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EVALUATION RETROSPECTIVE DU PROJET

D’INTERCONNEXION ELECTRIQUE

BOBO DIOULASSO-OUAGA

Rapport d’évaluation Version finale

GREFCO Septembre 2012

Préambule :

« L’objet de l’évaluation rétrospective est de formuler une opinion motivée sur la pertinence, l’efficience, l’efficacité, l’impact et la viabilité du projet financé au regard du contexte, de la politique et des procédures d’intervention du groupe AFD.

L’évaluateur a examiné les réalisations du projet en fonction des objectifs qui étaient fixés. Il a, par ailleurs, procédé à l’examen du processus d’exécution et de fonctionnement du projet dans ses différentes phases de mise en œuvre et de suivi.

Cette évaluation est financée par l’Agence Française de Développement. Les observations, appréciations et recommandations exprimées dans ce rapport le sont sous la seule responsabilité de leurs auteurs. »

Version 1 Version 2 Version 3

Préparé par JPL et ID JPL et ID après les

commentaires du groupe de

suivi

JPL et ID après les

commentaires finaux de

l’AFD

Date 29-05-2012 02-06-2012 03-09-2012 /18-09-2012

Contrôlé par DT DT

Date 30-05-2012

Evaluation rétrospective du projet d’interconnexion Bobo-Dioulasso-Ouagadougou

Rapport final d’évaluation

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1 Table des matières et liste des acronymes

Table des matières 1 Table des matières et liste des acronymes .................................................................................................. 1

2 Résumé ............................................................................................................................................................ 6

2.1 Introduction ............................................................................................................................................ 6

2.2 L'Infrastructure telle que réalisée ......................................................................................................... 6

2.3 Financement............................................................................................................................................ 7

2.4 Déroulement du projet .......................................................................................................................... 7

2.5 Principaux résultats de l'évaluation ...................................................................................................... 9

2.5.1 Pertinence ....................................................................................................................................... 9

2.5.2 Efficacité ......................................................................................................................................... 9

2.5.3 Efficience ...................................................................................................................................... 10

2.5.4 Impact ............................................................................................................................................ 10

2.5.5 Viabilité ......................................................................................................................................... 10

2.5.6 Durabilité ...................................................................................................................................... 10

2.5.7 Valeur ajoutée de l'action de l'AfD ........................................................................................... 11

2.6 Recommandations................................................................................................................................ 11

3 Méthodologie de l’évaluation ..................................................................................................................... 13

4 Récit détaillé et analytique du projet ......................................................................................................... 16

4.1 Présentation générale du contexte et de son évolution au cours de la période de mise en œuvre ; ............................................................................................................................................................... 16

4.2 Description du projet .......................................................................................................................... 17

4.2.1 Objectifs ........................................................................................................................................ 17

4.2.2 Contenu ......................................................................................................................................... 19

4.2.3 Montant ......................................................................................................................................... 19

4.2.4 Produit financier .......................................................................................................................... 22

4.2.5 Intervenants .................................................................................................................................. 22

4.2.6 Mode opératoire ........................................................................................................................... 23

4.3 Résumé du déroulement du projet .................................................................................................... 24

4.3.1 Phase d’instruction ...................................................................................................................... 24

4.3.2 Phase de réalisation...................................................................................................................... 25

4.3.3 Phase de mise en exploitation .................................................................................................... 27

5 Performance du projet ................................................................................................................................ 28

5.1 Pertinence .............................................................................................................................................. 28



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5.1.1 La pertinence à priori .................................................................................................................. 28

5.1.2 Pertinence lors de la mise en service de la ligne ...................................................................... 29

5.2 Pertinence pour le long terme ............................................................................................................ 30

5.3 Efficacité ................................................................................................................................................ 31

5.3.1 Contributions des PTFs aux projets techniques lors des examens des dossiers techniques ........................................................................................................................................................ 31

5.3.2 Procédures de Non-objection .................................................................................................... 32

5.3.3 Procédures d’appels d’offres (fonctionnement de la CAM ou des CAMs) partage des responsabilités entre SONABEL et Etat ................................................................................................. 32

5.3.4 Délais d’exécution ........................................................................................................................ 33

5.3.5 Efficacité des travaux (qualité technique)................................................................................. 33

5.4 Efficience............................................................................................................................................... 34

5.4.1 Efficience de la procédure .......................................................................................................... 34

5.4.2 Rapports coûts/réalisation des différents ouvrages (à voir dans une perspective de surchauffe du marché mondial 2007-2008). ............................................................................................ 35

5.4.3 Protection & durabilité des ouvrages ........................................................................................ 35

5.5 Impacts .................................................................................................................................................. 36

5.5.1 Impact sur le prix de revient de l’électricité. ............................................................................ 36

5.5.2 Le montant de la subvention sur les hydrocarbures de la SONABEL a baissé. ................ 36

5.5.3 Impacts environnementaux ........................................................................................................ 37

5.6 Viabilité/durabilité ............................................................................................................................... 40

5.6.1 L’indisponibilité annuelle de la ligne d’interconnexion ne dépasse pas 10 %. .................... 40

5.6.2 Le système automatique d’ajustement des tarifs est appliqué. .............................................. 40

5.6.3 Nombre de personnes et entreprises, dont la qualité du service s’est améliorée, a augmenté. ...................................................................................................................................................... 41

5.6.4 Interconnexion et augmentation de l’offre .............................................................................. 41

5.7 Durabilité ............................................................................................................................................... 42

5.7.1 Durabilité des choix d’adaptation des solutions techniques à l’enveloppe budgétaire : .... 42

5.7.2 Robustesse des ouvrages et degré de protection ..................................................................... 42

5.7.3 Entretien et maintenance (affectation des ressources et qualité, qualité des formations) . 43

5.7.4 En termes d'approvisionnement et de disponibilité d'énergie en Côte d'Ivoire. ................ 43

5.8 Valeur ajoutée de l’action de l’AFD .................................................................................................. 44

6 Conclusions .................................................................................................................................................. 45

6.1 Conformité du projet par rapport au cadre logique ........................................................................ 45

6.1.1 Un ouvrage conforme à la règle de l'art, toutefois sans redondance. ................................... 45

6.1.2 Une capacité de transfert en deçà des attentes de 2012 à 2013/14 ...................................... 45



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6.1.3 Un projet restant toutefois très économique avec un temps de retour sur l'investissement inférieur 5,9 ans pour la SONABEL et de 4 ans en termes économiques. ......................................... 45

6.1.4 Stabilisation des subventions sur les hydrocarbures de la SONABEL à un niveau de 15 milliards de FCFA........................................................................................................................................ 46

6.1.5 Qualité et stabilité de l'approvisionnement renforcée ............................................................ 46

6.2 Projet s'inscrivant dans la durée et ouvrant de nouvelles perspectives pour l'électrification rurale et les énergies renouvelables ................................................................................................................ 47

6.3 De meilleurs outils de gestion financière et de suivi tarifaire pour la SONABEL ..................... 48

6.4 Une procédure environnementale bien conduite mais sanctionnée par un audit environnemental sévère, mettant en exergue le rôle de la communication. ............................................ 48

6.5 Un effort de communication tout au long du projet mais l'absence d'une communication professionnelle itérative. .................................................................................................................................. 49

6.6 Besoins de formations un leitmotiv récurrent du personnel d'exploitation ou un véritable besoin ? .............................................................................................................................................................. 49

6.7 Un projet complexe financé par 5 bailleurs de fonds, l'État et la SONABEL et administré par 2 structures ........................................................................................................................................................ 50

6.8 Un point de conclusion sur les retards et les dépassements .......................................................... 50

7 Leçons et/ou recommandations: .............................................................................................................. 52

7.1 Nécessité de définir précisément les besoins et les attentes de la partie nationale et des PTFs quant à l'envergure technique du projet et les possibilités offertes par l'enveloppe financière. ........... 52

7.2 Renforcement de capacités de la partie nationale en suivi de dossiers et de passation de marchés, en suivi de contrats et suivi fiduciaire de l'ensemble du projet. ................................................ 52

7.3 Communication et information ......................................................................................................... 53

7.4 Durabilité/ vision long terme ............................................................................................................. 53

Annexes ................................................................................................................................................................. 55

Annexe 1. Fiche de synthèse de la performance du projet 56

Annexe 2: Résumé narratif du projet 58

Annexe 3 : Simulation financière 67

Annexe 4 : Personnes rencontrées et calendrier des rencontres 68

Annexe 5 : Compte-rendu des réunions 70

Annexe 6 : Révision du cadre logique du projet d'interconnexion Bobo Dioulasso – Ouagadougou 99

Annexes 7 : Liste des rapports mis à disposition par l'AFD et collectés par les évaluateurs 101



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Sigles et acronymes

AFD Agence française de développement

AOI Appel d’offres international

AON Appel d’offres national

BEI Banque européenne d’investissement

BM Banque mondiale

CAM Commission d’Attribution des Marchés

CDGI Câble de garde isolé

CEB Communauté Electrique du Bénin

CEDAO Communauté Economique des Etats de l’Afrique de l’Ouest

CMD Crédits Mixtes Danois

CPDC Cadre de Politique des Déplacements et des Compensations

CRCB Centre Régional de Consommation de Bobo Dioulasso

CRCO Centre Régional de Consommation de Ouagadougou

CGE Cellule de Gestion de l’Energie

DANIDA Agence danoise pour le développement international

DAAF Direction des affaires administratives et financières

DAO Dossier d’Appel d’Offres

DDO Distillate Diesel Oil

DEP Direction des études et de la planification

DEPE Direction des études et de la planification des équipements

DGE Direction générale de l’énergie

DGPE Direction Générale de la Préservation de l'Environnement

IGAME Inspection générale des activités minières et énergétiques

DPD Demande de payement direct

DREEF Direction Régionale de l'Environnement et des Eaux et Forêts

DRF Demande de remboursement de fonds

DTS Droits de tirages spéciaux

EDF Electricité de France

EEI Evaluation Environnementale Initiale

EIE Etudes d’Impact Environnemental

EIES Etudes d’Impact Environnemental et Social

ELSA ELectricité pour le SAhel



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ERD Electrification Rurale Décentralisée

FDE Fonds de Développement de l’Electrification

FE Facilité Energie

FO Fuel Lourd

HT Haute Tension

IDA Association internationale pour le développement

MDE Maîtrise de la demande d’énergie

MECV Ministère de l’Environnement et du Cadre de Vie

MEF Ministère de l’économie et des finances

MMCE Ministère des Mines des Carrières et de l’Energie

NDF Fonds nordique de développement

PACDE Projet d'appui à la compétitivité et au développement de l'entreprise

PAP Personnes Affectées par le Projet

PASE Projet accès aux services énergétiques

PDSE Projet de développement du secteur de l’électricité

PGES Plan de Gestion Environnemental et Social

PPF Fonds de préparation de projet

PRIELER Projet de Renforcement des Infrastructures Electriques et d’Electrification Rurale

PTF Partenaires Techniques et Financiers

RSF Rapport de suivi financier

SONABEL Société nationale d’électricité du Burkina

SONABHY Société Nationale d’Hydrocarbure du Burkina

SWER Single Wire Earth Return

UER Unité d’exécution de la réforme du secteur de l’énergie

UNDB United nations development business

USD ou $US Dollar des Etats Unis d’Amérique

WAPP West African Power Pool



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2 Résumé

2.1 Introduction

Dans le cadre de son dispositif d’évaluations rétrospectives, l’Agence Française de Développement évalue, après achèvement et de manière systématique, tous les projets et programmes qu’elle finance. Cette démarche répond au souci de l’AFD d’assurer une information objective sur la bonne utilisation des fonds publics qu’elle est chargée de mettre en œuvre, mais aussi à sa volonté de mieux connaître le résultat de ses opérations, de tirer les leçons des interventions passées et de promouvoir un dialogue renforcé avec ses partenaires.

Le présent rapport traite de l'évaluation rétrospective de l'interconnexion électrique Bobo Dioulasso – Ouagadougou, réalisée en 225 kV pour un montant total de 81 326 046 €, pour laquelle l'AfD a accordé un prêt à la SONABEL d'un montant de 15 250 000 €.

La convention de crédit no CBF 1156 01 C avait été signé le 14 avril 2005 et le protocole d'accord entre le Burkina Faso et l’AFD/BEI le 13 décembre 2005

L'infrastructure électrique a été mise en service le 31 décembre 2009, et est pleinement fonctionnelle à ce jour.

2.2 L'Infrastructure telle que réalisée

L'interconnexion électrique qui raccorde le réseau du Centre Régional de Consommation de Ouagadougou (CRCO) au poste de Kodeni de Bobo-Dioulasso constitue à la fois le premier maillon structurant du réseau national de transport du Burkina Faso et permet l'accès également au réseau de transport interconnecté côtier et ses ressources hydroélectriques et thermiques gazières à moindre coût.

Cette infrastructure comprend :

La création au poste 225/33 kV de Kodéni à Bobo d’un départ de ligne 225 kV vers Ouaga,

l’établissement de 338 km de ligne 225 kV du poste de Kodéni jusqu’à celui de Zagtouli à l’Ouest de Ouaga,

la construction d’un poste 225/90/33/34,5 kV 2x70 MVA à Zagtouli, point terminal pour Ouaga,

la construction d’un poste intermédiaire 225/33/34,5 kV de 10 MVA à Pâ pour recevoir une réactance et permettre l’électrification de zones environnantes,

la réalisation d’un réseau primaire à Ouaga (boucle 90 kV de 3 lignes 90 kV de 28 km au total, 2 lignes 33 kV de 27 km, 3 postes 90/33/15 kV avec des transformateurs de 40 MVA, 1 poste 33/15 kV avec deux transformateurs 2x15 MVA),

la mise en place d’un système de téléconduite au sein d'un nouveau centre national des mouvements de l'énergie gérant les transits de l’ensemble de l'interconnexion Bobo – Ouaga – Ferkessedougou et ceux de la boucle 90 kV de Ouaga et contrôlant actuellement le CRCO

un volet « électrification rurale » prévu pour alimenter en électricité à partir des fils de garde sous tension cinq localités situées le long de la ligne 225 kV par câble de garde isolé, dont 3 seulement ont été financés sur le projet (Koumbia, Pâ et les raccordements de Sabou)

la mise en œuvre des mesures de compensation des impacts sur l’environnement, consistant à dédommager les personnes dont les propriétés et les biens étaient touchés par le couloir de la ligne ainsi qu'à procéder aux reboisements compensatoires pour remplacer la végétation détruite par le projet.

L'infrastructure est aujourd'hui pleinement fonctionnelle, mais ne comprend aucune redondance en termes électriques, mis à part le doublement du transformateur 225/33 kV de Zagtouli qui est



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indispensable pour assurer une pérennité de l'approvisionnement en cas de défaillance d'un des 2 transformateurs.

2.3 Financement

Lors de l'étude initiale de faisabilité de 2002 le coût du projet avait été évalué à 48 millions €, coûts ne comprenant pas le poste de Pâ. Lors de la révision de cette étude de faisabilité en 2004 qui a constitué la référence technique et financière de l'allotissement du projet, le coût en est porté à 71,6 millions €.

Tableau 1: Budget initial et réalisation (à la date du rapport d'achèvement)

Lots Coût évalué initial en €

Financements Coût du projet en mai 2012 en €

Financements Ecart / projet initial

AOI1 - Postes 225 kV 16.536.000 BM 20.814.309 BM, AFD, BEI, SONABEL 26%

AO12 - Téléconduite 2.668.000 BM 5.637.677 BM, AFD, SONABEL 111%

AOI3 - Ligne 225 kV 30.462.000 AFD/BEI 27.958.843 AFD/BEI -8%

AOI4 - Postes 90 kV 9.861.000 NDF 14.138.092 NDF, BM, SONABEL 43%

AO5 - Lignes 90 kV 6.453.000 CM Danois 7.402.978 CM-Danois 15%

AO6 - Supervision 3.423.000 BM 2.950.897 BM -14%

AO7 - Electrification rurale

2.480.000 Etat - SONABEL 1.277.600 Etat-SONABEL -48%

Mesures environnementales

1.680.000 Etat-SONABEL 1.145.651 Etat-SONABEL -32%

Total 73.563.000 81.326.046 11%

Lors de la prise de décision de réaliser le projet en juin 2004, le coût résultant de l’allotissement final était de 73,6 millions €, avec toutefois des modifications importantes pour certains lots par rapport à l'évaluation de référence. Entre autres, les coûts des transformateurs 225 kV ont connu une réduction de près de 4,3 milliards de FCFA, et ceux des transformateurs 90 kV de 1,5 milliards de FCFA, alors que celui de la ligne 90 kV a pratiquement doublé (augmentation de 3 milliards de FCFA).

La réalisation du projet connaît un dépassement total de 7.763.046 € de l'enveloppe totale de 11 %, le coût du projet à la tête de l'évaluation étant arrêté à 81,3 millions.

Ce dépassement sera couvert en partie par le reliquat de 2,5 millions € du projet ligne 225 kV (AfD/BEI), une réallocation et augmentation de l'enveloppe de la banque mondiale sur l’apport de celle-ci de 16,5 à 18 millions € , par des financements complémentaires sur les fonds propres de la SONABEL, et par la réduction de certaines caractéristiques du projet, entre autres abandon du transformateur de secours 90/33 kV prévu sur la boucle 90 kV, ainsi qu'un certain nombre de pièces de rechange.

2.4 Déroulement du projet

Le projet s'articule en 3 grandes phases :

une phase de conceptualisation et d'instruction commençant dès le début des années 2000 et qui se termine par les accords de financement du projet signé au cours de l'année 2005, la décision relative au montage financier étant prise dès juin 2004 au cours d'une 3e réunion de bailleurs de fonds qui s'accordent sur l'allotissement final du projet tel que présenté ci-devant. Cette réunion avait été précédée par celle de décembre 2002, pour laquelle un accord de principe avait été donné avec des



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demandes de complément d'information sur les coûts, les impacts financiers et environnementaux. La 3e réunion des bailleurs avait entériné en février 2004 les études complémentaires.

une phase de réalisation couvrant la période 2006 au 31 décembre 2009, qui sera marquée par une longue et fastidieuse procédure de sélection des entrepreneurs se terminant en août 2008 lors de la mise en vigueur du dernier contrat, et une phase de réalisation des travaux qui sera caractérisée par le professionnalisme de l'ensemble des acteurs et une mise en œuvre très efficace permettant finalement la mise sous tension de l'équipement le 31 décembre 2009

une phase d'exploitation, qui commence avec beaucoup de difficultés majoritairement exogènes puisque la puissance disponible étant en deçà de ce qui était attendu avec des perturbations dues à la fois à une mauvaise maintenance de l'appareil de production de transport pendant de nombreuses années en Côte d'Ivoire et une période de crise exacerbée avec la crise postélectorale dans ce pays.

L'ensemble du projet s'est déroulé sous fond de réforme du secteur de l'électricité décidée par le gouvernement Burkinabè en début 2000 par l'approbation d'une lettre de politique de développement du secteur de l'énergie (LPDSE), qui anticipait pour 2004 la privatisation de la SONABEL avec la création d'une société de patrimoine national et d'une société fermière d'exploitation gérées par un partenaire stratégique privé. Si le travail de réforme est au cours des premières années intimement lié à la discussion sur la conception et le financement des infrastructures, cette situation évolue à partir de juillet 2002 pour laisser la place à deux calendriers de projets indépendants, celui de la réforme et celui de l'interconnexion électrique à partir de novembre 2003. A partir de cette période, il n'y aura plus d'interactions entre les 2 projets si ce n'est, la demande d'augmentation tarifaire de 10% faite par les bailleurs de fonds en 2004 pour assurer l'équilibre financier de la SONABEL et sécuriser les investissements faits dans l'infrastructure électrique. L'AfD a d'ailleurs toujours souhaité dissocier le projet de financement de l'infrastructure de celui de la réforme auquel elle était d'ailleurs impliquée. Pour la Banque Mondiale, la perspective de trouver rapidement un investisseur stratégique privé pour reprendre la SONABEL et procéder aux investissements nécessaires s'estompe dans le temps et est remplacée par l'attitude d'un bailleur qui rejoint la table des négociations pour travailler en interne à l'évolution et la modernisation du secteur électrique. C'est au cours de cette période que la notion de conditionnalité perd de sa vigueur.

L'évaluation met en relief une lenteur des procédures qui fait qu'il faudra plus de 4 années pour opérationnaliser une décision de financement pris en juin 2004 lors du montage financier et de l'allotissement définitif par la mise en vigueur du dernier contrat qui scelle définitivement la phase d'instruction du projet avant qu'il n'entre dans sa phase de réalisation.

De la décision de reprendre les DAOs qui étaient déjà élaborés dans une forme préliminaire à la soumission de ces DAOs à l'appréciation des bailleurs de fonds, il faudra plus de un an et 5 mois, ce qui, à l'avis des évaluateurs, aurait pu être minimisé par plus d'efficacité dans la procédure de mobilisation des fonds nécessaires et dans un suivi de proximité du consultant.

S'en suit une longue période liée à l'approbation par les bailleurs de fonds de l'évaluation des offres reçues, ceci en raison de dépassement important pour les lots des postes 90, 225 kV et de la téléconduite. Là encore, les évaluateurs trouvent qu'il y a une perte d'efficacité dans une longue et harassante négociation portant à la fois sur le contenu même du projet ( nécessité d'élaguer tous items superflus), sur les possibilités ou non de mobiliser des rallonges budgétaires et sur la nécessité de trouver de nouvelles ressources (fonds étatiques ou fonds propres de la SONABEL) pour payer les éléments indispensables au projet qui ne peuvent pas être couverts par les enveloppes allouées. La discussion portait sur un montant de 7,8 millions d'euros, soit un montant de 5,1 milliards de FCFA. La négociation perdure dans un climat d'augmentation des produits pétroliers laissant envisager que la période du pétrole à 30 $ le baril était définitivement révolue. Elle se développe également tout en sachant que chaque mois de retard sur la mise en œuvre de l'infrastructure privera l'État burkinabé



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d'une économie de 1,33 à 1,56 milliard de FCFA par mois correspondant à l’effacement de la subvention sur les hydrocarbures de la SONABEL (respectivement pour 2008 et 2009). On peut dire qu'il y a une perte de focus pendant cette période entre d'une part la logique fiduciaire de cadrage budgétaire et la perspective de gains économiques liés à un projet de développement d’autre part..

2.5 Principaux résultats de l'évaluation

2.5.1 Pertinence

La pertinence initiale du projet est aujourd'hui clairement confirmée. Elle en sort renforcée puisque l'énergie de l'interconnexion est aujourd'hui nettement moins chère que celle de la production thermique subventionnée ce qui n'était pas le cas lors de la prise de décision. Dans les conditions actuelles de livraison et sur l'hypothèse que les quantités d'énergie importée pourront atteindre leur optimum dès les années 2014, date à laquelle de nouvelles capacités thermiques devraient être mises en service en Côte d'Ivoire, le temps de retour sur investissement est très favorable :

pour l'investissement SONABEL par rapport aux coûts en carburant de la production thermique subventionnée il est de 5,9 ans. Si l'on impute au manque de capacité de la ligne la nécessité d'avoir loué 60 MW de puissance thermique conteneurisée, ce temps de retour passe à 6,8 ans.

en termes économiques pour le pays, si l'on prend en compte les économies de subvention que l'État aurait dû payer si l’approvisionnement par ligne n'avait pas eu lieu, le temps de retour sur investissement tombe à 4 années.

De plus, cette interconnexion constitue la base du développement d'un réseau unifié de transport national, ayant un centre de contrôle des mouvements de l'énergie correspondant à l'état de l'art. Elle constitue également le portail d'accès au marché régional de l'électricité qui est actuellement en train de se structurer autour du WAPP et de l'autorité de régulation régionale et qui en 2017 devrait être en état de fournir de l'énergie de qualité et à moindre coût au Burkina Faso.

2.5.2 Efficacité

D'une façon générale la longueur de la phase de sélection des entrepreneurs a été entachée de perte d'efficacité que ce soit du côté de la partie nationale ou des bailleurs de fonds. Cette perte d'efficacité est évidemment liée à une situation relativement difficile à gérer du fait du dépassement des enveloppes budgétaires, qui génère une multitude de courriers, d’ajustements de rapport et de demandes de non objection ou d'approbation qui transitent qui plus est, par 2 structures de projets, la cellule de projet de la SONABEL, qui est celle du maître d’ouvrage et qui traite des questions techniques et l'Unité d’Exécution de la Réforme, qui est l'agent fiduciaire de la banque mondiale. La partie du projet qui est financée par l'AfD/BEI n’a pas connu ces problèmes puisque que l'offre est restée inférieure à l'enveloppe financière. Il en est de même du financement des crédits mixtes danois pour lequel l'infrastructure de la ligne 90 kV est réceptionnée dès septembre 2007. Toutefois, le projet restant un ensemble indissociable d’activités, la bonne performance des lots 3 et 5 (ligne 225 kV et boucle 90 kV) n’aura aucune influence sur la performance du projet qui sera conditionné par celles des activités ayant accumulées un retard (principalement le lot 1 – transformateurs 225 kV).

En termes de passation de marchés, il est important de souligner que les marchés sont attribués sous une procédure particulière différente de celle des marchés publics de l'État utilisant les commissions d'attribution des marchés (CAMs) de la SONABEL. Cette procédure avec une assistance professionnelle du service juridique de la SONABEL a permis d'éviter de reprendre des procédures d'appel d'offres qui auraient entraîné des délais supplémentaires sans pouvoir garantir une réduction des offres.

Pour la phase de réalisation sur le terrain, le professionnalisme de l'ensemble des acteurs que ce soient les entrepreneurs, l'ingénieur-conseil au service de la maîtrise d'ouvrage et les techniciens de la



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SONABEL a garanti l'efficacité de cette phase qui a permis la réalisation d'une infrastructure fonctionnelle et de qualité.

2.5.3 Efficience

En raison de la perte d'efficacité pendant l'instruction du projet, les évaluateurs sont amenés à conclure à une perte d'efficience se traduisant par un retard probable de 2 ans du projet, qui aurait permis à l'État de faire une économie de 36 milliards FCFA sur les subventions aux hydrocarbures de la SONABEL.

2.5.4 Impact

Les évaluateurs ont pu vérifier qu'un certain nombre d'impacts prévus par l'analyse du cadre logique ont été effectivement réalisé comme la réduction de la subvention sur les hydrocarbures en 2010 et 2011 de 3 à 5 milliards FCFA par rapport aux années antérieures, comme la contribution de l’énergie importée à la réduction du coût de revient de l'électricité.

Sur le plan environnemental, ils estiment que bien que la procédure relative à la politique de déplacement et de dédommagement n’ait pas scrupuleusement respecté dans le temps, celle-ci a toutefois été conséquente en termes de proximité envers les populations, de dédommagements des préjudices subis et en termes de reboisement compensatoire. Pour cette raison, ils émettent quelques doutes sur le niveau d'interventions supplémentaires identifié dans l'audit environnemental et social réalisé en 2012.

2.5.5 Viabilité

Sur le plan technique, le projet est d'une grande fiabilité technique offrant une qualité de l'approvisionnement en termes de tenue de fréquence et de tension, allant bien au-delà des attentes. En fait au cours de l'élaboration de ce projet beaucoup de questions étaient posées sur la qualité de l'énergie et la capacité de transfert sur 1000 km d'une telle ligne. Ces inquiétudes n'étaient pas fondées et aujourd'hui la ligne a déjà permis des pointes de transfert à 105 MW avec une très bonne tenue de la tension et de la fréquence.

Ce projet apporte une contribution à la réduction des coûts de production de la SONABEL dans une période d'augmentation soutenue des prix du pétrole.

Cette infrastructure s'inscrit dans la politique nationale d'électrification fondée sur l'établissement d'un réseau cible 33 kV dont l'AfD en finance1 des éléments, et qui vise à irriguer les zones rurales à partir d’énergie à moindre coût des pays côtiers, tout en respectant des critères de rentabilité.

2.5.6 Durabilité

Il est certain que si l'infrastructure est pleinement fonctionnelle, même si elle a été réalisée au minima en raison des limitations budgétaires. Elle connaît toutefois aujourd'hui un certain nombre de contraintes d’exploitation liées à des équipements défectueux financés par le projet2 ou au manque de pièces de rechange. La durabilité de l'équipement demandera des financements supplémentaires de SONABEL pour l'acquisition de pièces de rechange et éventuellement la conduite de formation complémentaire.

1 Ligne 33kV Kaya-Dori et ligne 90 kV Ouahigouya-Ouagadougou 2 Disjoncteurs 225 kV qui ont été changés, disjoncteur 90 kV (hors service), un transformateur 90/33 kV (en cours de

diagnostic), un transformateur 90/33 kV (négociations avec le fournisseur)



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En termes d'approvisionnement, la situation de pénurie relative d’énergie en provenance de la Côte d'Ivoire devrait s'améliorer sensiblement au cours de 2013 et particulièrement 2014 en raison de l'installation de nouvelles capacités thermiques par des producteurs privés indépendants.

2.5.7 Valeur ajoutée de l'action de l'AfD

D'une façon générale, l'AfD est perçue par le maître d'ouvrage et les autres bailleurs comme l'agence qui a toujours été prête à apporter un soutien financier pour des études ou des activités nécessaires à faire avancer le projet. Elle a également contribué à résoudre une partie du problème de financement lié aux dépassements budgétaires par la réallocation des reliquats sur les lots de construction des tronçons de la ligne 225 kV.

Bien que partie prenante de la réforme, elle a toujours dissocié les 2 approches en se refusant de lier l’état d’avancement de celle-ci aux conditionnalités sur le projet infrastructure.

Enfin cette agence est appréciée par le professionnalisme et la disponibilité de ces spécialistes et responsables de portefeuille dans un projet d'une grande complexité.

2.6 Recommandations

Quatre recommandations ont été émises par l'équipe d'évaluation dans la perspective de la réalisation du programme de nouvelles interconnexions programmées dans le cadre du WAPP.

1. Pour tenir compte du gap de financement qui s’est révélé lors du dépouillement des offres, qui a été un élément retardateur de la mise en œuvre et qui aurait pu être anticipé si les parties prenantes avaient pu définir et s’accorder sur le contenu technique du projet (ce qui était souhaitable et ce qui était strictement nécessaire dans le cadre de projet d'infrastructures de ce type), les évaluateurs recommandent que le contenu du projet technique puisse être défini précisément tenant compte des besoins et des attentes de la partie nationale et des PTF quant à l'envergure technique du projet et aux possibilités offertes par les enveloppes financières, de façon de pouvoir quantifier tout gap de financement.

2. La seconde recommandation porte sur le fait qu’il ne faille pas sous-estimer les besoins en renforcement de capacités de la partie nationale pour ce qui est de la préparation et de l’instruction des dossiers pendant toute la procédure de passation des marchés, du suivi des contrats et du suivi fiduciaire de l'ensemble du projet. Ceci est d’autant plus pertinent que l’actuelle unité de mise en œuvre de projet (UER) qui a suivi les financements de la Banque Mondiale et qui a assuré avec le maître d’ouvrage une coordination de l’ensemble du projet ne sera pas reconduite dans ses fonctions à la fin du second projet de la banque.

3. La troisième recommandation porte sur le besoin d’établir une communication permanente et professionnelle dès le début du projet. Les évaluateurs saluent les efforts déployés dans ce projet par le service de la communication de la SONABEL, mais recommandent pour les projets futurs de renforcer l'effort de communication et d'information qui a été fait au cours de ce projet, en associant les professionnels de la communication sous la supervision du service de communication de la SONABEL à toutes les phases du projet, principalement au cours de la phase d'élaboration du programme de gestion environnementale et sociale, la phase de compensation et de dédommagement des personnes affectées par le projet et enfin au cours de la phase ultérieure lors de la mise en service de l'infrastructure pour réitérer les règles de prudence et de sécurité à respecter et pour suivre et protéger les reboisements réalisés permettant effectivement de compenser les pertes de couvert végétal dues à l’ouverture du couloir de la ligne.



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4. La quatrième recommandation porte sur la nécessité de poursuivre le renforcement du centre des mouvements de l’énergie du Burkina Faso en matériel et en perfectionnement lors du prochain projet d’interconnexion régionale. La SONABEL, par ce centre des mouvements de l’énergie et par la diversité de son approvisionnement dans l’avenir, est en pleine mutation et reconversion. Etant une compagnie dont l’approvisionnement était fondé sur la production thermique au fuel lourd, elle évolue très rapidement vers une situation où la gestion des importations, du transport et de la distribution en deviendra le métier premier et le centre des mouvements de l’énergie, le centre stratégique.



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3 Méthodologie de l’évaluation

3.1 Contenu

La présente évaluation vise à :

- reconstruire la logique d’intervention en étudiant le cadre logique du projet.

- vérifier dans quelle mesure les objectifs du projet ont été atteints ;

- apprécier la pertinence des modalités organisationnelles, techniques et financières mises en place dans le cadre du projet ;

- d’apprécier le rôle joué par les bailleurs de fond en général et de l’AFD en particulier

- d’apprécier le rôle joué par le maître d’ouvrage,

- d’apprécier la qualité des travaux physiques,

- repérer les éventuels aspects négatifs;

- analyser les impacts quantitatifs et qualitatifs du projet ;

- de plus, suite à la réunion de cadrage, les évaluateurs ont porté une attention particulière sur les aspects de mise en œuvre du plan de gestion environnementale et sociale et sur les aspects de communication.

3.2 Déroulement

Le consultant avait préparé une note de cadrage qui avait été remise à l'AfD le mercredi 2 mai 2012. Cette note a fait l'objet d'une présentation et d'une discussion dans les bureaux de l’AfD le mercredi 9 mai 2012, en présence de représentants de la SONABEL, de l'UER et du Ministère des Mines des Carrières et de l'Energie. C'est au cours de cette réunion que l’AfD a insisté sur les aspects environnementaux et de communication. Dès le jeudi 10 mai 2012, les consultants ont entamé leur consultation avec les différentes parties prenantes du projet. Ces consultations se sont terminées le vendredi 25 mai par un entretien à la banque mondiale. Les quelques jours qui ont suivi ont été mis à profit pour la rédaction du rapport qui sera transmis le 31 mai 2012. La date de remise du rapport final est programmée au 6 juillet 2012, après avoir reçu les commentaires de l'AfD au cours d'une réunion de travail dans ses locaux. Les consultants n'ont pas connu de problèmes majeurs en termes d'accès à l'information. La présence de jours fériés dans le calendrier d'une mission est toujours de nature à provoquer quelques perturbations, du fait des reports des visites et des rendez-vous initialement programmés.

3.3 Méthodologie

Dans la note de cadrage, chaque critère d’évaluation avait été décomposé en questions évaluatives. Il a été également indiqué les éléments d’appréciation de chacune des sous questions évaluatives, les informations à collecter, les sources de l’information et enfin le mode d’analyse et de traitement de l’information. Le cadre des questions évaluatives indique que des réponses seront trouvées dans les rapports et documents statistiques existantes ; mais que pour d’autres les informations seraient à collecter auprès des différents acteurs du projet : bailleurs de fonds, la SONABEL, le ministère en charge de l’énergie, les prestataires (INEO pour la construction de la ligne, NEGOCE 9 pour la communication et la sensibilisation)

En vue d’atteindre les objectifs visés par l’évaluation, les consultants se sont d’abord référés aux documents produits dans le cadre de la réalisation du projet : les études, les rapports, les rapports



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d'avancement. Des informations et des documents complémentaires ont été recueillis auprès de l'unité de projet du maître d'ouvrage et du coordinateur de l'unité d'exécution de la réforme. Le but poursuivi était dans un premier temps de consolider le résumé narratif qui avait été esquissé dans la note de cadrage et de détailler le calendrier de la mise en œuvre de ce projet sur la décennie pendant laquelle il s'est déroulé. Il faut reconnaître à ce niveau, les rapports d'avancement mensuel de la SONABEL ont été un support précieux reconstitué une chronologie précise et identifier l'interaction des différents protagonistes dans le cadre de la mise en œuvre du projet et plus particulièrement lors de la sélection des entrepreneurs qui a constitué une phase critique en termes d'efficience ou plutôt de perte d'efficience du projet.

Une série d’entretiens a été ensuite réalisée avec les différents acteurs du projet afin de recueillir leurs avis, des compléments d’informations, de la documentation manquante permettant de bien mener le travail d’évaluation (voir annexes).

Tous les entretiens étaient semi-structurés sur la base d'une liste de thèmes reprenant les questions évaluatives définies dans la note de cadrage et qui étaient pour certains envoyés au préalable à la personne rencontrée.

Chaque interview a fait l'objet d'un compte rendu reflétant les thèmes de discussion abordée au cours de l'entretien. Ces comptes rendus constituent un référentiel de la mémoire du projet tel qu'il a été vécu par ces derniers sans pour autant donner toutes les garanties d'objectivité des points de vue présentés. C'est pour cette raison, que certains points de vue émis ont été confrontés auprès d'autres acteurs qui ont pu donner une version nuancée d'une réalité vécue différemment dans le cas de ce projet. Entre autres, les évaluateurs ont essayé de couvrir au mieux les différences de point de vue sur le niveau d'ambition ou de fonctionnalités d'un tel projet d'infrastructures. Très rapidement, il s'est avéré que la SONABEL avait quelques frustrations envers les réductions que le projet avait dû subir pour rester dans le cadre de l'enveloppe, alors que la vision de certains bailleurs était de ramener le projet à sa conception initiale d'une infrastructure fonctionnelle mais sans redondance.

Des visites ont eu lieu au centre national du mouvement de l’énergie, au poste 90 kV de Ouaga II, au poste 225/90/33/34.5 kV de Zagtouli, ainsi qu'à Sabou qui est aujourd'hui alimenté par un système utilisant les câbles de garde sous-tension avec la 3e phase se faisant par la terre. L'intérêt des visites techniques était outre le fait de visiter l'équipement, de pouvoir échanger avec les exploitants, infirmer ou confirmer certaines hypothèses par rapport au manque de souplesse d’exploitation ou de fidélité qui pourrait être lié au fait que certaines économies ont dû être réalisées pour boucler le projet. Ces visites avaient pour but d’évoquer avec les exploitants les difficultés d’exploitation notamment celles liées aux modifications du projet et celles dues à l’insuffisance du financement de la Banque Mondiale et des Fonds Nordiques (AOI1 et 4), la solidité de la ligne, l’énergie disponible, l’incidence de la ligne sur la qualité du réseau du CRCO, les indisponibilités de la ligne, etc….

Une visite à eu lieu à Sabou pour voir l’électrification CDGI qui est une nouvelle technologie au Burkina Faso. Il s’agissait pour le consultant de s'assurer de la fonctionnalité de cette nouvelle technologie de l’ERD et de sa réplicabilité à d'autres villages qui sont sous la ligne 225 kV. Les discussions ont tourné sur la qualité de l’énergie, les difficultés rencontrées par l’exploitation, la satisfaction des abonnés surtout les abonnés triphasés, les difficultés de la coopérative d’électricité.

Enfin, les consultants ont repris auprès de la direction financière et comptable de la SONABEL Sonabel toutes les informations nécessaires à l'élaboration d'une simulation financière permettant de répondre précisément aux questions de viabilité économique et financière à court moyen et long terme.



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3.4 Rendu

L’évaluation réalisée est restituée suivant les points ci-après :

- la reconstruction de la logique d’intervention en étudiant son cadre logique. Cette analyse du cadre logique a permis :

de clarifier les objectifs de l’intervention et de les traduire en une hiérarchie d’effets attendus,

d’aider à juger la cohérence interne de l’intervention ;

- L’évaluation analytique en suivant les critères de pertinence, d’efficacité, d’efficience, l’impact et la durabilité.

- L’évaluation de la valeur ajoutée de l’AFD

- Les conclusions et les recommandations (qui pourront être prises en compte pour la réalisation d’autres projets d’interconnexion en l’occurrence celle de Bolgatanga qui est en cours de préparation.



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4 Récit détaillé et analytique du projet

4.1 Présentation générale du contexte et de son évolution au cours de la période de mise en œuvre ;

Le projet se déroule au cours d'une décennie de 2000 à 2010, avec la mise en exploitation de l'interconnexion électrique le 31 décembre 2009.

Sur le plan macro-économique, la croissance économique a été soutenue depuis la dévaluation de 1994, toutefois la pression démographique et la réduction des appuis au secteur agricole ont ralenti la croissance du PIB per capita. Entre 1995 et 2008, le PIB réel a augmenté en moyenne de 5,5 pour cent par an, avec cependant d’importantes fluctuations. Cette volatilité révèle la vulnérabilité de cette économie toujours fortement dépendante du secteur agricole.

Pour répondre aux contraintes au développement, que sont des conditions climatiques sahéliennes rudes et une pluviométrie aléatoire, le niveau encore faible de développement du capital humain, et le coût élevé des facteurs de production, dont en autres l'énergie et l'eau, le gouvernement envisage dans le cadre de la mise en œuvre de la Stratégie de Croissance Accélérée et de Développement Durable, SCADD, d’augmenter considérablement les investissements publics, notamment en infrastructures. L’augmentation des investissements dans le secteur de l'électricité a été sensible depuis 2006, avec un montant de 69,3 Milliard de FCFA3.

L'énergie de base du Burkina Faso reste traditionnelle. Le bois et le charbon de bois, qui représentent respectivement 82% et 78 % des balances énergétiques primaires et secondaires ne constituent que 5 % de la valeur monétaire de l'approvisionnement énergétique primaire du pays. Par contre, les énergies modernes qui ne représentent que 18% de la demande en énergie primaire, mobilisent 95% des dépenses, qui se sont en grande partie payée en devise. En dehors de l'énergie solaire et des ressources ligneuses, le pays avant le développement de l'interconnexion Ferkessedougou- Bobo Dioulasso réalisée en 2000 et prolongée par l'actuel projet évolué en 2010 jusqu'à Ouagadougou était entièrement dépendant des importations de produits pétroliers. Cette situation de dépendance a été accentuée par l'augmentation continue des prix des produits pétroliers tout au long de 2010, mis à part le court intermède lié à la crise financière de 2008. De 25 à 30 $ le prix du baril en début de millénaire, les prix des énergies à la pompe ainsi que de la production électrique thermique doivent aujourd'hui s'accommoder d'un baril fluctuant autour d'une valeur moyenne de 110 US dollars.

C'est donc dans ce climat politique de restructuration des entreprises économiques du Burkina Faso que le projet d'interconnexion a mûri visant à amoindrir l'indépendance de l'approvisionnement énergétique envers des produits pétroliers d'une part et d'assurer d'autre part un approvisionnement en énergie électrique de qualité et de moindre coût pour pouvoir dynamiser le développement économique et social du pays.

La Côte d'Ivoire, bien qu'entrant dans une période politique plus tumultueuse avait réussi sa mutation d'un système énergétique étatique vers un système libéral ou les unités de production de gaz et d'électricité étaient gérées par des entrepreneurs privés, la compagnie ivoirienne électricité elle-même confiée à un acteur privé assurant le transport et la distribution de l'électricité vers les usagers sur une infrastructure gérée par une société de patrimoine. Le parc de production ivoirien disposant d'une réserve de capacités de l'ordre de 350 à 400 MW, la solution de diversifier l'approvisionnement du Burkina Faso sur cette source a été retenue.

3 Revue des Dépenses Publiques dans le Secteur de l’énergie au Burkina Faso (2011) Banque Mondiale



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4.2 Description du projet

4.2.1 Objectifs

Le cadre logique du projet retient 2 objectifs immédiats :

Assurer au Centre régional de consommation de Ouagadougou un approvisionnement fiable en électricité produite en Côte d'Ivoire et un coût de revient plus faible.

Procéder à l'allègement du budget de l'État par la suppression des subventions sur les hydrocarbures accordés au secteur.

4 types d'indicateurs sont identifiés dans le cadre logique :

deux visent le coût et la disponibilité de l'énergie livrée par la SONABEL après la mise en service de l'interconnexion. Le consultant remarque que l'indicateur relatif à la réduction des coûts de la SONABEL n'était pas pertinent et ne peut pas être vérifié. Cet indicateur demande que: « le coût de revient de l'électricité pour la SONABEL a baissé au moins d'un montant équivalent aux subventions payées en 2003 (environ 34 FCFA/kWh) ». En fait, il est reconnu par l'étude Wadell, entre autres, que l'impact de la ligne n'aura pas d'incidence majeure sur le prix de revient de l'électricité livrée au réseau, mais permettra à l'État d'économiser les subventions qu'il aurait dû payer sur les hydrocarbures de la SONABEL pour une production thermique. En conséquence, le coût de revient ne pouvait pas baisser, par contre le coût économique a baissé, l’Etat en étant le seul bénéficiaire. La référence 2003 correspondait à un prix de cession de l'électricité à Ferkessedougou de 34,6 FCFA/kWh alors que le prix subventionné de la production thermique était autour de 50 FCFA/kWh pour un baril à 30 $. Indépendamment du différend opposant la SONABEL à la CIE (48 FCFA/kWh demandés et 40 FCFA/kWh payé en attendant une fixation définitive du prix qui devrait se caler autour de 45-46 FCFA/kWh), l'énergie de Côte d'Ivoire amenée à Ouagadougou est nettement plus économique que la production thermique. Son prix pourrait se stabiliser autour d'un prix de revient moyen de 57 FCFA/kWh dès 2016, le coût du carburant de la production thermique vient d'atteindre la barre des 95 FCFA/kWh après la dernière augmentation tarifaire de mai 2012.

le 3e indicateur adresse la question de l'équilibre financier du système par l'application automatique d'un système d'ajustement des tarifs. Le modèle financier développé en 2003 est toujours utilisé comme tableau de bord des finances de la SONABEL et partagé par l'ensemble des bailleurs. La SONABEL a procédé à 2 augmentations tarifaires en 2004 et en 2006, et devrait envisager une nouvelle augmentation pour éponger la surchauffe de l'encours de la dette et de l’augmentation de 17% des combustibles de la Sonabel sur les tarifs appliqués aux hydrocarbures depuis octobre 2011 et de 80% sur les tarifs de Janvier 20104.

le 4e indicateur est un indicateur de performance du point de vue de la clientèle, c'est-à-dire l'accroissement du nombre de personnes et d'entreprises dont la qualité du service est améliorée. Suivant les informations recueillies auprès du Groupement Professionnel des Industriels et auprès d'un gros consommateur (le 13e plus gros consommateur) l'interconnexion a apporté beaucoup de stabilité en termes de tension et de fréquence et depuis 2012 le pays n'a plus connu de délestage. Toutefois, l'absence de délestage n'est pas uniquement le fait de la ligne mais également le fait que la SONABEL dispose jusqu'en juin 2012 de 60 MW de production thermique louée. En termes tarifaires, le projet

4 Arrêtés interministériels fixant les coûts des hydrocarbures (janvier 2010, octobre 2010, mai 2011, mai 2012)



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d'interconnexion n'a apporté aucune réduction des tarifs industriels, ni d'ailleurs des autres tarifs.

Pour ce qui est de l'objectif spécifique no 2, l'impact de l'énergie de ligne sur la réduction des subventions accordées aux hydrocarbures est sensible de 3 à 5 milliards de FCFA par rapport à la situation antérieure à 2010, mais les limitations de transit actuellement vécues par la SONABEL ne permettent pas d'obtenir le plein effet attendu. De plus, la demande générale est en augmentation forte et le développement des importations permettra de cantonner la production thermique dans un ordre de grandeur de 450 GWh qui ne permettra pas de réduire le besoin de subventions en dessous d'un niveau moyen de 15 milliards de FCFA/an en attendant l'arrivée de la prochaine interconnexion. En 2006 le ministère des finances avait plafonné le montant des subventions par litre de DDO et de FO et avait tenté également de plafonner la masse globale de subventions à 15 milliards de FCFA, ce qui serait maintenant envisageable si les livraisons de Côte d'Ivoire suivent.

En termes de risques, 3 risques ont été identifiés comme hypothèses critiques dans le cadre logique :

1. Celui lié à la stabilité politique du Burkina Faso. Le Burkina Faso a traversé une période de crise politique et de tumultes sociaux au cours du premier semestre 2011. En termes de recouvrement, l’année 2011 marque un fléchissement sensible de ce dernier pour les abonnés particuliers le tout tombant de 91,15 % à 87,87 %. ceci est encore plus sensible pour les administrations et les collectivités publiques pour lequel le taux tombe de 90,44 % à 61,1 %. il faut voir ici un impact de la crise sociale de 2011 qui a pesé sur la solvabilité des particuliers et des administrations à payer leurs factures. On doit également noter les mauvaises récoltes de 2011 qui jouent sur la solvabilité des abonnés SONABEL et leur capacité de payer la facture électrique.

2. Celui lié à l'acceptabilité sociale de leur augmentation tarifaire, deux augmentations tarifaires ont eu lieu le 14 septembre 2004 et le 26 juillet 2006, sans avoir créé de problème majeur surtout en termes de paiement des factures. Aujourd'hui la question est beaucoup plus délicate et la SONABEL cherche des alternatives à réduire l'impact de l'encours de la dette sur le tarif5. C'est pour cela qu'il est crucial pour elle d'avoir la possibilité d'importer le maximum d'électricité pour réduire la part des hydrocarbures dans la facture électrique.

3. Celui lié au coût du combustible. Ce risque réel s'est concrétisé au cours de la période par une augmentation et une volatilité du prix du baril qui, aujourd'hui, évolue autour de 110 $. De 2000 à 2005 la SONABEL a bénéficié de prix de carburant constant de 125 FCFA/l pour le FO et 146 FCFA/l pour le DDO, conduisant à un mixte non optimalisé de 138 FCFA/l. Aujourd'hui, après la dernière augmentation tarifaire de mai 2012, le prix du mixte de carburant SONABEL optimal (60 % FO) est de 413 FCFA/l, soit 3 fois plus pour une augmentation tarifaire de 18 % au maximum. Une fois de plus, l'interconnexion est vitale pour endiguer la production thermique et réduire l'impact négatif du coût du pétrole sur le tarif de la SONABEL et économique burkinabé en général.

5 Titrisation des dettes en actifs, abandon de la rétrocession de certains prêts rétrocédés faits sur dons (Danida).

L’impact de l’encours de la dette sera supérieur à 12 FCFA/kWh sur la période 2010-20 et atteindra son maximum en 2014 avec un pic de 23 FCFA/kWh (Rapport BM 2011, Evaluation de la dépense publique dans le secteur de l’énergie au Burkina Faso)



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Un risque n'a pas été évoqué dans le cadre logique, celui du risque politique lié à la situation ivoirienne. Ce risque est évoqué lors de l'évaluation de 2004 préalable à la décision de financement, sans pour autant conclure qu'il y avait risque réel. L'argument était que la crise politique entre le Burkina Faso et la Côte d'Ivoire de 2003 n'avait pas eu de conséquences sur les livraisons d'énergie de la CIE à la SONABEL Ce risque était pourtant réel. Il se manifeste particulièrement en 2011 par la réquisition du dispatching d'Abidjan et par des pénuries provoquées. On peut dire qu’en dehors des périodes tumultueuses de la fin 2010 et du début de 2011, l'interconnexion à apporter sa contribution par une livraison de 339 GWh et 450 GWh.

Un autre risque qui avait été évoqué était lié à l’assurance de la disponibilité de la fourniture à un prix de cession de l’énergie en Côte d’Ivoire attrayant.

4.2.2 Contenu

Le projet consistait à construire une infrastructure électrique permettant d'acheminer de l'ordre de 80 MW sur le CRCO, une partie du transitent étant consommée par le CRCB comprenant les éléments suivants:

la cellule de départ 225 kV au poste de Kodeni et deux nouveaux postes 225 kV à Pâ et à Zagtouli. Celui de Pâ est un 225/33/34,5 kV alors que celui de Zagtouli est un 225/90 kV. Au niveau des 3 postes un arrangement 34,5 kV est prévu pour mettre sous tension les câbles de garde permettant d'électrifiées les localités sous la ligne

le système de téléconduite du nouveau réseau qui évoluera vers la construction d'un centre des mouvements de l'énergie pour le Burkina Faso

la construction de 340 km de lignes 225 kV avec câble de garde sous tension et fibre optique pour la télécommunication

les postes de la boucle 90 kV de Ouagadougou comprenant un transformateur 90/33/34,5 kV à Zagtouli, un transformateur 90/15 KV aux centrales de Ouaga I, Ouaga II et Kossodo, un transformateur 90/33 kV à Kossodo et un poste 33/15 kV à Ouagadougou 2000.

les lignes de la boucle 90 kV de Ouagadougou, reliant Kossodo a une extrémité au de la Patte d'Oie (arrivé désignait 132 kV des barrages et de la future ligne de 125 kV de Bolgatanga) en passant par les postes de bois Ouga I, Ouaga II, Zagtouli et Ouaga 2000.

les travaux d'électrification rurale qui comptait initialement 13 localités, nombre porté à dans l'étude intégration de SOGREAH de 2004 et finalement réduit à 5 localités au niveau de l’allotissement pour en réaliser 3 sur le projet, dont 2 reliées aux tables de garde et une localité financée traditionnellement en 33 kV sur fonds propres de la SONABEL.

Le projet comprenait également le financement de la supervision des travaux ainsi que les dédommagements liés à l'ouverture du couloir et les reboisements compensatoires prévus par le plan de gestion environnemental et social.

4.2.3 Montant

Globalement le budget a connu un dépassement de 11 % par rapport au budget de l'allotissement final et de 15% par rapport au budget de l'étude d'intégration de SOGREAH de 2004 qui a servi de base à l'allotissement. Comme l'indique le tableau ci-dessous, ce sont principalement les allotissements AOI 2 pour la téléconduite et AOI 4 pour les postes 90/33 kV qui ont connu les plus larges dépassements.

Par contre, l’allotissement qui concerne le financement à l'AfD/BEI pour les lignes 225 kV a permis une économie de 8 % sur le coût initialement évalué, économie qui a permis à l'AfD d'intervenir pour des financements complémentaires sur les 2 premiers allotissements.



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Le tableau de synthèse mise à jour est en page suivante

Dans le cadre de la discussion entre la SONABEL et principalement la Banque Mondiale et le NDF, il est intéressant de noter que les coûts des transformateurs 225 kV ont connu une réduction de près de 4,3 milliards de FCFA, et ceux des transformateurs 90 kV de 1,5 milliards de FCFA, alors que celui de la ligne 90 kV a pratiquement doublé (augmentation de 3 milliards de FCFA). Enfin le parcours, les transformateurs 225 kV ont été payés à un prix équivalent à l'évaluation de SOGREAH et ceux de 90 kV à un prix excédent de 26 % cette évaluation.

Par contre, il est clair que le lot de la télé-conduite a évolué pour permettre l'installation d'un centre national des mouvements de l'énergie



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Tableau 2: Budget initial et réalisation (à la date du rapport d'achèvement)

Lots Coûts évalués

par Sogréah*

Coût évalué

initial

en €

Financements Coût provisoire

attendus en 2010

en €

Payé jusqu'en

2012

en €

Coût du

projet en mai

2012 en €

Financements Ecart /

projet initial

Ecart

/Sogreah

AOI1 - Postes 225 kV 20.839.000 16.536.000 BM 20.814.309 0 20.814.309 BM, AFD, BEI, SONABEL 26% 0%

A012 - Téléconduite 656.000 2.668.000 BM 5.301.799 335.878 5.637.677 BM, AFD, SONABEL 111% 759%

AOI3 - Ligne 225 kV 26.211.000 30.462.000 AFD/BEI 27.958.843 27.958.843 AFD/BEI -8% 7%

AOI4 - Postes 90 kV 11.387.000 9.861.000 NDF 14.138.092 14.138.092 NDF, BM, SONABEL 43% 24%

A05 - Lignes 90 kV 3.432.000 6.453.000 CM_danois 7.402.978 7.402.978 CM_danois 15% 116%

A06 - Supervision 2.270.000 3.423.000 BM 2.862.347 88.550 2.950.897 BM -14% 30%

A07 - Electrification rurale 5.686.000 2.480.000 Etat - SONABEL 1.277.600 1.277.600 Etat_SONABEL -48% -78%

Mesures environnementales 1.135.990 1.680.000 Etat_SONABEL 1.145.651 1.145.651 Etat_SONABEL -32% 1%

Total 71.616.990 73.563.000 80.901.619 424.427 81.326.046 11% 14%

Evaluation rétrospective du projet d’interconnexion Bobo-Dioulasso-Ouagadougou Rapport final d’évaluation

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4.2.4 Produit financier

Tableau 3: Evaluation des coûts de l’énergie livrée à Ouagadougou Coût final du projet 81,3 M€

Coût du projet 54.081,82 M FCFA

En Millions de FCFA/an 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Coût en capital 4.186 4.186 4.186 4.186 4.186 4.186 4.186 4.186

Entretien 0,35% 189 189 189 189 189 189 189 189

En GWh 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Energie importée en GWh 339,5 449,5 500,0 640,0 670,0 700,0 725,0 750,0

Energie Bobo 130,0 139,1 148,8 159,3 170,4 182,3 195,1 208,8

Energie Ouaga 209,5 310,4 351,2 480,7 499,6 517,7 529,9 541,2

En FCFA/kWh 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Coût en capital 21,4 14,4 12,8 9,3 9,0 8,7 8,5 8,3

Coût OM 1,0 0,7 0,6 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4

Coût en capital et maintenance 22,3 15,1 13,3 9,7 9,4 9,0 8,8 8,6

Coût d'achat 46 FCFA + pertes 7% 49,22 48,99 48,76 48,76 48,53 48,53 48,3 48,3

Coût de l'énergie livrée à Ouaga 71,6 64,1 62,1 58,5 57,9 57,6 57,1 56,9

En termes financiers, le coût de l'énergie à Ouagadougou dépend de la pleine utilisation de la capacité de transit. Pour un tarif de 46 FCFA/kWh en Côte d'Ivoire, soit de 49,2 à 48,3 FCFA/kWh rendus à Ouaga (réduction des pertes en fonction du transit), le coût en capital et en maintenance de la ligne de 22,3 FCFA/kWh se stabilisera aux environs de 9,0 FCFA/kWh car la ligne sera en charge comme l’illustre la figure suivante

Figure 1: Coût en capitaux

Le coût de revient de l’énergie ivoirienne livrée à Ouaga devrait se stabiliser à un niveau de 57 FCFA/kWh à partir de 2016, comme l’indique l’estimation du consultant donnée dans le tableau no 2. Le coût de l’énergie serait de 48,3 FCFA/kWh (46 FCFA/kWh et 5% de pertes en 2016)

4.2.5 Intervenants

Les principaux intervenants du projet sont:

le maître d'ouvrage qu'est la SONABEL, qui s'est doté d'une cellule de mise en œuvre du projet sous la responsabilité d'un chef de projet ;

les bailleurs de fonds que sont la Banque mondiale, l'AfD, la BEI, le NDF, la Bank NORDEA associée aux crédits mixtes danois.


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le ministère en charge de l'environnement qui doit donner son avis motivé au projet afin que ce dernier puisse obtenir le statut d'utilité publique

L'unité exécution de la réforme créée à l'instigation de la BM qui avait comme vocation d'être la capacité technique et fiduciaire de la mise en œuvre des lots financés par la BM et comme organe de communication entre le maître d'ouvrage, le gouvernement les bailleurs de fonds.

L'ingénieur-conseil EDF qui est recruté pour assister le maître d'ouvrage dans la mise en œuvre du projet

les différents entrepreneurs

le département de l'environnement de la SONABEL, qui gère pour le compte du maître d'ouvrage la partie environnementale du projet,

le département juridique de la SONABEL et sa commission d'attribution des marchés (CAM)

le bureau des études environnementales du ministère en charge de l'environnement qui présidera le comité interministériel de suivi du PGES, comité dont la mise en place est très tardive (début des activités en fin 2009, alors que les dédommagements ont été faits en 2007)

le ministère en charge de l'énergie qui assure régulièrement une communication de haut niveau sur l'avancement du projet de la réforme et celui des infrastructures

le service de communication de SONABEL qui assiste le maître d'ouvrage dans les aspects communication

De nombreux bureaux d'études pour la préparation des études techniques et des dossiers d'appel d'offres, pour la préparation du PGES, pour l'inventaire détaillé et le dédommagement des populations, pour l'information de ces populations et du grand public et enfin pour la réalisation d'un audit environnemental final.

Institutionnellement le projet est d'une grande complexité. De plus il a une direction bicéphale avec d'une part, l'unité d'exécution de la réforme dont le rôle se concentrera sur les aspects fiduciaires, et la cellule de projets de SONABEL qui joue essentiellement un rôle de maître d'ouvrage technique d’autre part.

4.2.6 Mode opératoire

Le mode opératoire est assez traditionnel. Il est facilité par la souplesse de la CAM de la SONABEL et de son département juridique dans un processus très complexe et difficile de renégociation de marchés à la baisse et de passation de marchés complémentaires de gré à gré sur fonds propres pour pouvoir réussir à boucler le projet pour une infrastructure opérationnelle.

Le mode opératoire est évidemment rendu plus fastidieux par le fait que toute correspondance doit transiter à la fois au niveau du maître d'ouvrage et du coordinateur de l'UER. Les dossiers techniques sont élaborés par des bureaux d'études suivis par le maître d'ouvrage qui valide les projets, et qui suivant les bailleurs les transmet directement ou par l'intermédiaire de l'UER pour approbation ou avis de non objection. Dans le cas de commentaires motivés des bailleurs de fonds la procédure est itérative.

Une fois, le projet mis en vigueur, une autre forme de mode opératoire se met en place entre les entrepreneurs qui dans un premier temps préparent les études d'exécution les soumettent à l’ingénieur-conseil pour validation. Ce dernier travaille en étroite collaboration avec la Cellule de mise en œuvre de la ligne Bobo-Ouaga. Une fois les études validées, l'ingénieur-conseil tient des réunions de chantier hebdomadaire avec l'ensemble des entrepreneurs, le maître d'ouvrage ne participant à ces réunions que sur une base mensuelle. Toutes adaptations du projet ayant des


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conséquences financières ainsi que tout avenant doit également être présentées pour la non-objection des bailleurs de fonds. En fin de projets, les divers équipements sont testés et font l'objet d'un procès-verbal de réception provisoire mentionnant les réserves qui ont été émises lors de la séance de réception. Après quoi, l'entrepreneur doit lever ces réserves pendant la période de garantie d'une année.

4.3 Résumé du déroulement du projet

Une annexe spécifique donne le détail du déroulement du projet

La chronologie du projet est divisée en trois étapes :

1. la phase d'instruction qui commence en 2000 et se termine en fin 2005 par le bouclage du montage financier. Elle comprend une phase conceptuelle qui se termine par l'étude de faisabilité en 2002 et le montage financier s'achevant en 2005. Cette phase d’instruction se déroule sur fond de réforme du secteur et de privatisation de la SONABEL

2. La phase exécution qui commence à la signature de la convention de financement pour s'achever par la date de mise en service de l’ouvrage

3. La phase post exécution correspondant à la période d'exploitation de l'ouvrage de la date de réception le 31 décembre 2009 à la date de la présente évaluation au 1 mai 2012, soit 2 ans et 4 mois.

4.3.1 Phase d’instruction

En début des années 2000, la situation du parc de production du CRCO était début des années 2000 relativement précaire, comparée à celle de Bobo Dioulasso qui venait d’être raccordée à la Côte d'Ivoire par une ligne de 225 kV.

En 1998, lors de la préparation de son programme d'appui au secteur, la coopération danoise et la partie burkinabè avait identifié la poursuite de la ligne Ferkessedougou - Bobo Dioulasso jusqu'à Ouagadougou comme solution d'avenir pour l'approvisionnement du CRCO.

Phases d'instruction – conceptualisation du besoin de relier le CRCO au réseau de la Côte d'Ivoire.

La conceptualisation du projet de la ligne se fait dans un contexte caractérisé par le retour de la Banque Mondiale comme bailleur de fonds intéressé à financer le secteur avec comme corollaire la réforme du secteur et la privatisation de la SONABEL, conformément à un autre programme d'appui de la BM à la restructuration et la privatisation des entreprises d'État, qui avait démarré à partir de 1996. Ce contexte est entériné par le gouvernement en 2000 par l’adoption de la lettre de politique de développement du secteur de l'énergie qui prévoyait la privatisation de la SONABEL dès 2004.

Les années 2000 et 2001 sont peu productives en termes de conceptualisation car le projet ligne est considéré comme trop cher pour un financement privé. Pour cela il faut trouver des palliatifs dans différents renforcements de capacité thermique ou des alternatives comme la ligne Bolgatanga – Bagrè permettant ensuite de raccorder Ouagadougou sur la ligne 132 kV des barrages.

Les dates clefs de cette phase en sont :

Décembre 1999 : approbation de la lettre de politique de développement du secteur par le gouvernement visant la libéralisation du secteur et la privatisation de la SONABEL

Juin 2002 : fin des études de faisabilité réalisée par SOGREAH Juin- Juillet 2002 : Mission ministérielle à la BM Washington pour plaider la cause de la ligne

et la séparation des deux projets (réforme et infrastructure) Octobre 2002 : étude d'intégration du projet ligne au projet de schéma directeur 9 décembre 2002 : Première table ronde des bailleurs de fonds donnant un accord de principe

á la réalisation du projet et concluant un besoin d'études supplémentaires entre autres une


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étude détaillée de l’intégration des deux projets lignes et boucle, une étude des impacts financiers du projet et une étude d’impact environnemental.

Cette phase se termine par une décision de principe liée aux compléments d’informations qui seront apportées par l’étude. Il faut se rappeler que le coût de carburant subventionné de la SONABEL était de 32 à 34 FCFA/kWh.

Phase d'instruction – de la faisabilité au financement

Synthétiquement, cette phase s'est déroulée comme suit :

26 mars 2004 : 2e table ronde des bailleurs de fonds entérinant le résultat des études suivantes :

analyse financière prospective de SONABEL, qui va donner un modèle financier prospectif et un tableau de bord à la SONABEL et aux PTFs (Etude GID – Alain Waddel). L’enjeu est clair, le bénéfice est équivalent à la subvention payée qui était de 13,9 et 19,6 milliards de FCFA en 2004 et 2005.

étude d'intégration du réseau primaire de Ouaga,

étude environnementale détaillée de l'interconnexion

de mars 2004 à avril 2004 le matériel produit par SOGREAH fait l’objet d’une contre- expertise de M. Ahoulou AKA, consultant pour le compte de la BM et son rapport d'évaluation sera fini en juin 2004.

juin 2004 : 3e rencontre des bailleurs de fonds arrêtant l'allotissement et le budget des travaux qui conduit à la reprise des dossiers d'appel d'offres, reprise d'ailleurs financée par l'AfD.

janvier 2005 : La passation du contrat de préparation des dossiers d’appel d’offre qui sera confié à SOGREAH ouvre une nouvelle phase de conceptualisation opérationnelle devant conduire le projet à la phase de réalisation. La contractualisation de SOGREAH prendra 6 mois, ce qui parait beaucoup pour les évaluateurs

En novembre 2005, les dossiers d’appels d’offre respectant le nouvel allotissement sont envoyés aux bailleurs pour avis, soit 17 mois après la décision des bailleurs. Les avis de non objections seront recueillis dans la période du 1er mars au 10 juillet 2006.

La convention de crédit No CBF 1156 01 C signé le 14 avril 2005 et le protocole d'accord entre le Burkina Faso et l'AFD/BEI le 13 décembre 2005, clôturant ainsi pour la partie du projet qui intéresse cette évaluation la phase d'instruction.

La contre-expertise de M. Aka met en exergue une différence de point de vue entre la partie Burkinabè et des bailleurs de fonds (BM et NDF) sur le niveau de robustesse ou de redondance que le projet devait avoir. Les bailleurs militent pour un projet fonctionnel mais économique sans redondances. Les Burkinabè y voient une réduction du projet en termes de qualité et de viabilité. Le contenu de certains lots est modifié à la baisse comme en témoignent les différences de budget entre l'évaluation faite dans l'étude SOGREAH et le résultat de l’allotissement de juin 2004, comme par exemple celui des postes 225 kV réduit de 4,3 milliards de FCFA et celui des postes 90 kV de 1,3 milliards. Par contre les lots ligne feront l’objet de réévaluation de mars 2006 à juin 2006.

4.3.2 Phase de réalisation

Phase de sélection des entreprises

420 jours se sont écoulés depuis la prise de décision des PTFs sur l’allotissement et les DAOs sont envoyés du 18 au 21 novembre 2005 aux PTFs pour avis. Cette date correspond au point de référence zéro du graphique ci-après.


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Il faudra encore attendre de 582 jours (3,3 ans) à 953 jours (4,3 ans) pour la mise en vigueur de tous les contrats et le début des travaux

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nb de jours

Procédure de selection des entreprises

Signature --> Mise envigueur

Non objection -->Signature

Négociation --> Nonobjection

App-> Negociation

Lanc.-> Approb. Rap CAM

NO-> lancement desDOAs.

Délai pour NO PTFs

Figure 2: Procédure de sélection des entreprises

L'examen du graphique met en exergue deux périodes particulièrement longues dans ce processus de sélection des entrepreneurs:

la première qui correspond au temps de réponse des PTFs sur les DAOs qui en dehors du lot 'ligne de 125 kV' sont tous supérieurs à 143 jours avec un record pour le poste 'téléconduite' celui-ci faisant l'objet de réaménagements importants

la seconde est celle qui est liée à l'approbation des procès-verbaux de délibérations des CAMs des différents lots avant de pouvoir entrer en négociation contractuelle avec l'entrepreneur ayant l’offre évaluée conforme. Cette période est particulièrement longue pour les lots de transformateurs 90 kV et 225 kV qui connaissent des dépassements importants.

La mise en vigueur des contrats correspondant à l’enregistrement des contrats, la prise d’assurances et le dépôt de la facture initiale et le payement de l’avance de démarrage est également fastidieuse de 144 jours pour le lot ligne 225 jusqu’à 235 jours pour l’ingénieur conseil. Ce sont souvent les avances de démarrage qui conditionnent la mise en vigueur des contrats.

Phase de construction

Cette phase se déroule sans problème particulier d’une façon très professionnelle. Toutefois, les retards pris dans la passation des contrats ne peuvent pas être rattrapés et le chemin critique est conditionné par les lots postes, comme l’illustre le graphique suivant.

Le lot ligne 225 kV est prêt dès juin 2009 et la téléconduite doit attendre la finition des postes pour terminer ses installations.


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0%

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20%

30%

40%

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n-07 f-08 m-08 a-08 n-08 f-09 m-09 a-09 n-09 f-10 m-10

Exécution technique AOL 1 -Postes 225 kVAOL 2 -TéléconduiteAOL 3 - Ligne225 kVAOL 4 -Postes 90 kVTotal -Technique

Figure 3: Exécution technique

4.3.3 Phase de mise en exploitation

La ligne est en exploitation depuis le 31 décembre 2009

Sur les plus de 720 GWh de transfert prévu (90 MW pendant 8.000 h) la ligne n’a fourni que 339 GWh en 2010 et 449 GWh en 2011. Le transfert a été bridé en début d’année 2012 pour éviter des problèmes de stabilité en Côte d’Ivoire, ce qui ne permettait que des transferts mensuels de l’ordre de 24 GWh sur les trois premiers mois.

Elle connait des périodes d’indisponibilités techniques de 1,2 à 2% en moyenne sur les deux premières années d’exploitation mais subi des ouvertures pour contraintes d’exploitation du coté ivoirien de 0,75% en 2010 et de 7,5% 2011.

Le transit de pointe est de 105 MW en 2010 et 106 MW en 2011


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5 Performance du projet

5.1 Pertinence

La question de la pertinence du projet doit se décliner sur trois perspectives-temps différentes :

la pertinence du projet a priori c'est-à-dire lors de sa décision

la pertinence du projet aujourd'hui après 2 ans et 4 mois d'exploitation et,

la pertinence dans une perspective de long terme.

La pertinence à priori du projet réside dans le choix de l'option d'approvisionner le CRCO à partir de Bobo Dioulasso et de la Côte d'Ivoire qui doit livrer au total 121 MW de puissance et 636 GWh d'énergie (prévisions révisées de la SONABEL pour 2014) et qui aurait dû livrer la base de la demande de charge des systèmes du CRCB et du CRCO dès 2006 suivant les calendriers les plus optimistes de réalisation de l'époque.

La modèle financier de la SONABEL de 2005 envisageait une importation à partir de 2008 de 571 GWh augmentant jusqu'à 794 GWH en 2014.

En termes de pertinence, la question qui se pose est de savoir s'il y avait une autre alternative plus apte à répondre sur le plan technique, économique, financier et environnemental à la demande en électricité du CRCO. La réponse des évaluateurs est un non catégorique.

5.1.1 La pertinence à priori

L’étude SOGREAH de 2002 conclut que la meilleure solution pour alimenter le CRCO à moyen terme était de mettre en service d’ici 2005 l’interconnexion Bobo Dioulasso – Ouagadougou. Cette liaison permettrait d’importer à Ouagadougou de 86 MW en 2005 à 65 MW en 2015. Elle ne comportait pas le poste de Pâ et son coût était de 48,5 M€. (31,8 milliards de FCFA).

L'étude financière prospective de la SONABEL (Gid-Wadell) était beaucoup plus réservée. Elle concluait que contrairement à tous les présupposés, la prolongation de la ligne d'interconnexion avec le Cote d'Ivoire non seulement ne permettra pas de baisser les tarifs de l'électricité, mais nécessitera, pour garantir l'équilibre financier de la SONABEL une hausse de tarifs, et ce, même si l'État maintenait sa politique de subventions des hydrocarbures. Il ressortait de l'étude que le principal bénéficiaire de la réalisation de cette interconnexion électrique était l'Etat qui verrait ces subventions diminuer fortement (à l'époque estimée à 66 milliards de FCFA d'économie sur la période 2006-2020). L’étude concluait également que la SONABEL ne serait pas affectée par la non réalisation de cette infrastructure, car le coût de production thermique du kilowatt-heure était voisin de celui du kilowatt-heure importé compte tenu des prix subventionnés appliqués aux hydrocarbures. Il faut rappeler que la subvention était à l'époque proportionnelle aux coûts des carburants ( en moyenne de 134 FCFA/l en 2004 et 182 en 2005) alors que le coût du mix de combustibles subventionné n'était que de 133,4 FCFA/l, soit un coût de combustible par kWh de 31 à 32 FCFA pour un prix d'achat du kWh en Côte d'Ivoire de 34,6 FCFA/l)

Néanmoins, le projet d'investissement permettait de dégager en 16 années d'exploitation un bénéfice équivalent à deux fois le coût d'investissement du projet ce qui à l'époque donnait un retour sur investissement d'une dizaine d'années. De plus, l'étude n'avait pas pris en compte le fait que le prix du baril n'était pas immuable.


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Dès 2005, le gouvernement burkinabé se pose la question de la fixation de la subvention indexée par un pourcentage fixe sur le prix des produits pétroliers qui conduisait très rapidement à des montants de subventions très élevés en raison de la hausse sur les prix des produits pétroliers. Dès le mois de mai 2006 les subventions sont plafonnées à 95 FCFA/litre pour le DDO et 177 FCFA/litre pour le FO, reportant les hausses des produits pétroliers sur la facture de l'électricité. Le prix du mix de carburant à la SONABEL passe de 133,4 à 223,4 FCFA/l, portant le coût du combustible de la production thermique à 51,4 FCFA/kWh. À partir de cette période, l'énergie de ligne devient progressivement beaucoup plus économique que celle de la production thermique, ce qui en renforce sa rentabilité.

Pour terminer le raisonnement, la seule alternative plausible lors de la prise de décision était le renforcement en capacité thermique qui aurait tourné comme charge de base utilisant le fioul lourd comme combustible, à la condition que son prix subventionné reste compatible avec le prix d'achat d’électricité sur la ligne, ce qui n'est plus le cas à partir de mai 2006. Le coût des centrales solaires restait à l'époque relativement inaccessible, et l'alternative d'une liaison avec le Ghana par Bolgatanga ne présentait à l'époque qu'une offre en puissance et en énergie limitée (de 15 à 30 MW et 96 GWh) rendant l'investissement peu rentable.

La pertinence a posteriori peut être évaluée en envisageant un approvisionnement du Burkina Faso sans l'apport de puissance et d'énergie de la Côte d'Ivoire sur le système CRCO. Le palliatif à la ligne auraient été d'anticiper la construction du parc de production de 60 MW de Komsilga dès 2007. La question sera d'évaluer l'impact financier d'une telle entreprise comparée à un projet ligne. Le calendrier de l'alternative diesel sera calé sur celui de la ligne et les retards accusés par Komsilga seront également imputés.

5.1.2 Pertinence lors de la mise en service de la ligne

Au chapitre précédent, les résultats financiers en termes de coûts de livraison de l'électricité sur le système du CRCO ont été présentés. Ces coûts prennent en compte le prix d'achat de l'électricité à Ferkessedougou (46 FCFA/kWh), les pertes dans le système de transport (7%), l'amortissement de l'investissement et un coût annuel de maintenance fixée à 0,35 % de l'investissement initial.

Le coût de l'énergie livrée à Ouagadougou ira en décroissant pour se stabiliser à un niveau de 58 FCFA/kWh. Il est relativement élevé la première année en raison du faible transit sur la ligne, supérieur au coût de combustibles SONABEL pour l'année 2010, année pour laquelle le prix des hydrocarbures était redescendu. Dès 2011 le différentiel de coût est en faveur de l'énergie de ligne et va en s'accroissant au fil des années. La simulation n’a d'ailleurs pas considéré une évolution des prix des carburants après 2013


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2010 2011 Sim.2012

Sim2013

Sim2014

Sim2015

Sim2016

Sim2017

FCFA/kWhEnergie importée versus

coût du carburant

Prix du carburant/kWh

Prix élect. Importée /kWh

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DDO FO

FCFA/lPrix subventionné des hydrocarbures de la

Sonabel

01-01-2010

08-01-2010

01-05-2011

01-10-2011

01-05-2012

Figure 4: Coût l’énergie de ligne et du carburant SONABEL

Sur cette hypothèse prudente, le temps de retour de l'investissement pour la SONABEL sur les seuls économies sur les carburants serait de 5,9 années.

Si l'on inclut le fait que la limitation du transit a nécessité la location de 60 MW de production thermique en conteneurs, le temps de retour de l'investissement est de 6,8 années.

Enfin, pour tenir compte également du gain réel que l'État perçoit par les économies sur les hydrocarbures économisés, le temps de retour prenant en compte le différentiel entre énergie de ligne les coûts du carburant SONABEL, la location des groupes et des économies de subventions, le temps de retour sur investissement est ramené à 4 ans.

L'exercice financier confirme pleinement la pertinence de la ligne lors de sa mise en service, même si le résultat de la première année était en deçà des attentes en raison du faible transit.

5.2 Pertinence pour le long terme

Dans le cadre du WAPP, le Burkina Faso se trouve à la croisée de 4 interconnexions. La première est celle dont nous faisons l'évaluation dans ce rapport. La seconde sera une interconnexion 225 kV reliant la capitale à Bolgatanga au Ghana d'une capacité initiale de 100 MW qui pourrait être mise en service dès 2016. Cette interconnexion sera reliée à une ligne 330 kV acheminant l'énergie thermique de nouvelles centrales vers Bolgatanga et par une bifurcation vers le Mali.

Le Burkina sera de nouveau sur le passage d'une nouvelle ligne 225 kV reliant Han au Ghana à Sikasso au Mali en passant par Bobo Dioulasso. Cette interconnexion pourrait être en service vers 2018-2020. Enfin, le WAPP a également prévu d'alimenter le Niger, le Nord Bénin et le Burkina Faso par une liaison 330 kV, appelée dorsale Nord qui est programmée pour l'après 2020.

Compte tenu de sa situation stratégique exceptionnelle, les évaluateurs ont pleinement apprécié les efforts de développer un centre de mouvements de l'énergie, qui respecte l'état de l'art et qui puisse incorporer les différentes sources d'importation, qui en dehors de 80 à 100 GWh d'hydroélectricité et les possibles développements de centrales solaires, devraient pouvoir essentiellement s'alimenter à partir des interconnexions. Même si les investissements ont largement dépassé les prévisions initiales et le budget révisé, cet investissement place le Burkina Faso sur l'embryon d’un marché régional de l'électricité que sera le WAPP de demain.

En termes de coûts, le schéma directeur révisé du WAPP a calculé que à partir de 2017 et sur la base du développement de puissance thermique gazière, de grande hydroélectricité, et


31

d'interconnexions régionales, le coût de cession de l'énergie au Burkina Faso devrait se situer dans la fourchette de 59 à 74 €/MWh, soit un prix de cession de 38,6 à 48,5 FCFA/kWh.

5.3 Efficacité

5.3.1 Contributions des PTFs aux projets techniques lors des examens des dossiers techniques

Lors de l'analyse du déroulement du projet il s'est avéré que préalablement à la préparation des documents d'appels d'offres finaux, la Banque mondiale a jugé utile de faire une contre-expertise du projet qui s'est déroulée dans l'interface qui a suivi la validation des 3 études complémentaires et la décision d'allotissement finale qui a lieu en juin 2004. Cette contre-expertise a remis son rapport en juin 2004. Sur le plan du calendrier, on ne peut pas incriminer cette activité comme un élément retardateur du projet. Il reste néanmoins qu’à maintes reprises, cette contre-expertise a été présentée aux évaluateurs comme la source des retards qui ont été enregistrés au cours de la phase de sélection des entrepreneurs. Il y a effectivement des éléments qui peuvent donner raison à la partie Burkinabé, entre autres cette dernière connaissait le prix d'une réactance d'une taille équivalente à celle inscrite dans le projet car elle venait d'équiper le poste de Kodeni d'un tel équipement. Les réactances inscrites dans la contre-expertise étaient au dire des responsables de la SONABEL du tiers du prix de ce qu'elle venait d’acquérir.

En fait cette controverse autour de la contre-expertise cache une différence de point de vue sur le standard technique de l'équipement à construire. La SONABEL souhaitait un équipement qui présente un certain nombre de redondances comme par exemple le doublement des transformateurs 90 kV qui sont des éléments vitaux pour l'alimentation de Ouagadougou. Il est évident qu'un incident sur un de ces transformateurs pose à la fois un problème de financement mais avant tout un problème de délais, délais de fabrication, de fret maritime et de transport routier, c'est-à-dire avec les procédures administratives, un délai d'au moins une bonne année avant de pouvoir changer l'équipement défaillant. D'autre part, la demande augmentant, ces transformateurs peuvent arriver rapidement à leur saturation. D'un autre côté, le point de vue des bailleurs de fonds était également compréhensible, une enveloppe de 73 millions d'euros avait été mise à disposition sur un projet initial qui avait été évalué sans le poste 225/33/34.5 kV de Pa à 48 millions €. Le problème, à l'avis des évaluateurs, était également lié à la période de surchauffe économique pendant laquelle les entreprises seront amenées à faire leur offre (de mai à environ novembre 2006).

Il est certain qu’au moment où l'on constate des dépassements importants des enveloppes budgétaires par rapport aux offres des entreprises, le processus devient fastidieux car d'un point de vue burkinabé on espère pouvoir mobiliser des rallonges budgétaires permettant de boucler le marché. Du point de vue des bailleurs de fonds, tout dépassement d'allocations budgétaires demande une justification très pointue des causes de ce dépassement : s'agit-il de sous-estimation auquel cas le travail en amont aurait été mal fait, s'agit-il d’items qui n'étaient pas prévus dans le concept initial et dans ce cas il faut les retirer, on a des règles à respecter en fonction des dépassements qui peuvent conduire à une reprise des dossiers d'appel d'offres ce qui n'est pas souhaité par la partie Burkinabé. Toutes ces discussions ont lieu dans la période après que les CAMs aient remis leurs évaluations des offres à l'appréciation des bailleurs jusqu'à une entente sur ce rapport d'évaluation permettant d'entrer en négociation avec l'entreprise pressentie. Cette période varie de 166 jours à 397 jours soit plus d'une année pour le lot des transformateurs de 225 kV. La lecture des rapports mensuels d'avancement du projet de 2007 et 2008 démontre d'une intense activité de communication entre le maître d'ouvrage et le bailleur de fonds de façon à trouver une solution qui comportera là où cela est possible des économies par une révision du concept, un complément de financement et en dernier recours la possibilité pour la SONABEL sur fonds propres ou sur fonds de l'État de passer un marché de gré à gré avec le même


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entrepreneur pour le complément d'équipement qui n'aura pas pu être pris en compte par l'allocation budgétaire.

Ceci explique la longueur d'une telle procédure qui au fil du temps n'a pas manqué de créer certaine tension entre les protagonistes.

Peut-on parler de perte d'efficacité à ce niveau ? Il est difficile de statuer. Il est certain qu'une grande partie de la communication se fait de façon écrite entre les différentes parties, au départ le bailleur de fonds, le maître d'ouvrage et son équipe de projets et de son équipe juridique, ensuite les entrepreneurs qui sont amenés à apporter des précisions et revoir leurs propositions. Tant que l'on n'a pas arrêté les degrés de liberté financière que l'on peut s'accorder dans ce type de négociations, l'approche ne peut être qu'incrémentale.

Pour exemple, en fin mars 2007, c'est-à-dire 5 mois après la réception des offres la question de comment combler un dépassement de plus de 4 millions d'euros sur le lot des transformateurs 225 kV n'est pas toujours réglée. La BM au cours d'une mission de mars laisse entendre qu'elle pourrait trouver une rallonge de 15 à 20 % de l'allocation initiale de 16,5 millions d'euros pour une offre de plus de 21 millions d'euros. Le 5 avril cette information est démentie car il n'est pas possible de déroger à l'enveloppe. En juin, après avoir envisagé de supprimer une pièce maîtresse de l'interconnexion qui était le second transformateur 225 kV de Zagtouli, la SONABEL décide d'autofinancer cet élément. Le 3 août 2007 la banque annonce qu'elle augmente son allocation budgétaire jusqu'à 18 millions d'euros. Du 22 aux 25 août la SONABEL négocie avec l'entrepreneur pressenti pour un contrat principal et un contrat complémentaire financé par la partie national et le 25 août la négociation est terminée.

5.3.2 Procédures de Non-objection

Trois procédures de non d'objections sont requises pour permettre la mise en vigueur des contrats d'entreprise et le début des travaux. La première se situe au niveau de l'appréciation du contenu des dossiers d'appel d'offres. Elle demandera de 101 à 232 jours en fonction des lots. Le délai le plus court est réalisé par l’AfD sur le lot ligne 225 kV, et les 232 jours correspond à l'examen du lot téléconduite par la banque mondiale. Ici, dans le cadre d'un projet d'une telle envergure et d'une telle nécessité il serait judicieux que les bailleurs de fonds s'organisent de façon à mobiliser leurs techniciens (in house ou externe) à la date de remise des appels d'offres, de façon que la durée d'examen y compris les modifications n'excèdent pas une durée de 4 mois. De même, il serait opportun que l'ensemble des bailleurs de fonds s'accorde sur un modèle de marché. Cela était le cas mais les évaluateurs ont pu remarquer que chaque bailleur a demandé des modifications et des ajouts aux clauses administratives de façon que ses procédures soient respectées. Ces questions devraient pouvoir être réglées préalablement ou concomitamment à la préparation des dossiers d'appel d'offres par le consultant. La seconde non-objection porte sur le rapport des évaluations des offres. Elle a été largement discutée dans le chapitre précédent. La 3e non-objection porte sur le procès-verbal des négociations entre le maître d'ouvrage et l'entrepreneur préalablement à la signature du contrat. Elle demandera de 14 à 50 jours. À ce stade du processus, il serait souhaitable que le délai n'excède pas 30 jours.

5.3.3 Procédures d’appels d’offres (fonctionnement de la CAM ou des CAMs) partage des responsabilités entre SONABEL et Etat

En termes d'efficacité, il faut reconnaître que l'ancien système qui faisait que les entreprises comme la SONABEL ou l'ONEA étaient dispensées de la procédure des marchés publics a été un élément très favorable à la mise en œuvre efficace de ce projet, principalement à la lumière des longues négociations consécutives aux dépassements budgétaires. Cette procédure permet une plus grande disponibilité des membres des commissions d'attribution des marchés et surtout une plus grande proximité de la cellule juridique par rapport à la passation des marchés.


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Dans le cadre de la procédure normale des marchés publics de l'État, la question des dépassements n'aurait pas pu être réglée, même si cela a pris du temps, par une négociation avec les entrepreneurs et la passation de marchés complémentaires sur la base de gré à gré. Pour ce qui est de l’électrification rurale, il y a eu au départ des divergences de points de vue sur la compétence de la commission d'attribution des marchés de la SONABEL par rapport à des fonds de l'État qui nécessairement devait mobiliser une commission d'attribution des marchés publics. En fin de parcours, l'ensemble du volet ERD a perdu en volume et a été très largement retardé. C'est le cas de la SONABEL qui a passé le marché de Koumbia et Pâ sur les fonds de l'État et de Kokologho sur fonds propres. Et c'est la CAM du MMCE qui s'est occupée du raccordement de Sabou au fil de garde.

5.3.4 Délais d’exécution

La réalisation physique des travaux de la ligne par INEO a été conduite dans les délais avec un niveau de professionnalisme qui a donné satisfaction au maître d’ouvrage en témoigne la fiche d’enquête client de INEO du 23 septembre 2009. Des réaménagements ont été opérés durant la mise en œuvre du projet à travers 4 avenants au contrat de base.

On peut estimer que INEO ainsi que les autres entreprises contractantes dans le cadre du projet de construction de la ligne Bobo Dioulasso-Ouagadougou, ont assuré leurs missions respectives dans les délais et selon les coûts contractuels y compris les modifications.

Comme l'analyse des diagrammes de réalisation le montre, l'ensemble des entreprises ont œuvré professionnellement, encadrés par un ingénieur-conseil également professionnel et apprécié des entrepreneurs. La tâche n'était pas facile car les négociations de contrats et d'éléments du chemin critique qui était les postes de transformateur ont retardé la mise en service de l'équipement. Les lignes étaient prêtes en septembre 2007 pour la tension 90 kV et en juin 2009 pour la tension de 225 kV, et la téléconduite ne pouvait pas terminer ses activités avant la finition des postes.

5.3.5 Efficacité des travaux (qualité technique)

Dans l’ensemble les travaux se sont bien déroulés et le matériel est de bonne qualité. Les installations sont conformes au dossier d’appel d’offres pour le lot ligne. Les ouvrages sont en exploitation depuis le 31 décembre 2009, le comportement des installations est satisfaisant, un test de transit en pleine charge a été effectué avec succès. Des tests en usine concluants ont été effectués sur les équipements en présence du maître d’ouvrage avant leur installation sur sites.

Le contenu des rapports d’avancement présente une constante évolution du taux d’avancement des travaux et n’exprime pas de manquements aux interventions d’INEO. L’entreprise avait mis en place une stratégie de communication dans les localités traversées et employait des ressortissants de la localité.

Toutefois, il faut noter les difficultés rencontrées sur les réactances (cela ne concerne pas le lot financé par l’AFD). Dans le marché de l’entrepreneur il était prévu des bobines d’inductance de type variable pour une régulation flexible des tensions. Au finish l’entrepreneur à installer des bobines d’inductance fixes parce qu’il n’a pas trouvé un fabricant qui puisse respecter les délais.

Cette situation devrait être un détail résolu au vu de l’envergure et l’importance du projet de ligne Bobo Dioulasso-Ouagadougou pour le Burkina Faso.

Lors de la négociation avec FORCLUM il avait été décidé que l'entrepreneur choisirait des transformateurs de marques européennes. En raison des délais de livraison de ces derniers, une alternative certainement plus intéressante pour l'entrepreneur a été identifiée en Chine pour la fabrication de ces équipements.


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5.4 Efficience

5.4.1 Efficience de la procédure

Indépendamment des difficultés rencontrées lors de la sélection des entrepreneurs, difficultés liées à la fois aux contraintes budgétaires, aux conditions du marché et à la disponibilité des équipements dans les délais voulus, les évaluateurs estiment que la période totale de temps qui s'écoule de juin 2004, date à laquelle les bailleurs de fonds s'engagent sur un allotissement des marchés et le 30 juin 2008 date à laquelle le dernier contrat d'entreprise est mis en vigueur (celui des postes 225 kV) est très longue comme l'illustre le graphe ci-après

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nb de jours

De la décision à la mise en vigueur des contrats de 3,2 à 4,2 années




Approb. Eval. Offres -->Negociation

Lanc.-> Approb. Eval Offre(Rap CAM)


Délai pour NO PTFs

Reprise DAO-> DOA auxPTFs

Allotissement -->RepriseDOA

Figure 5: Histogramme des procédures de la décision (juin 2004) à la mise en vigueur du dernier contrat

d'entreprises

Il est certain que les 2 premiers éléments graphiques qui mobilisent 520 jours auraient pu faire l'objet de plus de diligence principalement dans la mobilisation des fonds pour payer le consultant (6 mois) et dans l'élaboration de dossiers d'appel d'offres par un bureau qui disposait de l'ensemble des éléments (8 mois). De l'appréciation des évaluateurs 6 mois auraient pu être gagnés sur cette phase.

Dès le départ, il s'est avéré que les lots 'ligne' seraient exécutés sans trop de difficultés. Dans le cadre de négociations, il aurait été opportun de garder en mémoire comme objectif opérationnel le respect d'un chemin critique qui aurait pu se caler sur celui de la ligne 225 kV, c'est-à-dire avec un gain de 6 mois sur la mise en service de la ligne. Cela suppose que l'on aurait dû écourter les longues tergiversations sur les rallonges budgétaires et les nouveaux financements à trouver et sur


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les éventuelles économies à faire. Ceci s’est fait en fin de parcours. Alors pourquoi pas le faire plutôt que plus tard ?

L'exemple de référence est celui de la ligne 90 kV et de la centrale de Kossodo pour qui la signature du prêt entre le ministère de l'économie et des finances et la Nordea Bank a eu lieu le 30 juin 2005, qui est mis en vigueur en octobre 2005, avec la réception de la centrale 18 MW en janvier 2007 et de la ligne 90 kV en septembre 2007. Évidemment dans ce cas il n'y a pas eu de discussions sur le dépassement puisque le contrat de financement a été établi après que l'on connaisse les résultats des offres gagnées par BWCS contractors, avec un dépassement de 15 % des prix qui a été accepté par la partie burkinabé, le ministère des affaires étrangères danois et qui a été intégré dans le contrat entre la banque et l'État Burkinabè.

De même si l'on remonte dans le temps, la période de conceptualisation du projet qui s'est étendu de janvier 2000 jusqu'à juin 2004 aurait pu également être écourtée d'une bonne année, principalement au cours de cette phase initiale qui a mené à la première réunion des bailleurs de fonds en décembre 2002.

N'ayant aucunement l'intention d'avancer une conclusion irréfutable, les évaluateurs suggèrent que si une attention particulière était portée aux délais de communication et de réponse des uns des autres, la fixation de délais de réponse sur des postes bien balisés, l'établissement de calendrier critique pour chaque intervenant de la chaîne de décision qu'il soit du côté du maître d'ouvrage ou du bailleur de fonds, il aurait été possible de réduire la durée totale dude projet d'une période de 2 ans, permettant l'économie par l'État de 36,11 milliards de FCFA en subventions sur les hydrocarbures.

5.4.2 Rapports coûts/réalisation des différents ouvrages (à voir dans une perspective de surchauffe du marché mondial 2007-2008).

Les évaluateurs n’ont pas eu des indicateurs pour juger le coût/réalisation des ouvrages. Il faut néanmoins noter que les entreprises ont eu une très forte pression lors des négociations. Toutefois, en raison d’une époque de surchauffe du marché mondiale (offre élaborée en 2006) avec un prix du baril du pétrole en hausse rapide ainsi que celui des métaux en général et du cuivre en particulier, les entrepreneurs avaient une certaine tendance à protéger leur marge. On peut donc dire que suivant les circonstances du moment les rapports coût/réalisation restent raisonnables.

5.4.3 Protection & durabilité des ouvrages

L’importance d’un tel ouvrage se trouve dans les mesures de protection et sa durabilité. Des problèmes sont apparus sur des disjoncteurs ABB résolus par ABB. D’autres pannes sont encore survenues :

des disjoncteurs automatiques de marque ABB sont en panne au poste de Zagtouli, les réactances sont donc à l’arrêt. Les agents d’exploitation et de maintenance ne sont pas qualifiés pour intervenir sur le mécanisme de ses disjoncteurs.

le transformateur de 90/15 kV du poste de Kossodo est en panne, il est en cours de réparation.

La présence de réactance fixe ne donne pas de souplesse d’exploitation du réseau. Elle impose plus de manœuvres aux disjoncteurs alors que la vie d’un disjoncteur est liée aux nombres de manœuvres qu’il reçoit.

Les batteries de condensateurs fournies et installées sont de type variable, mais avec les réactances fixes.


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Si la Côte d’Ivoire fournit une capacité d’énergie importante, l’arrêt d’une inductance en tout ou rien peut entrainer des à-coups de nature destructive sur les transformateurs.

5.5 Impacts

Ici il s'agit d'évaluer les impacts et les résultats attendus tels que prévus dans le cadre logique qui a été discuté précédemment:

5.5.1 Impact sur le prix de revient de l’électricité.

L’étude Wadell de 2003 sur l'impact d'un tel projet sur l'équilibre financier du secteur avait conclu que le coût de revient de l'énergie de la ligne serait plus ou moins équivalent à celui d'une production thermique subventionnée sur la base d'un prix du baril qui était à l'époque de 30 $ en 2003. Donc les importations d’électricité n’auraient que peu d’importance sur le prix de revient de l’électricité.

Par contre le gain du projet se situait au niveau des économies de l’Etat sur la subvention des hydrocarbures de la SONABEL.

Les hypothèses ont radicalement changé depuis et en 2010, le coût de l'approvisionnement de la ligne est aujourd’hui inférieur aux coûts de combustible de la production thermique qui en mai 2012 atteignent 94,9 FCFA/kWh. Ce coût d'approvisionnement de la ligne, élevée en 2010 en raison du transit limité, ira en diminuant en fonction de l'augmentation des quantités transitées et des pertes en transport pour se stabiliser à un niveau de 57 FCFA/kWh. Il est fixé sur la base d'un prix de cession de 46 FCFA/kWh.

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coût du carburant



Figure 6: Coût de l'énergie de ligne versus coût des carburants

5.5.2 Le montant de la subvention sur les hydrocarbures de la SONABEL a baissé.

Il était envisagé par les bailleurs de fonds que le principe de la subvention devait progressivement s'effacer lors de la mise en exploitation de l'interconnexion. Ceci n'a pas eu lieu. Par contre, le taux de subvention a été plafonné à partir de juin 2006. Il est de 177 FCFA/l pour le fioul lourd et est seulement de 95 FCFA/l pour le DDO afin d'encourager la SONABEL à utiliser le combustible moins cher. De plus le décret de 2006 comprenait un plafonnement total de la subvention à un montant de 15 milliards de FCFA par an. Ce plafonnement n’a pas été respecté en raison des implications qu'il aurait eues sur le tarif. Le niveau de subventions a fluctué au cours de la précédente décennie autour de 15 milliards de FCFA.


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en Milliards de FCFA

Evolution des subventions payées ou simulées sur les hydrocarbures

Figure 7: Evolution du niveau de la subvention sur les hydrocarbures

Vers la fin des années 2010 en raison du développement de la demande, le montant de la subvention payée sur les hydrocarbures de la SONABEL évolue entre 17 et 19 milliards de FCFA, au gré des variations de la production hydroélectrique. Il est à noter que c'est la trésorerie de la SONABHY qui finance ces subventions quand l'état est en retard de paiement. Le blocage prolongé des prix des hydrocarbures à la pompe ainsi que les retards de paiement de l'État pour les subventions de la SONABEL a créé des situations de manque de solvabilité au niveau de la trésorerie de la SONABHY.

L'impact de la ligne est sensible, ramenant en 2010 et 2011, le niveau de subventions à 14 milliards de FCFA. L'augmentation des transits permettra de couvrir l'augmentation de la demande et de ce fait de maintenir la production thermique relativement stable autour de 450 GWh.

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en GWh Energie produite ou importée

Thermique

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Côte d'Ivoire

Hydroélectricité

Figure 8: Evolution de l'offre en énergie

Comme l'illustre la figure ci-devant, l'interconnexion contribuera à stabiliser le niveau des subventions accordées aux hydrocarbures à un niveau de 15 milliards de FCFA pour les 4 années à venir. Les contributions de la ligne 225 kV de Bobo-Dioulasso – Ouagadougou ne seront pas suffisantes pour infléchir radicalement les besoins de production thermique et conséquemment le montant de ces subventions. Il faudrait attendre l'arrivée d'une autre interconnexion, celle en provenance de Bolgatanga au Ghana.

5.5.3 Impacts environnementaux

Le projet d’interconnexion électrique Bobo-Dioulasso – Ouagadougou a fait l’objet d’une Etude d’Impact Environnemental et Social (EIES qui élabore le PGES) en 2003/2004 suivi d’une


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enquête publique en 2005. Le projet a été déclaré d’utilité publique par décret n° 2005-524/PRES/PM/MFB/MEDE/MATD/MECV du 10 octobre 2005 autorisant ainsi l’expropriation des personnes dans le couloir de la ligne. Cette approche se fonde sur la réalisation d'un plan de gestion environnemental et social du projet qui fait une analyse des impacts du projet en termes de nuisances (pollutions), de déplacement de population (64 déguerpissements identifiés) et en termes de reboisement pour réparer la perte de couverts végétales occasionnée par la création d'un couloir de 60 m de large sur près de 340 km et au lieu d'implantation des transformateurs 225 kV. Cette étude est conduite en 2003-2004

Ce plan est soumis à l'avis du ministère en charge de l'environnement en 2004, qui désigne un enquêteur qui procède à un certain nombre de contrôles et d'ajustement du PGES avant que son département puisse donner son avis motivé qui permettra au gouvernement de déclarer le projet d'utilité publique le 10 octobre 2005. Jusqu'à ce point la procédure est suivie correctement. Une enquête publique est d’ailleurs conduite de février à avril 2005 par un consultant indépendant nommé par arrêté n° 04-031/MECV du 30 novembre 2004.

Le projet entrant dans une phase d'exécution, le service environnement de la SONABEL fait réaliser en 2006 par le cabinet ERGECI un inventaire détaillé des biens, des arbres des forêts et des traversées de rivière qui seront touchées par le projet. Une liste de personnes affectées par le projet (PAP) est établie pour la perte de biens et de propriétés, ainsi qu'un inventaire complet des arbres et des forêts qui devront faire l'objet d'indemnisation. Après quoi, le consultant pour le compte du Maître d’ouvrage procède aux dédommagements. Encore une fois les dédommagements se font par des équipes associant outre la sécurité, le consultant, des représentants du service environnement de la SONABEL et des représentants des collectivités locales. L'inventaire détaillé et la mise en place de commissions locales visaient essentiellement à fournir une compensation pécuniaire rapide et certainement équitable aux confiscations de biens nécessaires à la réalisation du projet. Après quoi l'ouverture du couloir peut avoir lieu.

Les dédommagements ont lieu en trois vagues de mars 2007 à juillet 2008 :

La première tranche de 06 au 15 mars 2007 d’un montant de 292 767 812 F CFA

La deuxième tranche du 20 au 23 mai 2008 d’un montant de 14 166 090 F CFA.

La troisième tranche du 30 au 31 juillet 2008 d’un montant de 3 741 080 F CFA

Il avait été prévu que la carbonisation du bois de défriche pouvait dégager un revenu qui aurait pu financer une partie des compensations ce qui n’a pas été le cas.

Toutefois, cet inventaire détaillée réalisée par le cabinet ERGECI ne suit pas tout à fait le format du cadre politique des déplacements et des compensations (CPDC), qui est en soi une procédure complète associant les personnes affectées par le projet, les représentants locaux communaux ainsi que les représentants du projet afin de pouvoir fixer d'une façon transparente et équitable des mesures à prendre en compte pour une pleine compensation des préjudices subis. Ceci est dû au fait que le service environnemental de la SONABEL n’était pas attentif à cette procédure.

En 2009 le comité interministériel de suivi du PGES est créé et les commissions locales regroupant les représentants communaux et traditionnels ainsi qu'un représentant de la santé et de l'environnement sont mises en place. Des séances d'information auprès des populations ont lieu avec l'assistance d'un bureau de communication NEGOCE9 encadré par le service communication de la SONABEL. Ces activités ont lieu en 2010 sous forme de spot télévisé, spot radio et théâtre forum.

La mise en œuvre même du reboisement domanial se déroule en 2010, favorisant les personnes privées. Le reboisement des forêts classées et la stabilisation le des berges auront aura lieu en 2011. En termes de quantités, 241 ha seront reboisés et 30 ha d'aménagement de berges seront réalisés sur les 330 ha identifiés par le PGES.


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Un audit environnemental final a été commis par SERF, un bureau burkinabé, qui conclut d'une façon générale que le maître d'ouvrage a porté une attention particulière sur les questions environnementales. En conclusion, il affirme que l’ensemble des impacts négatifs ont été réduits au maximum.

Sur les plantations compensatoires, il est écrit que trois ans après la construction de la ligne électrique, les mesures d’atténuation dont la mise en œuvre est encore visible restent celles relatives à la végétation à travers le reboisement compensatoire. Ces plantations de compensation ont été réalisées aussi bien sur les territoires communaux que dans les forêts classées avec des espèces locales adaptées aux sites. Elles sont suffisamment indicatives des efforts consentis en vue de faire face aux impacts négatifs de la mise en œuvre du projet. On peut en déduire que le promoteur a eu le souci d’assumer sa responsabilité environnementale. Le promoteur du projet a aussi pris en compte un volet renforcement des capacités des acteurs et parties prenantes. De l’avis des PAP rencontrés, le volet formation, communication, sensibilisation a couvert plusieurs domaines (rapport d’audit).)

Toutefois il déplore que certaines activités demeurent encore des sources potentielles de conflits :

les retraits de terres sans dédommagement,

le reboisement,

le non dédommagement de certains PAP, et estime que le montant des mesures indispensables qui ont été suggérées par les auditeurs en guise d’actions correctives a été évalué à la somme de cent soixante-deux millions sept cent soixante- onze mille (162 771 000) FCFA ce qui correspond à 15% des décaissements.

D'abord il est à noter que les constatations faites par l'auditeur n'ont pas été corroborées par les personnes rencontrées et interviewées sur ce sujet, même si l’échantillon de 4 personnes est limité (entrepreneur de ligne, un conseiller du MEDD, le directeur du NEGOCE9 et le Maire de Sabou). Pour ce qui est des dédommagements impayés, l'entrepreneur par expérience nous a confirmé qu'il n'est pas possible de travailler sur un couloir de ligne s’il reste des éléments contentieux de dédommagements. À son avis, bien qu'il n'ait pas été impliqué dans la procédure, les populations riveraines étaient satisfaites des compensations reçues. De plus, elles ont contribué aux fouilles des pylônes permettant ainsi d'avoir un revenu supplémentaire pendant la période du chantier. La 2e personne qui semble réfuter le fait qu'il y aurait toujours des contentieux pour le dédommagement est l'ancien directeur du bureau des études environnementales sous le ministère de l'environnement, aujourd'hui conseiller du ministre. Pour lui, comme membre du comité interministériel de suivi du PGES, il a constaté en se déplaçant dans l'ensemble des communes le long de la ligne en 2009 qu'il y avait très peu de contentieux relatifs aux dédommagements, ce qui pour lui a été un signe de qualité du travail effectué.

Par rapport aux quantités reboisées, l'auditeur n'a pas retrouvé l'ensemble des hectares que le service environnemental de la SONABEL avait réalisé et répertorié après réalisation lors des campagnes de reboisement de 2010 et de 2011.

Les évaluateurs trouvent le montant estimé pour les compensations supplémentaires de 162,8 millions de FCFA assez élevé par rapport aux travaux déjà effectués. Il recommande que ce montant fasse l'objet d'une vérification avec entre autres les listes des personnes dédommagées et le relevé des zones reboisées. Tout projet d'infrastructures de ce type crée nécessairement un phénomène de spéculation sur les dédommagements se manifestant par des installations sauvages tardives dans le couloir de l'infrastructure afin de pouvoir prélever quelques compensations. Il n’est pas improbable que quelques personnes ont pu effectivement être touchées par le couloir de


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la ligne sans avoir la possibilité d'être en contact avec le représentant du maître d’ouvrage, lors des campagnes de dédommagements. Mais ces cas devraient être relativement isolés.

5.6 Viabilité/durabilité

5.6.1 L’indisponibilité annuelle de la ligne d’interconnexion ne dépasse pas 10 %.

Les éléments techniques fournis par la SONABEL montrent deux types d’indisponibilité :

les indisponibilités lignes : il s’agit des indisponibilités dues aux déclenchements et des indisponibilités dues aux travaux programmés ;

les ouvertures pour contraintes d’exploitation

En 2010

Nombre de jours d’indisponibilité du au déclenchement : 44 (durée 37h 42mn)

Nombre de jours d’indisponibilités programmées (travaux) : 14 (durée 140h 30mn)

Nombre de jours d’indisponibilités de la ligne (cumul) : 58 (durée 178h 12mn)

Taux de disponibilité de la ligne : 97.97%

Nombre de jour d’ouverture pour contrainte d’exploitation : 10 (durée 68h 19 mn)

Taux de fourniture de la ligne 97.22%

En 2011

Nombre de jours d’indisponibilité du au déclenchement : 29 (durée 81h)

Nombre de jours d’indisponibilités programmées (travaux) : 2 (durée 23h 32mn)

Nombre de jours d’indisponibilités de la ligne (cumul) : 31 (durée 130h 32mn)

Taux de disponibilité de la ligne : 98.80%

Nombre de jours d’ouvertures pour contrainte d’exploitation : 13 (durée 660h 57 mn qui dépassent largement le nombre total d’heure de 13 jours)

Taux de fourniture de la ligne 91.26%

L’indisponibilité de la ligne est inférieure à 10%.

Le nombre de jours d’indisponibilité de la ligne est passé de 58 jours en 2010 à 31 jours en 2011 et le taux de disponibilité est passé de 97.22% à 98.80%. C’est une indication sur la qualité de la ligne et la maitrise progressive par les exploitants. Toutefois, ce taux est à corriger par celui de la continuité de la fourniture qui était de 97,2 % en 2010 et seulement 91,3 % en 2011 ceci est dû aux problèmes de la crise post-électorale en Côte d'Ivoire.

Il faut noter que la présence de la ligne a donné une stabilité au réseau du CRCO.

5.6.2 Le système automatique d’ajustement des tarifs est appliqué.

La SONABEL dispose d'un modèle financier qui est un outil d'aide à la décision lui permettant d'anticiper sur les mises à jour tarifaires nécessaires au maintien de l'équilibre financier. Ce modèle a servi de tableaux de bord pour le suivi financier de la SONABEL et est connu des bailleurs de fonds.

Deux révisions tarifaires ont été faites en 2004 et en 2006 sur la base de cet outil à la décision.

En mai 2006 l'État avait décidé de plafonner la subvention à un niveau de 15 milliards de FCFA par an. Cette décision a été modulée en raison des implications tarifaires telles que le démontrait le modèle financier.


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5.6.3 Nombre de personnes et entreprises, dont la qualité du service s’est améliorée, a augmenté.

D'une façon générale, il est reconnu que le service de la SONABEL s'est nettement amélioré au cours de l'année 2012. Les industriels remarquent qu'en termes de tension et de fréquence les problèmes se limitent aux incidents de courte durée qui sont inhérents à la gestion d'un réseau interconnecté. Aucun délestage n'a eu lieu en 2012, ce qui peut être mis au compte de la ligne mais également de la puissance thermique de location de 60 MW dont le contrat se termine en juin 2012. Ils reconnaissent que la SONABEL fait un effort particulier pour satisfaire la production industrielle et sont particulièrement attentifs aux efforts de communication et de relations entre le monde industriel et la compagnie d'électricité. Évidemment, ils ne sont pas convaincus que la mise en service de la ligne ne puisse pas leur apporter un petit plus en termes de réductions tarifaires. Le tarif industriel est à la marge du prix de revient de la SONABEL voire légèrement inférieur et la péréquation vers le tarif social se fait au détriment des abonnés triphasés et double tarif (force motrice). Il est donc difficile d'effectuer une péréquation dans le cadre de la grille tarifaire Burkinabé à l'avantage des industriels. Il faudra donc attendre que les coûts liés à la production thermique et au service de la dette soient progressivement effacés par les importations d'électricité de Côte d'Ivoire ou du Ghana à un coût inférieur à celui de la production diesel. Il n’a pas été possible de trouver des indicateurs pour les abonnés privés.

5.6.4 Interconnexion et augmentation de l’offre

SOGREAH avait prévu l'électrification de 20 villages, 5 ont été retenus, 2 ont été électrifiés d'une façon traditionnelle en 33 kV, le village de Bagassi alimenté en diesel sera raccordé à la ligne 33 kV allant de Pâ vers Dédougou. Seuls 2 villages Koumbia et Sabou sont alimentés par câble de garde. Le village de Sabou a fait l'objet d'une visite, le système fonctionne bien permettant une augmentation du temps de consommation 24 heures sur 24, mais introduisant des problèmes financiers en raison du tarif ERD Coopel, moins favorable que la subvention de gasoil. Pour Koumbia il semblerait que le système a connu des erreurs de jeunesse, mais il est actuellement fonctionnel affichant toujours un certain déséquilibre sur la 3e phase venant de la terre. La réalisation des ERD a pris beaucoup de retard. Il a été retiré du projet d’interconnexion Sabou a été raccordé aux CDGI par le FDE, Pâ et Koumbia par la SONABEL. Les appels d’offres ont été lancés très tardivement et les travaux ont pris fin en 2011.

L’exploitation du réseau de Sabou par câble de garde ne pose pas de problème particulier. Les abonnés triphasés dans la localité sont satisfaits. La technique ne pose pas de problème mais en toute chose il y’a une période d’apprentissage. En termes de coût de réalisation cette technique est intéressante pour les localités qui sont sous la ligne. (le raccordement de Sabou est estimé à 96 MFCFA)

Le problème de surtension sur les câbles de garde serait résolu s’ils supportaient assez de charges (lors de notre passage à Zagtouli la tension était de 56 kV pour une tension de fonctionnement de 34.5 kV). Les chutes que provoqueront les charges auront pour effet la diminution de la tension. De nos jours la SONABEL envisage électrifiée 3 villages à partir des câbles de garde isolés et le FDE envisage d’électrifier 1 village.

.

De plus, la connexion du CRCO au système ivoirien et système régional en général ouvre des perspectives nouvelles pour l'électrification rurale. Dans le cadre de l'élaboration d'un livre blanc sur l'accès aux services énergétiques, une stratégie de développement d'un réseau cible 33 kV a été mise au point avec la possibilité à partir de ce réseau d'électrifiées un maximum de localités en triphasé léger ou en monophasé (SWER) pour les petites localités ne demandons pas la force motrice. La technique du monophasé est similaire à celle utilisée au niveau des câbles de garde, une phase est portée par un seul conducteur et le retour se fait par la terre réduisant


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considérablement les coûts d'infrastructures de lignes. Dans le cadre de 4 projets actuellement financés (PRIELER, PASE, ELSA et Team9) 150 localités recevront leur énergie du système interconnecté du CRCO et profiteront de l'approvisionnement et de la stabilité du réseau régional.

5.7 Durabilité

5.7.1 Durabilité des choix d’adaptation des solutions techniques à l’enveloppe budgétaire :

Les adaptations des solutions techniques à l’enveloppe financière n’ont pas touché le lot ligne financé par l’AFD, l’offre de INEO attributaire du dit lot était inférieure au budget prévu. Les adaptations ont concerné : la suppression d’un 2ème jeu de barre 225 kV au poste de Zagtouli et au poste de Pâ, la suppression des pièces de rechange en particulier le transformateur de secours 90 kV.

Le manque de pièces de rechange et l'absence de transformateur de secours rendent vulnérable la gestion de la boucle 90 kV. Actuellement :

le poste de OuagaI est déjà surchargé,

le transformateur 90/15 kV de Kossodo est en panne, sa charge transite par le transformateur 90/33 kV qui se trouve en état de surcharge.

L'acquisition d'un transformateur de secours auraient permis d'améliorer cette situation, il servira aussi de relais d’alimentation lors des travaux d’entretien. Vu l’importance, un appel d'offres pour l'acquisition d'un transformateur 90 kV est actuellement lancé pour pallier à cette situation.

La présence d’un 2ème jeu de barre 225 kV et des travées de couplage aurait donné une souplesse d’exploitation au réseau.

Les charges allaient être réparties entre les deux jeux de barres ;

La synchronisation du réseau allait être plus aisée ;

Lorsqu’un jeu de barres est hors service (panne sur le disjoncteur en amont etc…), le 2ème jeu de barre pourrait assurer la continuité de service en attendant la résolution du problème. De nos jours, face à un tel problème les exploitants font un by-pass pour assurer la continuité de service.

La solution finale sera apportée par l’arrivée de la ligne Bolgatanga-Ouaga.

5.7.2 Robustesse des ouvrages et degré de protection

Les bases de calculs mécaniques et les spécifications techniques du matériel ont été fournies lors de la signature du marché.

Pour l’élaboration du dossier d’exécution, les pylônes ont été dimensionnés en tenant compte des pics de vent et un coefficient de sécurité de 1,8 a été appliqué. La tenue mécanique des pylônes est donc très bonne, des essais en usine ont confirmé les efforts prévus.

Il est utile de mentionner que la conception technique de la ligne 225 kV a tiré les enseignements de l’incident sur la chute des pylônes (effondrement d’un pylône d’angle dans la nuit du 26/07/99 par temps calme) en Côte d’Ivoire et l’étude complémentaire Linuhonum qui a conclu au renforcement des pylônes. Le renforcement du côté de la Côte d’Ivoire a été fait, mais le tronçon burkinabé de la frontière à Bobo Dioulasso d’un coût d’environ 3 milliards reste à faire.

Toutefois, les disjoncteurs ABB installés dans les postes semblent être un des maillons faibles du projet. En effet les inductances du poste de Zagtouli ne sont pas en marche parce que les disjoncteurs qui les protègent sont en panne. Des pannes sur d’autres disjoncteurs ont précédé celles de la centrale de Zagtouli, lesquels disjoncteurs ont été réparés par ABB lui-même. Il faudra revoir tout le parc de disjoncteurs afin de rendre plus efficace la protection de la ligne. La


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SONABEL est en négociation avec le fournisseur, car il semblerait que ces défauts soient relatifs à une série particulière.

5.7.3 Entretien et maintenance (affectation des ressources et qualité, qualité des formations)

L’entretien et la maintenance est assurée par les techniciens de la SONABEL.

Deux équipes ont été formées à Bingerville en Côte d’Ivoire sur l’entretien normal des lignes. Chaque équipe était composée de 7 à 10 personnes. La formation sur la téléconduite a eu lieu chez AREVA en France. Les formations étaient de bonnes qualités.

Pour certaines interventions sur les équipements de puissance et de protection les techniciens des services d’entretien et de maintenance doivent recevoir des formations supplémentaires. La SONABEL ne dispose pas de technicien qualifié pour intervenir sur les mécanismes des disjoncteurs automatiques des postes, raison pour laquelle ceux qui sont actuellement en panne ne sont pas réparés.

Il faudra faire : deux types de formation normale: une sur les équipements de puissance et une autre sur les équipements de coupure.

Il est a noté que le fait que la formation d'entretien de la ligne sous tension n'a pas pu avoir lieu comme prévu, augmente l'indisponibilité de la ligne compte tenu du fait que toutes les interventions se font hors tension.

L’absence d’un 2ème jeu de barres dans les postes, les pannes sur les disjoncteurs amènera éventuellement à faire des by-pass pour assurer la continuité de service.

L’efficacité de l’entretien et la maintenance réside dans la disponibilité des pièces de rechanges dont certains font défaut. Elles seront acquises en fonction des disponibilités de trésorerie qui sont très tendu en 2012. Un transformateur 90/33 kV a toutefois été commandé.

5.7.4 En termes d'approvisionnement et de disponibilité d'énergie en Côte d'Ivoire.

D'abord il est important de constater que les crises politiques ont peu de prise sur la gestion d'interconnexion internationale. La crise de 2002 entre le Burkina Faso et la Côte d'Ivoire n'a pratiquement aucune influence sur les livraisons d'électricité à Bobo Dioulasso. Celle de 2010 et 2011 a créé quelques perturbations lors de la réquisition du dispatching d'Abidjan, mais n'a pas en termes de quantité sur l'année eu un impact sensible. On peut citer le cas du Ghana et du Togo qui indépendamment de leur crise frontalière ont toujours transité l'électricité nécessaire au fonctionnement de la CEB.

Il est certain que la Côte d'Ivoire ne dispose plus de la même fiabilité de livraison à l'exportation qu'elle avait lors de la prise de décision de construire la ligne. Ceci est dû au manque d'investissements tout au long d'une décennie, que ce soit en entretien du matériel ou en maintenance des champs gaziers permettant l'alimentation des TAG. Le gouvernement ivoirien développe des efforts pour remédier à cette situation. À cette baisse de capacités vient se greffer un renouveau de croissance qui mobilise une partie plus importante de la production pour la consommation nationale. De plus la courbe de charges burkinabé a tendance par le développement de l'approvisionnement du secteur domestique à suivre celle de la Côte d'Ivoire, ce qui évidemment laissent moins de marge de manœuvre à la SONABEL qui avait espéré pouvoir soutirer plus d'électricité dans les périodes de creux de charge de la Côte d'Ivoire.

Toutefois, cette situation ne devrait être que transitoire et une utilisation à la capacité maximale de transfert de la ligne devrait être possible dès 2014.


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5.8 Valeur ajoutée de l’action de l’AFD

Plusieurs éléments peuvent être cités en faveur de l'action de l'AfD dans ce projet.

D'abord, l'AfD a toujours été très rapide à répondre positivement au financement d'études ou d'activités nécessaires à la progression de la démarche que ce soit en termes de réforme du secteur ou pour le projet d'infrastructures dont il est question dans cette évaluation. Sans cette facilité d'intervention rapide en termes de financement, le projet aurait pu pâtir de délai supplémentaire.

Il en est de même pour l'utilisation des reliquats, qui dans le cas de ce projet, a eu un effet salvateur permettant de relancer et de déterminer certains lots en bonne et due forme comme par exemple le centre de mouvements de l'énergie qui est aujourd'hui un élément fort de la stratégie d'approvisionnement du Burkina Faso.

L'AFD bien que partie prenante dans le travail de la réforme n'a jamais lié de conditionnalité à l'avancement du projet infrastructures. Elle a montré sa confiance dans la capacité de la SONABEL à gérer son entreprise de façon à la rendre crédible vis-à-vis des bailleurs de fonds ou des instituts de financement.

Il faut mettre à l'actif de cet institut de financement la qualité et la disponibilité des spécialistes et des responsables de portefeuille qui ont suivi ce projet et qui avec leurs homologues de la Banque mondiale ont su créer une dynamique qui a permis d'éviter bien des écueils dans ce type de projet d'un montage complexe.


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6 Conclusions

6.1 Conformité du projet par rapport au cadre logique

Comme premier point à aborder au niveau des conclusions, il est opportun de vérifier que le projet tel que conçu dans le début des années 2000, paramétré en termes de résultats dans un cadre logique revisité par le consultant, a effectivement répondu positivement aux attentes des parties prenantes qui étaient d'un côté le gouvernement Burkinabé, sa compagnie d'électricité la SONABEL et ses abonnés et d'autre part la communauté des bailleurs de fonds qui ont contribué à la réalisation du projet.

6.1.1 Un ouvrage conforme à la règle de l'art, toutefois sans redondance.

L'évaluation a permis de conclure que l'interconnexion électrique 225 kV Bobo Dioulasso – Ouagadougou qui a été mise en service le 31 décembre 2009 a été construite suivant la règle de l'art. Selon les avis recueillis, la phase de construction a été conduite par une équipe de professionnels que ce soit au niveau de l'ingénieur conseil ou les différentes entreprises et avec un matériel de qualité qui présage d'une bonne durabilité et une grande fiabilité de l'exploitation de l'ouvrage. Toutefois, il faut quand même noter que les restrictions imposées par l'enveloppe budgétaire sur l'acquisition d'équipements de secours ou de pièces de rechange sont de nature à amoindrir la fiabilité de l'exploitation, la rendant vulnérable et dépendante des délais de livraison de pièces de rechange. Ces aspects sont particulièrement vrais pour le transfert de l'énergie de Côte d'Ivoire du niveau 225 kV au niveau des consommateurs ( 15 et 33 kV) par l'intermédiaire de la boucle de distribution 90 kV qui aujourd'hui n'a pas de transformateur de réserve comme cela avait été prévu mais annulé par défaut de financement, ni pièces de rechange. D'ailleurs, un des transformateurs 90/15 kV de la centrale Kossodo est défaillant et est présentement sous investigation technique. De même, il est fortement recommandé que l'ensemble des disjoncteurs automatiques des postes 225 et 90 kV soient réhabilités de façon à rétablir toutes les fonctionnalités de ces équipements, entre autres l'utilisation des réactances qui sont momentanément hors service.

6.1.2 Une capacité de transfert en deçà des attentes de 2012 à 2013/14

La ligne d'une capacité de transfert de 121 MW avait été conçue pour permettre un transit planifié en 2005 de près de 795 GWh. En fait la capacité actuelle d'exploitation de la ligne est de 90 MW avec des pointes pouvant atteindre 106 MW, cette capacité étant limitée aujourd'hui par celle de la compensation réactive offerte par les batteries de condensateurs. En termes d'énergie, la ligne n'a pas fourni ce qu'il était attendu d'elle puisque les importations de Côte d'Ivoire se sont limitées à 339,5 GWh en 2010 et 449,5 GWh en 2011, soit respectivement 47 % et 60 % de ce que la ligne aurait pu fournir pour un transit moyen de 90 MW. L'État burkinabé et la SONABEL négocient un volume de transfert pour 2012 qui devrait être supérieur à 450 GWh, ce qui reste bien en deçà de la capacité d’exploitation de transit qui pour une puissance de 90 MW donne un minimum de 720 MWh.

6.1.3 Un projet restant toutefois très économique avec un temps de retour sur l'investissement inférieur 5,9 ans pour la SONABEL et de 4 ans en termes économiques.

Par rapport à une alternative 100% hydrocarbures pour le CRCO, l'exploitation de la ligne a permis des économies substantielles. Bien que déficitaire en 2010 en raison du faible transit, ce gain s’élève pour la SONABEL à 5,62 milliards de FCFA en 2011. Toutefois, il est à noter que ces bénéfices sont surévalués par le fait que la SONABEL a utilisé prioritairement le DDO (plus de 60%) sur le fioul lourd, présentant un différentiel de prix de 6,4 et 7,4 FCFA/kWh par rapport à un mix économique de carburants pour lequel le FO est prépondérant (plus de 60%). Dès 2012 et pour une importation de 500 GWh le bénéfice sera de 9,95 milliards de FCFA pour atteindre


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un plafond de 20 milliards de FCFA/an pour une pleine exploitation de la ligne et un coût des hydrocarbures calé sur mai 2012 (60% de FO dans le mix)

Par contre, compte tenu des difficultés d'approvisionnement liées à la crise ivoirienne, l’Etat a loué 60 MW dans la période avril 2011 à juin 2012 des groupes d’urgence pour un montant de 12 milliard FCFA qui vont réduire les gains sur les économies de subventions sur les hydrocarbures. Ces dernières étaient toutefois de 3,84 milliards de FCFA en 2010 et de 9,77 milliards de FCFA réduites de 7,4 milliards de FCFA par la location des groupes.

-5.000

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2010 2011 Sim.2012

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En millions de FCFA Bénéfices générés par la ligne

Bénéficepour laSonabelBénéficepour l'Etat

BénéficeTotal

Figure 9: Bénéfices

Actuellement, la SONABEL utilise dans ces simulations une capacité maximale de transfert correspondant à 640 GWh alors que la ligne pourrait facilement donner une capacité utilisable en base de 720 à 750 GWh si la Côte d'Ivoire pouvait livrer toute l'énergie que le Burkina pourrait consommer sous sa courbe de charge avec 90 MW de transfert. Sur une base d'un accroissement constant des importations à partir de 2014 où la situation devrait revenir á la normale en raison d'investissement important en Turbines à Gaz (TAG) et Cycle Combiné (CC), le temps de retour sur investissements de la ligne est estimé à 5,9 ans. En termes économiques, c'est à dire en incluant également le gain de l'Etat en réduction de subvention payée sur les carburants de la SONABEL (essentiellement CRCO), ceux de la SONABEL ainsi que les locations de groupes d’urgence de 2011-12, le projet est bénéficiaire dès 2010 avec 3,83 milliards de FCFA d’excédent et le temps de retour sur investissement est de 4 ans.

6.1.4 Stabilisation des subventions sur les hydrocarbures de la SONABEL à un niveau de 15 milliards de FCFA

Il était prévu que la mise en service de la ligne permettrait de supprimer les subventions sur les hydrocarbures puisque le prix de revient de l'énergie de ligne serait plus ou moins équivalent à celui de la production diesel subventionnée pour un baril de pétrole à 30 $. La demande en énergie a fortement augmenté et la production résiduelle thermique évoluera dans les années à venir autour de 450 GWh, ce qui correspondait à la production totale et importée des années 2001-2002. L'augmentation progressive des livraisons d'énergie ivoirienne au CRCO permettra de stabiliser les besoins en subventions sur les carburants de la SONABEL à un niveau de 15 milliards de FCFA de 2012 à 2015. La nouvelle interconnexion en provenance du Ghana sera celle qui pourra de nouveau faire infléchir la place de la demande thermique dans le panier de production du Burkina Faso et réduire le montant des subventions.

6.1.5 Qualité et stabilité de l'approvisionnement renforcée

Même si en termes économiques l'interconnexion ne fournit pas encore pleinement les quantités d'électricité attendues, elle apporte une stabilité et une qualité de l'approvisionnement en termes de tenue de la fréquence et de tension. Ce niveau de satisfaction a été exprimé par le secrétaire général du groupement professionnel des industriels pour la profession dans son ensemble et a


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été confirmé par un industriel dont le groupe est le treizième plus gros consommateur de la SONABEL. En fait, les spécialistes avaient nourri quelques inquiétudes quant aux possibilités de stabiliser la tension sur une ligne en antenne dont les sources de production étaient très éloignées (plus de 1500 km) du centre de consommation. L'exploitation de la ligne a montré que ces préoccupations n'étaient pas fondées et que le transit est stable et fiable.

La performance actuelle de la ligne n'est pas due à des causes endogènes, qui pourraient être des difficultés d'appropriation de la technique ou des défaillances de l'équipement, mais elle est essentiellement due à des causes exogènes liées aux difficultés rencontrées en Côte d'Ivoire. Toutefois, l'absence de pièces de rechange pour certains éléments vitaux comme la répartition de l'énergie sur la boucle 90 kV et aux postes 225 kV pourrait être un élément limiteur de l'utilisation de la ligne dans l'avenir. Le retour à un approvisionnement non bridé est prévu à partir de 2013 et surtout 2014, date à laquelle les nouvelles puissances thermiques des centrales de CIPREL et d'AZITO (763 MW) seront mises en service, complétées par celles d'un nouveau producteur indépendant Abbata (450 MW). La capacité hydroélectrique de 270 MW du barrage de Soubrè pourrait-elle devenir opérationnelle à partir de 2017.

6.2 Projet s'inscrivant dans la durée et ouvrant de nouvelles perspectives pour l'électrification rurale et les énergies renouvelables

Sur la base des arguments avancés ci-devant, la pertinence de cette interconnexion électrique identifiée lors les études de faisabilité de 2002, et des études d'impact financier de 2004, est largement confirmée, même si le contexte de sa mise en exploitation n'a pas été optimal. Ce projet s'inscrit dans une perspective d'intégration régionale, permettant de mutualiser par un réseau d'interconnexion haute tension les potentiels de production de l'espace CEDEAO pour la création d'un marché unique de l'électricité. Le Burkina Faso ne disposant pas de ressources fossiles a été dépendant de la production thermique qui au fil de l'évolution du prix du baril s'est montrée financièrement insoutenable.

En termes de coûts, les attentes burkinabè n'ont pas été pleinement exaucées car le coût de cession de 34,6 FCFA/kWh sur lequel les 2 parties s'étaient entendues dans les années 2005 et revu aujourd'hui à la hausse avec comme base de négociation une fourchette comprise entre 40 et 47 FCFA/kWh, le prix de cession à Ferkessedougou. Toutefois, le coût de revient de l'énergie de ligne arrivée à Ouagadougou qui était de 66,6 FCFA/kWh en 2010 devraient se stabiliser à un niveau de 55 à 57 FCFA/kWh dans les années à venir en fonction du prix de cession a Ferkessedougou, ce qui est nettement plus avantageux que la poursuite de la production thermique optimisée à 81,6 FCFA/kWh pour un prix du baril fluctuant autour de 100 à 110 US$. Le schéma directeur révisé du WAPP considère dans ses projections la possibilité d'approvisionner le Burkina Faso avec une énergie de qualité à un coût de 59 à 75 c€/kWh soit 38,7/49,1 FCFA/kWh après 2017, ce qui évidemment suppose la réalisation de grandes infrastructures de transport, de production thermique et hydroélectrique dans l'ensemble de la région.

Le fait que le centre national des mouvements de l'énergie soit aujourd'hui au top de la technologie et en communication directe avec Bobo Dioulasso et Abidjan est un élément très positif de l'intégration rapide du système Burkinabè dans le réseau régional. De plus, cette intégration qui apporte déjà un élément de stabilité de la fréquence et de la tension est également propice à l'installation de production électrique de caractère plus intermittent comme les centrales solaires photovoltaïques pour lesquelles des projets d'une puissance totale de 40 MW sont actuellement en gestation.

La mise à disponibilité d'une quantité d'énergie à moindre coût comparé à la production thermique a rendu possible une réflexion sur l'accès aux services énergétiques pour les milieux ruraux. Le livre blanc national de l'accès aux services énergétiques a permis de mobiliser des


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fonds qui permettent l'électrification de plus de 150 localités dans le cadre de différents projets (Projet PRIELER de la SONABEL (AfD), PASE (BM), Facilité Energie (EU), et le projet Team 9 (Inde)).

De plus, il a introduit une nouvelle technologie qui est celle de l'alimentation en monophasé ou triphasé au profit des localités situées sous la ligne de transport par l'intermédiaire de la mise sous tension des câbles de garde. Même si l'on doit constater que la mise en œuvre de cette technologie a été un peu frileuse puisque deux localités seulement bénéficient d'un raccordement sur câble de garde, elle a permis de convaincre la SONABEL et le FDE de sa pertinence et actuellement 4 nouvelle localités seront alimentées par cette technologie, qui pourra également être mise en œuvre sur la ligne Bolgatanga-Ouagadougou.

6.3 De meilleurs outils de gestion financière et de suivi tarifaire pour la SONABEL

Le fait que le projet d'infrastructures se soit déroulé sur fond de réforme du secteur de l'énergie avec à la clé une volonté de privatiser la SONABEL n'a pas eu de répercussions négatives sur sa mise en œuvre. Après une période de discussions de 2000 à 2001 dont la productivité reste à ce jour très relative, les projets de réforme du secteur et de la réalisation de l'infrastructure électrique sont dissociés à partir de 2003. Le projet de réforme sera conduit jusqu'en 2007 avec l'approbation de la révision de la loi portant sur l'approvisionnement du Burkina Faso en énergie électrique qui confirmait les options de privatisation définie par le gouvernement en mars 2004, pour être finalement abandonné en 2011 par le retrait de la SONABEL des listes des sociétés d'État à privatiser. Par contre, le projet de réforme a permis d'introduire des outils de gestion et l'utilisation d'un tableau de bord commun à la SONABEL, au ministère en charge de l'énergie au ministère en charge de l'économie et des finances et bailleur de fonds. Sur la base de ce tableau de bord, il est possible d'anticiper le besoin d'augmentations tarifaires, ce qui n'existait pas de par le passé. D'une certaine façon, ce tableau de bord répond à un des résultats demandés par les bailleurs de fonds est inscrit au cadre logique, et 2 augmentations tarifaires en 2004 et 2006 valident pleinement son utilisation. Actuellement, une nouvelle augmentation est envisagée, mais elle est présentement différée en raison du climat social de vie chère.

6.4 Une procédure environnementale bien conduite mais sanctionnée par un audit environnemental sévère, mettant en exergue le rôle de la communication.

L'évaluation de la procédure environnementale de suivi du projet demandée par les bailleurs de fonds dès 2002 est positive. Elle s'est articulée autour de l'élaboration d'un plan de gestion environnementale et sociale dont le but était d'identifier tous les impacts environnementaux et sociaux liés à l'ouverture d'un couloir de plus de 340 km ayant une emprise de 30 à 60 m de large, de celui de la boucle 90 kV et l'implantation de 7 postes de transformation dont 2 postes 225 kV, 4 postes 90 kV et un poste 33 kV.

Ces implications sont de nature différente, les expropriations de propriétés touchées par le couloir, où les emprises du projet qui demandent une politique claire de dédommagement, les reboisements compensatoires pour réhabiliter et compenser le couvert végétal détruit par le projet et l'atténuation de certaines nuisances sonores ou visuelles de l'infrastructure par rapport aux populations locales et aux paysages.

Le projet a suivi la procédure conforme à la loi avec la demande d'un avis motivé du ministère en charge de l'environnement déclenchant une procédure d'enquête d'utilité publique qui a permis au gouvernement de décréter l'utilité publique du projet en 2006. Une activité d'inventaire détaillé des propriétés, bois et bosquets ainsi que les arbres dans les champs a été suivie par le paiement des dédommagements dont la plupart ont été réalisés en 2007 et par la réalisation des


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reboisements compensatoires réalisés en 2010 pour les forêts communales et en 2011 pour les propriétés domaniales.

Aux dires de certains acteurs rencontrés (témoignages de l'entrepreneur, du maire de la commune de Sabou, du directeur des études environnementales du ministère en charge de l'environnement qui intervient en 2009 et de celui du bureau de communication NEGOCE9), toutes ces activités de dédommagement et de reboisement compensatoire se sont déroulées d'une façon très satisfaisante sans générer de contentieux notoire. Il est certain que la procédure telle que demandée par les bailleurs de fonds n'a pas été tout à fait respectée pour ce qui est le 'Cadre politique de déplacement et de compensations' dans un souci d'efficacité pour permettre une ouverture rapide du couloir mais également par manque d'information sur la procédure. Cela a conduit à la mise en place, en 2009 très tardivement, d'une structure de suivi du PGES alors que l'infrastructure était en passe d'être achevée. Une information plus professionnelle a été dispensée à ce moment. Les évaluateurs sont étonnés de la déperdition de ces informations 2 ans plus tard lors de la conduite de l'audit environnemental et de la résurgence d'un certain nombre de contentieux liés au dédommagement de propriété ou d'arbres ou aux reboisements compensatoires. Bien que reconnaissant l'engagement du maître d'ouvrage à œuvrer pour minimiser les impacts environnementaux, l'audit d'impact environnemental n'en conclut pas moins aux besoins d’actions correctives évaluées à la somme de cent soixante-deux millions sept cent soixante-onze mille (162.77.1000) FCFA, (dédommagements et reboisements complémentaires, nouvelle campagne d'information envers les populations) soit près de 15 % des sommes déjà payées. Il est opportun de bien vérifier que les contentieux débusqués par l'audit ne soient pas le fait d'un certain nombre de spéculateurs qui délibérément s'installent dans le couloir touché par les mesures environnementales dès la mise en œuvre du projet et qui ont été déboutés lors de la première vague de compensations.

6.5 Un effort de communication tout au long du projet mais l'absence d'une communication professionnelle itérative.

Le service de la communication de la SONABEL a encadré les efforts de communication tout au long du projet par un contact récurrent avec les autorités locales et la production de matériel audiovisuel de qualité qui d'ailleurs ont été validées et utilisés par les professionnels de la communication embauchés en fin de projet. Cette communication a été présente tout au long du projet mais a été dispensé par des consultants l'intégrant dans leurs approches pour la résolution des tâches qui leur étaient confiées (communications en relation avec l'élaboration du PGES, de l'enquête d'utilité publique, de l'inventaire détaillé et des campagnes de dédommagement). Ce n'est qu'en fin de parcours qu'un professionnel de la communication est intervenu pendant une période ciblée de 6 semaines dont 3 en couverture médiatique multimédia. L'audit environnemental conclut toutefois à un déficit d'information, ce qui pourrait laisser supposer que la qualité de l'information n'a pas toujours été à la hauteur des attentes et que la présence d'une communication professionnelle itérative serait souhaitable dans les projets à venir.

6.6 Besoins de formations un leitmotiv récurrent du personnel d'exploitation ou un véritable besoin ?

La formation du personnel d'exploitation est un élément central de pérennité des équipements et de leur bonne exploitation. La mission a rencontré au niveau de l'exploitation de la ligne 225 kV, des postes 225 kV et 90 kV des doléances de formation complémentaire qui n'ont pas pu être réalisée dans le sillage du projet d'infrastructures. Il s'agit de formation du personnel de maintenance de ligne pour pouvoir travailler sur une ligne sous tension permettant de minimiser les coupures pour maintenance. Il s'agit également de formation pointue en maintenance des mécanismes et des automatismes liés aux appareils de coupures permettant outre le fait de faire le


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diagnostic du défaut ( ce pourquoi le personnel a déjà reçu une formation) de pouvoir les réparer de façon sécuritaire pour le système. Enfin, il s'agit de formation relative au matériel installé dans les postes qui en raison de l'évolution technologique demandent des compléments de formation pour des exploitants aguerris aux anciennes technologies.

Les évaluateurs trouvent pertinents les besoins de formation relative au travail sur ligne sous tension et à la possibilité d'intervention sur les disjoncteurs. Par contre, en fonction de l'évolution de l'automatisation intégrale de certains postes de tension intermédiaire, les évaluateurs recommandent que ces formations soient dispensées à un personnel d'intervention sur ces équipements et non pas sur le personnel de surveillance (1 personne) de l'équipement en question.

6.7 Un projet complexe financé par 5 bailleurs de fonds, l'État et la SONABEL et administré par 2 structures

Le montage du secteur était relativement complexe avec 5 bailleurs de fonds (BM, AfD, BEI, NDF, NORDEA-Crédits mixtes) et l'État burkinabé, réparti sur 8 lots différents mettant pas moins de 7 entreprises différentes à contribution pour sa réalisation.

La réalisation de la boucle 90 kV financée sur fonds danois a été conduite comme un projet traditionnel sous la responsabilité d'un ingénieur-conseil financé par le bailleur de fond et n'a eu que peu d'interaction avec le reste du projet. D'ailleurs les infrastructures étaient réalisées dès 2007 alors que le reste du projet entrait dans sa phase de réalisation.

En termes d'organisation on doit conclure qu'il y ait eu une dichotomie entre l'unité d'exécution de la réforme, unité d'implantation de projet de la Banque mondiale d'une part et l'unité de suivi du projet de la SONABEL mise en œuvre par le maître d'ouvrage, d’autre part. Même si l'idée de concentrer toutes les compétences qu'elles soient techniques, procédurales, relatives à la passation des marchés, ou fiduciaires au sein de l'UER, ce point de vue n'a pas été partagé par le maître d'ouvrage qui détenait le savoir technique et certaines compétences juridiques et en passation de marchés. Toutefois le PDSE a contribué fortement aux capacités en passation de la SONABEL, de l’UER venant en appui à la SONABEL et au Ministère et celle du Ministère. L'UER a essentiellement joué un rôle de contrôle fiduciaire des financements mis en œuvre alors que l'unité de projet SONABEL s'est concentrée sur toutes les étapes de la mise en œuvre du projet allant du suivi de la préparation des dossiers d'appel d'offres à travers toutes les phases des négociations conduisant jusqu'à la mise en vigueur des contrats d'entreprise et l'émission de certificats de réception des ouvrages. On doit reconnaître qu’indépendamment des tensions qui ont pu se manifester entre l'UER et la SONABEL, ce modèle bicéphale a fonctionné assez correctement, tout au moins en termes de contrôle rigoureux des dépenses. Si l’on fait abstraction des questions liées aux susceptibilités de personnes, le modèle d’une agence de projet gérant l’ensemble des aspects fiduciaires et apportant un appui effectif en matière de suivi des dossiers et de passation des marchés (aspects du ‘procurement’ pour les anglo-saxons) devrait être de nature à apporter un plus à une structure comme la SONABEL qui a son quotidien a gérer, celui de la production du transport et de la distribution d’énergie électrique.

6.8 Un point de conclusion sur les retards et les dépassements

L'un des enjeux du projet était également lié à sa réalisation rapide afin de se libérer de la dépendance des hydrocarbures dont le prix était en constante évolution à la hausse. De la décision finale sur les allotissements en juin 2004 à la mise en vigueur du dernier contrat en juin 2008 une période de 4 ans s'est écoulé au cours de laquelle les principaux thèmes de discussion ont été liés au contenu des dossiers d'appel d'offres, la conformité de ce contenu par rapport au projet initial, les réajustements du contenu du projet avec un certain nombre d'élagages, les coûts, les surcoûts, les dépassements des budgets initialement prévus pour le projet et les rallonges


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envisageables pour boucler le projet. C'est au cours de cette période que le projet perd plus en efficience car il diffère des économies que l'État aurait pu faire sur la subvention des hydrocarbures et annule l'avantage financier pour la SONABEL lié aux périodes de grâce de certains prêts, la mise en service de la ligne correspondant aux remboursements. Deux points de vue contradictoires s'opposent sur les causes de cette perte d'efficience, celui de la SONABEL qui incrimine les consultants des bailleurs pour avoir procédé à des élagages et des sous-estimations d'items de projets et celui de la banque mondiale et certainement de NDF, pour qui l'évaluation contradictoire des dossiers d'appel d'offres visait à faire revenir le projet dans son concept initial de robustesse sans redondance. Sur la base des informations remises, les évaluateurs n'ont pas pu trancher entre les 2 parties. Toutefois, il faut remarquer que la période pendant laquelle les offres ont été préparées correspondait à une période de surchauffe de l'économie mondiale avec une évolution rapide du prix des métaux comme l'aluminium et le cuivre et des produits pétroliers. Le processus a été marqué par un nombre considérable de non objection demandée et obtenue auprès des bailleurs de fonds sur chaque modification du projet, ce qui est aussi de nature à en ralentir son instruction. Quoi qu'il en soit, après révision des quantités et du niveau d'ambition, l'enveloppe financière ne suffisait pas à couvrir l'ensemble des équipements nécessaires à l'attention d'un projet opérationnel. À ce niveau, on doit reconnaître que la procédure de passation des marchés de SONABEL a offert une flexibilité dans la possibilité de négocier à la baisse des contrats avec les entrepreneurs retenus et de passer des contrats complémentaires sur fonds propres pour boucler le projet.


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7 Leçons et/ou recommandations:

7.1 Nécessité de définir précisément les besoins et les attentes de la partie nationale et des PTFs quant à l'envergure technique du projet et les possibilités offertes par l'enveloppe financière.

Une des causes de retard dans la mise en œuvre du projet doit être recherchée au niveau de sa conception technique et des moyens financiers qui étaient mis à la disposition de la réalisation des ouvrages. L'évaluation a montré qu'il y a eu divergences de points de vue sur la conception physique du projet d’infrastructure entre les PTFs (principalement la BM et le NDF) et la partie nationale et que ces divergences sont la cause de retards au niveau de la préparation des dossiers d'appel d'offres et de la passation des marchés. Il ne faut pas pour autant exclure non plus un certain nombre de phénomènes exogènes au projet comme l'augmentation des prix des métaux et des combustibles, mais également une surchauffe des marchés mondiaux de la fourniture électrique comme en témoigne les difficultés et les délais d'approvisionnement de certains lots. La question qui semble s'être posée dans la phase de conception, et de préparation des dossiers d'appel d'offres était de savoir jusqu'à quel niveau de redondance des équipements on pouvait aller dans le cadre du budget qui était alloué. Les avis sont partagés entre des PTFs estimant que le maître d'ouvrage avait ajouté des items non initialement prévus (qu'ils soient redondants ou oubliés), et un maître d'ouvrage ressentant les activités d'ajustement du contenu à l'enveloppe financière comme une réduction des fonctionnalités de l'ouvrage. Ce projet était le premier du genre pour le maître d'ouvrage pour ce qui était du volume de financement mobilisé et de la complexité du montage financier. La référence technique est souvent celle d’EDF, qui n'est pas nécessairement la plus économique ou la moins redondante

Le consultant recommande que les discussions de compatibilité de la conception technique avec l'enveloppe financière disponible soient abordées lors du bouclage financier pour éviter toute discussion stérile sur ce qui fait ou ne fait pas partie du concept initial et sur les solutions financières envisageables dans le cas de dépassement de prix.

7.2 Renforcement de capacités de la partie nationale en suivi de dossiers et de passation de marchés, en suivi de contrats et suivi fiduciaire de l'ensemble du projet.

Il y a une certaine tendance à minimiser les besoins de capacités des institutions nationales lors de la mise en œuvre de projets de cette taille mobilisant des acteurs internationaux qui eux ont une très grande expertise de la lecture et la gestion de contrats d'entreprises et qui sont entourées de juristes internationaux. Cette remarque est d'autant plus importante que d'une part le régime de passation des marchés doit nécessairement suivre celle des marchés de l'État, et que d'autre part le rôle de spécialiste joué par l'Unité d'exécution de la Réforme ne sera plus disponible pour les prochains projets, puisque le ministère en charge de l'énergie ne souhaite pas maintenir cette structure de gestion pour le troisième projet de la Banque mondiale, voulant internaliser ses fonctions au sein du ministère.

La procédure des marchés publics ne donne pas les mêmes marges de liberté que les procédures suivies par la commission d'attribution des marchés de la SONABEL suivant l'ancien régime, qui ont permis dans des situations tendues en termes de calendrier de pouvoir négocier à la baisse directement les contrats d'entreprise financés par les PTFs et de pouvoir passer des contrats parallèles complémentaires pour les équipements nécessaires ne pouvant pas être maintenu dans


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le contrat principal6. Il sera donc pertinent pour l’avenir d’avoir des spécialistes des marchés qui puissent faire preuve d’une grande anticipation sur les procédures nationales et en assurer un suivi dynamique.

Même si l'action de l'UER n'a pas été toujours appréciée au sein du projet, il faut reconnaître que cette dernière a exercé pour les bailleurs de fonds à un contrôle financier rigoureux de l'ensemble des activités. Cette fonction n'étant éventuellement plus reconduite pour les prochains grands projets d'investissement, entre autres celui de l'interconnexion Bolgatanga-Ouagadougou, il sera nécessaire de créer ou de renforcer ce type de fonction au sein du ministère en charge de l'énergie.

Il en est de même pour le suivi des contrats d'entreprise qui demande une grande rigueur et une grande expertise afin de limiter le nombre de réclamations posées sur des bases contractuelles par des entrepreneurs avertis permettant ainsi de justifier les demandes d'avenant aux contrats. Cette expertise doit d'ailleurs être disponible dès la préparation des dossiers d'appel d'offres afin de pouvoir décrire précisément le type de travail ou d'équipements souhaités tout en connaissant les conséquences financières d'une telle demande.

7.3 Communication et information

De façon générale, un effort de communication a été déployé tout au cours de ce projet, effort encadré par le service de la communication de la SONABEL, et relayée par différent consultant ayant des tâches particulières nécessitant une bonne information et compréhension des populations riveraines touchées par le projet. C'est essentiellement dans le cadre de l'ouverture de couloir de la ligne demandant à la fois de faire jouer la règle de l'expropriation, mais également celle des compensations pour les propriétés expropriées et celle des reboisements compensatoires pour assurer sur le plan de l'écologie et l'environnement une reconstruction du couvert végétal détruit au cours du projet d'infrastructures. Toutefois, l'audit environnemental met en exergue le fait que toute information et communication doit être un processus itératif tout au long de la mise en œuvre d'un tel projet, au risque d'être oublié si elle n'est pas dispensée par des professionnels de la communication. Pour cela, il est recommandé de concevoir dès le départ un programme de communication plus consistant conduit par un bureau professionnel qui pourrait se dérouler en 3 phases, une phase d'information initiale au début du projet qui devrait se dérouler en parallèle avec l'étude d'impact environnemental et la préparation d'un PGES, une phase se déroulant préalablement au paiement des indemnisations et à la mise en œuvre des reboisements compensatoires afin d'informer les populations touchées sur leurs droits et leurs devoirs ainsi que les droits et les devoirs de l'entrepreneur et du maître d'ouvrage qui sont à l'origine de ces indemnisations, et une 3e phase dès la mise en service de la ligne pour tous les aspects sécuritaires et comportementaux des populations locales au regard de l'infrastructure mais également envers la protection et le suivi des reboisements de façon que ces derniers puissent effectivement remplir leur fonction compensatoire. Il est certain qu'une telle entreprise de communication demandera un budget plus conséquent que celui qui a été accordé dans le cadre de ce projet.

7.4 Durabilité/ vision long terme

Indépendamment de la première recommandation faite dans ce chapitre, le consultant souhaite mettre en avant le fait que les équipements de téléconduite qui eux aussi ont conduit à des dépassements budgétaires importants répondent à des normes de l'état de l'art en la matière

6 Ici le consultant met en exergue une constatation faite par tous, voir le PCA de l’ONEA. Ce n’est pas pour autant

qu’il demande à ce que l’on déroge à la règle communautaire de l’UEMOA. Le coordinateur de l’UER ne partage pas cette appréciation et indique dans ses commentaires que la SONABEL ne doit pas déroger à la règle.


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permettant d'inscrire directement le nouveau réseau interconnecté Burkinabè sur la carte du WAPP. La place du Burkina Faso dans le cadre du marché régional est celui d'un pays essentiellement importateur d'énergie à partir des ressources hydroélectriques et thermiques des pays côtiers. Il est donc pertinent d'introduire une technologie de pointe qui de plus est déjà bien maîtrisée par les opérateurs Burkinabè, qui facilite la gestion des transits sur l'actuelle ligne 225 kV Bobo Dioulasso – Ouagadougou mais qui permettra l'intégration de nouvelles sources d'importation, comme celles en provenance de Bolgatanga dès 2016.


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Annexes

Annexe 1. Fiche de synthèse de la performance du projet

Annexe 2: Résumé narratif du projet

Annexe 3 : Simulation financière Annexe 4 : Personnes rencontrées et calendrier des rencontres Annexe 5 : Compte-rendu des réunions Annexe 6 : Révision du cadre logique du projet d'interconnexion Bobo Dioulasso –

Ouagadougou

Annexe 7 : Listes de la littérature consultée pour les évaluateurs


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Annexe 1. Fiche de synthèse de la performance du projet Réalisation de l’interconnexion électrique Bobo-Ouaga 225 kV

Pays Burkina Faso Codification Energie

Relier le Centre Régional de Consommation de Ouagadougou à Bobo-Dioulasso pour pouvoir l’alimenter à partir de l’énergie de la Côte d’Ivoire

Date de l’évaluation : mai 2012 Evaluateur : GREFCO. [email protected]@fasonet.bf tel : 226-50 34 21 15

Données clés de l’appui l’AFD Appréciation de la performance

Montant : 15 250 000 €

Taux décaissement:100%

Pertinence

La pertinence du projet est pleinement démontrée. Aujourd’hui les importations d’énergie de la Cote d’Ivoire sont vitales pour la SONABEL car elles sont beaucoup plus économiques que la production thermique

Sans oublier les gains de l’état sur les réductions de subvention. Note : 5/5.

Signature convention financement: 14 avril 2005

Date d’achèvement : 12/2009

Durée : 4 ans

Efficacité

Les taux d’exécution physique et financier sont très satisfaisants pour le financement AfD (100%) ; les délais d’exécution ont été tributaires de retards sur les autres lots dus à des dépassements budgétaires. La ligne est conforme aux prescriptions du DAO et est de qualité. Note : 4/5 , 3/5 pour le projet dans son ensemble

Produit financier : convention de crédit

no CBF 1156 01 C

Efficience

Les coûts de réalisation de la ligne (réalisation des ouvrages) sont compétitifs, le lot ayant réalisé une économie de 8% par rapport au devis confidentiel. La mise en œuvre est également jugée efficiente pour le lot AfD, mais l’efficience totale de la mise en œuvre est très moyenne en raison des délais accumulés sur les autres lots, en raison des pertes économiques et financières liées au retard de mise en service. Note 5/5 pour AfD. 3/5 pour le projet dans son ensemble

Contexte

Dans un contexte de réforme du secteur de l’énergie la communauté des bailleurs de fonds et la partie burkinabè se sont accordés sur le besoin de renforcer les capacités de production électrique pour soutenir le développement du pays.

L’interconnexion a été évaluée comme étant la plus économique bien que le principal bénéficiaire soit l’état par une réduction de la subvention sur les hydrocarbures

Impact

Les impacts économiques et financiers sont satisfaisants et le traitement des impacts environnementaux également

Note : 4/5.

Durabilité

L’infrastructure est de bonne facture bien que construite au minima en raison des restrictions budgétaires.

La gestion de la ligne semble bien maîtrisée.

Les restrictions de transit sur la ligne causées par la pénurie de puissance et l’augmentation de la demande en Côte d’Ivoire devraient s’estomper dès 2013 avec un retour à des transits maximaux en 2014 après la mise en service de nouvelles capacités thermiques.

Note 4/5

Intervenants et mode opératoire

La maîtrise d’ouvrage était la SONABEL qui a créé une cellule de projet.

L’Unité d’Exécution de la réforme a été mise en place par la Banque Mondiale pour suivre les lots financés par cette dernière et par le NDF.

Le maître d’ouvrage a été assisté par un ingénieur conseil (EdF) pendant la réalisation physique des travaux.

La maîtrise d’ouvrage a été assistée par son service juridique, environnemental et environnemental.

Le Ministère en charge de l’environnement a suivi les aspects dédommagements et environnementaux

Valeur ajoutée de l’Action de l’AFD

La valeur ajouté de l’action de l’AfD se mesure dans :

L’efficacité de mobiliser des fonds pour faire avancer le processus (études de faisabilité et préparation des DAOs

De ne pas avoir lié le projet d’infrastructure u projet de réforme

D’avoir contribuer à la résolution du problème lié au dépassement d’enveloppe par la réallocation des reliquats

D’avoir été efficace dans l’instruction du dossier en deuxième position derrière la Danida et les crédits mixtes danois

Note 4/5.

mailto:[email protected]

mailto:[email protected]


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Objectifs et realisations

Objectifs

- Assurer à la capitale Burkinabè un approvisionnement fiable en électricité produite en code d'ivoire à un coût de revient faible - L’allègement du budget de l'État par la suppression des subventions des combustibles accordés au secteur

Réalisations attendues et effectives

Le projet est réalisé et fonctionnel depuis le 31 décembre 2009

Les subventions sur les hydrocarbures ont sensiblement diminuées en valeur absolue et sont maintenant cantonnées à une valeur de 15 milliards de FCFA/an

L’économie en subvention évoluera de 7 à 19 milliards de FCFA par an en fonction de l’utilisation de la ligne .

Conclusions et enseignements

L’interconnexion est aujourd’hui cruciale pour l’approvisionnement et l’économie du secteur énergétique burkinabè. Sans elle, les tarifs déjà élevés devrait connaitre une augmentation substantielle, quand on sait que la part du coût du carburant dans le production thermique est de 95 FCFA/l ou 14,5 c€/kWh.

Pour les enseignements, il serait souhaitable de renforcer certaines capacités du maître d’ouvrage afin qu’il puisse mieux r épondre aux sollicitations d’entrepreneurs internationaux, d’avoir une activité de communication professionnelle plus constante, et surtout de s’accorder sur le niveau d’ambition du projet.

Note globale 4/5 pour le financement AfD. 3/5 pour le projet dans son ensemble


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Annexe 2: Résumé narratif du projet

Suivant les indications des TdRs, ce résumé sera structuré en 3 parties :

4. la phase d'instruction qui commence dès la concrétisation des besoins de construction de l'interconnexion au bouclage de son montage financier. Cette phase peut être divisée en 2 volets, la phase conceptuelle qui se termine par l'étude de faisabilité en 2002 et le montage financier qui se déroule sur fond de réforme du secteur et de privatisation de la SONABEL s'achevant en 2005

5. la phase exécution qui commence à la signature de la convention de financement pour s'achever par la réception des ouvrages concernés par cette convention, c'est-à-dire la construction de 336 km de lignes HT.

6. La phase post exécution correspondant à la période d'exploitation de l'ouvrage de la date de réception le 31 décembre 2009 à la date de la présente évaluation au 1 mai 2012, soit 2 ans et 4 mois.

1. Phases d'instruction – conceptualisation du besoin de relier le CRCO au réseau de la Côte d'Ivoire.

Au cours des années 90, la SONABEL n'a pas procédé à de grands investissements depuis la réalisation du barrage de Bagrè en début des années 90. La situation du parc de production du CRCO était au début des années 2000 relativement précaire, comparée à celui de Bobo Dioulasso qui venait d’être raccordé à la Côte d'Ivoire par une ligne de 225 kV et qui disposait d'une centrale récente de 20 MW établi au cours des années 90. Un certain nombre de mesures d'urgence avait été mobilisées par la SONABEL comme l'installation de groupes d'occasion à la centrale de Ouaga I et de Ouaga II, la réhabilitation de la centrale de Ouaga I et des groupes G2 à G8 de Ouaga II en début des années 2000 et l'installation d'un groupe de 3,8 MW à Kossodo, préfigurant le développement de cette centrale. Sur le plan conceptuel, une révision du schéma d'électrification national réalisée en 1996/97 par EDF n'avait pas conclu positivement sur la pertinence de relier le CRCO au réseau de Code d'Ivoire. Toutefois et dès 1998, dans le cadre de la préparation du programme d'appui au secteur de l'énergie, la coopération danoise avait identifié clairement la nécessité de construire la ligne Bobo Dioulasso – Ouagadougou dans le prolongement de l'infrastructure en cours de réalisation et ceci le plus rapidement possible compte tenu du volume croissant de la demande et de la part tendanciellement décroissante de la production hydroélectrique. Un financement prévisionnel avait été alloué dans le cadre des accords bilatéraux. La conceptualisation du projet de la ligne se fait dans un contexte caractérisé par le retour de la Banque Mondiale comme bailleur de fonds intéressé à financer le secteur avec comme corollaire la réforme du secteur et la privatisation de la SONABEL, conformément à un autre programme d'appui de la BM à la restructuration et la privatisation des entreprises d'État, qui avait démarré à partir de 1996. Ce contexte est entériné par le gouvernement en 2000 par la publication de la lettre de politique de développement du secteur de l'énergie qui prévoyait la privatisation de la SONABEL dès 2004. Pendant cette période le projet de la réforme est directement lié á celui du développement d’infrastructure, et la réforme devant précédée l’infrastructure puisque cette dernière est sensée être reprise par un partenaire stratégique privé. Les années 2000 et 2001 sont peu productives en termes de conceptualisation car le projet ligne est considéré comme trop cher pour un financement privé. Pour cela, il fallait trouver des palliatifs dans différents renforcements de capacité thermique. On envisage même de déplacer la capacité récente de Bobo vers Ouaga, cette


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dernière étant alimentée par la Côte d’Ivoire. L’alternative ghanéenne raccordant Bolgatanga à Bagré puis utilisant le réseau 132 kV vers Ouaga est également discutée. Une visite d’une délégation Burkinabè en juin-juillet 2002 conduite par le MMCE demande que les deux projets soient séparés et que l’option de ligne fasse l’objet d’une considération prioritaire dans les options à mettre en œuvre. Une étude de cette faisabilité avait été préalablement développée par le cabinet SOGREAH, elle concluait en juin 2002 à la faisabilité de la ligne, en recommandant sa mise en service dès 2005. Le projet de la ligne comprenait l’extension du poste de Kodéni, la construction d'un nouveau poste à Zagtouli (Est de Ouagadougou) et d'une ligne simple terne en 225 kV. Cette liaison, dont la rentabilité par rapport à une stratégie nationale du tout thermique était supérieure à 32%, permettrait d’importer à Ouagadougou de 86 MW en 2005 à 65 MW en 2015 pour un coût d’investissement de 48,7 MEUR.

Cette étude est complétée par une étude d'intégration du projet d'interconnexion Bobo-Dioulasso – Ouagadougou au schéma directeur d'approvisionnement du CRCO qui est déterminée en octobre 2002. Cette étude démontre la nécessité de créer une boucle 90 kV ceinturant Ouagadougou permettant de mieux distribuer l’énergie importée. Sans la boucle, la capacité de la ligne serait réduite de moitié. De plus cette étude recommande la construction de puissance thermique nouvelle d’une quarantaine de MW. La phase de conceptualisation se termine par l’adoption d’un projet comprenant, la ligne 225 kV, la boucle 90 kV autour de Ouaga et la construction de puissance thermique qui se déclineront comme suit : 14 MW qui seront financés par la BM et 18 MW par les Crédits Mixtes Danois. Les dates clefs de cette phase sont : Décembre 1999 : approbation de la lettre de politique de développement du secteur par le

gouvernement visant la libéralisation du secteur et la privatisation de la SONABEL Juin 2002 : fin des études de faisabilité réalisées par Sogreah Octobre 2002 : étude d'intégration du projet ligne au projet de schéma directeur 9 décembre 2002 : Première table ronde des bailleurs de fonds donnant un accord de principe

á la réalisation du projet et concluant un besoin d'études supplémentaires entre autres une étude détaillée de l’intégration des deux projets lignes et boucle, une étude des impacts financiers du projet et une étude d’impact environnemental.

2. Phase d'instruction – de la faisabilité au financement

Cette phase se déroule dans un contexte plus serein depuis novembre 2003, période à laquelle la BM introduit son nouveau chef de projet dont la mission sera de faire avancer le projet technique, alors que le projet de la réforme sera maintenant déroulé dans le contexte du PACDE, sous la responsabilité du ministère du commerce. Les réformes dans la sous-région se développent avec des succès divers, et l’usage des conditionnalités comme moyen de gestion des réformes est de retour. La Banque évolue vers une stratégie contribuant au renforcement des infrastructures parallèlement au travail institutionnel.

Synthétiquement, cette phase s'est déroulée comme suit :

26 mars 2004 : 2e table ronde des bailleurs de fonds entérinant le résultat des études suivantes :

analyse financière prospective de SONABEL, qui va constituer la base de suivi de l'équilibre financier de la SONABEL par la production d'un modèle financier prospectif (Etude GID – Alain Waddel). Ici il est important de noter que l'étude avait clairement identifié le coût du retard de la mise en service de la ligne qui pour un baril de pétrole à 30 $ était de l'ordre du milliard de FCFA par mois de retard. Ce montant révisé en fonction de l'augmentation du prix du pétrole atteignait 1,7 milliards de FCFA par mois en 2008.


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étude d'intégration du réseau primaire de Ouaga,

étude environnementale détaillée de l'interconnexion

de mars 2004 à avril 2004 le budget produit par la SOGREAH pour la réalisation du projet fait l’objet d’une contre- expertise de M. Ahoulou AKA, consultant pour le compte de la BM et son rapport d'évaluation sera fini en juin 2004. Cette contre-expertise met en exergue une différence de point de vue entre la partie Burkinabè et les bailleurs de fonds (BM et NDF) sur le niveau de robustesse ou de redondance que le projet devait avoir. Les bailleurs militent pour un projet fonctionnel mais économique sans redondances. Les Burkinabè y voient une réduction du projet en termes de qualité et de viabilité. Le contenu de certains lots est modifié à la baisse comme en témoigne les différences de budget entre l'évaluation faite dans l'étude Sogreah et le résultat de l’allotissement de juin 2004, comme par exemple celui des postes 225 kV réduit de 4,3 milliards de FCFA et celui des postes 90 kV de 1,3 milliards. Les lots ligne feront l’objet de réévaluation de mars 2006 à juin 2006.

juin 2004 : 3e rencontre des bailleurs de fonds arrêtant l'allotissement des travaux qui conduit à la reprise des dossiers d'appel d'offres, reprise d'ailleurs financée par l'AfD.

janvier 2005 : La passation du contrat de préparation des dossiers d’appel d’offre qui sera confié à Sogreah ouvre une nouvelle phase de conceptualisation opérationnelle devant conduire le projet à la phase de réalisation. Le financement est mobilisé par le Ministère des Finances. SONABEL a initié en octobre 2004 une demande par la voie hiérarchique SONABEL - MMCE - MEF - AFD. Donc, de juin 2004 à octobre 2004, SOGREAH a préparé son offre, puis SONABEL a négocié et s'est accordée avec AFD avant d'introduire la requête officielle de financement ; au total, pour un contrat signé en janvier 2005, le processus a pris environ 6 mois. Sogreah aurait anticipé sur son contrat.

Novembre 2005, les dossiers d’appels d’offre respectant le nouvel allotissement sont envoyés aux bailleurs pour avis. Les avis de non objections seront recueillis dans la période du 1er mars au 10 juillet 2006.

La convention de crédit No CBF 1151 01 C signé le 14 avril 2005 et le protocole d'accord entre le Burkina Faso et l'AFD/BEI le 13 décembre 2005, clôturant ainsi pour la partie du projet qui intéresse cette évaluation la phase d'instruction. Parallèlement aux activités ci-dessus, le calendrier de la réforme se déroule en 2004, et 2 études majeures ont été réalisées : l'une faisant le diagnostic institutionnel du secteur et en proposant une nouvelle organisation devant être entériné par une révision de la loi sur l'approvisionnement électrique et l'autre travaillant à définir le cadre et les attributions d'un organe de régulation. En mars 2004, le gouvernement confirme par décret son engagement dans la poursuite de la réforme et une nouvelle loi doit être approuvée dans les premiers mois de l'année 2005. Il est à noter que l'AFD bien que parties prenantes dans le processus de réforme du secteur n'avaient pas jugé utile d'associer des conditionnalités relative à la réforme pour le financement du projet d'infrastructures. Pour elle, et compte tenu des critères satisfaisants de la gestion de la SONABEL, elle considère que le remboursement d'un prêt non souverain serait relativement indépendant de la forme de gestion de la compagnie d'électricité tant que cette dernière se maintiendrait solvable. Pour cela, l'AfD s'entourera de sécurité relativement forte pour sécuriser le recouvrement de ces prêts. En 2011, elle a d'ailleurs assoupli ses règles de sécurisation ne demandant à la SONABEL de n'avoir en dépôt que le montant de la plus grande traite à rembourser. De même la SONABEL obtient la possibilité de récupérer l'excédent du compte bancaire domicilié qui reçoit les paiements d'un certain nombre de grands consommateurs. Les évaluateurs doivent réviser les hypothèses émises dans la note conceptuelle et conclure que le projet de réforme n'a plus eu à partir de 2005 une influence déterminante sur la mise en œuvre du projet d'infrastructures.


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La seule interphase entre les 2 projets a été en 2004 l'obligation de procéder à une révision tarifaire assurant une augmentation des tarifs d'au moins 10 %, augmentation qui a été entérinée par l'arrêté du 24 septembre 2004.

3. Phase de réalisation

Cette phase se déroule de 2006 au 31 décembre 2009, date à laquelle l'ensemble du projet mis à part le volet électrification rural et le volet environnement est pratiquement achevé et les infrastructures de la ligne et des postes 225kV et de la boucle 90 kV sont mis en exploitation.

Cette phase était également subdivisée en deux volets, celui qui permet la préparation des dossiers d'appel d'offres, du lancement des appels d'offres et du dépouillement des offres jusqu'à la signature des contrats, le second volet consistant exclusivement dans la phase de construction des infrastructures qui commencent par un volet des études d'exécution et acquisition des équipements et un volet chantier qui pour ce dernier s'est pratiquement déroulé de la mi 2008 à la fin 2009 pour ce qui est du gros du projet.

Toutefois, les avis de non objection pour lancer les appels d'offres ont été donnés comme suit :

Le 1er mars 2006 (ligne 225 kV), par l'AfD

Le 12 avril 2006 (postes 90 kV), par le NDF

Le 2 mai 2006 (postes 225 kV), par la BM

Le 10 juillet 2006 (système de téléconduite) par la BM

L'appel d'offres AOI5 (Danida) relatif aux lignes 90-33 kV de la boucle de Ouaga a été rapidement exécuté de façon anticipée avec une centrale 18 MW à Kossodo, qui est en service depuis fin 2006. Les réserves sur le lot AOI 5 ont été levées en 2008. Ceci était possible par le fait que le financement ne fût pas bouclé lors des résultats des appels d'offres, et que le surcoût de 15 % résultant a été intégré dans le financement.

A l'inverse, l'organisation de l'appel d'offres AOI7 relatif à l’électrification rurale a pris un temps important et n'a abouti partiellement qu'en début 2010. Ceci tient au fait qu’il est sorti du financement des bailleurs pour être confier à la partie nationale, qui doit répartir ces centres entre ce que sera le régime SONABEL Sonabel et ce qui reviendra au régime ERD.

Suite aux avis de non-objection, les appels d'offre ont pu être lancés comme suit :

le 02 mai 2006 (AOI3 - Ligne 225 kV et AOI6 - Supervision),

le 19 juin 2006 (AOI4 - Postes 90 kV)

le 29 juin 2006 (AOI1 - Postes 225 kV)

le 11 septembre 2006 (AOI2 - Téléconduite).

L'évaluation des résultats a pu être terminée en novembre 2006 après une phase de dépouillement fastidieuse, la plupart des dossiers ayant connu des avancements difficiles. Plusieurs fois, la validité des offres a dû être prorogée.

Des dépassements des budgets confidentiels sont constatés pour trois appels d'offres :


62

30% pour les postes 225 kV (AOI3),

60% pour les postes 90-33 kV (AOI4) et

60% pour le système de téléconduite (AOI2).

Les raisons données pour ces dépassements sont les suivants : certains prix de bordereau ont été sous-estimés, d'autres ont fait l'objet de réductions diverses lors de l'évaluation du projet par les bailleurs de fonds. De plus, il y a eu une hausse importante des cours du cuivre et du pétrole durant la période des appels d'offres, affectant les prix des matériels électriques.

Il s'ensuit une concertation avec les bailleurs de fonds concernés qui se terminent en juin 2007, date à laquelle le financement peut être bouclé. Pour cela, la Banque Mondiale a accordé une rallonge pour essentiellement des transformateurs des postes 225 kV après avoir annoncé quelques mois au paravent que toute augmentation de l’enveloppe n’était pas envisageable et la SONABEL SONABEL a dû apporter des compléments de financements pour le reste. Le lot AOI3 financé par l'AfD-BEI a dégagé un reliquat qui sera utilisé ultérieurement pour refinancer le génie civil du centre national de conduite initialement financé sur fond SONABEL. Sonabel. Toutefois, certaines parties du projet souhaitées par la SONABEL Sonabel comme le doublement des jeux de barres des postes de Pâ et de Kodeni, avec leurs équipements de couplage ne pourront pas être financées, réduisant ainsi la souplesse d'exploitation de la ligne. On doit également noter que suivant la documentation une partie des pièces détachées et des pièces de secours comme entre autres les transformateurs 90/33 kV de la boucle 90 kV n'ont pas pu être financé par le NDF, créant une certaine vulnérabilité du système d'approvisionnement jusqu'à ce que la SONABEL Sonabel puisse financer ces éléments.

Tableau 4: Synthèse de l'instruction des dossiers d'appel d'offres

Appel d'offres Négociation Non objection

Signature Mise en vigueur

Constructeur

AOI3 - Ligne 225 kV

30-11-2006 21-12-2006 01-02-2007 25-06-2007 INEO ENERGIE EXPORT

A014 - Postes 90 kV 28-04-2007 13-06-2007 27-06-2007 10-12-2007 ABB/VINCI (groupement)

AOI6 - Supervision 28-02-2007 20-06-2007 09-08-2007 31-03-2008 EDF (électricité de France)

AOI2 - Téléconduite

12-06-2007 14-08-2007 25-09-2007 31-03-2008 AREVA/INEO (groupement)

AOI1 - Postes 225kV

25-08-2007 15-10-2007 12-11-2007 30-06-2008 FORCLUM ENERGIES SERVICES

L'allotissement AOI3 n’ayant pas connu de dépassement. Il a pu être lancé rapidement avec une mise en vigueur du contrat de l'entrepreneur INEO Énergie Export dès le 25 juin 2007.

Il est noté que le contrat de supervision avec l’ingénieur-conseil EDF n'est signé qu'au 31 mars 2008. Toutefois, l’ingénieur conseil anticipe sur la mise en vigueur de son contrat pour examiner et approuver les dessins d’exécution des travaux de lignes réalisées par INEO. Le dernier contrat mis en vigueur est celui de la livraison et de l'installation des postes 225 kV attribué à FORCLUM ENERGIES SERVICES le 30 juin 2008.


63

Tableau 5: Analyse des délais d'instructions

Allotis-sement

Reprise des DOA

Reprise des DOA

DOA aux PTFs

Délai pour Non Object. PTFs

Non

Object. Lance-ment des DOAs.

Lanc. DAO Approb. rapport CAM

Approb. Rapport

CAM Négo-ciation

Négo-ciation

Non objection

Non objection

Signature

Signa-ture

Mise en vigueur

Total du nb de jours

Ligne 225 kV

201 319 101 62 171 41 21 42 144 1186

Postes 90 kV

201 319 143 37 315 29 46 14 166 1354 Téléconduite

201 319 232 63 206 68 63 42 188 1466

Postes 225 kV

201 319 163 58 397 25 51 28 231 1557 Supervision

201 319 146 17 166 136 112 50 235 1466

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

nb de jours

De la décision à la mise en vigueur des contrats de 3,2 à 4,2 années




App-> Negociation

Lanc.-> Approb. Rap CAM


Délai pour NO PTFs

Rep DAO-> DOA aux PTFs

Allot.-->Rep. DOA

Figure 10: Délais de la procédure

La période commençant par la prise de décision par les bailleurs de fonds en juin 2004 de se répartir les lots en fonctions des finances de chacun, jusqu’à la mise en vigueur du dernier contrat a pris 1557 jours soit 4,2 ans pendant lesquels les financements sont improductifs.


64

En dehors de l'instruction du projet des crédits mixtes danois qui a été extrêmement rapide (la centrale est réceptionnée en janvier 2007 et la boucle 90 kV en septembre 2007), l’ensemble des projets pâtissent de retard dans la mobilisation des fonds pour reprendre les études des DAOs (201 jours) et dans la durée de réalisation de ces études (319 jours). Il faut plus d’un an et 7 mois pour disposer des DAOs (novembre 2006).

La phase suivante est l’approbation des DAOs par les PTFs dont la durée varie de 101 jours pour la ligne 225 kV (Afd) à 232 jours pour la téléconduite (BM), s’en suit une période relativement courte de correction des DOAs et de de leur lancement (de 17 à 63 jours).

Les différentes entreprises préparent leurs offres, qui sont examinées par les CAM de SONABEL, des rapports de dépouillement sont établis et c’est à ce moment que les dépassements sont constatés. S’en suit une intense activité entre les bailleurs, le maître d’ouvrage et les CAMs. Cette période va prendre plus d’une année (397 jours) pour le lot des postes 225 kV et près d’une année pour le lot des postes 90 kV. Il faut s’entendre sur les élagages, sur les éventuelles rallonges budgétaires, sur la mobilisation de nouveau financement (Etat ou SONABEL) et sur la possibilité de négocier avec le moins disant sachant que cette négociation sera âpre. De plus, il faut s’assurer que les offres restent valides pendant cette longue période et éviter les clauses de révision de prix.

Une fois cette phase passée, les choses s’accélèrent. Le maître d’ouvrage entre en négociations avec les entrepreneurs. La période est relativement courte de 21 à 63 jours si l’on fait abstraction du lot supervision pour lequel il ne semble pas y avoir urgence. Après la non objection des bailleurs, les contrats sont signés assez rapidement et commence la dernière phase qui consiste dans la mise en vigueur des contrats. Cette phase correspondant à l’enregistrement des contrats, la prise d’assurances et le dépôt de la facture d’avance de démarrage et le payement de l’avance de démarrage prend encore un certain temps de 144 jours pour le lot ligne 225 kV jusqu’à 235 jours pour l’ingénieur conseil.

Certains entrepreneurs principalement celui du lot des postes 225 kV a rencontré un certain nombre de difficultés pour s’approvisionner dans les délais. Les transformateurs 225 kV devaient être de marques européennes. Les transformateurs installés sont chinois pour les 225 kV et indiens pour les 90 kV. La documentation indique que les installations réceptionnées sont conformes au dossier d'appel d'offres, sauf les bobines d'inductance qui étaient prévues du type variables, permettant une régulation flexible de la tension, mais qui ont dû être remplacées par d'autres du type fixe, offrant moins de souplesse, parce qu'il n'a pas été trouvé un fabricant pouvant respecter le délai du projet. Il en est de même pour les batteries de condensateurs qui sont maintenant de type statique.

L’exécution technique et financière s’est déroulée comme illustrées par les figures suivantes :


65

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

n-07 f-08 m-08 a-08 n-08 f-09 m-09 a-09 n-09 f-10 m-10

Exécution technique AOL 1 -Postes 225 kVAOL 2 -TéléconduiteAOL 3 - Ligne225 kVAOL 4 -Postes 90 kVTotal -Technique

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

n-07 f-08 m-08 a-08 n-08 f-09 m-09 a-09 n-09 f-10 m-10

Exécution financière AOL 1 -Postes 225 kVAOL 2 -TéléconduiteAOL 3 - Ligne225 kVAOL 4 -Postes 90 kVTotal -Financier

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

a-08 n-08 f-09 m-09 a-09 n-09 f-10 m-10

Exécution technique

Total -Financier

Total -Technique

Figure 11: Exécution technique et financière

Le lot ligne 225kV est réalisé sur le terrain d’octobre 2007 à juin 2009 alors que les autres lots ne commencent qu’en mars 2008 pour terminer en décembre 2009.

La levée des réserves posées se poursuit jusqu'en fin février 2011. Les plans « as built » définitifs sont attendus, mais avant leur arrivée, l'exploitant dispose des plans de chantier approuvés pour suivre les installations.

De cette revue détaillée, on peut en conclure que le projet perd de son efficience en terme de perte de gains économiques pour l’état et financier pour la SONABEL dans cette longue période de 1 an et 5 mois pour arriver à la production des dossiers d’appels d’offre révisés.

Ensuite on rentre dans une phase où il est difficile de faire la part des choses entre ce qui est la mise en conformité des procédures des différents bailleurs dans le cadre d’un modèle de DAO unique et d’autres part ce qui est spécifique par rapport au standard dur projet (au minima ou avec redondance).

Une fois les dépassements constatés et si il n’y a pas de rallonges financières envisageables le projet rentre dans une impasse duquel il ne peut sortir qu’avec l’arrivée de nouveaux éléments (rallonge de la banque, utilisation des reliquats de l’Afd et mobilisations de nouveaux fonds au niveau de la SONABEL). Cette période est particulièrement longue pour les deux lots de


66

transformateurs, qui conditionnent l’installation de la téléconduite, qui attend l’installation des postes pour terminer ses activités.

Il aurait été pertinent de suivre un chemin plus critique calé sur l’avancement du projet ligne 225 kV permettant l’achèvement des lots en juin 2009, ou éventuellement en fin 2008 si l’on avait été plus vigilant dans la période juin 2004 à novembre 2006.

4. Phase de mise en exploitation

La ligne est en exploitation depuis le 31 décembre 2009

Sur plus de 720 GWh de transfert prévu (90 MW pendant 8.000 h) la ligne n’a fourni que 339 GWh en 2010 et 449 GWh en 2011. Le transfert a été bridé en début d’année 2012 pour éviter des problèmes de stabilité en Côte d’Ivoire, ce qui ne permettait que des transferts mensuels de l’ordre de 24 GWh sur les trois premiers mois.

La limitation de puissance a été levée et la SONABEL négocie pour avoir une livraison minimale de 450 GWh pour 2012.

Les trois causes majeures de défaillance qui justifie le manque de capacités des exportations de la Côte d'Ivoire vers le Burkina Faso sont les suivantes :

Le premier tient au fait que pendant la période de crise qui a marqué la Côte d'Ivoire ces 10 dernières années peu ou pas d'investissement ont été faits dans le secteur de l'électricité. Cela s'est traduit par une mauvaise qualité de la maintenance entraînant à la fois des perturbations en termes de production (incidents sur la centrale d'Azito) mais également des perturbations sur le transport de l'électricité. Ce manque d'investissement a également affecté la production régulière de gaz qui demande des investissements réguliers.

La demande est en fort développement ce qui limiterait les excédents pour les exportations. Actuellement l’offre est de 6030 GWh alors que la demande est de 5440 GWh. Une croissance de 14% est attendue pour 2012, suivi d’un retour à la normale avec des croissances de 8 et 6 % pour les années suivantes. La situation doit se normaliser par la mise en service de nouvelles unités de production à la centrale d’Azito (430 MW) et de CIPREL (333 MW) en 2013 et l’arrivée d’un nouveau producteur indépendant (Abbata 450 MW) en 2014. Quant au barrage de Soubré il est programmé avec ses 270 MW en 2017.

Enfin il y a eu une période où la pénurie était liée à la réquisition du dispatching ivoirien et au contrôle politique des mouvements d'énergie.


67

Annexe 3 : Simulation financière

Prix de combustibles SONABEL 01-01-2010 08-01-2010 01-05-2011 01-10-2011 01-05-2012

DDO 268 322,65 442,43 431 482

FO 171 214,6 316,45 302,35 366,57

Prix pondéré par an 2010 2011 2012

DDO 290,8 399,6 465,0

FO 189,2 279,0 345,2

Prix du Mix DDO/Fosi on ne 251,8 357,3 393,1

augmentation annuelle 42% 10%

0

100

200

300

400

500

600

DDO FO

FCFA/lPrix subventionné des hydrocarbures de la

Sonabel

01-01-2010

08-01-2010

01-05-2011

01-10-2011

01-05-2012

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2010 2011 Sim.2012

Sim2013

Sim2014

Sim2015

Sim2016

Sim2017


coût du carburant



2010 2011 Sim. 2012 Sim 2013 Sim 2014 Sim 2015 Sim 2016 Sim 2017

Temps de

retour

% DDO dans le mixte 62% 65% 40% 40% 40% 40% 40% 40%

Prix du mixte 251,81 357,26 393,10 412,74 412,74 412,74 412,74 412,74

Conso specif. g/kWh 0,23 0,23 0,23 0,23 0,23 0,23 0,23 0,23

Prix du carburant/kWh 57,92 82,17 90,41 94,93 94,93 94,93 94,93 94,93

Prix élect. Importée /kWh 71,6 64,3 62,6 58,96 58,59 58,26 58,05 57,87

Gain FCFA/kWh 13,65 - 17,87 27,86 35,97 36,34 36,67 36,88 37,06

Gain en MFCFA/an 2.860 - 5.546 9.784 17.294 18.155 18.981 19.541 20.059 5,9 ans

Location de groupe 7.400 4.600

OM hors fuel et personnel 366 244 244 163 163 108 108

Gain net MCFA 2.860 - 2.220 - 4.940 17.050 17.993 18.819 19.432 19.951 6,8 ans

Subv. économisée MFCFA 6.696 9.766 12.406 16.984 17.650 18.289 18.721 19.122

Gain économique MFCFA 3.836 7.546 17.346 34.034 35.643 37.108 38.153 39.073 4 ans

Evaluation rétrospective du projet d’interconnexion Bobo-Dioulasso-Ouagadouga Rapport provisoire d’évaluation

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Annexe 4 : Personnes rencontrées et calendrier des rencontres

Personnes rencontrées Services Date

Nazounou Yé Le responsable de la cellule du Jeudi 10 mai 2012, 9:00

projet d’interconnexion

électrique Bobo Ouagadougou

Godefroy Thiombiano Unité d’Exécution de la Jeudi 10 mai 2012, 17:00

réforme du secteur de l’énergie

Moustafa Ky et Bonao Centre national des mouvements de l'énergie

Vendredi 11 mai, 9:00

Sibiri Compaoré Services environnementale de Mercredi 16 mai, 8:00

la SONABEL

Youssouf Ouattara Conseiller du ministre de Vendredi 18 mai, 11 :00

l'environnement et du

développement durable, Ancien

directeur du bureau des

évaluations environnementales

Jean-Baptiste Kabore (DFC) et Direction financière et Vendredi 18 mai, 15 :30

Baba Barro comptable de la SONABEL

M. Moustapha Ky responsable des réseaux de transport ; M. président de la coopérative d’électricité de Sabou ; M. le trésorier de la coopérative d’électricité de Sabou ; M. le technicien local pour le réseau BT M. Maire de la commune de Sabou

Visite de Sabou Vendredi 18 mai, 9 :00

Eric Achi INEO Lundi 21 mai, 9:00

Narcisse Sawadogo (DGE) et Direction générale de l'énergie Lundi 21 mai, 11 :00

Jean-Paul Yanogo (DEE)

Souleymane Zongo Chef du service juridique de la Lundi 21 mai, 17 :00

SONABEL

Emmanuel Nonyarma (SG) Secrétariat général du ministère Mardi 22 mai, 7:30

de l'énergie

Amadou Sangare (DGB) et Direction générale du budget, Mardi 22 mai, 10:00

Brigitte Compaore Yoni ministère de l'économie et des

finances

Ousmane Tiemtore Groupement professionnel des Mardi 22 mai, 11 :00

industriels


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Daniel Serme DEPE et Ibrahim Direction des études et de la Mercredi 23 mai,11:00

Karambiri planification économique de la

SONABEL

Francois Cornu Afd Mercredi 23 mai, 16 :00

El Hadj Souleymane COMPAORE Necoge 9 Mercredi 23 Mai 17:00

Léné Sebgo (DGCOOP) et Pascaline Gaston Ouedraogo Jeudi 24 mai, 8:00

DGCOOP Jeudi 24 mai, 8:00

Moustapha BOUGOUMA Poste 90 kV de Ouaga 2 Jeudi 24 mai 2012, 9 :00 M. Louis Yves TAPSOBA, chef

division postes de Ouagadougou et M. Pardioa NIADO

Poste 225 kV de Zagtouli Jeudi 24 mai 2012, 10 :30

Elie Elias DGA assisté de M. Traoré

au Groupe Hage Vendredi 24 mai 2012 à 11:00

Koffi Ekouvi et Ousmane Megane Kolie

Banque Mondiale Vendredi 25 mai 2012 16:30

Salif L Kaboré Ministre des Mines des Carrières et de l’Energie

Jeudi 31 Mai à 16 :00


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Annexe 5 : Compte-rendu des réunions

Réunion à la cellule de gestion du projet,

M Nazoumou YE Chef de projet Jeudi 10 Mai 2012

La discussion était structurée comme suit :

- création en place de la cellule de gestion du projet

- genèse des différentes études et conception, DAO

- déroulement du projet, qualité du matériel et des travaux

- formation

- la communication et la coordination

- l’ERD de 5 localités par câble de garde

Add 1 : création de la cellule de gestion du projet

La cellule de gestion du projet a été créée le 13 avril 2005, les bureaux étaient installés au siège de la SONABEL. En juillet 2005 la cellule a intégré ses propres bureaux qu’elle occupe jusqu’à nos jours avec une équipe composée essentiellement :

d’un directeur ;

d’un spécialiste pour les aspects lignes ;

d’un spécialiste pour les aspects postes ;

d’un spécialiste pour les questions environnementales ;

d’un comptable. La cellule acquiert deux véhicules à travers les contrats de l’entreprise et de l’ingénieur conseil.

La cellule est dirigée par Monsieur Nazoumou YE qui auparavant était chef du département équipements de la SONABEL.

Add 2 : genèse des différentes études et conceptions.

En juin 2002, l’étude SOGREAH financée par l’AFD a démontré la faisabilité et l’importance de la construction de la ligne Bobo Dioulasso – Ouagadougou pour combler l’insuffisance de l’offre d’électricité du CRCO. Il s’en est suivi une autre étude mené par SOGREAH pour intégrer la ligne Bobo-Ouaga au schéma directeur de Ouagadougou.

L’étude WADDEL a montré les pertes par mois de retard de la mise en œuvre de la ligne.

Un premier DAO comprenant 2 lots lignes, 2 lots postes et 1 lot ERD a été préparé par SOGREAH et la SONABEL sur financement AFD. Ce DAO et les études SOGREAH ont été présentés aux bailleurs lors d’une première table de ronde qui s’est tenue le 09 décembre 2002.

A l’issue de cette rencontre des études complémentaires ont été demandés entrainant la reprise du DAO toujours sur financement AFD.

Les études complémentaires ont concernés :

l’intégration de la gestion numérique dans la téléconduite proposée par la BM (très appréciée par la SONABEL actuellement) ;

les études pour les mesures environnementales le long de la ligne ;

le nouvel allotissement du DAO ; La requête de financement du nouveau AO reprise par SOGREAH introduite auprès de l’AFD a été très longue.


71

La BM a aussi demandé aux autres PTF de s’aligner sur son modèle de DAO qui était disponible en anglais. Il s’en est suivi un processus de traduction de l’anglais en français avec les risques inhérents à une telle opération (mauvaise interprétations etc…).

La BM a ensuite recruté un consultant pour revoir le contenu des DAO, ce dernier a fait des recommandations qui ont conduit à la baisse du budget élaboré :

réduction de certains coûts ;

réduction du nombre de transformateurs dans les postes 90/33/15 kV de 2 à 1 en maintenant 1 transformateur de réserve sur l’ensemble qui n’a pas été livré;

Le deuxième DAO issue des exigences de la BM DAO est celui qui a été lancé pour la soumission des entreprises. Il comprenait un lot pour la ligne de 225 kV, un lot les postes 225 kV de Pâ et Zagtouli, un lot pour le poste 90 kV, un lot pour les lignes 90 kV, un lot pour les postes 90 kV, un lot pour la supervision des travaux, un lot pour la télé conduite, un lot pour les mesures environnementales, un lot pour les ERD. Les lots pour les mesures environnementales et les ERD sont financés par l’état Burkinabé.

Après la soumission les propositions financières des entreprises étaient en dépassement par rapport aux budgets prévus sur la plus part des lots. Par contre pour le lot ligne 225 kV financé par l’AFD la proposition de l’entreprise était inférieure à la prévision.

La sous-estimation de la téléconduite par SOGREAH et le consultant de la BM vient du fait que ce lot a eu une évolution vers le numérique. Le budget prévu correspondait à une intégration au dispatching existant et l’AO prévoyait un centre de téléconduite national numérique avec un nouveau bâtiment. SOGREAH était pour l’intégration au dispatching existant et la SONABEL était pour la construction d’un bâtiment indépendant. La SONABEL est de nos jours très satisfaite de la téléconduite.

Au vu de l’insuffisance du financement de la BM, la SONABEL n’a pas pu réaliser son souhait d’inclure un 2éme jeu de barre 225 kV dans chacun des postes 225 kV de Pâ et Zagtouli et une travée de couplage pour faciliter la synchronisation.

La collaboration de l’AFD a été appréciée positivement par la cellule de gestion du projet durant tout le processus.

Add 3 : Déroulement du projet, qualité du matériel et des travaux

Les entreprises qui ont réalisées les travaux et l’ingénieur conseils ont accomplis leur mission avec professionnel et dans les règles de l’art. INEO qui avait en charge la construction de la ligne 225 kV de Kodéni à Zagtouli en passant par Pâ a été la plus efficace.

Le matériel installé était de bonne qualité. Il fallait trouver des fabricants qui pouvaient respecter les délais de livraison. C’est ainsi que les transformateurs ont été achetés en Inde de même que les pylônes, les disjoncteurs sont de chez ABB. Des essais ont été effectués à l’usine sur les pylônes en présence de la cellule de gestion du projet. Le premier essai était négatif à cause d’erreur de montage des composants du pylône, les autres essais ont tous été concluant.

Les bobines d’inductances qui devraient être variables pour une bonne régulation des tensions sont fixes parce qu’il n’y avait pas de fournisseur pour les livrer dans les délais. Heureusement que l’exploitation et la gestion de la ligne est plus souple par rapport aux attentes. Les réactances sont actuellement utilisés pour l’enclenchement de la ligne, les réglages de tension des transformateurs suffissent actuellement pour régler celle de la ligne.

Le coefficient de sécurité utilisé pour les calculs mécaniques de la ligne est de 1.8, ce qui lui donne une très bonne tenue mécanique.

Le nombre de pylônes est passé de 677 prévus à 704 installés à cause :

d’un orphelinat qui a été évité ;


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du poste de Zagtouli qui n’a pas été implanté à l’endroit prévu lors de l’AO. Pièces de rechange :

Ligne 225 kV (financement AFD): la SONABEL a bénéficié des pièces de rechange, de l’outillage, des camions d’entretien.

Poste : Il n’y a eu aucune pièce de rechange. La SONABEL est donc obligé d’acheter un transformateur de rechange. Ce transformateur servira de relais d’alimentation lors des travaux d’entretien et lorsqu’une panne intervient sur celui qui fonctionne. Ce transformateur aurait pu être acheté par le reliquat du financement AFD, n’eut été la lenteur du fournisseur.

L’une des difficultés majeures lors de la réalisation des travaux a été l’interface entre les postes, la ligne et la téléconduite. Les travaux étant exécutés par trois entreprises différentes elles ont toutes estimé que la réalisation des interfaces ne faisait pas partie de leur prestation. La SONABEL était obligée de financer les travaux d’interface sur fond propre.

Des petits problèmes sur la ligne ont été signalés par la SONABEL :

la non réalisation de la piste le long de la ligne permettant de la parcourir plus aisément ;

les jonctions de câbles réalisés souvent entre deux portées qui peuvent fragiliser la ligne;

les pylônes implantés dans les zones marécageuses.

Add 4 : Formation.

Deux équipes ont été formées à Bingerville en Côte d’Ivoire sur l’entretien normal des lignes. Chaque équipe était composée de 7 à 10 personnes.

La formation d’entretien de ligne sous tension n’a pas eu lieu comme prévu.

La formation sur la téléconduite a eu lieu chez AREVA en France.

Add 5 : Communication et coordination.

La coordination du projet était assurée par la cellule de gestion du projet.

Chaque semaine il y avait une réunion entre les entreprises et EDF qui était l’ingénieur conseils chargé du contrôle des travaux.

Une réunion regroupant la cellule de gestion du projet, les entreprises et l’ingénieur conseils se tenait une fois par mois.

Les bailleurs de fond organisaient une mission chaque 6 mois.

La souplesse de la direction générale de la SONABEL lors de la réalisation du projet a contribué à débloquer les obstacles, telle que la réalisation des interfaces entre les postes, la ligne et la téléconduite.

Dans l’ensemble la communication a été éprouvante.

Add 6 : L’ERD de 5 localités par câble de garde

L’étude était faite dans le but d’électrifier 5 localités (Koumbia, Pâ, Bagassi, Sabou et Kokologho) par câbles de garde.

Avec l’introduction d’un poste 33 kV classique au poste de Pâ, Pâ a été électrifié par le 33 kV classique.

Kokologho a été électrifié par le 33 kV classique dérivation de la ligne Ouagadougou-Koudougou par construite en 90 kV et utilisée en 33 kV.

Bagassi a été électrifié à partir du 33 kV classique de Pâ.

La SONABEL avait des craintes quant à l’utilisation des câbles de garde pour les ERD.

Seules les localités de Koumbia et Sabou ont été électrifiés par câble de garde.


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A Sabou le système se comporte assez bien.

A Koumbia, il y’a des interruptions dues souvent à des déséquilibres de phases. C’est une expérience qu’il faut poursuivre et parfaire.

Réunion avec Godefroy Thiombiano de l'UER.

Jeudi 10 mai 2012.

Les thèmes de l'entretien

- reboisement et dédommagement

- Électrification rurale

- derniers décaissements

- Réforme et projets d'infrastructures

- Délais et augmentation des prix

Ad 1) Reboisements dédommagements.

En termes financiers, les reboisements et les dédommagements sont terminés en 2012.

Ad2) Electrification rurale

Les discussions de la compétence de la CAM de la SONABEL par rapport à celle du ministère des mines et carrières de l'énergie étaient antérieures à la mise en vigueur du projet, et ne devraient avoir aucune influence sur le retard. Seuls Sabou et Koumbia ont été raccordés par câble de garde. Pâ été électrifiée traditionnellement à partir d'un poste 33 kV. L'électrification rurale est également terminée en termes financiers. Les coûts réalisés sont disponibles à la SONABEL.

D'une façon générale le PDSEPDA se termine officiellement le 31 juillet 2012, avec l'arrêt des salaires de l'UER.

Ad3) Derniers décaissements depuis 2010

Poste 225 kV : Rien

Télé conduite : 220 millions de FCFA en 2012

Poste 90 kV : rien l'ensemble de la dotation a été pratiquement utilisé sauf le dernier lot de pièces de rechange qui n'a pas pu être acquis dans les délais

Supervision : 58 millions de FCFA en 2012

Ad 4) Réforme et projets d'infrastructures

Bien que l'unité gérée par Thiombiano Unité d' Exécution de la Réforme UER, cette dernière a essentiellement travaillé à la réalisation des projets d'infrastructures. En mars 2004 la banque mondiale crée une autre structure de projet le PACDE pour suivre le programme de privatisation des entreprises Burkinabé donc la SONABEL. Et à partir de 2006, cette structure prend la relève de l'UER pour la gestion de la réforme

Ad5) Délais et l'augmentation des prix

Il est certain que la surchauffe du marché mondial de l'équipement électrique de l'époque a posé un certain nombre de problèmes d'approvisionnement. C'est pour cette raison que les transformateurs de 225 kV ont été fabriqués en Chine, que les pylônes et les transformateurs 90 kV viennent de l'Inde.

En termes d'augmentation de prix pour les marchés les transformateurs 225 kV, Thiombiano évoque un problème de gestion du contrat au niveau de la SONABEL et celui de l'omission d'une lettre de crédit qui a permis à l'entreprise de faire jouer la clause de révision des prix. (Oubli d'une lettre d'engagement sur la part en euro du cautionnement) . Au finale un dépassement de 900 millions de FCFA qui a été comblé par les fonds


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alloués de la composante banque mondiale et une différence de cours de l'unité de compte (DTS) en faveur du projet. Il n'y a donc pas eu de rallonge en tant que tels financés par la banque mondiale.

Réunion au centre national de conduite (CNC) avec

M Banao responsable du service des prévisions des mouvements d'énergie et actuellement en charge de la statistique

et M. Moustapha Ky responsable du centre de conduite. Le vendredi 11 Mai 2012

La discussion était structurée comme suit :

1. genèse de la conception du centre de télé conduite 2. la hiérarchie entre le CNC et les centres de dispatching régionaux (Bobo ou Ouaga) 3. l'intégration dans le WAPP 4. la gestion actuelle de la ligne 225 kV 5. La gestion de la bourse de 90 kV 6. l'organisation des visites

Add 1 : Genèse de la conception

Le centre de téléconduite a initialement été conçu comme une extension intégrée dans le dispatching du Centre régional de consommation d'Ouagadougou CRCO, et dans une version d'équipements analogues basés sur le relayage. Cette conception était défendue par l'ingénieur essentiellement pour maintenir les coûts à un niveau acceptable. Lors de l'examen de la proposition par le bailleur (BM) en 2005 ce dernier signale que la technologie a évolué vers le numérique. La SONABEL souhaite que le nouveau centre de conduite soit élevé à un statut de centre national, ce qui fait l'objet d'une révision du DAO avec la décision de construire un nouveau bâtiment pour accueillir le centre.

Le dispatching du CRCO avait été établi lors de la construction des barrages pour gérer la production hydroélectrique. La gestion du système 33 kV se faisait à partir de la centrale de Ouaga II.

Add 2 : Hiérarchie entre le CNC et les autres dispatchings.

Actuellement, depuis le raccordement de Ouagadougou sur Bobo Dioulasso, le CNC assure la conduite des mouvements d'énergie sur les réseaux HT (225, 163 et 90 kV). Il assure l'intégralité de la conduite des mouvements d'énergie sur la ligne 225 kV et également la gestion des barrages hydroélectriques. Compte tenu, de la complexité relative du système actuel de distribution 33 kV et 15 kV du CRCO, c'est le CNC qui actuellement assure ces fonctions. Toutefois, avec l'augmentation de la complexité du système du CRCO, le dispatching de Ouagadougou reprendras du service pour la gestion de la distribution 33 et 15 kV. Le centre de conduite Bobo Dioulasso effectue toutes les opérations nécessaires sur le réseau 33 et 15 kV.

Ouahigouya ne dispose pas de centre de conduite et la gestion se fait à partir de la centrale.

La partie partie Koupela Fada est gérée à partir de Ouagadougou.

Add 3 : Intégration dans le WAPP.

Actuellement, aucun protocole particulier de communication n'a été développé, si ce n'est une communication avec la partie ivoirienne.

Add 4 : Gestion de la ligne.

La ligne prévue avec une capacité de transfert de 121 MW. Toutefois compte tenu de la capacité du CRCO de


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produire du réactif, la capacité maximale atteinte n'a été que de 113 MW après quoi la ligne à déclencher. Compte tenu de la configuration actuelle du système de compensation de la ligne, la capacité d'exploitation de la ligne est de 90 MW avec un maximum de 1057 MW permettant d'importer 640 GWh par an. Au cours de la première année 2010 la SONABEL a pu importer 339,5 GWh avec un maximum de puissance de 106 mégawatts. Sur les derniers mois de l'année le transfert était de l'ordre de 45 à 49 GWh par mois.

En 2011 la SONABEL a pu importer 449,5 GWh avec un maximum mensuel en octobre 2011 avec 51,7 GWh. En 2012 le comité paritaire Burkinabè Ivoirien établi pour la programmation des importations d'énergie avait envisagées une livraison totale de 640 GWh pour l'année. Mais il s'est avéré très rapidement que cela ne serait pas le cas en raison de problèmes de production en Côte d'Ivoire et de l'augmentation de la demande ivoirienne. Les importations sont actuellement limitées à un maximum de 30 MW entre 00:00 et 18:00 et 10 MW pendant la nuit de 18:00 a 24:00, ce qui signifie qu'il n'y a pas d'énergie disponible pour Ouagadougou pendant cette période.

Le CNC considère que pour 2012 les importations ne pourront pas excéder la valeur de 300 GWh et par rapport à la prévision 340 GWh devront être produit par le thermique.

Effectivement, de janvier à mars 2012, les importations ont été en moyenne de 24 GWh par mois tombant à 19 GWh en avril 2012. Cette situation risque de perdurer jusqu'au moment où les ivoiriens auront résolus leurs problèmes de renforcement de capacités ce qui pourrait avoir lieu dans le courant de l'année 2013. Seule l'opportunité d'une bonne pluviométrie en 2012 permettrait éventuellement une augmentation des importations.

En termes de taux de disponibilité de la ligne, ce taux s'élevait à 98 % en 2010 et 98,8 % en 2011 ce qui est bon. Toutefois, ce taux est à corriger par celui de la continuité de la fourniture qui était de 97,2 % en 2010 et seulement 91,3 % en 2011 ceci dû aux problèmes de la crise post-électorale en Côte d'Ivoire.

Il a noté que le fait que la formation d'entretien de la ligne sous tension n'a pas pu avoir lieu comme prévu, ce manque de formation augmente l'indisponibilité de la ligne compte tenu du fait que tous les entretiens se font hors tension.

Le fait qu'il n'a pas été possible d'obtenir des réactances variables ne semble pas poser de problème majeur de gestion ni de couplage. Il en est de même pour l'absence du second jeu de barre au poste Zagtouli avec son équipement de couplage. La synchronisation se fait au niveau des transformateurs de Ouaga II et est assistée par un paramétrage adéquat du système de conduite. Mais il est certain que l'arrivée d'une seconde ligne (Bolgatanga Ouaga) reposera éventuellement la question de l'installation de ce 2e jeu de de barres.

Add 5 : Gestion de la boucle 90 kV.

Le manque de pièces de rechange et l'absence de transformateur de secours rendent vulnérable la gestion de la boucle 90 kV. Actuellement le poste de OuagaI est déjà surchargé, l'acquisition d'un transformateur de secours auraient permis d'améliorer cette situation. Un appel d'offres pour l'acquisition d'un transfo 90 kV est actuellement lancé pour pallier à cette situation.

Le manque de pièces de rechange reste un point crucial pour une bonne gestion de la boucle 90 kV. Des problèmes sont apparus sur les disjoncteurs ABB, problèmes qui ont été réglés par l'intervention d'ABB.

En termes d'interface, l'emplacement du poste 90 kV n'ayant pas été définitivement déterminé lors de la construction de la boucle 90 kV, qui lui était antérieure, il manquait deux pylônes tubulaires pour accorder le poste. Ces dépenses ont été prises en charge par la SONABEL.

De même, une modification du tracé de la ligne 225 kV a dû être réalisée lors de l'approche du poste de Zagtouli, en raison de l'extension d'un orphelinat en direction du tracé projeté.

Add 6 : Visites

Il a été prévu de visiter le poste de 225 kV de Zagtouli le jeudi 17 mai 2012 en même temps que le poste 90 kV installé à la centrale de voix de OuagaII. Le rendez-vous est fixé à 9:00 au poste de OuagaII. La durée de la visite est prévue pour une demi-journée.

7 Ceci est obtenu en supprimant les réactances du système est en couplant l'ensemble des batteries de condensateurs à fin

de produire le maximum de réactif.


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La SONABEL doit s'organiser pour une visite du système d'alimentation par cable de garde pour la localité de Sabou. Cette visite est sollicitée pour le vendredi 18 mai 2012.

Documents demandés :

La SONABEL disposait d'une statistique sur les pertes en ligne sur la 225 kV, qui était de l'ordre de 14 % avec une quantité de 29,6 GWh. SONABEL doit vérifier ces chiffres qui paraissent élevés par rapport à un benchmark habituel de 4 à 5 % pour ce type de ligne.

Réunion avec Sibiri Compaoré,

Chef de Service Environnement / SONABEL/DEPE

BUREAU 226 50 33 15 16 / FAX 226 50 33 15 17

CEL 226 76 67 81 88 / 70 44 71 47

tenue le mercredi 16 mai de 8h à 10h:30

La réunion s'est organisée autour de l'historique de la mise en place du PGES, plan de gestion environnementale et sociale, qui doit prendre en charge tous les aspects liés aux impacts de la construction de la ligne sur l'environnement et sur les populations.

1) la genèse du PGES 2) sa mise en œuvre après l'avis motivé du MECV 3) création d'un comité interministériel de suivi 4) les audits environnementaux finaux

Ad1) la genèse du PGES

En 2003 les termes de référence de l'étude ont été rédigés par le service environnement de la SONABEL et financés par l'AfD. L'étude a été réalisée par le bureau SGTE (français). À cette époque les traces de ligne sont optimisées pour éviter le moins possible les impacts environnementaux et sociaux principalement pour Houndé, l'entrée de Bobo Dioulasso et Boromo.

En août 2004 le PGES est soumis au ministère de l'environnement et du cadre de vie (MECV), qui réagit en fin 2004. Un enquêteur est nommé par le MECV pour vérifier la conformité des données du PGES avec la réalité du terrain pour éventuellement ajuster le niveau des compensations et indiquer tout problème qui aurait pu être oublié.

L'enquêteur met en avant la traversée d'un lotissement par la ligne à Boromo, lotissement qui n'a pas été identifié par le PGES. Lors de la consultation publique en novembre 2003 en présence du haut-commissaire et du préfet maire cet aspect n'avait pas été débusqué par les autorités locales. SONABEL avait établi son bornage de ligne. C'est le géomètre appointé par les autorités de Boromo qui découvre les bornes SONABEL. SONABEL. Sonabel n'a pas changé de tracé et le différend entre la SONABEL et la mairie de Boromo reste entier. Aucune compensation n'est été payée alors que le géomètre a réclamé une somme de 30 millions pour reprendre le plan de lotissements. En fin de parcours, un nouveau lotissement a été créé avec le même nombre de parcelles. Aucune personne n'a été lésée, car le lotissement en question n'avait pas été attribué. Le seul différent qui reste est celui des coûts engagés par la mairie de Boromo pour un lotissement aujourd'hui sans objet.

En 2010, une plainte de la mairie de Pâ porte sur l'emplacement du poste 225 kV qui est installé en zones loties, alors que lors du piquetage c'est la mairie qui a donné le terrain à la SONABEL. D'autres problèmes s'étaient posés a Pâ, passage en proximité d'un CEG, d'un bois sacré d'une école primaire. Tous ces problèmes identifiés lors du passage de l'enquêteur ont été reconnus comme obstacles majeurs et le tracé de la ligne a été changé en conséquent. La plainte n'est pas jugée recevable.

En Mai 2005 le ministère de l'environnement et du cadre de vie donne un avis motivé sur le PGES et le conseil


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des ministres statue en septembre 2005 déclarant le projet d'utilité publique permettant aux maîtres d'ouvrage d'avoir le droit d'expropriation.

Le PGES avait identifié environ 50 concessions à déguerpir dans le cadre de l'étude. À la fin de l'inventaire détaillé qui commence en 2006 148 concessions ou similaires sont identifiés et feront l'objet d'expropriation

Ad2 : Mise en œuvre du PGES :

La mise en œuvre du PGES se fait à partir de 2008. Il y a d'abord l'indemnisation des personnes privées qui doivent libérer leurs champs ou leurs concessions qui se trouvent sur le passage de la ligne. Ensuite il y a toute la partie des reboisements compensatoires pour répondre à la perte d'arbres dans le champ de couvert arboré voir de traversées de forêts classées. Un aspect important est également mis sur la traversée des 4 rivières de la région.

Le reboisement se font de deux façons différentes s'il s'agit de reboisement communaux ou de reboisement de forêts classées domaniales. Les premiers sont initiés et réalisés avec les communes au cours des années 2009-10 alors que le reboisement des forêts classées domaniales prend du retard et ne sera terminée qu'en 2011. Il est placé sous la responsabilité de la DGCN, mais les travaux sont réalisés par les directions régionales de l'environnement et du cadre de vie qui administrativement ne sont pas sous la tutelle de la DGCN ce qui pose aussi le problème de suivi. Selon Compaoré il y a des problèmes de responsabilité (conflits d'intérêts?) entre le bureau des évaluations environnementales et la DGCN. De plus, le service environnement de la SONABEL n'étant pas tout à fait habitué aux procédures de la banque mondiale, a omis de faire valider le montant et les quantités de dédommagement par la banque mondiale avant leur règlement. Il en résulte une réprimande de la banque envers le non-respect de la procédure. Sibiri Compaore explique que les montants avaient est établi au cours de l'inventaire détaillé par un consultant qui s'était allié l'expertise d'un spécialiste des ligneux et des biens domaniaux. Ensuite des commissions ont statué dans l'ensemble des régions sur les barèmes à appliquer et a établi un plan d'action pour la réinstallation des populations déguerpies. Les estimations prenaient juste en compte le dommage lié au bien (concession, poulailler, arbre, champs et éventuellement la récolte qui s'y trouve), mais pas au conséquences de la privation de bien à plus long terme et ni a ses impacts économiques sur le bien-être des populations touchées. Ceci a fait l'objet d'une réprimande lors d'une réunion avec les bailleurs de fonds le 24 décembre 2009.

Il avait été prévu dans le cadre du PGES et de l'inventaire détaillé que les gros troncs d'arbres pourraient être carbonisés (car devenus propriété de la SONABEL après le dédommagement) afin de dégager un revenu permettant de financer les reboisements compensatoires. Cette tâche a été confiée au consultant ERGECI. Son revenu monétaire a été très en dessous de ce qu'on pouvait attendre.

Les reboisements ont été mis en œuvre à partir de 2008, et ont suivi la procédure banque mondiale à partir de 2009. Dans chaque commune, une commission locale a été mise en place comprenant le maire, le chef coutumier le service de la santé et celui de l'environnement au total de 5 à 9 personnes. Ces commissions ont signé les protocoles avec l'UER, puisque le dédommagement était financé par des fonds de l'État venant du trésor transitant par l'UER. Chaque commune a bénéficié d'une superficie de reboisements de 15 ha, le chef-lieu de la commune et les riverains de la ligne étant les cibles de ce reboisement. À fin d'assurer la pérennité de ces opérations, une approche de responsabilisation des plantations a été mise en œuvre privilégiant le reboisement par des personnes privées plutôt que celui pris en charge par des personnes morales (mairies, association de femmes, association de jeunes). Sur les 15 ha, 5 ha étaient en priorité réservés au chef-lieu de communes et 10 ha aux villages avoisinant la ligne.

La pratique de privilégier la responsabilisation de personnes physiques ayant un terrain a porté fruits. Des reboisements de ½ ha à 1 ha ont été réalisés par des personnes disposant de terrain et intéressées aux reboisements. Environ 80 % du reboisement a suivi ce processus et 20 % a été faits par des personnes morales ( du type mairie associations). Selon l'appréciation du service environnement de la SONABEL, les reboisements effectués par des personnes physiques sont ceux qui ont une grande chance de perdurer et de rétablir le volume de biomasse prélevée lors de la construction de la ligne. Un effort de plantations d'espèces locales telles le baobab et le néré à été fait pour répondre aux aspirations de la banque mondiale.

Pour les forêts classées, comprenant 9 forêts classées et la traversée de 4 cours d'eau le Nazinon, le Mouhoun, les deux Balé, ce sont les services du ministère de l'environnement du cadre de vie qui se sont chargées de l'ensemble de ces travaux. Une attention particulière a été faite pour éviter l'érosion des berges des dits cours


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d'eau au droit du croisement avec la ligne. Ce sont les directions régionales assistées des directions provinciales de l'environnement qui ont réalisé ces travaux en étroite coopération avec les populations locales.

Ad 3) Création d'un comité interministériel de suivi du PGES.

Un comité interministériel de suivi du PGES a été créé avec comme président le représentant du bureau des évaluations environnementales du MECV. La SONABEL était représenté par 4 personnes (juriste, financier, cellule de projet, service environnemental). Comment autres membres un représentant de l'UER (électricien) et de la DGCN du MECV. Un séminaire regroupant les 2 ministères a marqué le lancement des activités de suivi en mai 2008 toutefois les premières réunions de suivi ont lieu à partir du 5 novembre 2008, c'est-à-dire de nombreux mois après le démarrage effectif des travaux.

Ad4) Audit environnemental et social

Un audit environnemental et social a été réalisé en 2011 avec un premier rapport remis en fin de 1011 et un rapport final en avril 2012. Cet audit relève un certain nombre d'insatisfactions au niveau des personnes dédommagées. Elle identifie également un manque de communication envers les populations et de communication entre les communes et les populations lors de la fixation des taux de dédommagement.

Visite de la localité de Sabou le 18 mai 2012 avec

La visite avait pour but :

- de voir le raccordement physique de la ligne ;

- le comportement de la (pannes, équilibre de phase etc…);

- voir la satisfaction de la clientèle, en particulier la clientèle triphasée ;

- les dédommagements.

Add 1 : Raccordement de la ligne

La tension 34,5 kV est utilisée pour alimenter les câbles de garde isolés (CDGI) qui équipent la ligne 225 kV et cette tension de distribution a été utilisée pour l'alimentation de Sabou et Koumbia. Le système CDGI utilise deux conducteurs aériens (les câbles de garde) et la terre comme troisième conducteur pour former un système triphasé d’où des risques de déséquilibre.

L’entreprise INEO qui a construit la ligne 225 kV Bobo-Ouaga avec les CDGI avait aussi à sa charge le montage, l'installation et la mise en service des matériels de dérivation pour l'électrification rurale par câbles de garde isolés (CDGI) 34,5 kV :

un portique en poteau HEA installé à une cinquantaine de mètre du pylône ;

le raccordement aérosousterrain entre le pylône et le portique ;

l’installation sur le portique d’un interrupteur fusible pour le sectionnement et la protection de la ligne de distribution 34,5 kV de Sabou.

L’entreprise avait installé des parafoudres sur le CDGI au niveau du pylône juste avant la ligne aérosouterraine. Lors d’une visite du professeur ILLICITO, ce dernier a demandé à ce qu’on les supprime.

Add 2 : Comportement de la ligne.

Depuis la mise en service de la ligne une seule panne a été signalée, il s’agissait d’un fusible défaillant qui a été changé sur le portique de départ de la ligne 34.5 kV. Depuis lors aucune panne n’a été signalée sur le réseau de distribution MT. Le réseau est équilibré.

Add 3 : Satisfaction de la clientèle.


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La coopérative d’électricité de Sabou est satisfaite du fait que la localité soit alimentée par une ligne raccordée au réseau en remplacement des groupes électrogènes:

l’électricité est disponible 24h/24 ;

elle n’est plus interpelée par les multiples pannes sur les groupes entrainant des interruptions d’électricité;

Le problème pour la COOPEL est l’arrêt de la subvention qu’elle recevait sur le carburant lorsqu’elle était alimentée par des groupes électrogènes. Les dépenses actuelles de la coopérative surtout la facture d’électricité à payer à la SONABEL et la rémunération du fermier dépassent les recettes. La COOPEL reste déficitaire et ne voit pas de solution pour redresser la situation, le FDE refuse qu’elle fasse une augmentation du coût du kWh.

A Sabou, il y’ a des abonnés triphasés qui n’ont pas de problèmes sur leur installation et sont très satisfaits. Parmi eux on peut citer : un meunier, L’ONEA, la Caisse Populaire, l’ONATEL, TELECEL.

Add 4 : Dédommagement.

Selon le maire de la commune de Sabou, le dédommagement s’est bien déroulé.

Réunion avec M. Youssouf Ouatarra, conseiller du ministre de l'environnement et du développement durable, ancien directeur du bureau des évaluations environnementales du MECV

la réunion s'est tenue le vendredi 18 mai à 11:00.

M. Ouattara n'est associé au travail du comité interministériel qu'à partir de mars 2009 et jusqu'à sa nomination comme conseiller du ministre en 2011.

A son arrivée et selon ses dires, le comité n'était pas formellement constitué puisque l'arrêté interministériel n'était pas signé, ce qui limitait l'action de ce comité par manque de moyens de fonctionnement. (vérifier l'info avec Service Env. de la SONABEL) Après la signature de l'arrêté interministériel, le comité a pu fonctionner normalement. D'une façon générale, M. Ouattara signale que ce type d'arrangement est trop lourd et trop bureaucratique pour un suivi efficace de projets de telle envergure. À son avis et ceci était également une recommandation du précédent ministre de l'environnement, il faut que la responsabilité du suivi environnemental soit confiée au bureau des évaluations environnementales qui en étroite collaboration avec le service environnement de la SONABEL doit pleinement assumer la responsabilité de la tâche de suivi, soit lui-même soit en sous-traitant les activités. Outre les problèmes d'intendance (moyens de déplacement et per diem), la création d'un tel comité crée une dilution des responsabilités. La présidence est attribuée au bureau des évaluations environnementales, les bailleurs de fonds s'adressent directement à la DGCN lors des missions de suivi, alors que cette dernière n'a pas une tutelle hiérarchique sur les opérateurs de terrain que sont les directions régionales qui relèvent directement du secrétariat général du ministère. Dès lors, des tensions et des incompréhensions s'instaurent entre les différentes parties et entre les bailleurs de fonds et la partie nationale.

L'appréciation de Ouattara par rapport au dédommagement est que le chapitre des indemnisations n'a probablement pas dû connaître de problèmes car en 2009 le comité interministériel n'est confronté à des problèmes de contentieux à propos des dédommagements.

D'une façon générale il n'y a pas de barème national pour ces dédommagements et chaque projet doit définir sa philosophie, les conditions d'indemnisation et les montants d'indemnisation. Ainsi des projets financés par l'État ont généralement des conditions d'indemnisation différente de ce financé par la banque mondiale. Le fait qu'aujourd'hui (audit environnemental de 2011) beaucoup de personnes touchées par le projet expriment leur mécontentement tient au fait que l'indemnité a été utilisée pour des biens de consommation (achat d'une moto, achat d'un vélo) ou la consolidation de son statut social ( nouvelle épouse) alors que la perte de revenus liés à la privation d'un bien est définitive et irréversible si ce bien n'est pas rétabli, ce qui après quelques années peut créer des frustrations expliquant les mécontentements.

Une réflexion devrait être initiée pour que la privation d'un bien soit remplacée par un bien de valeur et d'usages équivalents (terre pour terre) ce qui n'est pas toujours évident dans les zones de population dense. Quoi qu'il en soit, il serait pertinent de mieux encadrer les ménages indemnisés de façon qu'ils puissent investir d'une façon


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productive le capital libéré par l'indemnisation.

À l'époque de l'arrivée de Ouattara, le bureau des évaluations environnementales est en pleine restructuration au sein du ministère. Il confirme effectivement l'existence d'une réunion de cadrage ayant rassemblé le service environnement de la SONABEL, la banque mondiale et les 2 ministres en charge de l'environnement et de l'énergie.

Il signale que la ressource humaine au niveau du bureau des évaluations environnementales reste limitée en nombre, ce qui pose un problème pour couvrir un nombre important de mission. Un véhicule de mission était mis à la disposition du bureau d'évaluation environnementale par la SONABEL, et sa réquisition et la programmation de mission demandait des échanges de courrier qui était considéré comme fastidieux.

L'appréciation de Ouattara sur le choix déconcentré des activités liées aux dédommagements et aux reboisements communaux comme pertinent puisqu'il permet une meilleure compréhension du processus pour les populations locales et une appropriation de ce processus.

Un problème s'est pourtant posé au niveau de l'acquisition des plans. La banque mondiale souhaitait que ces plans soient achetés vers les pépiniéristes locaux, alors qu'il s'est avéré que ces plans n'étaient pas de bonne qualité, qu'ils étaient stressés car ne possédant pas le volume d'humus nécessaire à leur survie lors de la plantation. Les protections des berges ont été réalisées par les directions régionales de l'environnement avec l'appui des populations locales.

Comme élément de réflexion et de recommandations Ouattara souligne les points suivants :

1) le besoin d'établir un barème officiel national connu de tous et qui ne puisse pas être sujet à discussion 2) éviter de créer un comité interministériel qui est lourd et est également une source de conflit dans

l'exercice des responsabilités. 3) Le suivi doit revenir au bureau des évaluations environnementales du ministère de l'environnement et du

développement durable, en étroite collaboration avec le service environnement de la SONABEL 1. cela suppose qu'il y ait un volet renforcement des capacités du bureau des évaluations

environnementales 2. que des moyens de transport pour le suivi et le contrôle de terrain lui sont octroyés 3. et que des moyens financiers permettant d'externaliser un certain nombre de missions de contrôle

vers des consultants privés soient également disponibles.

Réunion avec M Jean-Baptiste Kaboré, DFC de la SONABEL et M Barro, du service financier.

Vendredi 18 mai 2012 15:30-17:00

Une requête écrite avait été adressée préalablement au DFC pour identifier les thèmes de discussion.

1) pertinences de la ligne 2) accord de prix de cession avec le code d'ivoire 3) éléments avancés par les ivoiriens pour se justifier du défaut d'approvisionnement 4) mis en place un système automatique de révision des tarifs 5) remboursement de la dette 6) indicateurs financiers de la SONABEL 7) modélisation des avantages financiers de la ligne 8) question divers

Ad1) Pertinence de la ligne

Jean-Baptiste Kaboré insiste sur le caractère absolument vital de l'approvisionnement du Burkina Faso en énergie


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électrique provenant de la Côte d'Ivoire en quantité suffisante et à un prix qui soit raisonnable. Compte tenu de la situation économique et sociale du Burkina Faso, il est primordial de pouvoir maintenir le prix de l'électricité à son niveau actuel, ce qui est une impossibilité si la part de la production thermique produit à partir d'énergies fossiles reste très élevée. Le prix de revient du thermique subventionné dépasse les 85 FCFA/kWh pour un tarif moyen de 120-125 FCFA/kWh.

Pour cette raison, une nouvelle mission du ministre de l'énergie accompagnée du DG de la SONABEL aura lieu en début de semaine prochaine pour sécuriser les livraisons d'énergie à un niveau minimum de 450 GWh pour 2013 voir plus. Actuellement, la livraison des 3 premiers mois tournait autour de 25 GWh par mois soit autour de 300 GWh par an, ce qui risque de compromettre d'une façon dramatique l'équilibre financier de la SONABEL.Sonabel. De plus, il faut que la majeure partie de la production thermique se fasse à partir de fuel lourd qui offre un différentiel de prix de 100 FCFA/l soit une vingtaine de FCFA/kWh.

Ad2) Prix de cession

En avril 2001 le prix de cession à Ferkessedougou était fixé à 35,12 FCFA/kWh avec une formule de révision des prix. Suite au projet de construction de la ligne Bobo Dioulasso-Ouagadougou, la partie ivoirienne avait convenu compte tenu des quantités qui allaient transiter sur la ligne de faire une décote de 1 FCFA/kWh dès la mise en service de cette ligne ramenant le prix de cession à 34,12 FCFA/kWh. En juillet 2009, la partie ivoirienne indique à la SONABEL que les paramètres ayant changé le coût de cession de 34,12 FCFA/kWh étaient trop bas pour couvrir leurs frais. Le 2 février 2010 une discussion sur les paramètres d'ajustement des prix a lieu suite à une fixation unilatérale du prix de cession à 51 FCFA/kWh dès janvier 2010. La proposition révisée ivoirienne ramène ce prix à 48 FCFA/kWh alors que les Burkinabés proposent 40 FCFA/kWh. De nouvelles rencontres ont lieu en juin 2010, et les ivoiriens facturent à partir de 2010 à 48 FCFA/kWh. La partie burkinabé demande une révision en bonne et due forme du contrat de cession de l'électricité, et en attendant elle obtient de la part ivoirienne l'autorisation de régler les factures à un taux de 40 FCFA/kWh en attendant une fixation définitive du contrat. En janvier 2011, la CEI propose une nouvelle formule de révision tarifaire qui porte le prix à 55 FCFA/kWh. En novembre 2011, en marge de la rencontre des présidents burkinabé et ivoirien, une nouvelle démarche est entreprise pour ramener le prix de cession à 47 FCFA/kWh. Le président ivoirien voulant donner un signal fort sur les réductions d'effectifs dans le secteur public, décide de démanteler à la fois la société nationale de patrimoine et la SOPIE. La partie Burkinabé se retrouve sans interlocuteurs. Toutefois la SONABEL a fait une provision pour l'exercice 2010 et 2011 une valeur de 7 FCFA/kWh acheté à la Côte d'Ivoire pendant cette période pour régulariser la situation dès que le nouveau tarif de cession sera fixé. L'objectif de la SONABEL est de pouvoir descendre un tarif qui soit de 1 à 2 FCFA inférieur aux 47 FCFA/kWh actuellement ciblés.

Ad3) Eléments justificatifs du manque de capacités.

Trois éléments majeurs sont la cause du manque de capacités des exportations de la Côte d'Ivoire vers le Burkina Faso.

Le premier tient au fait que pendant la période de crise qui a marqué la Côte d'Ivoire ces 10 dernières années peu ou pas d'investissement ont été faits dans le secteur de l'électricité. Cela s'est traduit par une mauvaise qualité de la maintenance entraînant à la fois des perturbations en termes de production (incidents sur la centrale d'Azito) mais également des perturbations sur le transport de l'électricité.

Ce manque d'investissement a également affecté la production régulière de gaz qui demande des investissements réguliers. Enfin il y a eu une période où la pénurie était liée à la réquisition du dispatching ivoirien et au contrôle politique des mouvements d'énergie.

Aujourd'hui, la Côte d'Ivoire est à la recherche de financement important pour redynamiser son secteur électrique. Une réponse positive pourrait être donnée par les agences internationales de financement dès juin 2012.

Ad4) Systèmes de mise à jour automatique des tarifs

La SONABEL dispose d'un modèle financier qui est un outil d'aide à la décision lui permettant d'anticiper sur les


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mises à jour tarifaires nécessaires au maintien de l'équilibre financier. Ce modèle a servi de tableaux de bord pour le suivi financier de la SONABEL et est connu des bailleurs de fonds.

Actuellement, ce modèle est en révision et pourrait être disponible en début de semaine prochaine.

Le consultant en obtiendra une copie dès la mise à jour réalisée.

En mai 2006 l'État avait décidé de plafonner la subvention à un niveau de 15 milliards de FCFA par an, une décision sur laquelle elle est revenue en raison des implications tarifaires d'une telle décision.

Ad5) Systèmes de sécurisation des remboursements de l'AfD.

Initialement la SONABEL devait immobiliser dans un compte spécial le montant des deux plus grosses traites ainsi que une couverture progressive de la traite en cours. Un compte de domiciliation d'un certain nombre de gros clients avait été ouvert pour cet effet. En 2011, la SONABEL a négocié un allègement de cette procédure réduisant le montant immobilisé de garantie à une seule traite et autorisant la SONABEL a transféré l'excédent du compte de domiciliation vers son compte de gestion.

Ad6) Indicateurs de la SONABEL.

En accord avec l'AfD, le ratio d'endettement sera porté à 2,5 pour la période de 2012 à 2015 pour revenir à 2 après 2015. Il était de 1,6 en 2010 et de 2,0 en 2011, la prévision pour 2012 est de 2,1.

Le ratio de couverture de la dette ne doit pas être inférieur à 1,4, il a toutefois été ramené à 1,2 pour la période 2012-15. Il était de 0,64 en 2010, 1,72 en 2011 et la prévision est de 1,02 pour 2012.

Enfin un nouveau ratio été introduit celui de la dette nette sur le cash-flow qui doit être inférieur à 8 pour 2012-13 est inférieur à 7 de 2014 à 2025. Il est de 6 pour 2011 est estimé à 8 pour 2012.

Seul le ratio de couverture de la dette pour 2010 et 2012 (prévision) est en dessous de la norme, ce qui est logique, dans une période d'augmentation rapide de l'encours. Encore une fois, il serait pertinent que des mesures compensatoires puissent être appliqués pour des prêts rétrocédés qui ont été récemment imputés à la SONABEL (suppression de l’allègement sur le remboursement des barrages en 2003, conversion des dons danois emprunts rétrocédés SONABEL à partir de 2008).

Il n'en reste pas moins indépendamment des indicateurs, la SONABEL a bouclé son exercice 2011 avec un déficit de 15 milliards de FCFA.

Simulation financière

Pour calculer l'impact financier de la ligne 3 scénarios seront développés :

le scénario de base qui est celui que l'on connaît avec la mise en service de la ligne au 1er janvier 2010, une anticipation de la production thermique par la Centrale de Komsilga tels que réalisée, et la location de 60 MW de groupes d'urgences de mars 2011 à juin 2012. Cette location aura coûté 12 milliards de FCFA, 7,4 milliards pour l'année 2011 et le reste pour 2012. La consommation spécifique contractuelle est fixée à 230 g/kWh. Les charges de gestion hors carburant de ces groupes de secours se sont élevées à 366 millions de FCFA en 2011. Ces centrales avaient été louées dans le but essentiel de pouvoir écrêter les pointes mais en fait elles ont fonctionné en base.

Le scénario idéal pour lequel la ligne est en exploitation dès 2008 et avec un investissement en réserve thermique comme programmé en 2014-2015

le scénario tout diesel pour laquelle la capacité de 60 à 80 MW est installée et opérationnelle en 2008.

Autres informations

Le rapport d'activité de 2011 à été remis au consultant.

Un certain nombre d'éléments complémentaires seront fournis aux consultants en début de semaine :


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1. Ventilation de la vente énergie sur l'ensemble des classes tarifaires pour l'année 2011 2. version actualisée du plan d'investissement de la SONABEL 3. version actualisée du modèle financier 4. résultat synthétique de la comptabilité analytique pour l'année 2006

pour ce qui est de l'électrification des centres sous la ligne les renseignements suivants ont été obtenus en termes d'investissement

Génie électrique Génie civil Avenant Koumbia 197 797 183 136 590 428 29 366 302 Pâ 170 600 475 102 980 860 24 525 958 Sabou Le raccordement

triphasé payé par le FDE

Kokologho 380 001 749

Réunion avec Erick ACHI,

Coordinateur de Projet Afrique de l’Ouest

tenue le mercredi 21 mai de 09h à 10h30

La réunion s'est organisée autour de la durée entre la signature du contrat et sa mise en vigueur, les étapes et les taux de réalisation du lot ligne antérieurs à octobre 2008, les conditions climatiques pour les calculs mécaniques, l’interface entre le défrichement et la composante dédommagement/environnement, l’interface entre l’ingénieur-conseil EDF, la cellule de gestion du projet de la SONABEL, les interfaces entre le lot ligne et les postes 225 kV. La discussion a aussi porté sur les câbles de garde à sa voir sa mise en œuvre et le matériel de dérivation pour l’ERD par CDGI, la téléconduite, les questions de qualité-prix, l’incidence du climat de la surchauffe de l’économie mondiale sur les niveaux de prix proposés par les entrepreneurs, les avenants, l’appréciation du déroulement du projet, les relations avec l’ingénieur-conseil, le maître d’ouvrage et le service environnement de la SONABEL.

1) le contrat INEO 2) les étapes et les taux d’avancement antérieur à octobre 2008, interface entre le défrichement et la

composante environnementale 3) la gestion des interfaces entre INEO et l’ingénieur-conseil et la cellule du projet 4) interface entre le lot ligne et le lot poste 225 kV 5) la communication entre les acteurs 6) les avenants des lots lignes, les incidences financière du climat de l’époque sur les niveaux de prix 7) Câble de garde 8) Sécurité sur le chantier 9) Appréciation du déroulement du projet 10) Divers

INEO a informé que toute la téléconduite a été préparée et exécuté entièrement par AREVA, elle ne peut donc pas répondre aux questions liés à cette partie du projet.

Ad1) le contrat

La différence de 5 à 6 mois entre la date de signature du contrat et sa mise en vigueur est liée aux procédures d’enregistrement du marché, de la mise en place de la caution et du paiement de l’avance de démarrage. L’avance de démarrage a été payée par l’AFD le 21 juin 2006 et le contrat est entré en vigueur le 25 juin.


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Les spécifications techniques du matériel ont été actualisées et confirmées avant la signature du marché de même que les conditions climatiques pour les calculs mécaniques.

Les pylônes ont été fournis par le fournisseur Indien JUYOTA qui est un des leaders mondiaux de la métallurgie. Ils correspondaient aux spécifications techniques et le coût était très abordable selon M. Erick ACHI.

Ad2) les étapes et le taux de réalisation, interface entre le défrichement et la composante environnementale :

Dès le paiement de l’avance de démarrage, INEO a commencé les études techniques (les levés topographiques, les calculs mécaniques etc…) et la réalisation du dossier d’exécution a duré 5 mois.

Après les relevés de terrain, à délimité le couloir de la ligne ce qui a permis à la SONABEL de faire le recensement et l’inventaire détaillé des biens pour le dédommagement. Selon M. Erick ACHI, INEO était en relation uniquement avec le service environnement de la SONABEL.

Les arbres ont été abattus entre 2008 et 2009. Cette activité a pris assez de temps à cause du dessouchage et de la création de la piste centrale d’accès à la ligne entre Bobo Dioulasso et Ouagadougou. Selon M. Erick ACHI (qui était chargé du volet environnement chez INEO), les points d’accès à la ligne ont été bornés et il a été transmis à la SONABEL un document contenant la localisation au GPS de ces points.

L’entrepreneur n’a pas eu de problèmes avec les riverains lors du déroulement du projet par rapport à l’abattage des arbres, elle demandait au préalable l’avis du service environnement de la SONABEL.

Ad 3) la gestion des interfaces entre INEO, l’ingénieur-conseil (EDF) et la cellule du projet :

Avec EDF les relations étaient très professionnelles et se passaient dans une bonne ambiance de travail. Le contrat EDF est venu après celui d’INEO, mais EDF a anticipé ses activités de contrôle et a commencé sa mission avant la signature officielle de son marché. C’est ainsi que le dossier d’exécution préparé en France a été transmis à EDF en France pour examen.

L’équipe de la cellule de gestion du projet a été très disponible avec une grande souplesse pour conduire le projet à bon terme. Elle a toujours répondu aux préoccupations évoquées par INEO.

Ad 4) interface entre le lot ligne 225 kV et le lot poste 225 kV :

INEO construit la ligne jusqu’au dernier pylône avant le poste. L’entreprise chargée de la réalisation du poste construit le portique et la descente aéro-souterraine jusqu’au poste.

Ad 5) la communication :

INEO, EDF, cellule de gestion : selon M. Eric ACHI a communication était excellente entre les trois acteurs en témoigne les contenus des différents courriers entre les trois acteurs.

INEO et les habitants des localités traversées par la ligne 225 kV : avant de commencer les travaux dans une localité, INEO rendait visite aux responsables de la localité, donnait des expliquaient sur les travaux qui allaient être réalisés. Dans l’exécution des travaux beaucoup d’ouvriers étaient recrutés dans la population locale, l’ambiance était bonne avec les populations locales.

Ad 6) les avenants et les incidences financières du climat de l’époque sur les niveaux de prix :

INEO a bénéficié de 4 avenants :

L’avenant 1 à concerner des travaux supplémentaires et le délai d’exécution. Il y’a eu un ajustement des quantités et type de pylônes et accessoires de ligne à l’issue des études d’exécution. Au vue de la quantité des travaux supplémentaires, le délai d’exécution des travaux est passé de 18 mois à 24 mois soit de 6 mois de plus (26/12/2008 au 30/06/2012). Montant de l’avenant est de 341 508 622 FCFA TTC.

L’avenant 2 : actualisation des prix du marché et achat de condensateurs supplémentaires 34.5 kV.


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L’actualisation des prix est liée à la durée entre la soumission de l’entreprise et la mise en vigueur du marché. Montant de l’avenant 586 858 899 FCFA TTC.

L’avenant 3 la réalisation des travaux complémentaires pour les raccordements des lignes 90 kV. Il s’agit de

l’ajout d’un poteau tubulaire type petit jean pour atteindre le poste de Zagtouli dont l’emplacement avait été changé, des raccordements électriques aux postes 90 kV de Ouaga1 et Ouaga 2, des raccordements de télécommunication en fibre optique à Ouaga1 et Ouaga 2 ;

la moins-value pour des travaux subsidiaires annulés : essais de pylône type, formation aux travaux sous tension

Montant de l’avenant : - 518 323 569 FCFA TTC

L’avenant 4 : fourniture de pièces de rechange complémentaire pour la ligne 225 kV et d’équipements complémentaires au dispatching. Montant de l’avenant 191 369 740 FCFA TTC.

Concernant les incidences financière de l’époque (surchauffe mondiale de l’économie) M. Erick ACHI a fait comprendre que c’est le bureau des méthodes d’INEO installé à Paris qui s’occupe de ses aspects (index, évolution du marché etc...).

Ad 7) l’utilisation des CDGI pour l’ERD :

L’utilisation des câbles de garde pour l’ERD n’a pas engendré des coûts supplémentaires dans la mise en œuvre. Le surcoût vient de sa mise sous tension.

La dérivation pour les ERD a été exécutée par INEO : raccordement aérosouterrain jusqu’au portique de départ vers la localité à électrifié, fusible de protection et IACM sur le portique. Dans la mise en œuvre des travaux de dérivation de CDGI pour les ERD, il y’a eu plusieurs modifications mineurs sans incidence financière.

Ad 8) Hygiène et sécurité sur le chantier:

Selon M. ACHI, dans les pratiques sur les chantiers, il y’à toujours un responsable de la sécurité. L’entreprise dispose de ses propres mesures pour la santé de ses employés dont les détails sont contenus dans un document transmis et stipulés dans le marché : le Plan Hygiène Sécurité (PHS). Les noms des responsables à contacter en cas d’urgence où pour informations sont dans lesdits documents. Aucun incident majeur n’a été signalé lors des travaux de la ligne 225 kV.

Ad 9) Appréciation du déroulement du projet

L’appréciation est positive, selon M. Erick ACHI tout s’est bien déroulé et chaque parti a joué convenablement son rôle (Ingénieur-conseil, cellule de gestion du projet et la composante environnement de la SONABEL).

INEO a transmis une fiche enquête client à la SONABEL dans laquelle la SONABEL a exprimé sa parfaite satisfaction.

Ad 10) Divers

Base vie INEO : la base vie a été démantelée en présence du service environnement de la SONABEL.

Passage d’eau et point d’érosion : Les pylônes concernés n’étaient pas beaucoup (entre 2 et 5) de plus des mesures particulières ont été prises. Les cheminées ont été rehaussées de 30 cm et protégées par le bitume.

Réunion avec M. Narcisse Sawadogo DGE et Jean-Paul Yanogo DEE

lundi 21 mai 2012 a 11h


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Thèmes abordés:

1) longueur de la phase de définition du projet mis en perspective avec le projet de la réforme 2) retards accumulés lors de la passation des marchés

Ad1) influence de la réforme sur le processus de définition du projet ligne.

La privatisation de la SONABEL et le projet de réforme ont été inscrit dans la lettre de politique du développement du secteur de l'énergie en 2000, prévoyant une privatisation assez rapide de la SONABEL 2000 ou 2004. Durant cette période, les privatisations des grandes entreprises de l'État étaient utilisées par le moyen des clauses suspensives sur certaines aides budgétaires comme moyen de pression par la banque mondiale pour faire avancer le dossier de la réforme. L'architecte cette stratégie était M. Richard Senou.

Le processus de la réforme était codifié par un programme de mise en œuvre ayant ses échéances et faisant l'objet de concertations régulières entre eux l'État et les partenaires techniques et financiers.

Dès le remplacement de M. Senou par M. Gaba, vers les années 2004 le dossier a progressé dans un sens ou le projet de réforme et de projets d'investissement n'étaient plus nécessairement liés l'un à l'autre. La révision de la loi restait néanmoins un préalable à la poursuite des négociations. Toutefois, après la version révisée par le MMCE et approuvée en conseil des ministres en 2005, et suite la désapprobation de la BM une nouvelle relecture de la loi par des juristes français est financée par l'AfD donnant lieu a une nouvelle approbation en conseil des ministres en 2006-7. C'est à ce moment que les deux projets sont totalement découplés.

Ad2) retard accumulé lors de la passation des marchés

La Sogreah avait lors de l'étude de faisabilité établie un coût estimatif du projet et avait préparé des termes de référence simplifiée ne couvrant pas l'ensemble des activités (entre autres sur l'électrification rurale et le volet environnement, et avec un centre de conduite simplifiée) . Suite à l'avancement du projet les bailleurs de fonds se mettent d'accord en 2004 sur un nouvel allotissement, qui est celui que l'on connaît aujourd'hui. Pour cela il fallait que les dossiers d'appel d'offres soient repris. L'AFD donne son accord pour que un avenant soit accordé à Sogreah sur le fonds d'études et de renforcement de capacités logées au niveau du ministère des finances. Bien que ces fonds soient initialement de l'AfD leur mobilisation ont pris un certain temps compte tenu de la procédure administrative Burkinabé.

Les appels d'offres sont préparés et soumis à l'appréciation des bailleurs de fonds avant de lancer les appels d'offres. La banque mondiale dans le cadre de la révision de l'accord de crédit juge que les devis estimatifs confidentiels de Sogreah sont trop élevés et demandes une contre-expertise par un consultant ivoirien Aka Oulo, qui effectivement trouve des poches d'économies importantes dans les dossiers appels d'offres préparées. Les prix des transformateurs et des réactances sont divisés par 3 ou par 4, ce qui suscite une réaction vive de la SONABEL indiquant clairement que ces nouvelles estimations étaient sous-évaluées et que n'était pas possible de réaliser le projet sur cette base. La situation évoluant dans le sens d'une impasse, la SONABEL accepte en fin de parcours les estimations du consultant de la banque qui avait à ce niveau déjà réduit le contenu technique des spécifications (suppressions des jeux de bar, suppression de transformateur 90 kV redondants). Le dépouillement des offres montrent des dépassements substantiels qui suivant la procédure de la banque mondiale doivent nécessairement conduire à un nouveau lancement des appels d'offres. La SONABEL discute avec la banque pour avoir l'autorisation de négocier avec les entrepreneurs les propositions faites afin de le faire rentrer dans l'enveloppe financière. Ce processus est fastidieux et la SONABEL concède aux entreprises de reprendre sur fonds propres une partie de la livraison ne pouvant pas entrer dans le cadre de l'enveloppe budgétaire du bailleur de fonds.

Une évaluation rapide des délais supplémentaires occasionnés par cette procédure donne de 3 à 4 mois pour le travail de contre-expertise du consultant de la banque mondiale, et une bonne année pour la renégociation des contrats et la signature de contrats parallèles permettant de financer un équipement opérationnel.

De plus, ces délais ont entraîné des coûts financiers supplémentaires car l'entrepreneur des transformateurs 225 kV (FORCLUM) de faire jouer les clauses de révision de prix parce que les délais de validité de l'offre étaient dépassés.


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Réunion avec M. Souleymane Zongo, chef du service juridique de la SONABEL

Lundi 21 Mai 2012 17:00

Thèmes abordés:

1) la réforme et le projet d'infrastructures 2) des procédures d'appel d'offres

Ad1) la réforme et le projet d'infrastructures

Le FMI accordait en début des années 2000 des appuis budgétaires au Burkina Faso. L'étude sur la compétitivité des entreprises démarrée en 1996 avait conclu à la nécessité de privatiser un certain nombre d'entreprises d'État dont la SONABEL. Elle avait identifié les coûts des facteurs tels que l'électricité, l'eau et la téléphonie comme une entrave à la compétitivité des entreprises burkinabés. C'est dans ce contexte que la privatisation de la SONABEL était devenue une clause suspensive à l'obtention des appuis budgétaires du FMI. La banque mondiale emboîte le pas au FMI pour inscrire la privatisation de la SONABEL dans la lettre de politique de développement du secteur de l'énergie de 2000.

Dans la période 2000-2002 nombre de réunions impliquant des bailleurs de fonds se sont tenues à la fois pour discuter des options de privatisation de la SONABEL et de la SONABHY, et pour définir les options d'approvisionnement du Burkina Faso en énergie. Outre les solutions diesels, la ligne Bobo Dioulasso – Ouagadougou avait comme concurrente une alternative ghanéenne Bolgatanga-Bagrè-Ouagadougou défendue par la banque mondiale mais qui ne présente guère d'intérêt à l'époque car la capacité de transit à partir du Ghana était limitée à un maximum de 30 MW.

D'ailleurs l'alternative ghanéenne a été étudiée dans le cadre de l'interconnexion Bobo Dioulasso-Ouagadougou par SOGREAH.

Le remplacement de Richard Senou par Gaba en 2003 a permis de créer un climat plus serein pour développer le projet d'infrastructures sans pour autant que la banque mondiale ait abandonnée le couplage entre la réforme de projets d'infrastructures.

Ad2) Procédures d'appels d'offres

Pour ce qui est du dépassement, S. Zongo signale que d'une façon générale la BM avez dit que si l'on adopte un plan de financement ce dernier ne peut pas être modifié. Effectivement, lors de la présentation des dossiers d'appel d'offres en 2006, la banque trouve les devis estimatifs des lots assez élevés et demande une contre-expertise qui est réalisée par Aka Ahoulou de Côte d'Ivoire. La SONABEL avait une idée assez précise de certains éléments puisqu'elle venait d'acheter une réactance d'une capacité équivalente à celle du projet pour Bobo Dioulasso. L'évaluation contradictoire proposait un prix beaucoup plus bas que celui effectivement payé à ce moment par la SONABEL. La démarche a donc consisté à élaguer le projet de toute redondance ce qui aujourd'hui pose un certain nombre de problèmes de viabilité sur le réseau 90 kV et une souplesse moindre au niveau de la synchronisation de la ligne 225 kV sur le réseau du CRCO.

S. Zongo insiste sur le fait que les négociations qui après un temps de réflexion de la banque ont pu avoir lieu avec les entrepreneurs, ainsi que la passation de marchés parallèles complémentaires au marché financé par la banque mondiale n'ont été possibles que dans le cadre des appels d'offres gérés par la CAM de la SONABEL. Dans la situation actuelle, et donc si des cas similaires se présentent pour la réalisation de grands projets comme la ligne Bolgatanga- Ouagadougou ce type de négociations faisant gagner du temps ne pourra plus avoir lieu et on sera obligé de reprendre l'ensemble de la procédure des marchés d'appel d'offres dans le cadre des marchés publics de l'État.

S. Zongo signale que dans le cadre du projet le choix d'un modèle d'appel d'offres unique reconnue par l'ensemble des bailleurs à été un élément positif.

Pour la ligne Bolgatanga-Ouagadougou, les marchés de ligne et de supervision seront conjoints avec la partie


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ghanéenne, c'est-à-dire que l'entreprise proposera de devis, l'un pour la partie ghanéenne l'autre pour la partie burkinabé, ces deux devis restant toutefois inséparables.

Réunion avec M. Emmanuel Nonyarma, SG du MMCE

Mardi 22 mai 2012 7:45

Le thème de la réunion était de décrypter les relations entre le projet réforme du secteur de l'énergie que M. Nonyarma, en qualité de DGE, avait animé, et le projet de réalisation d'infrastructures renforçant les capacités de production de la SONABEL.

Le désengagement de l'État de certains secteurs d'activités à vocation industrielle s'était concrétisé par l'établissement d'une liste de sociétés à privatiser établi en 2001 par la loi 015-2001/AN portant autorisation de privatisation d'entreprises à participation de fonds publics. La SONABEL était inscrite sur cette liste. Cette liste est d'ailleurs toujours valide puisque lors de la décision d'abandonner la privatisation de la SONABEL il a fallu la modifier. Depuis le 10 mars 2010 l'État a décidé de la retirer de ces entreprises à privatiser, une disposition prise à travers la loi 022 - 2010/AN promulguée le 3 juin 2010 portant modification de la loi 015-2001/AN citée ci-devant.

La période de négociations difficiles entre la partie burkinabé et la banque mondiale (et les autres bailleurs entre autres l'AfD et Danida) de 2000 à 2002 amène la partie burkinabé à se rendre à Washington pour une mission du 26 juillet aux 4 août 2002 permettant de faire le point à la fois sur le lancement de la réforme et sur le renforcement de capacités de production de la SONABEL, en particuliers pour défendre le projet de la ligne Ouagadougou Bobo Dioulasso. Les renforcements thermiques ainsi que la ligne Bolgatanga- Ouagadougou étaient également inscrits à l'ordre du jour de ces rencontres. Cette dernière alternative avait été introduite en raison de son coût d'investissement relativement faible par rapport aux 340 km de lignes de Bobo à Ouagadougou, puisqu'elle pouvait se brancher sur la ligne 163 kV reliant les barrages à la capitale

Il ressort de la réunion que l'appui que la banque portera au secteur de l'énergie afin d'améliorer la compétitivité de l'économie du Burkina Faso est une des priorités du moment et que cette assistance sera véhiculée à travers :

le projet d'appui à la compétitivité et au développement de l'entreprise (PACDE) pour ce qui est des réformes institutionnelles engageant la restructuration du secteur

le projet d'appui au secteur de l'énergie pour ce qui a trait aux investissements et à la réforme institutionnelle relatif à l'électrification rurale.

C'est en fin d'année 2002 que la variante ghanéenne à la ligne Bobo-Ouaga est définitivement retirée des discussions car les capacités de transfert étaient à l'époque limitée à 30 MW.

En décembre 2002, la première table ronde bailleur de fonds a lieu se prononçant pour le financement de la ligne Bobo-Ouaga, mais demandant 3 études supplémentaires, une technique devant déboucher sur un dossier d'appel d'offres et un devis, une économique et financière démontrant les implications de la ligne sur l'équilibre économique et financier du secteur, et la 3e sur les impacts environnementaux de la ligne.

En novembre 2003 une mission de la banque mondiale conduite par M. Graig directeur régional introduit le nouveau chef de projet M.Gaba dont la mission sera de faire avancer le projet d'interconnexion Bobo-Ouaga de façon de pouvoir le soumettre à l'évaluation de la banque et ceci indépendamment du projet réforme qui lui a son chronographe particulier. Toutefois, il est émis une réserve quant au coût de la ligne et son impact en termes d'augmentation des tarifs, une préoccupation qui s'inscrit dans la continuité de la proposition d'une variante moins chère, qui était l'option ghanéenne.


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Le projet de la réforme institutionnelle du secteur se déroule en 2004 avec une prise de position du conseil des ministres du 24 mars 2004, pour la privatisation de la SONABEL en tant que société fermière avec l'ouverture de son capital à 51 % qui serait détenu par un partenaire stratégique de référence et la création d'une société de patrimoine (100% société d'État). C'est en 2004 que l'étude diagnostic du secteur de Barbier Frinault & Associés propose une nouvelle organisation du secteur avec une société de patrimoine et une société fermière (Août 2004) complétée de l'étude ICEA sur la régulation (décembre 2004). Ces 2 études permettent au MMCE de proposer conformément aux chronographes de la réforme une révision de la loi sur le secteur de l'électricité qui est approuvée par l'assemblée nationale le 12 mai 2005 (loi 016-2005 AN) sans toutefois avoir reçu l'aval de la Banque Mondiale.

S'en suit une discussion entre la banque mondiale ayant l'AfD à ses côtés et la partie Burkinabè sur les insuffisances de cette nouvelle loi qui se terminera par un accord de relecture de la loi 016 par un cabinet de juristes parisiens, relecture qui sera conduite en 2007 pour donner lieu à la 3e mouture de la loi régissant l'approvisionnement du Burkina Faso en énergie électrique qui est la loi 07-2007 AN, qui fait maintenant l'objet d'une nouvelle révision pour tenir compte de l'abandon de la privatisation de la SONABEL.

La période 2004 2007 correspond également à une activité soutenue pour faire avancer le projet de l'interconnexion avec comme point fort, la 3e rencontre des bailleur de fonds en juin 2004 décidant de l'allotissement final du projet, de la reprise des appels d'offres qui sont prêts en 2006, et du lancement de ces derniers avec les difficultés liées aux dépassements de budget développé par d'autres personnes pour arriver à la signature des contrats en 2007 et la mise en vigueur de ces derniers au plus tard au 30 juin 2008.

L'analyse rétrospective faite en compagnie du SG du MMCE qui était DGE et un des architectes de la réforme du secteur dans la période 2004-2007, permet de conclure qu'après la première période de négociations difficiles entre les bailleur de fonds et la partie burkinabé qui se termine par la nomination d'un nouveau chef de projet de la banque mondiale en novembre 2003, les activités de réforme du secteur de l'énergie, visant essentiellement la privatisation de la SONABEL n'ont pas eu d'influence majeure sur le déroulement du projet technique.

Une seule séquelle de cette phase initiale réside peut-être dans le fait que le projet d'interconnexion Bobo-Ouaga est toujours considérée comme un projet relativement cher pouvant avoir des conséquences négatives en termes d'augmentation des tarifs aux consommateurs, ce qui pourrait expliquer les vérifications et les évaluations contradictoires demandées par la banque mondiale sur les devis confidentiels proposés dans les dossiers d'appel d'offres élaborées par SOGREAH.

Réunion avec M. Ousmane Tiemtoré, Secrétaire Permanent du GPI

Mardi 22 mai 2012 11:15

Les thèmes discutés ont été les suivants :

1) qualité de l'approvisionnement depuis la mise en service de la ligne 2) implications tarifaires.

Ad1) qualité de l'approvisionnement

Il est certain que pour l'année 2012 l'approvisionnement est beaucoup plus régulier et de qualité et le pays n'a pas connu de délestage. Par contre les coupures sont toujours de mise, bien que leur durée soit relativement limitée. Le GPI reconnaît que la SONABEL a fait un effort pour limiter au maximum les perturbations de gestion de l'offre en énergie en n'épargnant autant que possible les zones industrielles. De façon générale, les membres de l'organisation reconnaissent une amélioration à la fois de la situation de l'approvisionnement et également de la qualité de l'énergie (moins de fluctuation de fréquence et de tension)

De plus, un effort en communication a été fait pour mieux informer les raisons des perturbations, des coupures


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et le cas échéant des délestages. De par le passé, l'information était très aléatoire et les délestages réels ne correspondent jamais aux délestages programmés ce qui posait un problème pour la planification de la production en période de perturbations de l'approvisionnement énergétique.

La communication a été renforcée et une table ronde sur l'énergie a lieu entre les membres du GPI et la SONABEL le 13 avril 2012.

Ad 2) Tarifs.

Le GPI est conscient que l'amélioration des conditions tarifaires relève du long terme. Les industriels sont conscients que les livraisons en provenance de la Côte d'Ivoire ne sont pas à la hauteur des attentes. Toutefois, le différend entre la SONABEL et le GPI sur un tarif préférentiel aux industriels de Bobo Dioulasso dès 2000 lors du raccordement de cette ville au système ivoirien reste toujours présent à la mémoire du secrétaire général de l'organisation.

Les industriels sont toujours persuadés que le tarif qu'ils payent permet de subventionner les catégories sociales, et les autres catégories en général, alors qu'en fait le tarif industriel reflète d'une certaine façon les coûts de production, la péréquation vers les tarifs sociaux étant réalisé au détriment des gros consommateurs du régime monophasé, double tarif ou force motrice.

Une discussion s'est engagée sur l'énergie solaire, qui est toujours considérée comme une solution inabordable alors que les coûts baissent d'une façon très rapide. Des opportunités d'autoproduction par panneaux solaires d'une partie d'une consommation industrielle devrait être facilitée par un tarif de rachat prenant en compte des économies réalisées sur la consommation des hydrocarbures.

Le secrétaire permanent du groupement recommande que l'on prenne contact avec le groupe Hage Materiaux et Brakina, bien que pour lui les industries les plus intéressantes se trouvent à Bobo Dioulasso comme par exemple SN Citec.

Réunion avec Daniel Sermé (DEPE) et Ibrahim Karambiri des études économiques

Mercredi 23 mai à 11:00

Les thèmes de la réunion étaient :

1) faire le point de l'avancement de l'évaluation 2) les informations en souffrance 3) quelques points de détail.

Ad 1) avancement de l'évaluation.

Le consultant développe les principales questions évaluatives et reçoit quelques commentaires du DEPE. D'une façon générale, l'appréciation est positive. Par rapport à l'audit environnemental, Sermé insiste sur le fait que de tels projets ont tendance à créer des attitudes spéculatives des populations riveraines qui viennent s'installer même pendant la période de défrichage dans le couloir de la ligne en espérant pouvoir obtenir un dédommagement. Un certain nombre de contentieux sont liés à ce type d'implantation tardive à but spéculatif.

Pour ce qui est des aménagements des berges, il précise que l'entrepreneur n'avait comme obligation que la remise niveau du terrain et que la mise en herbage avec plantations arbustives pour la protection des berges a été réalisée par l'environnement.

Ad 2) informations souffrances

Le point est fait avec Daniel Sermé qui promet de viser les personnes concernées.


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Ad3) Point de détail.

La discussion a porté sur l'électrification rurale. La SOGREAH avait prévu l'électrification de 20 villages, 5 ont été retenu, 2 ont été électrifiées d'une façon traditionnelle en 33 kV, le village Baguassi alimenté en diesel sera alimenté par la ligne 33 kV allant vers Dédougou. Seuls 2 villages Koumbia et Sabou sont alimentés par câble de garde. Le village de Sabou a fait l'objet d'une visite, le système fonctionne bien permettant une augmentation 24 heures sur 24, mais introduisant des problèmes financiers en raison du tarif ERD Coopel, moins favorable que la subvention de gasoil.

Pour Koumbia il semblerait que le système connu des erreurs de jeunesse, mais qu'il soit actuellement fonctionnel affichant toujours un certain déséquilibre sur la 3e phase venant de la terre.

Il est difficile de connaître le surcoût d'alimentation 34,5 kV des câbles de garde. Elle provient d'un 3e enroulement sur les transformateurs 90/33/34,5 kV installés au poste de Konedi, de Pâ et de Zagtouli. Chaque enroulement permet une puissance de 5 MVA. Compte tenu de l'induction produite par la lignée triphasée sur les câbles de garde, il a été nécessaire de sectionner l'alimentation sur câbles de garde à la moitié de la distance entre les points d'injection.

Il avait été prévu de pouvoir raccorder Boromo relié à la mine de Poura par câble de garde. Mais après vérification des puissances appelées, une solution plus traditionnelle par ligne 33 kV à partir de Pâ à été privilégiée.

Aujourd'hui la SONABEL envisage de raccorder 3 nouveaux villages que sont Tita, Poni et Naponé (2012) et le FDE un village de Sourgou. Le coût de raccordement de la localité de Sabou s'élève à 98 millions de FCFA.

Le DEPE souhaite mettre en avant que lors de la négociation avec FORCLUM il avait été décidé que l'entrepreneur choisirait des transformateurs de marques européennes. En raison des délais de livraison de ces derniers, une alternative certainement plus intéressante pour l'entrepreneur a été identifiée par la fabrication de ces équipements en Chine.

Réunion avec l'Afd. M Cornu

Mercredi 23 mai, 16:00

Le but de la réunion était de faire le point sur l'avancement de l'évaluation et éventuellement de lever les blocages qui pourraient retarder le travail des consultants.

D'une façon générale, il n'y a pas de rétention d'informations et la seule difficulté rencontrée est le contact direct avec les industriels. F Cornu va prendre contact avec Hague Materiaux.

Les différents questions évaluatives sont brièvement présentées et rencontre l'assentiment de M. Cornu.

Il signale quelques points sur lequel il demande aux consultants des explications.

1) Sur les capacités de livraison, il souhaite savoir si le problème est endogène ou exogène. Mis à part quelques difficultés de jeunesse liée au couplage de la ligne 225 kV au système Ouagalais, difficultés qui ont été résolues par l'expérience et des réglages sur les logiciels digital du SCADA, la majeure partie du problème de livraison est exogène liée directement capacité disponible en Côte d'Ivoire. Toutefois au cours de cette visite de terrain le consultant a identifié des goulots d'étranglement qui sont de nature conceptuelle (raccordement des tensions 15 et 33 kV – secondaire des postes 90/33 kV- sur les équipements existants) et du manque de pièces de rechange ( disjoncteurs) qui font qu'actuellement les réactances du poste 225 ne sont pas opérationnels.

2) En termes de conversion de la dette, il signale que des modalités ont été appliquées en Côte d'Ivoire pour convertir un remboursement de dettes en obligations d'investissement productif pour le même montant.

3) En termes de durabilité, M. Cornu souhaite que le consultant précise si les pénuries actuelles sont temporaires ou pourraient avoir un impact de plus longue durée. Le consultant indique qu'en dehors des


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raisons tout à fait politiques liées à la réquisition du dispatching d'Abidjan, les raisons principales des difficultés d'approvisionnement sont liées au manque d'investissement dans le secteur électrique au cours de la précédente décennie, qui s'est traduit par des défaillances de production et de transport sur le système ivoirien et le manque d'investissement dans l'exploitation du gisement gazier. Il y a également la reprise économique qui semblerait mobiliser l'excédent précédemment disponible pour les exportations. Toutefois, des renforcements de capacités sont prévus sur les centrales existantes de CIPREL et AZITO et une nouvelle centrale thermique est programmée. Enfin un barrage hydroélectrique de Soubré est également inscrit dans le programme du WAPP

Réunion avec El Hadj Souleymane COMPAORE

Necoge 9

Mercredi 23 Mai 17:00

Les thèmes de l'entretien étaient les suivant:

1) contexte dans lequel Négoce9 est intervenu 2) contenu de l'intervention 3) leçons à tirer

Ad1) Contexte

Le cabinet négoce est intervenu relativement tard dans le processus de la construction de la ligne. Sa base de travail était les états de dédommagement, et l'ensemble des études environnementales préalables des activités de reboisement compensatoire.

Toutefois, Négoce9 considère que le projet n'était pas suffisamment connu au niveau national et que les activités de sensibilisation et d'information s'étaient centrées essentiellement autour du couloir de la ligne et des populations touchées.

Il est certain qu'en qualité de professionnel de la communication M Compaoré considère l'intervention de son bureau très tardive et relativement sporadique, ceci en fonction du budget qui était alloué de 20 millions de FCFA

Ad2) Contenus de l'intervention

l'intervention de Négoce9 s'est déclinée comme suit:

établissement d'un dossier de presse et de publireportage dans 3 principaux journaux nationaux et dans un hebdomadaire. L'équipe de journalistes avait préalablement visité l'ensemble des localités touchées par le projet

préparation de ce spots radiophoniques et de spots télévisés dans les 4 langues de communication du Burkina Faso (Français, moré, dioula, foufouldé), sur les thèmes liés au projet. Pour ce qui est peu des thèmes sécuritaires, le bureau de communication n'a pas jugé utile de reprendre les spots réalisés par la SONABEL qui étaient de bonne qualité. Ils ont été repris dans la campagne de diffusion

réalisation d'une affiche rassemblant l'ensemble des messages à diffuser qui a été placardée dans l'ensemble des communes, et des lieux publiques (bureau de poste, bureau SONABEL, mairies, etc

création d'une pièce de théâtre forum contenant l'ensemble des éléments clés du projet allant de l'expropriation des terres, des dédommagements, la nécessité de reboisement, les mesures sécuritaires à respecter lorsque la ligne est construite (respecter le couloir, ne pas grimper aux pylônes, ne pas voler les cornières). Cette pièce était un élément clé de la sensibilisation et a été joué dans les 16 communes touchées par le projet

la campagne totale était de 6 semaines dont 3 semaines de préparation et 3 semaines de diffusion continue et croisée sur tous les supports de façon d'avoir un impact convergeant sur les populations.

Pour Compaoré, les éléments forts de cette campagne étaient par priorité le théâtre forum, les spots


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radiophoniques en langue, les spots télévisés et les affiches. Les dossiers de presse et les publi-reportages étaient au plus destinés à l'information au niveau national.

À la critique faite par l'audit environnemental statuant sur un déficit général d'information envers les populations, il ne réfute pas cette information compte tenu du côté très sporadique de son intervention par rapport en projet qui a pris plus de 5 ans pour se réaliser. Toutefois, par rapport au fait qu'il y aurait des contentieux sur les dédommagements 2 ans et demi après son intervention, il reste perplexe sur ce constat car dans le cadre de théâtre forum auquel il a assisté, la question des dédommagements a été largement débattue et reprise par les populations sans que de nouveaux contentieux à l'époque en résultent, ce qui pourrait laisser sous-entendre que d'une façon générale les populations étaient satisfaites.

Ad 3) les leçons à tirer:

Deux leçons ressortent de cet entretien :

1. Le budget de 20 millions de FCFA ne permettait que de développer une campagne de publicité ayant un impact sur le terrain de 3 semaines, une durée relativement courte par rapport à celle du projet. Dans le cadre de nouveaux projets il serait judicieux de prévoir une enveloppe qui soit de 4 à 5 fois celle allouée pour le projet Bobo Dioulasso-Ouaga.

2. La campagne de communication intervient trop tard et est unique. Pour ce type de projet, il est souhaitable que la communication faite par des professionnels intervienne en début de projets, dans la phase de réalisation de projets qui demandent des explications sur les dédommagements, les reboisements compensatoires et les premiers conseils de sécurité, et dans la phase d'exploitation où l'accent est particulièrement mis sur les aspects sécuritaires mais également sur l'entretien du couloir et des reboisements compensatoires.

Réunion à laDGCOOP avec Lena Sebgo et Pascaline Gaston Ouedraogo

Jeudi 24 mai, 8:00

Les thèmes discutés étaient les suivants:

1) rôle de la DGCOOP dans des projets de telle envergure 2) nouvelle procédure avec le trésor plus proche de la gestion des fonds.

Ad 1) le rôle de la DGCOOP

Dans l'ancienne procédure, la DGCOOP étaient présentes sur l'ensemble du cycle du projet pour :

assister les départements sectoriels dans la formulation de ses besoins financiers et le montage financier, être proche du bailleur de fonds et assurer une intégration de ces procédures dans celle du projet et une

conformité procédurale par rapport aux règles nationales, et ceci jusqu'à l'évaluation ex post du projet

De façon générale l'activité principale de la DGCOOP se cristallise autour des négociations de financements, des conditions à remplir et du suivi de ses conditions, les conditions de mise en vigueur et de ratification permettant le démarrage des opérations concrètes.

Il approuvait les appels de fonds et en faisait le suivi. Exception à cette règle tous les prêts non souverains tels que les prêts de l'AfD à la SONABEL qui sont directement gérés par la SONABEL sans l'intervention du DGCOOP, mais pour tous les autres prêts rétrocédés à partir de dons de prêts à l'État la DGCOOP étaient impliqués dans le suivi.

La DGCOOP intervenait également au niveau de la passation des marchés. Aujourd'hui, le fait d'être passé à une procédure unique relevant des marchés publics peut poser des problèmes par rapport à des secteurs très


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spécifiques comme celui de l'eau et l'assainissement ou de l'énergie, car les délais de réponse sont cruciaux pour la bonne marche des entreprises étatiques. Il souligne que cette décision a été prise de la transparence et pour s'aligner dans le cadre d'une procédure d'intégration sous régional de l'UEMOA. Il suggère que des dispensations puissent être données pour des compagnies étatiques telles que la SONABEL ou l'ONEA à la condition que la procédure d'une CAM SONABEL présente le même degré de transparence que celle des marchés publics.

Ad 2) Nouvelle procédure

Aujourd'hui le rôle de la DGCOOP se limite à la phase amont c'est-à-dire de la formulation du plan de financement, sa concrétisation jusqu'à la mise en vigueur des prêts après quoi c'est du ressort du Trésor Public d'en assurer la gestion financière et de la direction générale des études planification (DGEP) du ministère de l'économie et des finances d'être en appui conseil aux départements ministériels

Réunion avec Moustapha BOUGOUMA exploitant poste 90 kV de Ouaga 2,

Jeudi 24 mai 2012

La réunion s'est organisée autour de la présentation du poste, les travaux de l’exploitant, la fonctionnalité du poste.

1) Présentation du poste et fonctionnement 2) Les divers

Ad1) Présentation du poste et fonctionnement

Le poste 90/15 kV de Ouaga 2 contient un transformateur de capacité 40 MVA. Il alimente la ville de Ouagadougou en 15 kV via les équipements de distribution de la centrale Ouaga2. Le poste et la centrale sont relies par des câbles souterrains sous buse en caniveau. Le poste est équipé de 4 batteries de condensateur de 4.8 MVAR chacun, dont une est en panne.

Les équipements sensibles sont secourus en cas de coupure de courant par des batteries chargées par deux chargeurs dont tous certains modules sont en panne.

Le rôle de l’exploitant est la surveillance des paramètres de fonctionnement des équipements, faire de petites maintenances, surveiller les bâtiments durant sa présence par exemple en cas d’incendie, transmettre les consommations au centre national des mouvements d’énergie à la fin de chaque mois.

Ad2) Divers

La capacité de transit entre le poste 90 kV de Ouaga 2 et la centrale Ouaga 2 est limité à 29.3 MVA pour une puissance installée de 40 MVA. Dans le PV des réunions des 10, 11, et 12 février 2009 entre l’entrepreneur, l’ingénieur-conseil (EDF) et la SONABEL il est clairement mentionné que la liaison sera constituée de 3 câbles/phase (3x3x400 mm²) disposé en caniveau et en buse conformément au plan approuvé. Avec l’espacement entre buse de 0.55 m, le transit sera limité à 29.3 MVA. Toutefois dans le futur, la SONABEL pourra augmenter la capacité de transit à 39.1 MVA en utilisant un fourreau de réserve et tirer un câble de 3x1x400 mm².

Cela reste valable pour le poste 90/33 kV de Kossodo.

Selon le chef de la cellule de gestion du projet, les mesures correctives proposées par l’entreprise ont été faite et de nos jours toute la capacité peut transite de chaque poste à chaque centrale (Ouaga 2 et Kossodo).

Réunion avec M. Louis Yve TAPSOBA, chef division postes de Ouagadougou et M. Pardioa NIADO, Jeudi 24 mai 2012


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La réunion s'est organisée autour de la présentation du poste, les travaux de l’exploitant, la fonctionnalité du poste.

1) Câble de garde 2) Absence du 2ème jeu de barres 3) Relation entre le poste de Zagtouli et le CNC 4) Réactances fixes à la place des réactances variables 5) Importance de la ligne 6) Formation

Le poste 225 kV de Zagtouli reçoit l’énergie en provenance de Bobo. Il comprend 2 transformateurs 225 kV/90 kV de 70 MVA chacun pour alimenter le réseau 90 kV de Ouagadougou, un transformateur 20 MVA à trois enroulement 90/33/34.5 kV dont l’enroulement 34.5 kV de 5 MVA sert à alimenter les câbles de garde et les 15 MVA en 33 kV servent à alimenter le réseau de Ouagadougou, deux réactances fixes de 15MVAR, des batteries de condensateurs, des jeux de barre 90 kV et un jeu de barre 225 kV.

Ad1) Câble de garde

Les câbles de garde sont sectionnés en trois parties :

Une partie alimentée à partir du poste de Kodéni (5 MVA);

Une partie alimentée à partir du poste de Pâ (5 MVA);

Une partie alimentée à partir du poste de Zagtouli (5 MVA). La présence de la ligne 225 kV entraine des inductions dont les conséquences sont des surtensions sur le câble de garde. Lors de notre visite la tension sur le CDGI était de 56 kV et selon M. TAPSOBA, l’induction entraine une augmentation de tension de 0.7 kV/km. Les conséquences de cette augmentation de tension sont la suppression des parafoudres sur les câbles de garde et la destruction des têtes de câble.

M. TAPSOBA explique que lorsque le disjoncteur de protection s’ouvre, la ligne est mise à la terre à travers un sectionneur pour éviter les fortes inductions.

Le problème de surtension serait résolu s’il y avait assez de charges (les charges devront provenir de l’électrification des localités par CDGI sur la ligne) qui permettront d’augmenter les chutes de tension, la demande de Sabou restant très insuffisante.

Les interventions sur le CDGI obligent à interrompre la ligne 225 kV.

Ad2) Absence du 2ème jeu de barre

La présence d’un 2ème jeu de barre 225 kV aurait permis :

Une répartition de la charge entre les 2 jeux de barres ;

Une continuité de service lorsqu’une barre est hors service (par exemple une panne sur le disjoncteur qui protège le jeu de barres etc..). Lorsque le disjoncteur est en panne, selon M. TABSOBA, les exploitants font un by passe pour assurer la continuité de service ce qui n’est pas approprié au vu de l’importance de la ligne ;

Ad3) Relation poste de Zagtouli et le CNC

Le poste de Zagtouli fait une téléconduite locale. Il surveille les paramètres de fonctionnement des équipements. Il aide le CNC à conduire le réseau, et à exploiter le poste. Zagtouli prend souvent le relais pour certaines manipulations manuelles.

Toutes action est faite avec l’accord du CNC.

Ad4) Réactances fixes à la place des réactances variables


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La présence de réactance fixe ne donne pas de souplesse d’exploitation au réseau. Elle impose plus de manouvres aux disjoncteurs, la vie d’un disjoncteur étant liée aux nombre de manœuvres qu’il reçoit

Les batteries de condensateurs fournis et installées sont de type variable, mais avec les réactances fixes les exploitants font des régulations manuelles sur les condensateurs.

Si la Côte d’Ivoire fournie une capacité d’énergie importante, l’arrêt d’une réactance en tout ou rien entrainera des à-coups de nature destructive sur les transformateurs.

Ad5) Importance de la ligne

Lors de notre visite la puissance transitée par la ligne était de 16.3 MW, ce qui est largement en dessous des prévisions. En attentant que le Côte d’Ivoire puisse fournir la capacité prévue, la présence de la ligne offre d’autres avantages selon les exploitants:

Le réseau de Ouagadougou est équilibré et très stable ;

La mise en marche des groupes des centrale thermiques est plus aisée parce qu’on a plus besoins d’auxiliaires pour les relancer ;

En cas de panne sur un groupe, la Côte d’Ivoire peut éventuellement nous fournir l’énergie manquante le temps de la réparation du groupe.

Ad6) Formation

Selon M.TABSOBA, des disjoncteurs sont en panne et il n’y a pas de compétences locales pour intervenir sur leurs mécanismes, les réactances sont donc à l’arrêt parce qu’elles ne sont plus de protection. Les dits disjoncteurs ont été by passés pour assurer la continuité de service en attendant qu’ils ne soient réparés, ce qui n’est pas acceptable pour une ligne de cette envergure pour le Burkina Faso.

M. TAPSOBA estime qu’il faut 2 formations :

Une sur les équipements de puissance ;

Une sur les équipements de coupure. La gestion numérique de la téléconduite ne pose pas de soucis pour les exploitants.

Réunion au Groupe Hage avec Elie Elias DGA assisté de M. Traoré

participait à la réunion M. Cornu

vendredi 24 mai 2012 à 11:00

Le consultant introduit la situation du groupe Hage en tant que consommateur électrique.

13e plus grand consommateurs avec en 2010 une consommation de 3,54 GWh pour un montant total de 417,6 million de FCFA.

En termes de coûts de facteurs la matière première représente de 82 83 %, les salaires de 3 à 4 % et l'énergie 0,6 à 1,1 %.

Les thèmes abordés sont

1) qualité de l'électricité en termes de fréquence et tension et en termes d'accessibilité 2) politique de communication de la SONABEL 3) tarifs

Ad1) qualité de l'électricité

Suivant M. Elias la qualité du service s'est nettement améliorée ces dernières années. En particulier, il n'y a pratiquement pas eu de coupures durant les 4 premiers mois de 2012. Avant on avait pas trop à se plaindre car la SONABEL faisait un effort particulier de ne pas délester les industriels de façon qu'il puisse continuer à


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produire. Mais aujourd'hui on peut parler d'une nette amélioration, particulièrement celle de la stabilité du réseau et de sa tension. Évidemment il peut arriver qu'il y ait des fluctuations de tension du à un incident sur le réseau qui conduit soit à sa récupération et un retour à la normale soit à une coupure si l'incident est grave. Mais ceci fait parti du quotidien de la gestion des réseaux en Afrique. Et les coupures sont de courte durée.

Le réseau est beaucoup plus stable qu'auparavant et les livraisons d'électricité plus fiables. Ce point de vue est évidemment partagé par l'ensemble de la profession des industriels

Ad2) Politique de communication de la SONABEL.

La communication avec la SONABEL est relativement simple. Actuellement, le groupe est en partenariat avec la SONABEL pour construire son propre poste particulier d'alimentation de l'extension de ces bâtiments. Les dessins du bâtiment ont été prêtés par la SONABEL qui assure le suivi de la construction. Les transformateurs seront également achetés par le groupe Hage car l'acquisition sera plus rapide.

D'une façon générale M. Elias reconnaît que la communication avec la SONABEL est une communication avec une compagnie électrique commerciale et non pas avec un organe étatique pour qui le client est un problème.

Ad3) Tarifs

Il est certain que les tarifs sont considérés comme très élevés par rapport aux tarifs industriels des pays côtiers qui se trouvent dans une fourchette 75 à 80 FCFA/kWh alors que en moyenne le groupe Hage paye 118 FCFA/kWh. Le consultant explique que le tarif industriel est à la marge du prix de revient de la SONABEL voire légèrement inférieur et que la péréquation vers le tarif social se fait au détriment des abonnés triphasés et double tarif (force motrice). Il est donc difficile d'effectuer une péréquation dans le cadre de la grille tarifaire Burkinabé à l'avantage des industriels. Il faut donc attendre que les coûts liés à la production thermique soient progressivement effacés par les importations d'électricité de Côte d'Ivoire ou du Ghana a un coût inférieur à celui de la production diesel.

Réunion avec Koffi Ekouvi et Ousmane Megane Kolie de la Banque Mondiale

Vendredi 25 mai 2012 16:30

Deux questions évaluatives ont été traitées au cours de cette session:

1) l'interaction du programme de la réforme sur celui des infrastructures 2) les problèmes intrinsèques à l'instruction du dossier infrastructures qui ont conduit à un certain retard

dans sa réalisation

Ad 1) Réforme et projet d'infrastructures

Les programmes de réforme d'infrastructures sont intimement liés au début des années 2000 sous la direction d'un unique chef de projet M Richard Senou. Le programme infrastructures était lié par des conditionnalités sur la privatisation de la SONABEL. À cette époque, la doctrine était de conduire la réforme du secteur à son terme de façon de pouvoir mobiliser des investisseurs privés qui procéderaient aux investissements nécessaires dans le secteur. Dont il s'agissait également d'avoir des leviers pour suivre cette réforme. Ceci s'est avéré avec le temps une tangente que fiable en termes de résultats (Mali par exemple). Le Burkina Faso a joué une stratégie de la prudence et pouvaient s'appuyer sur une société électrique qui était performante.

À partir de novembre 2003 le projet est scindé en 2 projets, un projet de réforme du secteur de l'énergie qui est pilotée niveau du programme de compétitivité PACDE et le programme renforcement des infrastructures énergétiques du pays se déroulant en 2 phases : une première phase avec l'interconnexion et la maîtrise de l'énergie et une seconde phase comportant un volet institutionnel de renforcement du cadre de l'électrification rurale assistée d'un programme d'investissement.

Pour la banque, le point crucial qui a permis de poursuivre le projet investissement était la demande commune des bailleur de fonds de procéder à une augmentation tarifaire d'au moins 10 % en 2004. Cette augmentation a créé des tensions entre le gouvernement qui n'en voulait pas et les bailleurs de fonds, qui en faisait une


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conditionnalité pour poursuivre sur le projet 'infrastructure'. Cette augmentation a toutefois été mise en œuvre suivi d'une seconde en 2007.

Au fil des années, la banque mondiale change de stratégie ne considérant plus les conditionnalités comme l'unique outil d'intervention dans un secteur donné mais choisit une attitude plus conciliante qui consiste à s'asseoir autour de la table avec les autres bailleurs de fonds et de contribuer à l'amélioration des performances du secteur pour son financement.

En fait la banque mondiale était la seule à porter le projet de la réforme. L'équipe AFD composé de Messieurs Carcasse et Younda et l'équipe de la Banque mondiale De M Gaba et Ekovi ont œuvré en bon entendement pour de faciliter la réalisation de ce projet. La banque mondiale demandera au gouvernement burkinabé de retirer son projet de loi de 2005 afin d'éviter que l'on présente à court intervalle 2 fois des projets similaires devant le Parlement, ce qui ne sera pas fait. La loi révisée sur la base de l'appui juridique d'un cabinet de juristes français sera approuvée en 2007. Et en 2010, le gouvernement retirera la SONABEL des sociétés d'État privatisé. La loi devra faire l'objet d'une nouvelle révision.

Ad2) Retard sur la mise en œuvre du projet

Pour la banque mondiale, une des causes de retard est lié au fait que la SONABEL et le gouvernement n'ont pas voulu tirer tout le profit possible de la cellule d'exécution de la réforme qui pouvait à la fois jouer un rôle de gestionnaire de projet, un rôle technique et être le fiduciaire de ce projet complexe financé par différents bailleurs de fonds. La technique a été gérée par la cellule de projets de la SONABEL, réduisant l'UER à une boîte postale pour les affaires fiduciaires avec les bailleurs de fonds.

La 2e cause de retard est liée au fait que la SONABEL suivant la Banque a ajoutée. lors de la préparation des dossiers d'offre, une série d'items qui n'étaient pas prévues dans le projet initial. En fait la SONABEL selon les dires de la banque mondiale souhaitait un projet 'Mercedes-Benz' alors que les bailleurs de fonds n'était disposé à financer qu'un projet de classe 'Toyota', robuste mais sans items supplémentaires. C'est pour cette raison que la Banque mondiale et les Fonds nordiques ont commis des expertises pour sortir du projet ce qui n'était pas dans le projet initial.

Au finish le projet s'est bien terminé avec un équipement opérationnel dont les surcoûts ne sont que de 10 % par rapport aux coûts initiaux.

Pour la banque, il n'était pas question de faire des sous-estimations mais de ramener le projet dans sa forme initiale pouvant être financé dans le cadre des enveloppes allouées. Mais elle reconnait que les retards pris par rapport à la première évaluation de SOGREAH et le fait que le marché était entre temps devenu celui du vendeur plutôt que l'acheteur à créer cette surchauffe des prix qui ont été á la cause des dépassements des appels d'offres 'élagués'.


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Annexe 6 : Révision du cadre logique du projet d'interconnexion Bobo Dioulasso – Ouagadougou

Stratégies Indicateurs Moyens de vérification

moyens de suivi évaluation

Hypothèses critiques

1. Finalité : Développement économique du Burkina Faso par le renforcement de la capacité de production électrique du pays

2. Objectifs spécifiques : a) Assurer à la capitale Burkinabe un

approvisionnement fiable en électricité produite en code d'ivoire à un coût de revient faible

b) L’allègement du budget de l'État par la suppression des subventions des combustibles accordés au secteur

Après la mise en service de la ligne les effets suivants seront réalisés :

l'indisponibilité annuelle de la ligne d'interconnexion ne dépasse pas 10 %

le système automatique d'ajustement des tarifs est appliqué

le nombre de personnes et d'entreprises dont la qualité du service est améliorée a augmenté

Rapports annuels des comptes SONABEL

contrat de fourniture d'énergie entre la SONABEL et la Côte d'Ivoire

rapport technique de la SONABEL.

Statistiques sur les réclamations de dommages causés sur les installations domestiques

Stabilité politique du Burkina Faso

Stabilité politique en Côte d’Ivoire

Acceptabilité sociale de l'augmentation tarifaire

coûts de combustible

3. Réalisations attendues du projet a) La ligne entre Bobo-Dioulasso -

Ouagadougou est construite et une mise en service (est en exploitation et contribue d'une façon significative à approvisionnement du CRCO)

b) L'État a supprimé les subventions sur les combustibles

c) L'électrification des cinq localités sur la ligne est réalisée

Puissance disponible au CRCO

338 km de lignes et les postes sont réalisés

le montant de subventions accordées au secteur a baissé

Les cinq localités sont électrifiées par les câbles de garde

Rapport technique de la SONABEL

Rapport d'achèvement du projet

budget de l'État Burkinabè

Augmentation du quota de puissance allouée par la Côte d'Ivoire au Burkina Faso et maintien du prix réel actuel énergies importé

coûts de combustible

4.1 Activités financées par l'AFD-BEI

ligne 225 kV Kodeni-Pa-Zagtouli

Budget pour chaque composante : Rapport trimestriel et annuel de réalisation

Supervision de l'agence

Respect des délais et des coûts de la construction de la ligne


100

4.2 Activités financées par d'autres bailleurs de fonds et l'Etat :

les postes 225 kV de Kodeni, Pâ et Zagtouli

le système de télé conduite du réseau

les postes de la boucle 90 kV de Ouagadougou

les lignes de la boucle 90 kV de Ouagadougou

les travaux d'électrification rurale

la supervision des travaux

les dédommagements et le traitement des aspects environnementaux

30,4

16,5

2,7

9,9

6,5

2,5

4,3

1,7

73,6

Mission de supervision


101

Annexes 7 : Liste des rapports mis à disposition par l'AFD et collectés par les évaluateurs

no Date Titre Auteur

1.1 Juin 2002

INTERCONNEXION BOBO DIOULASSO –

OUAGADOUGOU RAPPORT FINAL – RESUME ET

CONCLUSIONS SOGREAH

1.2 Juin 2002 INTERCONNEXION BOBO DIOULASSO –

OUAGADOUGOU RAPPORT FINAL – Volume 1 Analyse SOGREAH


OUAGADOUGOU RAPPORT FINAL – Volume 2 AP Ligne SOGREAH

1.4 Juin 2002


OUAGADOUGOU RAPPORT FINAL – Volume 3 Etude

d'interconnexion SOGREAH


OUAGADOUGOU RAPPORT FINAL – Volume 4 Comparaison SOGREAH

1.6 Juin 2002


OUAGADOUGOU RAPPORT FINAL – Volume 4

Environnement SOGREAH

1.7 Octobre 2002

ETUDE D’ INTEGRATION DU PROJET DE SCHEMA

DIRECTEUR DU RESEAU DE OUAGADOUGOU ET DU

PROJET D ’ INTERCONNEXION BOBO -DIOULASSO -

OUAGADOUGOU - Rapport Final SOGREAH

1.8 Janvier 2004 PROJET D’INTERCONNEXION ELECTRIQUE BOBO

DIOULASSO - OUAGADOUGOU NOTE DE SYNTHESE SOGREAH

2 février 2004 étude de diagnostic du secteur de l'électricité - rapport intermédiaire

Barbier Frinault & Associés

3 février 2005 étude de diagnostic du secteur de l'électricité - rapport intermédiaire - Annexes

Barbier Frinault & Associés

4 Juin 2004 Aide-mémoire de la mission. Interconnexion électrique Bobo-Dioulasso/ Ouagadougou 31 mai- 4 juin 2004 AFD BEI

5 18 mars 2004 Société nationale d'électricité du Burkina Faso

conseil de surveillance de l'AFD

6 14 avril 2005 convention d'ouverture de crédit No CBF 11 56 01 C AFD

7 13 décembre 2005 Protocole d'accord Sonabel-BEI-AFD

8 novembre 2008 rapport d'avancement du projet d'interconnexion Bobo- Ouagadougou Sonabel

9 2 septembre 2009

rapport d'avancement du projet d'interconnexion Bobo- Ouagadougou Sonabel

10 2 octobre 2009 rapport d'avancement du projet d'interconnexion Bobo- Ouagadougou Sep 09 Sonabel

11 19 octobre 2009 situation financière de l'interconnexion tableau Excel AFP


102

12 5 novembre 2009


13 24 novembre 2009 rapport d'inspection de la ligne 225 kV Bobo-Ouaga Sonabel

14 2 décembre 2009


15 8 janvier 2010 rapport d'avancement du projet d'interconnexion Bobo- Ouagadougou

Sonabel (2 fichiers mais même document)

16 4 février 2010 rapport d'avancement du projet d'interconnexion Bobo- Ouagadougou Sonabel

17 6 avril 2010 rapport d'avancement du projet d'interconnexion Bobo- Ouagadougou Sonabel

18 29 avril 2010 rapport d'avancement du projet d'interconnexion Bobo- Ouagadougou Sonabel

19 2 juin 2010 rapport d'avancement du projet d'interconnexion Bobo- Ouagadougou Sonabel

20 janvier 2011 Rapport de fin de travaux Sonabel

21 1er décembre 1009 Coupures de presse de l'0bservateur Palgaa Observateur Palgaa

22 02-06 oct 2006

AIDE-MEMOIRE DE LA MISSION CONJOINTE DE

SUPERVISION DES PARTENAIRES TECHNIQUES ET

FINANCIERS DU PDSE BM

23 2008

Aide-mémoire de la Mission de revue à mi-parcours et de supervison du 3 au 11 juin et du 23 au 29 octobre 2008 BM

24 janvier 2011

NOTE TECHNIQUE D’APPUI A LA REQUETE DE

PROROGATION ET DE REALLOCATION BUDGETAIRE DE L’ACCORD DE DON H 133 0 BUR UER

25 02-09-06 2008 Rapport provisoire final d’évaluation à mi-parcours PDSE UER

26 Mai 2007

ETUDE D’INVENTAIRE ET D’EVALUATION DETAILLE

DES BIENS PRIVES ET PUBLICS SITUES DANS LE

COULOIR DE LA LIGNE D’INTERCONNEXION DE BOBO-

DIOULASSO - OUAGADOUGOU ERGECI pour la SONABEL

27 Janvier 2006

VOLUME II : SPECIFICATIONS TECHNIQUES

INTERCONNEXION BOBO DIOULASSO – OUAGADOUGOU DOCUMENTS D’APPEL D’OFFRES

APPEL D’OFFRES INTERNATIONAL 3 LOT 1 – LIGNE 225

KV KODENI-PA SOGREAH

28 1989 New concepts on MV distribution from insulated shield wires of HV lines IEEE1989 F. Ilicito IEEE


103

29 1994

Rural electrification of developing countries using the insulated shield wires of hv lines-new design criteria and operation experiences

F. Ilicito Cigré 37/38-03

30 16.06.2005

Training Course on Electrification in Developing Countries with the Insulated Shield Wire Schemes (SWSs) F. Ilicito

31 Avril 2009 Rapport trimestriel de suivi des travaux n°4 février mars avril 2009 INEO

32 Plan de Gestion Environnemental et Social Document sans page de garde

33 Avril 2012

RAPPORT D’AUDIT ENVIRONNEMENTAL DU PROJET

D’INTERCONNEXION ELECTRIQUE BOBO DIOULASSO -

OUAGADOUGOU SERF Sarl

34 Avril 2012

RAPPORT D’AUDIT SOCIAL DU PROJET D’INTERCONNEXION ELECTRIQUE BOBO DIOULASSO -

OUAGADOUGOU SERF Sarl

35 10 juin 2004

PRESENTATION DE L’ALLOTISSEMENT RETENU POUR

LES TRAVAUX DU PROJET D’INTERCONNEXION

ELECTRIQUE BOBO – OUAGA DEPE - Sonabel

36 Octobre 2004

RAPPORT D’EXPERTISE DEFINITIF DES PYLÔNES DU TRONCON BURKINABE DE LA LIGNE 225 kV

D´INTERCONNEXION DES RÉSEAUX ÉLECTRIQUES DE

LA CÔTE D’IVOIRE ET DU BURKINA FASO

LÍNUHÖNNUN INGÉNIEURS-CONSEIL