigal durantla période de

soutien d’étiage(hm3)

Volume (hm3) 3 900 4 700 6 200 11 000

Volume àapporter pourassurer l’objectif(hm3)

7100 6 300 4 800

Volume apportépar Mbakaou(hm3)

2 500 2 500 2 500

Volume àapporter parLom Pangar(hm3)

4 600 3800 2300

Le volume théorique à apporter par le barrage de Lom Pangar en année décennale sèchepour assurer l’objectif à Nachtigal est inférieur à 5 milliards de m3. En réalité, des pertessont à considérer (coefficient de gestion+pertes par évaporation). Le volume nécessairepour assurer l’objectif en année décennale sèche est alors d’environ 5.5 km3.

Les apports à Lom Pangar durant la période de remplissage sont de 3.85 km3 en annéedécennale sèche et de 4.5 km3 en année quinquennale sèche. En année médiane, lesbesoins sont tels que le remplissage est possible sur une année décennale sèche lui



succédant. En effet, les besoins sont d’environ 3 km3 ce qui se traduit pour une capacité à5 km3 par un marnage de 10 mètres environ. Pour les années plus sèches (de type, 1982-1983), la capacité de 5 km3 ne sera plus suffisante. Sur ces périodes charnières, unecapacité de 6 ou 7 km3 permet de passer la période d’étiage alors qu’une capacité plusfaible n’assure pas l’objectif en fin de période. Cependant, en cas de succession d’annéessèches comme sur la période 1982-1988, le gain apporté par une capacité supérieures’estompe par impossibilité de remplir la retenue.

Song Loulou

Apports naturelsAnnée 10 ans

sec (hm3)

Apports naturelsAnnée 5 ans sec

(hm3)

Apports naturelsAnnée médiane

(hm3)

Volumedemandé à

Nachtigal durantla période de

soutien d’étiage(hm3)

Volume (hm3) 6 900 8 300 11 000 19 000

Volume àapporter pourassurer l’objectif(hm3)

12 100 10 700 8 000

Volume apportépar Mbakaou,Mapé etBamendji (hm3)

4 900 5 320 6 150

Volume àapporter parLom Pangar(hm3)

7 200 5 380 1 850

La problématique pour Song Loulou est un peu différente car les apports naturels sur lapériode juillet-novembre ne sont pas suffisants pour remplir les barrages de Mapé etBamendjin dès l’année médiane. Sur le tableau, ceci se traduit par une diminution desapports par les barrages selon les périodes de retour ; la variabilité climatique entre lesdifférentes zones géographiques d’implantation des barrages rend l’interprétation plusdifficile encore. En tout état de cause, l’apport quinquennal sec indiqué dans le tableau estsous-estimé puisqu’il fait l’hypothèse de la concomitance des périodes de retour surl’ensemble du bassin.

Notons que l’effet inter annuel peut jouer très favorablement sur le bilan si les barrages deLom Pangar et Mbakaou permettent d’économiser l’eau des barrages de Mapé etBamendjin.

Le modèle de simulation montre que pour les années très sèches (décennale sèche), les2 km3 supplémentaires permettent d’assurer l’objectif à Song Loulou en ajoutant 500 m3/ssur une période d’un peu plus d’un mois.



4 IMPACTS ET COUTS ENVIRONNEMENTAUX

4.1 Pré ambule

Le présent chapitre présente un balayage des impacts environnementaux afin d’estimerleur modification en fonction de la capacité de la retenue de Lom Pangar.

Les coûts associés sont ajustés dans le seul but de faciliter la comparaison des scenarii decapacité de la retenue et aider ainsi au choix d’une cote de retenue optimale. Il s’agit d’uneapproche par valeurs relatives et non d’une recherche de coûts absolus. Il est entendu queles mesures compensatoires et leurs coûts seront revus plus finement lors de l’actualisationcomplète du PAE.

La méthode suivie consiste en une analyse croisée des tâches prévues au PAE et desimpacts identifiés à l’EIE.

Cette méthode aboutit à une présentation d’effets quantitatifs (les tâches du PAE) etqualitatifs (les impacts de l’EIE sans tâche directement liée) de la variation de la capacité dela retenue.

La documentation de référence est l’EIE (rapport de synthèse et rapports thématiques) et lePAE (rapport et annexes). On note que l’EIE et le PAE contiennent des mesuresimportantes – non chiffrées ou indépendantes de la capacité de la retenue – qui ne sontpas reprises dans le présent document4.

4.2 Cadre logique

La présente analyse repose sur l’approche logique adoptée pour l’EIE et le PAE, à savoirl’identification des sources d’impact, des cibles et des impacts pour en déduire des mesuresafin d’annuler, d’atténuer ou de compenser les effets négatifs du projet sur l’environnement.

L’environnement est défini, comme pour l’EIE et le PAE, en 5 catégories qui constituent lesparagraphes de la présente partie du document :

- Milieu physique,

- Milieu biophysique,

- Infrastructures et activités économiques,

- Milieu humain,

- Domaine des risques majeurs.

Ce document consiste alors à étudier les conséquences de la modification d’une sourceimportante d’impacts, à savoir la mise en eau et l’exploitation du barrage de Lom Pangarselon différentes cotes de retenue normale (RN).

4 par exemple les mesures consistant à ne pas ouvrir de couloirs de pêche (page 234/315) ou à interdireformellement l’utilisation du mercure dans les mines d’or (page 239/315) - voir EIE, rapport de synthèse, octobre2005



4.3 Description physique de l’abaissement de la capacité de Lom Pangar

4.3.1 Grandeurs principales de l’abaissement de la capacité de Lom Pangar

Les variantes du projet considérées dans le présent rapport consistent en plusieurs cotesde retenue normale (RN), sous la valeur 674,50 m ayant servi aux études d’APS de 1995 et1999 et sur la base de laquelle l’EIE a été rendue fin 2005.

Les quatre cotes de RN envisagées sont donc les suivantes : 674,50 m, 673,25 m,672,25 m, 671, 25 m. Il est entendu que le niveau minimal d’exploitation (NME = 649 m) estinchangé. Les principales grandeurs utilisées dans l’évaluation des impacts et le chiffragedes mesures adaptées sont les suivantes :

RN (m) Surface du pland’eau (km²)

NME (m) volume total(milliards m3)

volume utile(milliards m3)

volume utile SANSvégétation5 (milliards m3)

674,50 m 591,2 km² 649 m 7,50 7,24 7,00673,25 m 553,8 km² 649 m 6,76 6,50 6,29672,25 m 523,9 km² 649 m 6,22 5,96 5,76671,25 m 494,1 km² 649 m 5,71 5,45 5,27

Les valeurs de volume utile sont celles obtenues sans tenir compte du volume devégétation à l’intérieur de la retenue. Sous la cote de RN 674,5 m ce volume a été estimé à0,24 milliards m3 (cf EIE, étude thématique n°1, octobre 2005, page 45/135) puis à0,50 milliards m3 (cf actualisation de l’APS 1999, mai 2006).

Pour de faibles variations de la cote de RN entre 671,25 m et 674,5 m, la proportion deforêt et de savane est stable. Il est donc raisonnable d’estimer que le volume de végétationnoyée demeure proportionnel à la superficie, soit entre 3% et 7%.

Les surfaces et capacités utiles sont calculées par interpolation linéaire entre les courbesde niveaux brutes (équidistantes de 5 m, d’après levés au sol par SATET et MONTILLIER,1994). Cela constitue une approximation suffisante de la capacité totale du site.

4.3.2 Localisation des réductions de plan d’eau

L’exploitation du SIG permet de localiser les zones de réduction du plan d’eauessentiellement en queue du Lom, en amont du bac de Touraké. Le passage du niveau675 m au niveau 670 m provoque :

- un recul de la queue de retenue de 20 à 30 km sur le Lom, soit une queue de retenuepassant de Bangbel à seulement 5 km à 10 km en amont du bac de Touraké,

- la suppression du bras de retenue dans la vallée de la rivière Mali, la nouvelle queue deretenue se trouvant entre 5 et 10 km en aval de la confluence entre le Lom et la Mali.

Sur les 145 km² de différence de surface entre les niveaux 675 m et 670 m, 21 km² sesituent sur le Lom en amont du bac de Touraké. Ailleurs les modifications de surface duplan d’eau sont réparties sur l’ensemble du périmètre de la retenue sur une largeur deseulement 100 à 500 m. La queue de retenue sur le Pangar est très peu modifiée entre675 m et 670 m.

5 par soustraction de 3% correspondant à la végétation noyée



Figure 2 : courbes de niveau en queue du Lom (quadrillage = 10km)

Figure 3 : courbes de niveau en queue du Lom : zoom entre Longa et Bangbel



4.4 Impacts sur le milieu physique

4.4.1 Production de Gaz à effet de serre (GES)

L’estimation des émissions de GES dues à l’exploitation à long terme de la retenue reposesur une connaissance très récente des mécanismes qui les provoquent. Malgré ladocumentation assez fournie sur le sujet, nous ne pouvons bénéficier encore que d’unretour d’expérience d’une dizaine d’années (mise en service du barrage de Petit Saut en1994 avec une première série d’observations de 1994 à 1999).

D’ailleurs Robert DELMAS précise dans une publication récente6 :

« Les réservoirs artificiels sont reconnus comme source de GES. Cependant de tellesestimations globales demeurent largement spéculatives dans la mesure où elles reposentsur un nombre très limité de données.»7

La méthode d’estimation est identique à celle présentée à l’EIE (thème n°1, « Étude desalternatives »).

Tenant compte de l’estimation des émissions sur 100 ans à 21 millions de tonnes deCO2équivalent pour une retenue de Lom Pangar de 591 km² (cote de RN de 674,5 m,conforme à l’APD de 1999), de nouvelles estimations sont faites pour les hypothèsessuivantes du projet :

- RN de Lom Pangar à 673,25 m (soit 554 km²)



Pour cela une estimation de la biomasse inondée (en tonnes de carbone) est réalisée sur labase de surfaces de forêt et de savane mesurées dans le SIG, comme indiqué dans letableau suivant :

Cote RN Forêt (ha) Savane (ha) Eau, sol nu etmarécages (ha)

Biomassesèche

(Mtonnes)

Carbone(Mtonnes)

675 32 232 54,2% 23 941 40,2% 3 343 5,6% 14,3 6,4674,5 31 472 54,2% 23 331 39,9% 3 311 5,9% 13,9 6,3

673,25 29 572 54,1% 21 807 39,7% 3 231 6,1% 13,1 5,9672,25 28 052 54,1% 20 588 39,5% 3 166 6,3% 12,4 5,6671,25 26 532 54,1% 19 369 39,2% 3 102 6,6% 11,7 5,3

670 24 632 54,1% 17 8451 39,2% 3 021 6,6% 10,9 4,9

Tableau 23 : calcul de la biomasse noyée pour différentes cotes de RN de Lom Pangar

Les proportions de forêt et de savane sont pratiquement identiques pour toutes les cotes deRN envisagées. Les biomasses noyées évoluent donc proportionnellement à la surfacetotale du plan d’eau sous la cote de RN. La production de GES est donc quasimentproportionnelle à la superficie de la retenue.

6 « Long Term Greenhouse Gas Emissions from the Hydroelectric Reservoir of Peti t Saut and PotentialImpacts » - R. DELMAS et al, 2004

7 ci tation originale : « It is recognized that arti ficial reservoirs are a GHG source, however, such global estimatesare highly speculative since they rely on a very limited number of data sets. »



La superficie de la retenue correspondant à une retenue utile de 5 500 hm3 est égale à495 km2, correspondant à la cote de retenue normale 671,25 m à comparer à 590 km2 pourla retenue à 7 000 hm3.

En retenant l’approximation de proportionnalité, la production totale sur 100 ans de GES estestimée à 84% de celle de la retenue à 7 000 hm3, soit 17,6 millions de tonnes de CO2équivalent, à comparer avec 21 millions de tonnes pour la retenue à 7 000 hm3.

Coûts liés à l’émission de gaz à effet de serre

L’émission de gaz à effet de serre a été quantifiée dans l’EIE pour une retenue de capacité7 000 hm3. On effectuera la quantification de l’émission des GES pour la retenue à 5 000 et6 000 hm3.

Les superficies inondées par type d’occupation des sols (principalement forêt et savane)seront évaluées à l’aide du SIG et une nouvelle évaluation sera effectuée.

La cinétique de production des GES sera prise en compte, d’après les résultats obtenuesdans l’EIE.

Figure 4 : Emission de gaz à effet de serre par la retenue de Lom Pangar dimensionnée à7 000 hm3 (extrait de l’étude des alternatives)

Seules les 25 premières années de cette courbe seront exploitées dans l’optimisationéconomique de la capacité de la retenue. La production de GES sera considérée commeune charge du projet. Le coût de la tonne équivalent pétrole sera fixé en référence aux prixdu marché des permis d’émission et en concertation avec le Maître d’ouvrage. Unefourchette de 3 280 FCFA à 9 840 FCFA/tonne de CO2 équivalent (soit 5 à 15 €/tonne deCO2 équivalent) a été retenue. Elle correspond aux pratiques actuelles du marché desdroits à polluer (selon les principes du protocole de Kyoto ratifié).

-

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

année

par

anné

e (t

onne

s C

O2)

0

5

10

15

20

25

cum

ul (

tonn

es C

O2)

GES par année

GES cumul



4.4.2 Qualité des eaux

Les études thématiques 14 (Impact aval) et 15 (Qualité de l’eau) de EIE ont mis enévidence un impact majeur du projet sur la qualité de l’eau sur le Lom à l’aval du site(impact P3). Cet impact est d’autant plus important que la capacité est grande paraugmentation du temps de séjour de l’eau dans la retenue. La réduction de la capacité dela retenue permettrait de réduire cet impact. Le temps moyen de séjour de l’eau est ainsi de11 mois pour une retenue à 7 km3 ; il est réduit à une peu moins de 8 mois pour uneretenue à 5 km3. Compte tenu des effets de seuil associés à la sensibilité du milieu, cetteréduction peut être significative sur la biodiversité dans le Lom à l’aval du barrage.

À court terme les changements ne sont pas significatifs en raison des seuils critiques desurvie des espèces qui seront franchis quel que soit le scénario. En revanche sur le longterme, la réduction de l’impact peut être significative.

4.4.3 Autres mesures concernant le milieu physique

Les autres mesures du PAE concernant les impacts sur le milieu physique ne sont pasmodifiées par la réduction de capacité de la retenue, comme indiqué dans le tableausuivant :

vole

t

mis

sion

tâch

e

intitulésensibilité à la capacité de la retenue(RN entre 671,25 m et 674,5 m)

1 1 10 Stabilisation des berges du Lom aval (pour mémoire, voir 4.5)1 1 12 Création d’un puits de carbone (pour mémoire, voir 4.5)

1 1 13Réalisation d’études complémentairesvisant à réduire les dégagements desgaz à effet de serre

(pour mémoire, voir 4.5)

1 2 16 Exploitation de la ressource forestièresubmergée

(pour mémoire, voir 4.6.2)

2 4 22 Création de 25 points d'eau potable (pour mémoire, voir 4.8.3)

5 15 57Plan de remplissage et de gestion deslâchers d'eau

Ce plan permet de rechercher unedécomposition aérobie de la végétationsubmergée dans la retenue. Le coût d’untel plan n’est pas modifié par la capacité dela retenue.

5 15 58 Suivi de la qualité des eaux de laretenue et à l'aval

Le nombre de points de mesure, lafréquence des relevés et l’analyse desrésultats ne sont pas modifiés par lacapacité de la retenue.

5 15 59 Réoxygénation des débits à l'aval

La taille du dispositif de ré oxygénation desdébits turbinés à l’aval du barrage variepeu pour les cotes de RN envisagées. Soncoût est donc inchangé.

5 15 60Marnage forcé durant les 3 premièresannées

Ce plan permet de rechercher unedécomposition aérobie de la végétationsubmergée dans la retenue. Le coût d’untel plan n’est pas modifié par la capacité dela retenue.

Tableau 24 : sensibilité des tâches du PAE liées au milieu physique

4.5 Impacts sur le milieu biologique

La faune et la flore terrestres seront bien entendu moins touchées par une retenueabaissée. A l’inverse, la faune aquatique est moins sensible au niveau de retenue en raisondes phénomènes de seuils létaux.



Au final les mesures relatives au milieu biophysique prévues au PAE sont identiques pourune retenue entre 671,25 m et 674,5 m .

En effet, les tâches du volet n°1, mission n°1, tâches n°1 à 11 et tâche n°14 ne sont pasaffectées comme le rappelle le tableau suivant :

vole

t

mis

sion

tâch

eintitulé

sensibilité à la capacité de la retenue(RN entre 671,25 m et 674,5 m)

1 1 1Création d’un sanctuaire pour lafaune et mise en place d’unprogramme de surveillance

La taille et le coût de création du sanctuaire nevarient pas

1 1 2Exploitation des matériaux deschantiers en dehors des zonesimportantes pour la faune

La définition et l’application des consignesenvironnementales sur les chantiers liés au projetne varient pas avec la capacité de la retenue.

1 1 3Transfert des animaux vers dessites refuges

La seule zone réellement moins impactée est laqueue du Lom près de Bangbel sans que letransfert ne soit modifié.

1 1 4Sensibilisation et implication despopulations et des entreprises

Les actions de sensibilisation à l’environnementne dépendent pas de la capacité de la retenuemais plutôt de la population cible

1 1 5Mise en œuvre sur les chantiersd'actions contribuant à la protectionde la faune sauvage


1 1 6 Contrôle des accès au barrage L’accès au barrage, et donc son contrôle, nevarie pas avec la capacité de la retenue.

1 1 7Application sur le chantier derègles de bonne conduite vis-à-visde la protection de l’environnement


1 1 8Études complémentaires de la floreet la faune de la zone

La nécessité et le coût des étudescomplémentaires ne dépendent pas de lacapacité de la retenue.

1 1 9Appui aux recherchesfondamentales sur la végétation duCameroun


1 1 10Stabilisation des berges du Lomaval

Le linéaire de berges à stabiliser n’est passignificativement modifié par la capacité de laretenue.

1 1 11Étude de faisabilité d'une passe àpoisson


1 1 12 Création d’un puits de carbone (pour mémoire)

1 1 13

Réalisation d’étudescomplémentaires visant à réduireles dégagements des gaz à effetde serre

(pour mémoire)

1 1 14Implantation de la cité dupersonnel à distance du sanctuaire

Cette tâche fait l’objet d’une étudecomplémentaire visant à transférer la cité dechantier en rive droite du Lom, en rive opposéeau sanctuaire (étude en cours au moment del’édition du présent document, octobre 2006)

Tableau 25 : sensibilité des tâches du PAE liées au milieu biologique (volet 1, mission 1)



4.6 Impacts sur les infrastructures et les activité s é conomiques

4.6.1 Pêche, agriculture, élevage (thèmes 7, 8 et 9)

Agriculture et élevage

L’EIE a souligné l’importance de l’inondation des terres agricoles et autres terrains valoriséspar la population locale qui a conduit à prévoir un système de dédommagement chiffré à2 900 MFCFA (tâche n°42 du PAE) ainsi qu’un fonds d’investissement pour ledéveloppement de la zone chiffré à 10 000 MFCFA dont 1 000 MFCFA affecté au PAE(tâche n°43 du PAE).

Le mode de calcul des dédommagements adopté lors de l’EIE pour une retenue normale de59 000 ha (soit 590 km² correspondant à une cote de RN de 674,5 m) est le suivant8 :

Type de compensation tarif unitaire(kFCFA/ha)

surface(ha)

tarif total (MFCFA)mesure n°42 du PAE

Compensation individuelle 15 à 37 kFCFA/ha 59 000 ha 900 à 2 200 MFCFACompensation communautaire 7 à 12 kFCFA/ha 59 000 ha 400 à 700 MFCFATotal 1 300 à 2 900 MFCFA

Tableau 26 : calcul des compensations pour une retenue de 590 km² (mesure n°42 duPAE)

Une réduction de la capacité de la retenue conduirait donc mécaniquement, selon ce modede calcul, à diminuer le coût total des compensations proportionnellement à la surface de laretenue normale.

Or, la seule zone de réduction significative de l’inondation des terrains valorisés par lapopulation locale est celle située en queue du Lom, en amont du bac de Touraké et jusqu’àTouraké. Ailleurs, les réductions de surface entre 670 m et 675 m représentent des bandesde terre de quelques centaines de mètres très éloignées des habitations.

Entre Bangbel et Longa ce sont donc 1600 personnes qui verraient le plan d’eau s’éloignertrès sensiblement de leurs habitations (à au moins 5 à 10 km pour le niveau 670 m, contrequelques centaines de mètres pour le niveau 675 m).

Cette réduction de surface en queue de Lom est de 21 km² entre les niveaux 675 m et670 m. Selon le mode de calcul présenté ci-dessus, cela représente entre 46 et103 MFCFA de compensation individuelle et collective. Il est donc raisonnable de retenirpour ordre de grandeur une réduction des compensations de 20 MFCFA par mètred’abaissement du plan d’eau.

Pêche

Tâche 53 Déboisement en vue de la création dedébarcadères

960 MFCFA

Tâche 54 Réserve de pêche 1 MFCFATâche 55 Alevinage et 3 centres de pêche 58 MFCFATâche 56 2 nouveaux marchés et 1 réhabilitation (Bélabo) 38 MFCFATâches 74, 75 2 routes d’accès (RN1, Mararaba) 950 MFCFA

TOTAL 2 007 MFCFA

8 voir rapport thème 19 « Indemnisations » page 20/109



La réduction de la capacité de la retenue n’a aucun effet sur ces coûts. Les 2 routesd’accès sont dimensionnées par la cote de retenue minimum (649 m). Or cette dernière estinchangée, quelle que soit la cote de RN retenue pour le barrage.

4.6.2 Exploitation forestière (thème 2)

L’impact lié à la submersion d’une importante ressource forestière n’est passignificativement atténué par une réduction de la capacité de la retenue. La surface du pland’eau passe en effet de 591 à 494 km² sous les cotes de RN de 674,50 m et 671,25 mrespectivement. La surface noyée totale est alors réduite de 97 km² (-16%) dont 52 km²sont couverts de forêts (-16%).

L’élaboration d’un plan détaillé d’exploitation est inchangée (tâche n°15 du PAE).

Les mesures d’exploitation de la ressource ligneuse dans la retenue projetée restentrentables (tâche n°16 du PAE). Il n’y a donc pas de perte du point de vue de cette activitééconomique.

L’élaboration d’une étude générale de massif et d’un plan de gestion communautairedurable des forêts (tâche n°17 du PAE) n’est pas non plus remise en cause ni diminuée parl’abaissement de la capacité de la retenue.

4.6.3 Mines et exploitation aurifère (thème 11)

Rappel sur les mesures proposées au PAE et leurs coûts

Le rapport du thème « Mines » (thème n°11), le rapport de synthèse final et le rapport duPAE (documents de l’EIE, octobre 2005) présentent deux principales mesures venantcompenser à la fois la perte d’un important potentiel aurifère, estimé à 10 tonnes, sous laretenue de Lom Pangar projetée et la perturbation de l’activité de quelque 450 orpailleursdu secteur.

Ces deux mesures sont les suivantes :

- Plan de sauvegarde d’urgence (tâche n° 4/12/48 du PAE),

- Plan de continuité (tâche n° 4/12/49 du PAE).

Les coûts associés ont été présentés comme indiqué dans le tableau suivant :

Rapport plan desauvegarde

plan decontinuité

total

Thème « Mines » (page 110/113) 887 379 1 266

Synthèse (page 238/315) / /(8 pour étude)

1 266

PAE : coût total 890179+8

=1871 077

PAE : part PAE81

+128=209

61+8

=69278

Tableau 27 : rappel des coûts des mesures liées au thème « Mines »

Pour le Plan de sauvegarde, le coût de 887 millions FCFA a été arrondi à 890. La partaffectée au PAE représente la totalité des phases9 1, 2, 4 et 6 (soit 81 millions FCFA) ainsique 25% de la phase 5 de renforcement des capacités du CAPAM (soit 128 millions FCFA).

9 ces phases sont dé finies au rapport du thème « Mines » n°11, §5.7.1 page 108/113



Le coût total du plan de continuité passe de 379 millions FCFA (rapport « Mines ») à 179(rapport « PAE »). En effet, le plan de continuité tel que défini au rapport du thème« Mines » intègre des mesures liées aux volets « Santé » (n°16) et « Afflux de population »(n°10), notamment concernant la construction de points d’eau, d’écoles, de centres desanté et de pistes d’accès. Les coûts afférents à ces mesures ont été basculés vers lesvolets ad hoc du PAE (volet n°2 « Équipements et protection sanitaire et sociale»).

La part du plan de continuité affectée au PAE représente la totalité des phases 1, 2 et 4 duplan hors points d’eau, écoles, centres de santé, pistes (soit 61 millions FCFA). Le coûtd’une étude sur le mercure (8 millions FCFA) a été ajouté, portant le total à69 millions FCFA.

Influence de la capacité de la retenue sur les impacts liés aux « Mines »

L’ennoiement permanent du potentiel aurifère ne dépend pas de la cote de RN.

L’ennoiement périodique de sites d’exploitation est légèrement modifié par la cote de RN :les sites d’exploitation de Mbal (concession Afko Mining en 2004 – site n°1), d’Akouma (siten°59) et le groupe de sites (n°40 à 47) verront leur superficie inondée périodiquementréduite. Cependant leurs activités seront toujours fortement perturbées par la présence dela retenue.

Figure 5 : localisation de sites d’exploitation aurifère dans la vallée du Lom & courbes deniveaux du projet Lom Pangar

Influence de la capacité de la retenue sur les mesures liées aux « Mines »

Les plans de sauvegarde et de continuité sont conçus pour :

- sauver environ 650 kg d’or sur les 10 tonnes potentielles estimées sous la cote 675 m,



- accompagner et structurer l’activité de 500 artisans en 10 Gicamines sur les760 orpailleurs touchés directement par la retenue (450 par ennoiement permanent et310 par ennoiement périodique10).

L’abaissement maximum envisagé de la cote de retenue normale (RN) du réservoir de LomPangar est de 3,25 m (de 674,50 m à 671,25 m). La cote d’ennoiement permanent (autourde la courbe de niveau 650 m) serait inchangée.

Or, les mesures de sauvegarde puis d’accompagnement sont dimensionnées selon lasurface d’ennoiement permanent.

La nature et le coût des mesures à prévoir au PAE sont donc inchangés.

4.6.4 Infrastructures de transport

Pour les infrastructures de transport (comme pour les autres infrastructures, lesétablissements humains et le patrimoine), l’impact et les mesures sont identifiés etdimensionnés selon la cote des plus hautes eaux exceptionnelles (PHEE).

La cote des PHEE est égale à la cote de RN augmentée de 40,cm pour prendre en comptele passage de la crue de projet (10 000 ans) à travers toutes les vannes ouvertes saufune11.

Le tableau suivant rappelle ces valeurs, ainsi que celles de plus hautes eaux (PHE) définiespar la crue de projet à travers toutes les vannes, sans exception.

Cote RN PHE(=RN+0,05 m)

PHEE(=RN+0,4 m)

675,00 (courbe de niveau) 674,50 674,55 674,90 673,25 673,30 673,65 672,25 672,30 672,65 671,25 671,30 671,65 670,00 (courbe de niveau)

Pour chaque ouvrage de franchissement sont évalués la variation du volume deterrassement en remblai, les protections des talus des zones de remblais, et les appuispour les ponts et piédroits pour les dalots. Il en découle une modification de prix, auxmêmes conditions économiques que lors de l’élaboration du PAE remis fin 2005.

Le franchissement du Lom à Touraké

La compensation du net élargissement du franchissement sur le Lom à Touraké (passantde 30 m à 900 m) est assurée par la construction d’un pont neuf et d’une piste-digue, enlieu et place de l’actuel bac mécanique (tâche n°2/6/33 du PAE).

Les caractéristiques de l’ouvrage central sont les suivantes :

- des appuis constitués de deux culées et de deux piles centrales,

- un tablier mixte acier-béton constitué de deux poutres métalliques du type PRS (ProfilésReconstitués Soudés) et une dalle de compression en béton armé.

La cote de la digue Z (ou « ligne rouge ») est définie par la relation suivante :

10 voir page 71/113 du rapport « Mines » n°11, octobre 2005

11 voir rapport APS1999



Z = PHEE + tirant d’air sous le pont (2 m) + hauteur tablier (2 m).

Ceci donne les niveaux suivants :

RN (m) PHEE (m) TIRANTD'AIR (m)

HAUTEUR DETABLIER (m)

LIGNEROUGE (m)

674,50 674,90 2,00 2,00 678,90

673,25 673,65 2,00 2,00 677,65

672,25 672,65 2,00 2,00 676,65

671,25 671,65 2,00 2,00 675,65

Tableau 28 : cotes de digue à la traversée du Lom à Touraké en fonction de la cote de RN

Les dimensions et le coût de ce pont varient en fonction de la cote de RN comme indiquédans le tableau suivant :

RN PHEEdimensions principales etcomparaison par rapport à

RN 674,5m

Variation de coût parrapport à RN 674,5m

(%)

coûtd’investissement

(MFCFA)

674,50 674,90Route/digue : longueur 1000m

hauteur maximale 18mPont à 2 piles centrales

- 00% 4 920

673,25 673,65Route/digue : remblai – 11%

Appuis de pont (piles et culées) :hauteur –1,25m

- 06% 4 625



- 10% 4 428



- 15% 4 182

Tableau 29 : variation du coût du pont sur le Lom à Touraké (tâche n°2/6/33)

La réduction du coût du pont sur le Lom est donc d’environ 5% par mètred’abaissement du plan d’eau.

Le franchissement de la rivière Mali

La compensation du net élargissement du franchissement sur la rivière Mali près du villagedu même nom est assurée au minimum par la construction d’un bac à moteur, en lieu etplace de l’actuel pont provisoire (tâche n°2/6/37 du PAE).

Les dimensions et le coût de ce bac ne varient pas significativement en fonction de la cotede RN. Seule la longueur de câble diminue avec l’abaissement du plan d’eau de la retenue.

Selon les données topographiques disponibles, cet impact disparaît pour les cotes dePHEE inférieures à 673,65 m.

Cependant il convient de rappeler que des levés topographiques au sol sontnécessaires pour lever définitivement les doutes pesant sur ce franchissement de pistepar la retenue.

Les franchissements à Sarambi/Bodomo Issa (rivière Nanangoto) et Tigueda

La compensation de l’élargissement du franchissement sur la rivière Nanangoto entre lesvillages de Bodomo Issa et Sarambi est assurée au minimum par la construction d’un pontet d’une piste-digue, en lieu et place de l’actuel pont (tâche n°2/6/32 du PAE), parrelèvement d’environ 2 mètres.



Cette tâche prévoit également le traitement du franchissement du ruisseau Belimboa auvillage de Tigueda à proximité du bac de Touraké, via la création d’un pont par relèvementd’environ 1 mètre.

Les dimensions et le coût de ces ponts varient en fonction de la cote de RN comme indiquédans le tableau suivant :

PHEEdimensions des

franchissements dus à laretenue


SARAMBI(MFCFA)


TIGUEDA(MFCFA)


TOTAL(MFCFA)

674,90 Relever de 2m à Sarambi, 1mà Tigueda

90 65 155

673,65 Relever de 1m environ àSarambi, rien à Tigueda

60 0 60

672,65 0m (franchissements actuels) 0 0 0671,65 0m (franchissements actuels) 0 0 0

Tableau 30 : variation du coût du franchissement de la Mali (tâche n°2/6/32)

Selon les données topographiques disponibles cet impact disparaît, au moins partiellement,pour les cotes de PHEE inférieures à 674,90 m.

Cependant il convient de rappeler que des levés topographiques au sol sontnécessaires pour lever définitivement les doutes pesant sur ce franchissement de pistepar la retenue.

Le chemin piéton Biboko/Mbitom

Le parcours du chemin piéton Biboko/Mbitom est perturbé par toute retenue d’eau compriseentre 670 m et 675 m, comme indiqué dans le tableau suivant (valeurs issues d’uneanalyse sous SIG) :

PHEE(courbes de

niveaux)

nombre defranchissements

du chemin

linéaire dechemin noyésous la RN

linéaire decontournement

à prévoir

coût unitaire(MFCFA/km)

coût (MFCFA)

675 m 7 3,5 km(2,3 km sur la

Mboukou)

20,0 km 1,5 30,0

670 m 2 2,2 km(2,1 km sur la

Mboukou)

10,9 km 1,5 16,5

Tableau 31 : calcul du coût du chemin Biboko/Mbitom entre 670 m et 675 m

Même si le nombre et le linéaire total de tronçons du chemin touchés sont réduits par unabaissement de la capacité de la retenue, le franchissement de la rivière Mboukou demeurele principal obstacle à contourner.



Les coûts de la mesure pour les différentes cotes de RN envisagées sont donc les suivants,correspondants à la tâche n°36 du PAE :

Cote RN PHEE (=RN+0,4m)coût du cheminBiboko/Mbitom

(tâche n°36 du PAE) 675,00 m 30,00 MFCFA

674,50 m 674,90 m 29,73 MFCFA 673,25 m 673,65 m 26,35 MFCFA 672,25 m 672,65 m 23,65 MFCFA 671,25 m 671,65 m 20,95 MFCFA

670,00 m 16,50 MFCFA

Tableau 32 : variation du coût du chemin Biboko/Mbitom (tâche n°36)

4.7 Impacts lié s au marnage de la retenue

4.7.1 Marnage de la retenue

Le graphe ci-dessous donne les variations du niveau de la retenue en fonction de sacapacité.

650

655

660

665

670

675

01/1

2/19

70

01/1

2/19

72

01/1

2/19

74

01/1

2/19

76

01/1

2/19

78

01/1

2/19

80

01/1

2/19

82

01/1

2/19

84

01/1

2/19

86

01/1

2/19

88

01/1

2/19

90

01/1

2/19

92

01/1

2/19

94

01/1

2/19

96

01/1

2/19

98

01/1

2/20

00

01/1

2/20

02



graphe 23 : marnage de la retenue en fonction de sa capacité

La retenue à 5 km3 se remplit à sa cote de retenue normale 4 années sur 5 et le déficitmaximal de remplissage en année sèche est d’environ 3 m.

La retenue à 6 km3 se remplit de l’ordre d’une année sur 2 et déficit maximal deremplissage en année sèche est d’environ 6 m.

La retenue à 7 km3 se remplit un peu moins d’une année sur 2 et déficit maximal deremplissage en année sèche est d’environ 7 m.



4.7.2 Incidence des déficits de remplissage en queue de retenue

Le Tableau 33 ci-après présente les impacts des déficits de remplissage pour une retenueà 5 et 7 km3..

Capacitéde la

retenue

Fréquence deremplissage à lacote de retenue

normale (moyenne)

Durée moyenne dunon remplissage à la

cote de retenuenormale

Déficit maximalde remplissage

Distance en queuede retenue

correspondant audéficit de

remplissage

5 km3 4 années sur 5 1 à 2 ans 3 m 2 km

6 km3 1 année sur 2 3 à 5 ans 5,7 m

7 km3 1 année sur 2 6 ans 7,1m 15 à 25 km selonl’axe du Lom

Tableau 33 : Impact des déficits de remplissage en queue de retenue

Retenue à 5 km3

Pour une retenue à 5 km3, la durée moyenne des périodes de déficits de remplissage estde l’ordre de 1 à 2 ans pendant lesquelles la queue de retenue recule d’environ 2 km. Cesépisodes secs alternent régulièrement avec des périodes plus humides de durées plusvariables (1 à 9 ans) pendant lesquelles la retenue atteint chaque année sa cote normale.Ce fonctionnement de la retenue se traduit par un déplacement temporaire de la queue deretenue d’environ 2 km vers le sud.

Sur un plan environnemental ce constat ne se traduit par aucune incidence significative. Enrevanche, le Plan d’Action Environnemental prévoyant le développement de cultures surdécrues dans ce secteur, les agriculteurs concernés pourront être amenés àtemporairement déplacer leurs champs sur une distance maximale de 2 km. Compte tenude leur position géographique (villages situés le long de l’axe Betaré Oya–Doyo), cedéplacement reste compatible avec l’activité.

Retenue à 7 km3

Pour une retenue à 7 km3, la durée moyenne des périodes de déficit de remplissage estsensiblement plus longue, de l’ordre de 5 à 6 ans en moyenne. Pendant ces épisodes, laqueue de retenue recule jusqu’ à la Mali, voire jusqu’à la route Bétaré Oya-Doyo lors desépisodes les plus secs, soit des distances respectives de l’ordre de 15 et 25 km. Cespériodes de déficit de remplissage alternent régulièrement avec des périodes humides dedurées plus variables (1 à 8 ans) pendant lesquelles la retenue atteint chaque année sacote normale. Suivant ces cycles humides et secs, la queue de retenue se déplace entreBangbel et l’axe Bétaré Oya-Doyo. Les périodes pendant lesquelles l’eau sera à unedistance d’au moins 8 km de Bangbel (par la route Bangbel-Longa) pourraient atteindre5 ans, avec des périodes de 1 à 2 ans pendant lesquelles la queue de la retenue sera à25 km (selon l’axe Bangbel – Betaré Oya – Doyo).

D’un point de vue environnemental, les déficits pluriannuels de remplissage se traduisentpar une perte quasi définitive d’une centaine de km² d’espaces naturels, partiellementvalorisés à des fins agricoles, qui seront utilisés à 50 % du temps à des fins de productionénergétique mais difficilement valorisables sur le plan agro-économique pendant lespériodes de déficit. Ceci conduit à s’interroger sur la cohérence de cette option au regardde la gestion durable des espaces naturels.



Par ailleurs, au nord de Bétaré-Oya certaines actions de soutien des revenus agricolesprévues par le Plan d’ Action Environnemental telles que celles liées au développement decultures sur décrues s’avèrent peu cohérentes avec le fonctionnement de la retenue,notamment en raison de l’importance des distances à parcourir. D’une manière générale, lefonctionnement d’une retenue à 7 km3 apparaît relativement pénalisant pour les1600 personnes vivant le long de l’axe Bangbel-Longa, ce qui se traduira, si on retientl’option 7 km3, par une nécessaire adaptation du Plan de Gestion Environnemental et Socialafin d’y apporter les améliorations nécessaires au maintien des revenus pour les foyersconcernés.

Retenue à 6 km3

Pour une retenue à 6 km3, la situation est intermédiaire à celle pour 5 et 7 km3, plus prochede celle de 7 km3 que de celle de 5 km3 : la durée moyenne des déficits est de 3 à 5 ans ; ledéficit maximal est de 5,7 m. La queue de retenue est située approximativement au droitdes villages de Taparé Salao et Petit Meiganga. La longueur de la queue de retenue noninondée pendant les cycles secs est de l’ordre de 10 à 15 km.

4.7.3 Prise en compte dans l’étude économique

Les mesures compensatoires de cet impact n’ayant pas été définies à ce stade de l’étude,leur coût n’est pas pris en compte directement dans l’analyse économique. Cet impact seraplutôt analysé qualitativement dans la synthèse conduisant à la proposition de coted’exploitation optimale.

4.8 Impacts sur le milieu humain

4.8.1 Établissements humains, patrimoine culturel et archéologique

Établissements humains

Les établissements humains (habitations et campements temporaires ou semi-définitifs)touchés par la retenue sont ceux identifiés au cours des missions de terrain de l’année2004, comme indiqué dans le tableau suivant :

courbes deniveaux

nombre d’habitationspermanentes

sous la retenue

nombre d’habitationstemporaires

sous la retenue

population concernée(habitants 2004)

675 m 2(village de Lom Pangar)

46(répartis en 12 campements)

143(dont 10 à Lom Pangar)

670 m 0 44(2 habitations du campement

Bodomo Issa épargnées)

122(dont aucun à Lom Pangar)

Tableau 34 : dénombrement des installations humaines sous 675 m et 670 m

La passage de 675m à 670m réduit donc la population directement inondée d’environ 15%(passage de 143 à 122).



L’EIE a conclut que les déplacements de populations concernaient quatre groupesd’habitants 12 (pour un cote de RN à 674,5 m) :

- 1er groupe : moins de 200 personnes dans les campements temporaires situés sous laretenue projetée (estimé sous SIG à 143)

- 2è me groupe : 80 à 100 personnes du village de Lom Pangar, situé sur l’emprise du futurchantier de barrage,

- 3è me groupe : 40 à 50 personnes du village de Lom 2, situé en aval immédiat du barrageet soumis au risque d’inondation par les lâchers d’eau du barrage,

- 4è me groupe : 40 à 60 personnes invitées de manière anticipée à se déplacer hors dupérimètre de la retenue projetée (village de Ouami13).

Soit au total 300 à 350 personnes à déplacer (groupes 1 à 3) auxquelles s’ajoutent 40 à 60personnes déjà déplacées (groupe 4).

L’abaissement de la capacité du réservoir de Lom Pangar ne modifiera pratiquement pascet impact direct sur la population puisque :

� Le 1er groupe sera diminué de 15% seulement (passant donc de 200 à 170personnes environ),

� Les 2è me, 3è me et 4è me groupes sont inchangés (emprise du chantier, risque liés auxlâchers d’eau et déplacements préventifs identiques, indépendamment de lacapacité de la retenue).

Les coûts associés à la tâche n°44 du PAE ont été estimés et mis à jour comme suit :

Cote de retenue groupe 1 groupe 2 groupe 3 groupe 4 TOTAL675 m 6 4 10 3 23670 m 5 4 10 3 22

Tableau 35 : coûts des indemnisations liées au déplacement de population (MFCFA)

Le gain maximum pour un abaissement de la retenue de 5 m est donc de un million FCFA.Or les abaissements envisagés sont tous inférieurs à 5 m.

Il est donc raisonnable d’estimer que les impacts et les coûts associés sur lesétablissements humains dans et autour de la retenue sont inchangés quelle que soit la cotede RN choisie entre 671,25 m et 674,50 m.

Patrimoine culturel : sépultures

Les dédommagements liés à la submersion de sépultures par la retenue ont été chiffrés à15 MFCFA au PAE. Ce montant peut être réduit par un abaissement de la retenue normale,mais dans une proportion peu significative au regard du coût total du PAE.

Patrimoine archéologique

Il convient de distinguer le patrimoine selon qu’il est situé en zone submergée ou en zonede construction.

Les zones de construction étant inchangées quelle que soit la capacité de la retenue (saufmarginalement pour les travaux de rétablissement des quelques franchissements de laretenue), l’impact du projet sur le patrimoine archéologique ne varie que dans les zones desubmersion.

12 voir EIE, rapport de synthèse, octobre 2005, page 169/315

13 page 224/315 de l’EIE, rapport de synthèse



En zone submergée, la mesure ad hoc consiste en une fouille de sauvegarde avant pertedéfinitive des artefacts et des données scientifiques attachées aux sites.

Le nombre de sites concernés est estimé entre 250 et 350 sites, dont 40 à 80 pourraientprésenter un intérêt scientifique, sur les bases de calcul suivantes :

� Potentiel patrimonial par prospection partielle lors de l’EIE : 1 site / 2,3 km de berge,

� Longueur totale de berges submergées (Lom et Pangar, rive gauche et droite sous674,5m) : 592 km,

� Total : 260 sites probables, soit une estimation d’un potentiel de 250 à 350 sites.

Le coût des mesures de fouille et de surveillance est évalué à 134 MFCFA, dont l’essentielest consacré à la prospection des sites en zone submergée, soit environ 100 MCFA.

Ce coût peut être considéré comme directement proportionnel au nombre de sites àprospecter, donc au linéaire de berges submergées.

Les variations du coût de la tâche n°18 du PAE liées à la diminution de la capacité de laretenue sont donc les suivantes :

Cote deplan d’eau

linéaire de bergesubmergées

(km)

coût de laprospection

archéologique(MFCFA)

coût de lasurveillance des

travaux(MFCFA)

coût total de latâche n°18 du PAE

(MFCFA)

675 m 592 100 34 134670 m 538

(-9%)9

(-9%)34

(-0%)125

(-7%)

Tableau 36 : calcul des mesures liées à l’archéologie entre 670 m et 675 m

Le coût diminue de 7% pour 5 mètres d’abaissement. La réduction du coût de la tâche n°18du PAE peut donc être estimée à 1,4% par mètre d’abaissement de la cote de RN.

Les coûts associés pour chaque cote de RN envisagée sont donc les suivants :

Cote RN PHEE(=RN+0,4m)

coût total de la tâchen°18 du PAE

(MFCFA) 675,00 m 134 MFCFA

674,50 m 674,90 m 134 MFCFA

673,25 m 673,65 m 132 MFCFA

672,25 m 672,65 m 130 MFCFA

671,25 m 671,65 m 128 MFCFA

670,00 m 125 MFCFA

Tableau 37 : variation du coût des mesures liées au patrimoine archéologique (tâche n°18)

4.8.2 Afflux de population

L’afflux de population est estimé par l’EIE à travers le nombre d’emplois induits par le projetde barrage.

Les emplois directs sur le chantier du barrage lui-même sont identiques pour une cote deretenue normale comprise entre 671,25 m et 674,5 m.

Les emplois induits par l’exploitation forestière, la pêche, l’agriculture, l’élevage, les mines,le personnel de santé, le personnel de réseau, la gestion du barrage et du PAE ne sontmodifiés qu’à la marge par la cote de retenue normale. En effet les mesures



compensatoires qui génèrent ces emplois sont inchangées (voir chaque chapitrethématique dans le présent document).

Seuls les emplois liés aux nouvelles infrastructures routières peuvent être modifiés selon lacote de RN du barrage.

Cependant les coûts afférents sont supposés invariants en fonction de la capacité de laretenue.

4.8.3 Risques sanitaires

Les mesures du PAE liées à la maîtrise des risques sanitaires qui pèsent sur la populationactuelle et future dans la zone de la retenue sont identiques pour une cote normale entre671,25 m et 674,50 m.

En effet, le déploiement d’urgence ou à plus long terme de moyens médicaux dans la zonene devrait pas remettre en cause l’ampleur des actions de prévention, de sensibilisation etde création de 3 centres de santé.

4.9 Impacts sur la maîtrise des risques

4.9.1 Maîtrise de la pollution des eaux

Le plan de remplissage et le suivi de la qualité des eaux proposés au volet n°5, missionn°15 du PAE (tâches n°57, 58) ne dépendent pas de la capacité de la retenue.

La mesure consistant à ré oxygéner les débits turbinés par l’usine de pied du barrage via unseuil en nid d’abeille (tâche n°59) dépend principalement des débits caractéristiques deséquipements hydroélectriques au barrage lui-même.

Les dimensions d’un tel seuil ne devraient cependant pas varier notablement pour unecapacité du réservoir comprise entre 5 et 7 milliards de m3.

Le coût du seuil, estimé autour de 1 milliard FCFA, devrait donc être inchangé.

4.9.2 Rupture du barrage

Face au risque de rupture du barrage, les mesures proposées au volet n°5 mission n°16 duPAE, rappelées ci-après, sont indépendantes de la capacité de la retenue :

- Tâche n°62 : prise en compte des risques de rupture du barrage par crue ou parséisme – cette prise en compte à tous les stades de conception du projet n’est pasaffectée par une réduction de la capacité de la retenue

- Tâche n°63 : mise en place d’un plan d’alerte en cas de rupture – un tel plan d’alerten’est pas notablement modifié par la capacité de la retenue

- Tâche n°64 : mise à jour du modèle de rupture intégrant les 3 barrages existants dubassin de la Sanaga – une telle mise à jour est indépendante de la capacité duréservoir de Lom Pangar

Si l’ampleur de la catastrophe que constituerait la propagation de l’onde de rupture versl’aval du barrage serait légèrement amoindrie pour un réservoir diminué, il demeure qu’ilreste catastrophique et que son chiffrage est difficile et non pris en compte dans l’analyse.

4.9.3 Séismes induits

Le risque de séisme induit par la création d’une importante retenue d’eau n’est pas modifiépour une cote de RN comprise entre 671,25 et 674,50 m, soit une profondeur moyenne duplan d’eau de 10 à 12 m environ.



4.9.4 Déversement accidentel d’hydrocarbures

Le Tableau 11, page 47/130 du rapport thème 20 de l’EIE fournit les altitudes des tronçonsde conduite et de ses équipements. Entre les cotes 671,25 et 674,5 m se trouvent enparticulier les tronçons et équipements suivants :

Secteur franchissement longueur sous674,5 m

N°2 26 mN°4 <10 mPangarN°8 47 mN°13 68 m

MbitelN°14 1 PC

TOTAL 1 PCentre 140 et 150 m de conduite

Tableau 38 : identification des tronçons et équipements de l’oléoduc sous 674,5 m

Tous les autres tronçons ont leur point bas situé sous la cote 671,25m. Ils seront donctoujours touchés par la retenue de Lom Pangar mais leur longueur à reprendre sera réduite.

Tous les autres équipements seront noyés, au moins partiellement, sous la retenue. Leurprotection ou leur déplacement est à prévoir quelle que soit la capacité de la retenue.

L’enjeu de la réduction de capacité de la retenue vis-à-vis de l’oléoduc porte donc sur lasuppression de l’inondation de :

- 3 franchissements dans le secteur du Pangar, dont le franchissement du Pangar lui-même

- 1 franchissement dans le secteur du Mbitel (n°13),

- 1 poste de protection cathodique (PC) dans le secteur du Mbitel.

Les vannes de sectionnement MLV20 et MLV21 de part et d’autre de la vallée du Pangarseront toujours touchées par une retenue au-dessus de 671,25 m.

Par ailleurs il faut rappeler que le franchissement n°18 sur le Mbitel est inconnu : il est àvérifier selon plans de récolement COTCO (« as built »).

Une étude particulière d’estimation des coûts des 3 solutions proposées au PAE (S1, S2 etS3) a permis de fournir les chiffrages suivants14 :

14 données provisoires du projet de rapport par Coyne & Bellier



SolutionCoût (MFCFA)pour la cote

674,5 m

Coût (MFCFA)pour la cote

671,25 m

Différence(MFCFA)

S1 : Conservation et adaptation de la conduiteactuelle et pose de nouveaux équipementshydromécaniques et dépose de l’existant

7 412 6 888 525

S2 : Mise en place d’une nouvelle conduite enparallèle de l’existante pour chaque tronçoncorrespondant à un franchissement de la futureretenue

13 447 12 135 1 312

S3 : Mise en place d’une nouvelle conduitecontournant l’ensemble de la future retenue 25 189 25 189 -

Tableau 39 : coûts des solutions d’adaptation de l’oléoduc à la présence de la retenue

Les réductions de coût des mesures d’adaptation de l’oléoduc à la retenue de Lom Pangarvarient donc énormément en fonction de la solution technique retenue :

- Aucune réduction de coût dans le cas d’un contournement de la retenue par unenouvelle conduite (S3),

- Réduction de 525 MFCFA pour une adaptation de l’existant (S1),

- Jusqu’à 1 312 MFCFA de réduction le remplacement des tronçons de conduitesubmergés par la retenue (S2).

Ces chiffrages permettent d’estimer le coût de la tâche n°65 du PAE, proposée au volet n°5mission n°17 « Risque liés au pipeline ».

4.10 Synthè se des coû ts environnementaux en fonction de la capacité de laretenue

Le balayage précédent permet de dresser un tableau synthétique des modifications du PAEen fonction de la capacité de la retenue, comme indiqué en page suivante.

Le tableau ci-après donne la réduction de coût des mesures environnemntales par rapportà la retenue à 7 km3 de capacité utile.

Scénario de RN réduction de coûtdu PAE

(milliards FCFA)674,50 m 0,0 7 km3

673,25 m 0,7672,70 m 1,3 6 km3672,25 m 1,7671,25 m 2,3

670,80 2,6 5 km3

Tableau 40 : réduction du coût du PAE pour différentes cotes de RN

L’économie est de 1,3 milliards de FCFA pour la retenue à 6 km3 et 2,6 milliards pour laretenue à 5 km3.

Par ailleurs d’autres impacts sont qualitativement réduits sans que les mesures du PAEsoient pour autant moins coûteuses, comme indiqué dans le tableau suivant :



Mili

euph

ysiq

ue

Gaz à effet deSerre (GES) valorisation du gain environnemental à l’analyse économique globale

Mili

eubi

olog

ique

Tous thèmesaucune modification du PAE malgré quelques réductions surfaciquesdes impacts sur la faune et la flore de la zone

Maî

trise

des

risqu

es Rupture dubarrage

La catastrophe engendrée par une éventuelle rupture du barrageserait réduite pour une capacité de réservoir diminuée : valorisationdu gain environnemental à l’analyse économique globale

Tableau 41 : réduction qualitative de certains impacts

La réduction maximale de 2,6 milliards FCFA au coût du PAE entre 7 et 5 km3 est ensuite àcomparer au coût estimé de l’émission de GES et au coût du barrage lui-même.



cib

le Intitulé des mesures et tâches duPAE modifiées 671,25 672,25 673,25 674,5

vole

t

mis

sion

tâch

e

commentaires

Compensations agriculture & élevage 2 765 2 830 2 875 2 900 3 8 42 sur la base de -20MFCFA par mètred'abaissement

Routes : 2 franchissements à Tiguedaet Sarambi - - 60 155 2 6 32

les 2 franchissements disparaissent sous673 m

Routes : pont du Lom à Touraké 4 182 4 428 4 625 4 920 2 6 33-10% par mètre d'abaissement (provisoire enattendant fin calculs)

Routes : franchissement sur la Mali - - 500 500 2 6 37sur la base de la solution n°1 d'un bac àmoteur comme compensation minimale

Infr

astr

uctu

res

et a

ctiv

ités

écon

omiq

ues

Routes : chemin piéton Biboko/Mbitom 21 24 26 30 2 6 36 (aucun)

Mili

euH

umai

n

Archéologie 128 130 132 134 1 3 18 la base de -1,4% par mètre d'abaissement

Maî

tris

ede

sris

ques

Oléoduc Tchad-Cameroun 6 888 7 049 7 210 7 412 5 17 65sur la base de la solution S1coûts pour 672 et 673 calculés parinterpolation linéaire

Pilo

tage

Surveillance, contrôle (CPS) 1 311 1 358 1 440 1 500 6 20 70 5% du PAE total

TOTAL 15 295 15 819 16 868 17 551variation par rapport à 674,5 m - 2 257 - 1 733 - 683 -

Tableau 42 : synthèse des réductions de coût au PAE en fonction de la cote de RN



5 OPTIMISATION ECONOMIQUE ET ENVIRONNEMENTALE

5.1 Pré sentation des scenarii de dé veloppement

5.1.1 Hypothèse de la demande

Le tableau ci-après définit l’hypothèse de demande du RIS de 2005 à 2030 pour le scénario« médian ».

Tableau 43 : demande en énergie sur le RIS « scénario médian » (extrait du PDSE 2030 –volume 2 Demande))

La répartition mensuelle de la demande est établie à partir des données d’exploitationd’AES-SONEL (courbe production journalière sur une année de référence).

graphe 24: Pointe et production journalière pour l’année 2004

La gestion de la pointe journalière de production n’est pas directement prise en comptedans la modélisation. En effet, la gestion de la retenue de Lom Pangar n’a aucune efficacité



dans le suivi de la pointe journalière de production. Ce problème relève de la capacité demodulation locale sur les usines hydroélectriques.

5.1.2 Parc thermique opérationnel en 2010

Le parc de centrales thermiques supposées opérationnelles à partir de 2010 est le suivant(source PDSE 2030) :

- La centrale de Douala - Bassa équipée de 3 groupes diesel de 3,2 MW, soit un total de9,6 MW

- La centrale de Bafoussam équipée de 3 groupes diesel de puissance cumulée 9,2 MW

- la centrale de Douala - Logbaba équipée de 11 groupes diesel de 1,6 MW, soit un totalde 17,6 MW

- La centrale de Yaoundé – Oyomabang 2 équipée de 8 groupes diesel de 1,6 MW et de3 groupes de 6 MW qui ont été transformés en 2004 pour fonctionner au HFO, soit untotal de 30,8 MW

- La centrale de Limbé équipée de 5 groupes « Wärstila 18V46» de 17 MW fonctionnantau HFO depuis sept. 2004, soit un total de 85 MW,

- La centrale de Logbaba à Douala équipée de 2 groupes HFO de 6,5 MW dont la miseen service est prévue en 2007, soit un total de 13 MW

- La centrale de Kribi, équipée de 4 turbines à gaz fonctionnant au gaz naturel de40,5 MW dont la mise en service est prévue en 2010, soit un total de 162 MW

Le total de la puissance thermique installée en 2010 est donc égal à 327,2 MW, sedécomposant de la façon suivante :

- Pointe existante (diesel) : 49,2 MW

- Semi base (HFO) : 116 MW

- Kribi (Gaz) : 162 MW

5.1.3 Parc hydroélectrique existant en 2010

Le parc hydroélectrique existant sur la Sanaga en 2010 se compose des deuxaménagements existant de Song Loulou et Edéa, supposés réhabilités. Leurscaractéristiques sont les suivantes :

Song Loulou :

L’usine implantée en rive gauche est composée de 8 groupes de puissance unitaireidentique.

Depuis 1991, on observe sur cette centrale un phénomène d’expansion des bétons sousl’effet des réactions chimiques du ciment portland avec les granulats utilisés (alcaliréaction). Un programme de réhabilitation des turbines de Song Loulou a été lancé.

En 2010, ces groupes sont tous considérés en état de marche et totalisent une puissanceinstallée de 384 MW pour un débit de 1040 m3/s à hauteur de chute maximale, c’est à dire 8groupes de 48 MW unitaire turbinant chacun 130 m3/s sous une chute de 41,5 m. Cetteusine possède un bassin de modulation de 5 hm3.

Le coefficient énergétique de Song Loulou est de 369 kJ/m3.

Edéa

L’usine est de type « fil de l’eau » et comprend trois usines (Edéa I mise en service en1957, Edéa II en 1958 et Edéa III en 1975) et 14 groupes totalisant une puissance installéede 259/263 MW pour un débit d’équipement de 1270 m3/s sous une hauteur de chute de



24 m. La puissance unitaire des groupes varie de 11 à 22 MW. Cet aménagement est situéà environ 55 km en aval de Song Loulou, ce qui correspond à un temps de propagation deseaux de 12 heures entre les deux ouvrages.

On a observé ces dernières années une forte indisponibilité avec une puissance totaledisponible moyenne comprise entre 185 et 200 MW pour un facteur d’utilisation par rapportà la puissance installée comprise entre 55 à 60 % :

- Edéa I - 33 MW (170 m3/s) : 25 % de disponibilité moyenne,

- Edéa II - 115/120 MW (575 m3/s) : 85 % de disponibilité moyenne6,

- Edéa III - 107/110 MW (525 m3/s) : 65 % de disponibilité moyenne.

Des travaux de réhabilitation et de remise à niveau de ces installations vont être engagés àpartir de 2006, permettant de revenir à un niveau acceptable de disponibilité. L’objectif pourla réhabilitation des usines d’Edéa envisagée par AES-SONEL est d’atteindre en 2008 unenouvelle puissance des installations de 284 MW (pour un débit maximum de 1370 m3/s) aulieu de 263 MW actuellement avec des disponibilités normales.

Le coefficient énergétique d’Edéa réhabilité est de 207 kJ/m3.

5.1.4 Plan de développement à moindre coût (S1)

Le PDSE 2030 définit le Plan de développement de l’énergie à moindre coût associé auscénario médian.

- En 2010/11 Lom Pangar (7 km3) et Nachtigal (250 MW)

- En 2012 Memvé Elé (120 MW)

- En 2017 Kikot aval phase 1 (214 MW)

- En 2019 Kikot aval phase 2 (108 MW)

- En 2021 Kikot phase 3 (108 MW)

Aménagement de Nachtigal

L’aménagement des chutes de Nachtigal sur la Sanaga pris en compte dans l’étuded’optimisation a les caractéristiques suivantes (source PDSE2030) :

- Hauteur de chute nette : 42 m

- Débit d’équipement : 750 m3/s

- Débit unitaire : 175 m3/s

- Puissance installée : 279 MW (6 groupe de 46,5 MW)

- Coefficient énergétique : 372 kJ/m3

- Mise en service en 2010

C’est un aménagement au fil de l’eau sans capacité de régulation.

Aménagement de Kikot

L’aménagement de Kikot sur la Sanaga aval pris en compte dans l’étude d’optimisation ales caractéristiques suivantes (source PDSE2030) :




- Puissance installée : 542 m3/s (8 groupes de 67,75 MW)




- Mise en service en 3 phases : 270 MW en 2014, 405 MWen 2017 et 540 MWen 2019

C’est un aménagement au fil de l’eau sans capacité de régulation.

Aménagement de Memvé Elé

L’aménagement de Memvé Elé sur le Ntem a les caractéristiques suivantes (source : PDSE2030) :




- Puissance installée : 120 m3/s (4 groupes de 30 MW)


- Mise en service en 2012

Développement thermique

Le seul développement thermique prévu sur la période d’étude 2010 – 2030 est celui retenupar le PDSE 2030 (voir annexe 1).

5.2 Estimation des besoins en é nergie thermique et des demandes nonsatisfaites

5.2.1 Calcul de la production hydraulique

La production hydraulique est évaluée à partir de la connaissance des débits journaliers surles 34 annés de simulations et des équipements hydro-électriques en place tels que prévusdans le PDSE2030. Il en résulte un échantillon d’énergie journalière produite. A partir de cetéchantillon, il est possible de dresser la courbe des énergie classées c’est-à-dire la relationénergie/fréquence.

Exemple : courbe des énergies classées (6 km3, 2010, 2018, 2030, scénario 1) :

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

0 50 100 150 200 250 300 350

fréquence (jours)

éner

gie

(M

Wh

) énergie hydrauliqueclassée 2010

énergie hydrauliqueclassée 2018

énergie hydrauliqueclassée 2030

graphe 25 : courbe des énergies classées – 6 km3



5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

0 50 100 150 200 250 300 350

fréquence (jours)

éner

gie

(M

Wh

) énergie hydraulique classée5 km3

énergie hydraulique classée6 km3

énergie hydraulique classée7 km3

graphe 26 : courbe des énergies classées 2018 en fonction de la capacité de la retenue

15000

17000

19000

21000

23000

25000

27000

29000

300 350

fréquence (jours)

éner

gie

(M

Wh

) énergie hydrauliqueclassée 5 km3

énergie hydrauliqueclassée 6 km3

énergie hydrauliqueclassée 7 km3

graphe 27 : partie basse de la courbe des énergies classées 2018 en fonction de lacapacité de la retenue

5.2.2 Calcul de la production thermique et de la demande non satisfaite

La différence entre la demande en énergie et l’énergie hydraulique produite se répartit entreénergie thermique et demande non satisfaite en fonction de la capacité de l’équipementthermique. La répartition entre gaz et fuel est établie en privilégiant le gaz et en comblant ledifférentiel par l’énergie fuel dans la limite de la capacité des installations.



Année 2010 6 km3

0

5000

10000

15000

20000

25000

0 23 46 69 92 115

138

161 184 207

230

253

275

298

321

344

fréquence (jours)

én

erg

ie (M

Wh

)énergie fuel

énergie gaz

énergie hydraulique

graphe 28 : année 2010 : répartition entre les différentes sources d’énergie

5.3 Coû t du barrage en fonction de la capacité de la retenue

L’étude du coût du barrage en fonction de la capacité de la retenue a été réalisée parCoyne et Bellier.

Le tableau ci-après donne le coût du barrage en fonction de la cote de retenue normale etde la capacité.

RN C coût MFCFA674.5 7.00 57 803 672.7 6.00 55 109

673.25 6.29 55 833 672.25 5.76 54 479 671.25 5.27 53 174 670.8 5.00 52 441

Tableau 44 : Coût du barrage en fonction de la cote de retenue normale

Les lignes en caractère droit correspondent aux cotes calculées par Coyne et Bellier et leslignes en italiques correspondent à des valeurs interpolées.

On retient que la réduction de 7 à 5 km3 conduit à une économie de 5 362 millions deFCFA, soit environ 11% du coût du barrage.

5.4 Coû ts environnementaux en fonction de la capacité de la retenue

Les coûts environnementaux, incluant la remise à niveau du pipeline mais hors GES, ontété évalués au chapitre 3. Le tableau ci-après en donne la synthèse.



RN C coût MFCFA674.5 7.00 17 551 672.7 6.00 16 275

673.25 6.29 16 868 672.25 5.76 15 819 671.25 5.27 15 295 670.8 5.00 14 917

Tableau 45 : Coût environnementaux en fonction de la capacité de la retenue

On retient que la réduction de 7 à 5 km3 conduit à une économie de 2 634 millions deFCFA, soit environ 15% du coût environnemental pour 7 km3.

Le tableau ci-après donne la programmation dans le temps de ces dépenses.

préparation travaux travaux/miseen eau

mise eneau

exploitation

A-1 A1 A2 A3 A4 A5 A6 A7 A8

5.8% 43.7% 26.2% 15.5% 7.3% 0.7% 0.5% 0.3% 0.0%

Tableau 46 : répartition dans le temps des dépenses environnementales

5.5 Coû t de satisfaction de la demande en fonction de la capacité de laretenue

Le coût de satisfaction de la demande de 2010 à 2030 est la somme des coûts suivants :

- coût de la production thermique, que nous séparons en deux composantes, le diesel etle fuel lourd HFO existant, dont les coûts de production sont différents,

- coûts des défaillances,

- coûts annuels du PEA répartis sur 8 ans conformément au Tableau 46,

- coûts d’investissement du barrage, répartis sur 4 ans à partir de 2006,

- pénalisation des GES émis par la retenue, à partir de 2010 correspondant au ,premierremplissage de la retenue

- pénalisation des émissions de GES par les moyens de production thermique.

Ces coûts sont calculés pour chacune des années de 2006 à 2030. Leur somme estactualisée à 2006. On rappelle que la pénalisation des GES est actualisée avec un taux de0,1%.

Le coût de satisfaction de la demande est la somme des coûts ci-dessus actualisée à 2006.On note que ce coût est un coût relatif puisqu’il ne prend en compte que les élémentsvariables avec la capacité de la retenue de Lom Pangar.

Le tableau ci-après récapitule les hypothèses économiques prises en compte dans cetteanalyse. Ces hypothèses sont celles retenues dans le PDSE 2030. La seule modificationest que le taux d’actualisation de la tonne de CO2 équivalent a été fixé à 0,1% suivant larecommandation de l’AFD, s’appuyant sur les propositions du rapport Stern sur l’économiedu changement climatique.



taux d'amortissement 10% PDSE2030

Taux d’amortissement de latonne de CO2 équivalent

0,1%

coût de production diesel -HFO

36 FCFA/KWh PDSE2030

coût de production gaz 15 FCFA/KWh PDSE2030

coût défaillance 700 FCFA/KWh PDSE2030

coût tonne équivalent CO2 10 €/T PDSE2030

Tableau 47 : hypothèses économiques prise en compte dans l’optimisation

Le calcul des coûts de production thermique est effectué en simulant le fonctionnement dusystème Sanaga chaque année de 2010 à 2030.

Chaque année est caractérisée par une demande en énergie et un niveau d’équipementhydroélectrique et thermique défini par le PDSE 2030, comme le plan à moindre coût pourle scénario économique « médian ».

Pour chaque année, on effectue la simulation avec les 30 années de la chroniquehydrologique de référence (1973-2003).

5.6 Capacité optimale

5.6.1 Hypothèse économique PDSE 2030

Le graphique ci-dessous donne le coût total actualisé en fonction de la capacité de laretenue.

Optimisation économique CO2 = 10 €/t

y = 1804,7x2 - 20452x + 284941

226000

227000

228000

229000

230000

231000

4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5

Capacité de la retenue (km3)

Co

ût

tota

l act

ual

isé

(MF

CF

A)

graphe 29 : coût total actualisé en fonction de la capacité de la retenue (hypothèseséconomique du PDSE2030).

La capacité optimale apparaît légèrement inférieure à 6 km3. L’écart de coût entre 5 et7 km3 est voisin de 6 milliards de FCFA, soit environ 5% du coût total.



Les résultats détaillés de simulations sont données en annexe 1.

5.7 Analyse de sensibilité

5.7.1 Sensibilité aux paramètres économiques

On étudie la sensibilité de ce résultat à deux paramètres économiques.

Influence du coût de la tonne équivalent CO2

La capacité optimale de la retenue dépend de façon significative de la valorisation de latonne équivalent de CO2. Le graphique ci-dessous donne le coût total actualisé en fonctionde la capacité de la retenue dans la fourchette 5 à 15 €/t.

Influence de la valorisation du CO2

4,0

4,5

5,0

5,5

6,0

6,5

7,0

0 5 10 15 20

Coût tonne CO2 (€)

Cap

acité

op

timal

e (k

m3)

graphe 30 : influence du coût de la tonne de CO2 équivalent

La capacité optimale est très sensible au coût de la tonne de C02. Elle diminue lorsque lecoût de la tonne de CO2 équivalent augmente.

Pour un coût de la tonne de CO2 de 5 €/t, la capacité optimale est de 6,6 km3. Pour un coûtde la tonne de CO2 de 10 €/t, la capacité optimale est de 5,7 km3. Pour un coût de la tonnede CO2 de 15 €/t, elle descend à 5,1 km3.

Influence du prix du combustible thermique

On suppose que le coût du gaz passe de 15 à 20 FCFA/kWh et celui du fuel de 36 à48 FCFA/kWh, soit une majoration de 33% du coût des carburants.

L’augmentation du prix des carburants majore le coût total de satisfaction de la demande .Elle tire vers le haut la capacité optimale de la retenue qui passe de 5,7 km3 à 6 km3.



Influence du coût des carburants

224000226000228000230000232000234000236000238000240000242000244000246000

4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5

Capacité de la retenue (km 3)

Co

ût

tota

l act

ual

isé

(MF

CF

A)

PDSE 2030

PDSE 2030 x 1,33

graphe 31 : influence du coût du carburant sur l’optimisation

5.7.2 Sensibilité à la chronique hydrologique

On analyse ici l’influence de la chronique sur le dimensionnement optimal de la retenue.Deux chroniques sont utilisées :

� La chronique de référence 1973 à 2003 au pas de temps journalier

� Un chronique « plus humide » 1960 – 2003. Cette dernière période a été retenue car ondispose des données naturelles aux 4 barrages sur cette période.

Influence de la chronique hydrologique

210000

212000

214000

216000

218000

220000

222000

224000

226000

228000

230000

232000

4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5


Co

ût

tota

l act

ual

isé

(MF

CF

A) chronique 1970-2003

chronique 1960-2003

graphe 32 : influence de la chronique hydrologique de référencehypothèses économique du PDSE2030

On note que

- le coût de satisfaction de la demande diminue car on produit plus d’hydraulique et doncmoins de thermique



- la chronique humide décale la capacité optimale vers les faibles capacités : l’optimumpasse de 5,7 à moins de 5 km3.

Ce dernier résultat provient du fait que la tranche 5 à 7 km3 sert uniquement lors destransitions entre années humides et années sèches. Les années 1960 à 1972 étant desannées humides, l’intérêt de cette tranche ne se manifeste pas. On réduit donc le gainrelatif associé à cette tranche alors que son coût n’est pas modifié.

5.7.3 Sensibilité au dimensionnement de l’usine de pied de barrage

Le débit réservé restitué en pied de barrage pendant la saison de remplissage assure lapuissance garantie de l’usine de pied.

On teste le dimensionnement de la puissance garantie à l’usine en faisant varier le débitréservé dans les simulations.

Le graphe ci-dessous donne le coût total actualisé de satisfaction de la demande enfonction de la capacité de la retenue pour deux débits réservés, 25 m3/s correspondant àl’hypothèse de base du projet et 50 m3/s à titre d’étude de sensibilité.

Influence du débit réservé

226000

228000

230000

232000

234000

236000

238000

240000

4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5


Co

ût

tota

l act

ual

isé

(MF

CF

A)

Q réservé 50 m3/s

Q réservé 25 m3/s

graphe 33 : influence du débit réservéhypothèses économique du PDSE2030

L’augmentation du débit réservé :

- augmente le coût total de satisfaction de la demande car il faut produire plus dethermique

- diminue la capacité optimale de la retenue qui passe de 5,7 km3 à 5,3 km3.

En effet, l’augmentation du débit réservé en période de remplissage est équivalent à unediminution des apports qui implique une réduction de la capacité optimale.

5.7.4 Sensibilité au scénario économique

Le graphe ci-après donne le résultat de l’optimisation dans l’hypothèse du scénarioéconomique S0 défini par le PDSE 2030, comparé à l’optimisation dans le cadre duscénario S1.



Influence du scénario économique

220000

228000

236000

244000

252000

260000

268000

276000

284000

3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5

Capacité de la retenue (km3)

Co

ût

tota

l act

ual

isé

(MF

CF

A)

Scénario S0

Scénario S1

graphe 34 : Comparaison des scen arii S0 et S1

La capacité optimale du barrage est alors réduite à moins de 4 km3. A noter quel’extrapolation au dessous de 5 km3 n’est pas justifiée car il y a un effet de seuil en dessousde 5 km3 qui correspond aux apports garantis à Lom Pangar.

5.8 Puissance garantie

La tranche de retenue de 5 à 7 km3 offre peu ou pas de puissance garantie supplémentairesur le système Sanaga. En effet, cette tranche sert uniquement à assurer le débit garanti àl’étiage d’une première année sèche mais elle ne suffit pas à garantir une deuxième annéesèche consécutive.

Or, la succession de deux années sèches se rencontre six fois sur la chronique de 1970 à2003. On peut donc considérer que la tranche 5 à 7 km3 n’assure pas une garantie enpuissance.

Ceci justifie a posteriori de n’avoir pas pris en compte les coûts d’investissement thermiquedans l’analyse économique.

5.9 Influence de la structure de la chronique

Le gain économique associé à la tranche 5 à 7 km3 est acquis dans les périodes charnièresentre une année humide et une année sèche. La tranche 5 à 7 km3 permet d’assurer uneannée sèche faisant suite à une année normale ou humide.

La chronique de référence 1970-2003 comporte trois cycle secs (1970–973, 1982–1988 et1995–2002) et deux cycles humides (1974–1981 et 1989–1994). Le gain associé à LomPangar se situe dans ces années charnières entre les cycles secs et humides.

La création de la tranche 5 à 7 km3 peut s’analyser comme une assurance contrel’occurrence d’une année sèche. La performance économique de cette tranche a étéestimée en espérance (moyenne) sur la totalité de la chronique.

Dans la réalité, et compte tenu de l’actualisation, la performance réelle dépendra de larépartition dans le temps des années sèches suivant une année humide où on a pu remplirla tranche 5 à 7 km3.

Mais il en est toujours ainsi en matière d’assurance, on ne sait pas quand surviendral’événement contre lequel on cherche à se prémunir.



6 CONCLUSIONS ET RECOMMANDATIONS

6.1 Conclusions

L’optimisation de la retenue de Lom Pangar est un problème complexe car dépendant demultiples facteurs : gestion des barrages, demande en énergie, équipementhydroélectrique, impacts environnementaux. Le choix de la capacité optimale résulte d’uncompromis entre ces divers facteurs.

6.1.1 Point de vue hydrologique et hydraulique

L’étude d’optimisation de la capacité utile du barrage de Lom Pangar s’appuie sur unemodélisation fine du bassin de la Sanaga. L’ensemble des données hydrologiquesdisponibles a été pris en compte. L’étude montre qu’il est nécessaire d’optimiser la gestionde la Sanaga pour pouvoir valablement étudier l’optimisation de la capacité de la retenue.En effet, le mode de gestion a un poids dans les résultats du même ordre de grandeur queles écarts de capacité de Lom Pangar pris en compte. Une optimisation de la gestion aainsi été proposée et modélisée.

Les simulations montrent que le passage de 5 km3 de capacité à 7 km3 conduit à augmenterde 5 à 10% le débit garanti à 90% en période d’étiage. Le passage de 6 à 7 km3

n’augmente ce débit que d’1 à 2%. On note ainsi une efficacité hydraulique significativepour la tranche de 5 à 6 km3 mais marginale de 6 à 7 km3.

Les gains se situeront principalement sur les périodes intermédiaires entre une annéehumide et une année sèche : 1982-1983, 1985-1987, 1994-1995, 2001 : le remplissagedurant l’année humide permet de soutenir le premier étiage d’un cycle sec voire le second(cas de 1987 lorsque la capacité est à 7 km3). Pour une capacité de 5 km3, les défaillancespeuvent se produire sur ce premier étiage au mois de juin.

Lorsque le débit réservé, c’est-à-dire la puissance garantie de l’usine de pied, augmente,les valeurs des débits indicateurs décroissent. L’augmentation du débit réservé conduit à unmoindre remplissage, ce qui proportionnellement handicape davantage les fortes capacités.

6.1.2 Point de vue économique

Le résultat de l’optimisation dans l’hypothèse du scénario de développement économiquemédian (S1) avec les hypothèses du PDSE 2030, conduit à une capacité optimalelégèrement inférieure à 6 km3.

L’étude met en évidence une forte sensibilité de la capacité optimale par rapport à lavalorisation de la tonne de CO2 équivalent, l’optimum passant de 6,6 à 5,1 km3 lorsque l’onpasse de 5 à 15 €/t de CO2 équivalent.

Les autres paramètres économiques étudiés ont une influence plus modérée :

� une augmentation de 33% des coût des carburants fait augmenter l’optimum de 5,7 à6 km3,

� le doublement du débit réservé de 25 à 50 m3/s, correspondant à un doublement de lapuissance garantie de l’usine de pied, fait baisser l’optimum de 5,7 à 5,3 km3,

� le choix d’une série hydrologique « humide » (période 1960-2003) fait égalementbaisser l’optimum de 5,7 à moins de 5 km3.

L’analyse économique met par ailleurs en évidence la grande sensibilité des résultats auxhypothèses de demande en énergie : ainsi le scénario S0 conduirait à une capacitéinférieure à 5 km3 quel que soit le coût attaché aux GES.



Il convient de noter que les courbes d’optimisation sont relativement plates, ce qui signifieque les variations des performances économiques sont faibles si l’on se déplace autour del’optimum.

6.1.3 Point de vue environnemental (hors GES)

Les coûts environnementaux ont été intégrés dans l’analyse économique. Cette approchene rend toutefois pas compte de l’ensemble de la problématique environnementale. Enparticulier, les impacts en queue de retenue sur le Lom sont sensibles au choix de cote deretenue normale.

L’étude met en évidence une nette différence dans le fonctionnement de la retenue selon lacapacité choisie. Le remplissage est effectif 4 années sur 5 pour une capacité à 5 km3

tandis qu’il intervient moins d’une année sur 2 pour une capacité de 7 km3. Cette situationconduit à des contraintes fortes sur la zone de queue de retenue du Lom dont les terresagricoles sont perdues pour les populations riveraines et mal valorisées par l’utilisationénergétique. Les mesures destinées à maintenir le niveau de vie des 1600 personnesconcernées sont peu évidentes à mettre en place.

Pour la capacité intermédiaire de 6 km3, cet impact du marnage en queue de retenuepersiste mais est plus limité car la queue de retenue est située au niveau deMbamjock/Taparé Salao et le nombre d’habitants directement affecté est plus faible.

L’actualisation de l’EIE devra définir plus précisément les impacts sur la queue de retenuedu Lom. A cette fin, il sera nécessaire que le Maître d’ouvrage réalise une topographiecomplémentaire pour préciser les impacts en queue de retenue, la précision de latopographie disponible n’étant pas suffisante pour définir la localisation précise de la queuede retenue.

6.2 Recommandations

6.2.1 Capacité utile recommandée

Au terme de cette analyse, le Consultant recommande de retenir une capacité utile de6 milliards de m3, correspondant à une cote de retenue normale de 672,70 m, soit 1,80 mau-dessous de la cote de retenue normale 674,50 m définie dans l’Avant-projet sommaireactualisé de 2006. La superficie de la retenue pour cette cote de RN est de 537 km2, soit 55km2 de moins que pour la cote de retenue normale prévue à l’avant projet.

Cette capacité est voisine de l’optimum économique et permet de limiter les impact enqueue de retenue sur le Lom. Elle permet en particulier d’éviter la construction d’unnouveau pont sur la Mary. L’impact en queue de retenue du Lom est atténué par rapport àla solution 7 km3 du fait de la fréquence de remplissage améliorée et de la diminution de lazone impactée par les déficits chroniques de remplissage lors des cycles secs. Elle garantitun remplissage une année sur deux en moyenne.

6.2.2 Sécurité hydrologique et cote de crête du barrage

L’impact du barrage de Lom Pangar sur la sécurité publique est considérable. Une rupturedu barrage occasionnerait plusieurs centaines de victimes et les conséquenceséconomiques seraient désastreuses et affecteraient durablement le Cameroun. Denombreuses infrastructures ayant un rôle vital serait probablement détruites : nombreusesroutes, plusieurs ponts sur le Lom et la Sanaga, tous les bacs, de longues sections duTranscamerounais, les aménagements hydroélectriques de Song Loulou et Edéa ainsi queles autres aménagements programmés sur la Sanaga, destruction possible de l’oléoduc deCOTCO et de ses structures superficielles.



Face à ce risque exceptionnel, la conception et le dimensionnement de l’évacuateur decrue du barrage sont jugés insuffisamment sécuritaires. En effet, l’estimation de la crue deprojet est principalement basée sur une analyse statistique des débits de crues d’unéchantillon régional transposé à Lom Pangar. La tendance actuelle en matière de sécuritédes barrages demanderait de privilégier les méthodes hydropluviométriques (type Gradexou PMF) et conduirait à des estimations probablement majorées des crues de projet et desûreté à prendre en compte. De plus, l’évacuateur de crue est entièrement vanné et la cruede projet doit être évacuée sans surélévation significative du niveau de la retenue. Lasécurité de l’aménagement repose ainsi de façon principale sur la fiabilité des vannes et deleur système de manœuvre. Les exemples de rupture de barrage par défaillance desvannes sont nombreux et il est reconnu qu’un évacuateur entièrement vanné ne garantitgénéralement pas un niveau de sécurité acceptable si les enjeux à l’aval sont vitaux.L’isolement relatif du site renforce ce point de vue.

En conséquence, le Consultant recommande de revoir la conception de l’évacuateurde crue de façon à prendre en compte le laminage par la retenue pour augmenter lasécurité vis-à-vis du risque hydrologique. Dans ces conditions, la cote de crête du projetactuel à 677,55 m pourrait être conservée (ou optimisée) de façon à assurer une tranchede laminage supplémentaire.

6.2.3 Evolutivité de la solution

La tranche de laminage entre 6 et 7 km3 pourrait dans le futur être mobilisée pourl’exploitation normale de la retenue si l’augmentation de la demande ou la modification ducontexte économique ou environnemental le justifiait. Il faudrait dans ce cas adapterl’évacuateur de crue de façon à assurer un niveau de protection équivalent et établir unPGES complémentaire pour gérer les impacts associés à cette surélévation.

Afin de préserver cette option pour le futur, les infrastructures lourdes, en particulier le pontsur le Lom à Touraké et la mise au norme de l’oléoduc Tchad-Cameroun pourraient êtredimensionnées pour une cote de retenue normale à 674,50 m. Ces points seront étudiésplus précisément dans le cadre de la mise au point du PGES.

ETUDE D’IMPACT ENVIRONNEMENTAL DU BARRAGE DE LOM PANGAROptimisation de la capacité de la retenue – juin 2007 rev03


ETUDE D’IMPACT SUR L’ENVIRONNEMENT

DU BARRAGE DE LOM PANGAR

OPTIMISATION DE LA CAPACITE DE LA RETENUE

ANNEXE 1

Calcul des coûts actualisés de satisfaction de la demande

Hypothèse du PDSE 2030

Scénario économique « médian » S1

taux d'amortissement 10% PDSE 20300

Taux d’actualisation des GES 0,1% Rapport Stern

coût de production diesel-HFO 36 FCFA/KWh PDSE 20300

coût de production gaz 15 FCFA/KWh PDSE 20300

coût défaillance 700 FCFA/KWh PDSE 20300

coût tonne équivalent CO2 10 €/t PDSE 20300

Juin 2007

Rev03

etude d’impact sur l’environnement du ... - … · etude d’impact sur l’environnement du...

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