2.1.2. Plan Directeur d'Electrification Rurale (PDER)outil
de développement des collectivités locales
Le Plan de Developpement du Secteur Electrique (PDSE)
élaboré par le gouvernement est l'unique document
présentant la politique d'électrification rurale. A cet effet les
collectivités territoriales dans la perspective de connaître un
taux d'électrification rurale en hausse, doivent faire recourt à
leur élu à l'assemblé nationale ou à certaines
relation avec certains autorités afin de voir valider un quelconque
projet d'électrification rurale (ER).
Une telle politique d'ER orienté vers un certain
copinage contraint à la favorisation d'un certain groupe de personnes
tout en laisant d'autres. L'absence des plans énergétiques locaux
visant à une électrification rurale validé par l'Etat pour
un fiancement engendre une paupérisation accentuée et une exode
des populations vers les centres urbains. Mais il importe de remarquer que les
centrales de production d'énergie électrique surtout d'origine
hydroélectrique se situent dans les zone rurales. Certaines de ces
localités ne voient pas cette énergie produite sur leur
territoire participer à leur développement. L'Etat dans la
recherche de solutions visant à resoudre le probléme de
satisfaction en énergie électrique en zone rurale, de nombreux
programmes et projets sont envisagés mais demeurent sans succés.
Parmis ces actions de l'Etat dans le secteur de l'électrification, on
pourrait débuté par la mise en oeuvre de ces projets de
réhabilitation du barrage d'Edéa et les études
d'aménagement du barrage réservoir de Lom-Pangar, si elle est
conduite à terme, permettra de résoudre le problème du
déficit d'énergie du pays selon les prévisions.
Dans le cadre de la mise en oeuvre des mesures permettant
d'accélérer l'accès aux services
énergétiques modernes, notamment dans les zones rurales, le
gouvernement à envisager la mise en oeuvre des programmes suivants:
1. le Plan d'Action National Énergie pour la
Réduction de la Pauvreté (PANERP) qui permettra
l'approvisionnement en services énergétiques de 1.153 structures
éducatives (écoles primaires, lycées et collèges),
110 collèges et lycées d'enseignement technique, 923 centres de
santé et 191 adductions d'eau potable ;
2. quatre programmes d'électrification rurale
dérivés du Plan Directeur d'Électrification rurale (PDER).
Par ailleurs, le plan directeur d'électrification rurale
prévoyait à terme l'électrification de 650
localités sur les 10 000 non encore électrifiées. Ce plan
étalé en cinq programmes devait permettre dans la phase
prioritaire de fournir de l'électricité à 567
localités rurales entre 2005 et 2009, permettant de toucher près
de 1,1 million d'habitants pour un montant global de 102,4 millions de dollars.
Force est de constater que ce programme prioritaire n'a pas encore
démarré à ce jour.
Le programme d'électrification rurale 4 porte sur
l'approvisionnement en électricité des régions rurales
isolées par le développement de micro et mini-centrales
hydroélectriques. Les sites envisagés sont :
Mbangmbéré, Gandoua et Mayo Djinga pour la région de
l'Adamaoua ; Ndokayo pour la région de l'Est (frontière avec la
RCA), Idenau et Baï pour la région ouest du Mont Cameroun, et le
site de Deuk Ngoro pour la région isolée du Grand Mbam. Le
coût du programme sur une période de 5 ans est
évalué à près de 50 millions de dollars (annexe
11.1). L'ensemble des programmes d'électrification rurale est
évalué à 177,5 millions de dollar, dont 50 millions pour
la petite centrale hydroélectrique (Tableau
4.6). Ces projets seront réalisés dans le
portefeuille de la société nationale d'électricité.
Dans le sous-secteur des produits pétroliers, le Gouvernement entend
poursuivre la clarification des rôles des différents intervenants
et la promotion de l'investissement privé dans le secteur.
Tableau 2.1: Programme d'électrification rurale
envisagé dans le PDER
Désignation
Electrification rurale 1
(2005 - 2009)
Consistance
567 localités (90 Chefs lieux d'unités
administratives, 454 villages intérieurs et 23 villages frontaliers)
Nombre de bénéficiaires
72000 abonnés dans une population de 1,1 million
d'habitants
Coût en millions de dollars
104
Electrification rurale 2
32 localités rurales réparties dans les
provinces du Centre, du Nord, du Nord-Ouest et du Sud-ouest
7000 abonnés pour 77 500 habitants
Electrification rurale 3
Electrification rurale 4
50 localités et unités administratives
situées le long de la frontière Cameroun - Nigéria
Electrification des régions rurales isolées par
le développement de micro / mini centrales hydroélectriques
N.D.
7 localités avec une
population estimée à 40 000 habitants
Etablissement de la carte
électrique rurale
du
Cameroun
0,5
Etablissement d'un système d'informations
géographiques
10
13
50
34
2.1.2.1. PDER 2016-2031 pour amelioration de la
production centralisée électrique
Le PDER est un document présentant la viosion du
secteur d'électrification rurale du cameroun. Il est voué
à connaître des changements dans son contenu selon les besoins et
la situation économique du pays. Dans cette partie nous anticipons sur
les projections en matiére de planification des projets
d'électrification dans un mode de production centralisée
d'électricité . Ainsi dans cet optique et selon les attentes des
populations affichées par le MINEE, celui qui devrais être
établit pour une période de 15 à 20 ans devrais faire
ressortir le cadre legislatif, institutionnel, la structure tarifaire, la
reglementation ainsi que les normes en matiére d'ER.
Dans l'aspect technique il devrait
faire apparaître les differents systémes de production et de
distribution d'électricité ainsi que les sources d'alimentation
des réseaux MT/BT des localités l'estimation des coûts
d'investissement d'exploitation de raccordement et de maintenance tout en
tenant compte des solutions techniques envisageables pour alimenter par
région et par communes enfin une planification d'extension des
réseaux y compris une analyse statique des réseau.
Dans le contexte
socio-économique, la maîtrise de la demande dans les
localités devrait exister au moyens d'enquêtes.
Avant de mieux présenter nos suggestion sur le PDER
à l'horizon 2016 à 2031, il importe de retablir que ce document
ne peut connaître une réelle application de son contenu à
condition que le MINEE en charge des activités sur
l'électricité soit doté au sein de la direction de
l'électricité d'une sous direction exersant sur les
énergies renouvelables, d'un cadre juridique strict sanctionnant tous
contrevenants à la loi. En plus la liberalisation du secteur de
l'électricité étant déjà éffective,
les futures producteurs ou demandeurs en énergie électrique peut
importe leurs rangs devraient signer une close de respect des lois en la
matiére (réglés portant le raccordement sur le
réseau électrique national, respect de l'environnement ,
tarification et production). Enfin la priorité doit être
portée sur les énergies propres (solaire ou
l'hydroélectricité) qui sont bien implantées sur
l'ensemble du territoire et un renouvellement de la base de données des
differentes centrale créeés au courant de chaque année. Vu
les lois en vigueures au Cameroun ci-dessus enoncées pouvant permettre
à une commune, un syndicat de communes ou à l'Etat de conceder
à une tiers personne d'assurer la distribution et la production
d'électricité. La mise au point par chacun d'un schéma
directeur d'électrification national ou communal semble être
incontournable pour le suivit de la croissance économique.
35
Dans le cadre de la zone CEMAC, La fourniture des infrastructures
énergétiques dont l'Afrique Centrale
aura besoin au cours des prochaines décennies
nécessite une toute nouvelle politique en matière
d'infrastructures, fondée sur une vision sous régionale. Cela
implique également la reorganisation des réseaux
électriques de la sous région en trois composantes
gérés par des opérateurs independants pour des raisons de
concurrence (gestionnaires de la production électrique,
gestionnaires du réseau de transport, gestionnaires du réseau de
distribution ). Cela conduit le gouvernement à savoir
à qui s'adresser losqu'il a une longues listes de projets
prédéfinies et rigides tout en laissant l'opportunité aux
autres acteurs ayant des compétences à postuler à la
realisation du projet. Une nouvelle méthode de planification
stratégique en vue du développement des infrastructures est
proposée et comprend les étapes suivantes:
Définir la carte des infrastructures
énergétiques qui conduira à la mise en place d'un
super-réseau intelligent dans la zone CEMAC interconnectant les
réseaux à l'échelle de la sous-région. Sur la base
d'une méthodologie convenue, définir des projets concrets,
déclarés d'intérêt sous-région,
nécessaires pour mettre en oeuvre ces priorités de manière
souple et en s'appuyant sur la coopération régionale afin de
répondre aux conditions changeantes du marché et au
développement technologique.
Soutenir la mise en oeuvre de projets d'intérêt
sous-régionaux au moyen de nouveaux outils, comme l'amélioration
de la coopération sous-régionale, des procédures
d'autorisation, des méthodes et des informations plus pertinentes pour
les décideurs et les citoyens enfin des instruments financiers
innovants.
Le schéma directeur d'électrification
rurale
La bonne gestion technique et financière du
réseau de distribution s'appuie sur une vision cohérente et
partagée de son évolution à moyen et long termes. C'est
l'objet du schéma-directeur. Sur les ouvrages ayant de longues
durées de vie, les décisions d'investissement ont un impact
durable sur le développement du système électrique. Elles
sont de nature différente : renouvellement, renforcement, extension,
maintenance... Elles sont prises à divers niveaux de
responsabilité et interagissent entre elles. Dans ce contexte, il ne
suffit pas de s'assurer qu'un nouvel ouvrage est nécessaire à une
année donnée ; il faut vérifier qu'il s'insère dans
un projet de développement du système électrique
cohérent garantissant un fonctionnement optimal à long terme.
Le schéma directeur oriente les études
décisionnelles mais ne les structure pas. En revanche, tout choix
important conçu dans le cadre d'une étude décisionnelle et
qui ne serait pas en cohérence avec le schéma directeur donne
lieu à une mise à jour de ce dernier. Plus
généralement, une mise à jour est nécessaire lors
de tout événement mettant significativement en cause les
hypothèses qui ont prévalu au moment de son établissement,
et à minima tous les 5 ans.
Les étapes de réalisation d'un
schéma directeur d'ER peut être définit comme suit
:
? L'élaboration du diagnostic
:
C'est l'analyse de l'ensemble des caractéristiques du
système électrique permettant d'évaluer ses forces et ses
faiblesses (qualité du produit, capacité électrique,
sensibilité aux aléas climatiques, organisation structurelle du
réseau) Cette phase comporte l'analyse de l'environnement externe et
l'appréciation de la sensibilité de la clientèle
raccordée au réseau.
? La prévision des consommations et des
puissances
Il s'agit de déterminer les taux d'accroissement des
charges électriques à alimenter pour des zones englobant un ou
plusieurs postes sources.
? La cible à long terme
La construction de la cible à long terme est
l'étape fondamentale de la réalisation du schéma
directeur. La cible représente le schéma du réseau HTA
nécessaire et suffisant, à terme, pour alimenter dans de bonnes
conditions les utilisateurs du réseau (choix des structures de
réseau HTA, taille des postes sources, caractéristiques physiques
et électriques des ouvrages HTA - ces derniers paramètres ayant
une influence forte sur la qualité de fourniture). L'élaboration
de la cible à long terme s'effectue en restructurant les réseaux
existants.
r La définition des stratégies de
développement des réseaux
L'étape consiste à déterminer
différentes stratégies de développement des ouvrages
permettant de passer de l'état initial à l'état final (la
cible à long terme) Chaque stratégie est constituée d'une
succession d'opérations élémentaires. L'ensemble des
opérations doit rester cohérent avec les règles de
fonctionnement des réseaux.
r L'échéancier des travaux et des
investissements
L'utilisation de l'approche technico-économique permet
de déterminer la date optimale de chaque opération
élémentaire et d'en déduire le bilan actualisé de
chaque stratégie étudiée. A l'issue de cette phase, on
obtient un échéancier théorique (coût de
l'opération, date optimale de réalisation) de l'ensemble des
opérations étudiées. Il en découle un
échéancier pratique des opérations à mener à
moyen terme en y intégrant des opérations complémentaires
telles que le traitement des contraintes électriques résiduelles
ainsi que divers autres éléments tels que la qualité de
fourniture constatée sur les départs HTA ou le respect des
engagements ou des objectifs du distributeur.
r L'estimation du niveau de qualité de
fourniture
La conduite des étapes précédentes permet
d'évaluer l'évolution probable de la qualité de fourniture
en fonction des investissements envisagés. L'évaluation est
réalisée par départ HTA en termes de nombres de coupures
longues, brèves, très brèves, de temps moyen annuel de
coupure. Elle permet l'estimation par zone (petites agglomérations,
zones industrielles, zones qualité des contrats CARD...) des
performances attendues du réseau HTA.
Les niveaux de vision technique d'une installation sont
fonction des réseaux sources de tension. Ainsi on peut
énumérer quatre paliers techniques.
· Paliers techniques HTB/HTA
· Paliers techniques HTA
· Paliers techniques HTA/BT
· Paliers techniques BT
Pour des raisons à la fois d'économie, de
fiabilité et de maintenance, les matériels mis en oeuvre sur
le
réseau répondent à plusieurs
critères :
- normatifs (exemple : la norme NFC 33-226 pour les câbles
HTA)
- d'agrément des Fournisseurs par le Distributeur
- de standardisation par l'adoption des paliers techniques
Pour élaborer le PDER, le MINEE avec son personnel
compétent devrait suivre une démarche différente de celle
de l'élaboration d'un schéma directeur d'électrification
rurale.
Plan Directeur d'Electrification Rurale horizon
2016-2031, pas encore réalisé devrait suivre une
démarche inspirée du guide de l'UPDEA qui dans son contenu
détaille, de manière exhaustive, les grandes étapes
à respecter dans l'élaboration d'un tel plan directeur
d'électrification en tenant compte des spécificités des
régions à électrifier pour proposer une démarche
d'élaboration du PDER du Cameroun horizon 2016 ou 2031.
36
'?. ETAPE 1 : Définir la zone rurale et les
Indicateurs d'électrification
37
a-1) Zone rurale
La zone rurale peut se définir à partir de
critères d'ordre administratif, démographique ou
économique. Critère d'ordre administratif
Dans tout pays organisé, l'administration centrale
distingue :
· la capitale économique ;
· la capitale politique ;
· les grandes agglomérations ;
· les centres urbains.
On peut ainsi retenir comme définition de la
localité rurale, toute localité qui n'est pas classée
comme
agglomérations ou centre urbain.
Critère d'ordre démographique
Les localités sont caractérisées par leur
population. On définit ainsi un seuil limite en dessous duquel la
localité est considérée comme rurale
(exemple : 1000 habitants).
Critère d'ordre économique
L'absence des infrastructures de base suivantes peut servir de
critère pour caractériser une localité rurale:
· Centre de santé ;
· Ecoles ;
· Adduction d'eau ;
· Routes carrossables ;
· Complexes agro-industriels ;
· Téléphonie ;
· Etc.
Le Cameroun devra adopter sa propre définition de ses
zones rurales en combinant ces critères.
a-2) Indicateurs
d'électrification
Le degré d'électrification d'un pays ou d'une
région est synthétisé par un indicateur
(Annexe 8) qui peut être Global ou Partiel
d'une part, Potentiel ou Effectif d'autre part.
v Global
Indicateur relatif à l'ensemble du pays ;
v Partiel
Indicateur relatif à une zone déterminée ;
Potentiel
v Relatif à des grandeurs potentielles;
v Effectif
Effectivement électrifiés;
2S, ETAPE 2 : Préciser les objectifs de
l'électrification rurale
Il s'agit de définir clairement les objectifs
poursuivis par le plan directeur d'électrification rurale. Ces objectifs
peuvent être quantitatifs et/ou qualitatifs.
b-1) Objectifs quantitatifs
· nombre minimum de localités à
électrifier par an ;
· nombre d'abonnés à raccorder ;
· nombre de kilomètres de réseau BT à
créer ;
· nombre de foyers d'éclairage public à
mettre en service.
b-2) Objectifs qualitatifs
Augmentation du bien être social des populations à
travers l'amélioration du niveau :
· de la santé ;
· de l'éducation ;
· du confort domestique ;
· des revenus.
38
2S, ETAPE 3 : Analyser le système
électrique existant et le cadre institutionnel
Le système électrique d'un pays est
composé de moyens de production, transport et distribution. Une
description détaillée ainsi qu'une évaluation technique de
ces moyens devra être faite :
c-1) Moyens de production
· production classique ;
· production alternative.
c-2) Moyens de transport
· réseau MT ;
· réseau BT ;
· postes de transformation.
c-3) Moyens de distribution
· distribution triphasée ;
· distribution monophasée ;
· modes de branchement.
Le cadre institutionnel, le mode d'exploitation et de
maintenance de ces équipements devront également être
examinés. Les coûts moyens des équipements et
d'exploitation devront être déterminés.
2S, ETAPE 4 : Collecter les
données
Toutes les données nécessaires à
l'établissement du plan directeur devront être collectées.
Notamment :
d-1) Les localités
Etablir la liste des localités rurales avec les
données de base suivantes :
· Statut (électrifiée ou non) ;
· Population ;
· Infrastructure ;
· Plan de lotissement.
Ces localités seront par la suite classées en
proche du réseau, éloignées du réseau,
isolées ou transfrontalières.
d-2) Les programmes de développement
locaux
Identifier les programmes de développement
décentralisés à l'échelle des collectivités
locales ou territoriales. On retiendra en priorité les projets :
· D'électrification ;
· D'adduction d'eau ;
· D'éducation ;
· De santé ;
· D'Agro industrie.
d-3) Les ressources
énergétiques
v Faire la liste des centres de production autonomes, non
reliés au réseau électrique national ;
v Obtenir la cartographie des ressources
énergétiques du pays :
· Hydraulique ;
· Eolienne ;
· Solaire ;
2S, ETAPE 5 : Choisir les options
technologiques
39
Analyser les options technologiques ou techniques à
retenir en matière d'électrification rurale selon les
domaines suivants : Production ; Réseau MT ;
Distribution.
e-1) Production
· Groupe Diesel ;
· Energie de la biomasse ;
· Micro centrale hydraulique ;
· Système solaire ou Système éolien
;
· Raccordement au réseau électrique.
e-2) Réseau MT
· Niveau de tension optimal ;
· Conducteurs (nombre, section, alliage) ;
· Supports (nature, armements, isolateurs) ;
· Mises à la terre ;
· Postes MT/BT (haut de poteau, au sol, protection
transfo).
e-3) Distribution
· Conducteurs (nombre, section, alliage) ;
· Supports (nature, armements, isolateurs) ;
· Mises à la terre ;
· Raccordement des abonnés (branchement, compteurs,
prépayés);
Ces différentes options seront mises en oeuvres selon
le type de localité à électrifier, les orientations
technologiques du pays et le cadre institutionnel du secteur
électrique.
'?. ETAPE 6 : Etablir une prévision de la
demande
La prévision de la demande consiste à
quantifier la demande d'énergie nécessaire pour alimenter les
nouveaux clients ruraux et les moyens de production additionnels
nécessaires. Cette prévision s'appuie sur des scénarios de
consommation d'énergie forts (taux d'électrification
élevé), des scénarios moyens et des scénarios bas
pour déterminer la puissance dont on a besoin. Il est recommandé
de procéder en une segmentation des villages et bien distinguer les
villages ou hameaux de quelques habitations. La démarche suivante pourra
être adoptée :
· Analyse de l'évolution passée ;
· Prévision synthétique de la demande ;
· Prévision analytique de la demande ;
· Identification et analyse des charges ponctuelles.
'?. ETAPE 7 : Caractériser les
localités à électrifier
Les localités à électrifier sont
caractérisées selon des critères qui tiennent compte :
De la situation du réseau électrique ;
Du niveau des infrastructures ;
De la population et statut administratif ;
f-1) Situation du réseau
électrique
Les localités sont classées en fonction de leur
distance par rapport au réseau électrique moyenne tension. Celles
qui sont les plus proches du réseau sont favorisées. On
distinguera les localités « sous ligne MT », les
localités proches du réseau et les localités
isolées.
f-2) Niveau local des
infrastructures
40
Les localités qui bénéficient
déjà d'infrastructure de développement seront
privilégiées. On recherchera notamment la présence :
· d'unités agro industrielles ;
· de centres de santé ;
· d'établissements éducatifs ;
· de téléphonie rurale et d'adduction
d'eau.
f-3) Population et statut
administratif
La taille de la population et le statut administratif de la
localité peuvent servir à faire un premier tri des
localités à électrifier. Chaque société
devra retenir le critère le plus pertinent en fonction des objectifs
locaux d'électrification et de la politique énergétique
nationale. Cependant, la programmation définitive devra se faire
à partir de critère économique qui synthétise
plusieurs paramètres.
'?. ETAPE 8 : Elaborer le planning
d'électrification rurale
Le planning d'électrification rurale consiste à
identifier des projets d'électrification et à programmer leur
exécution dans le temps en tenant compte de critère
de rentabilité économique et du budget annuel alloué
à
cette activité. La méthode suivante peut être
adoptée :
Calcul du critère de rentabilité ;
Classement des projets par critère décroissant ;
Sélection des projets à alimenter par le
réseau ;
Sélection des projets à alimenter en isolé
;
Sélection des projets à alimenter en
transfrontalier.
g-1) Calcul du critère de
rentabilité
Le critère recommandé pour évaluer la
rentabilité des projets d'électrification rurale est le taux de
rentabilité interne économique (TRIE). Son évaluation est
basée sur une analyse de type coûts/bénéfices. Le
coût du projet est constitué par la valeur Hors Taxes de
l'investissement nécessaire au raccordement de la localité. Le
bénéfice du projet correspond à la substitution de
l'électricité du réseau aux dépenses
énergétiques liées aux consommations des ménages
ainsi qu'à la valorisation économique de l'éclairage
public. Cependant, d'autres critères peuvent être choisis :
Coût d'électrification par habitant, Coefficient de mérite,
etc.
g-2) Classement des localités par
critère de rentabilité décroissant
Les localités sont ensuite classées selon le
critère retenu en (g-1) dans un fichier
récapitulatif où, en plus de la valeur du critère on
rappelle le statut administratif de la localité, les infrastructures de
développement existantes et la taille de la population.
g-3) Sélection des projets à alimenter
par le réseau
Deux approches peuvent être adoptées :
+ Planification de type classique
Une première liste de localités à
électrifier est établie en plaçant en priorité 1
les localités ayant la plus forte valeur du critère de
rentabilité retenu. Ce sont en général celles qui sont le
plus proche du réseau MT et ayant un bon potentiel de consommation
d'énergie électrique. Le développement du réseau
électrique nécessaire au raccordement de ce premier lot de
localités rapproche nécessairement de nouvelles localités
du réseau. Ces nouvelles localités constituent la liste de
priorité 2. On planifie ainsi de proche en proche
l'électrification de l'ensemble des localités de la région
en constituant des listes placées en priorité 3 et 4.
+ Planification multi sectorielle
La planification multisectorielle ne prend pas en compte
uniquement des paramètres purement électriques mais
également de la présence ou non d'infrastructures de
développement ainsi que l'appartenance à une zone à forte
potentialité agricole ou industrielle. Les paramètres retenus
sont ceux de l'Indice de Développement Humain (IDH), c'est-à-dire
la Santé, l'Instruction et le niveau de vie. Ces paramètres se
reflètent par la présence, au sein de la localité à
électrifier, d'un centre de santé, d'un établissement
éducatif
41
et d'une activité économique existante ou
potentielle. Les priorités de programmation se déclinent de la
manière suivante :
· priorité 1 : localités
présentant les trois infrastructures ,
· priorité 2 : localités
présentant deux infrastructures ,
· priorité 3 : présence d'une seule
infrastructure ;
· priorité 4 : absence d'infrastructure.
Quelle que soit l'approche adoptée, les programmations
annuelles se font ensuite en fonction des budgets allouées à
l'électrification rurale, des contraintes d'équilibre
régional et éventuellement de directives sociopolitiques. Le plan
se présente comme une liste de localités à
électrifier pour chaque année avec les informations minimales
suivantes :
> équipements techniques
· longueur de réseau MT et BT,
· transformateurs
· foyers EP,
> coûts HT et TTC (fournitures & Travaux)
> population,
> TRIE ou autre critère de rentabilité.
L'incidence du programme sur les indicateurs
d'électrification retenus (Taux d'accès, Taux
d'électrification, etc.) est évaluée et
servira de valeur cible.
g-4) Sélection des projets à alimenter
en isolé
Les localités à alimenter en isolées
sont celles qui sont très éloignées du réseau
électrique et qui ne seront pas atteintes par le processus naturel de
développement du réseau avant une longue période (10
à 20 ans). On parle alors, soit d'électrification rurale
décentralisée ou de pré électrification.
g-5) Sélection des projets à alimenter
en transfrontalier
Cette technique peut être envisagée pour le
raccordement des localités situées en bordure de frontière
et dont le raccordement au réseau électrique du pays limitrophe
est moins coûteux.
. ETAPE 9 : Identifier les moyens
Les moyens à mettre en oeuvre pour accompagner ce plan
sont des moyens humains, techniques et des outils méthodologiques.
h-1) Moyens Humains
Les moyens humains sont constitués par le personnel en
charge de la conception, de la mise en oeuvre et du suivi du Plan Directeur.
Les compétences sont requises au niveau ingénieur, technicien
supérieur et agents de maîtrise dans les spécialités
suivantes :
· électromécanique et réseaux
électriques ;
· économie de l'énergie;
· planification des systèmes
énergétiques ;
· énergies nouvelles et renouvelables ;
· informatique et dessin.
Les centres africains de formation initiale et continue
doivent être identifiés, répertoriés et
sollicités en priorité au besoin.
h-2) Moyens Techniques
Système d'Information Géographique (SIG)
Le système d'information géographique (SIG) est
un puissant outil d'information et de planification de l'électrification
rurale. Il est utile pour la cartographie du pays, la localisation des
localités, le tracé du système électrique et la
prise en compte de toutes les données socio économiques
liées aux localités grâce à une base de
données. Il contient également les outils informatiques de calcul
divers et de simulation. Il permet une planification multi sectorielle.
Répertoire de fabricants de matériel
42
Le matériel nécessaire à la mise en
oeuvre du programme peut être constitué en différents lots
de fournitures à soumettre à un appel d'offres international. Il
convient donc de disposer d'un répertoire des sociétés
africaines de matériel électrique pour l'électrification
rurale.
Entreprises de montage
Un tissu d'entreprises locales performantes de montage
électromécanique doit être encadré, organisé
et utilisé.
h-3) Outils Méthodologiques
? Appel d'offres ;
Les consultations doivent se faire par appel d'offres,
international pour les fournitures et local pour les travaux de montage
électromécanique afin de réduire les coûts. Des
procédures claires et transparentes de passation de marchés
doivent être élaborées et appliquées.
? Monitoring ;
Les impacts attendus de l'électrification rurale sur la
santé, l'éducation, le bien être social et le revenu des
ménages ne peuvent être évalués et quantifiés
qu'à travers un programme de mesure d'indicateurs précis, sur un
échantillon de localités et selon une périodicité
fixe. Il convient donc de mettre en place un système de monitoring
basé sur un questionnaire permettant de suivre l'évolution de
paramètres spécifiques au niveau des localités
retenues.
? Mesure d'impact sur l'environnement
;
L'impact des programmes d'électrification rurale sur
l'environnement doit être mesuré. Notamment:
? préservation de la
biodiversité ;
? réduction des gaz à
effet de serre, etc.
2.1.2.2. Le délestage dans un système de
production centralisée d'électricité
A partir de l'année 1995, le Cameroun a connu une
croissance. Cependant, cette croissance a été freinée par
la pénurie d'énergie au début des années 2000. A la
suite de l'atteinte du point d'achèvement de l'initiative PPTE, le
Cameroun a besoin d'un approvisionnement énergétique
adéquat pour soutenir les investissements et la croissance
économique du pays. Pour atteindre cet objectif, le besoin d'augmenter
le débit du fleuve Sanaga par sa régulation s'avère
nécessaire afin d'accroître son débit à e porter son
débit à 1040 m3/sec permettant ainsi d'augmenter la
productivité énergétique des centrales existantes ou
à construire en aval et celles devant connaître un
aménagement (Song Loulou, Edéa).
Afin de mieux comprendre ce phénomène, nous
allons considérer un cas d'étude théorique devant mieux
explique les raisons de régulation du débit d'eau sur la
Sanaga.
La ville de Yaoundé est dispose de deux grands types de
consommateurs d'énergie électrique : les grandes entreprises de
production de biens et de services et le secteur public. Deux types de
centrales alimentent la ville de Yaoundé : la centrale
hydroélectrique d'Edéa et la centrale thermique d'Oyomabang. La
demande en énergie est représentée par les courbes
suivantes :
|
Client1
|
|
Journée (24 heures)
|
0h - 6h
|
6h - 18h
|
18h -22h
|
22h - 24h
|
|
Coefficient de foisonnement
(P/Pmax)
|
0
|
0,4
|
0,7
|
1
|
43
|
Client 2
|
|
Journée
|
0h - 6h
|
6h - 18h
|
18h -22h
|
22h - 24h
|
|
Coef de foisonnement (P/Pmax)
|
0
|
0,5
|
1
|
1
|
Pointe mensuelle normalisée
Mois de l'année Décembre - Juillet
Juillet - Septembre Septembre - Décembre
Coef de foisonnement (P/Pmax) 1 0,4
0,7
La pointe annuelle du système de la production est 400MW.
Le premier type de client contribuant à 60%
de la pointe. Dans ce cas d'étude, nous envisageons
présenter la monotone annuelle de la demande, ainsi
que celle de l'énergie permettant d'étudier
l'équilibre entre l'offre et la demande.
Caractéristiques de l'offre
- Centrale hydroélectrique caractérisée par
:
> Janvier - juin puissance disponible 320MW
(6 mois = 182 jours)
> Juillet - Décembre puissance
disponible 400MW (6 mois = 183 jours)
- Centrale thermique de production de puissance 70MW garantie
toute l'année
P = 400 x 60% = 240
MW
P = 400-240 =160MW
r
·
max1
max2
a) La puissance maximale Pmax pour
chaque client 1
b) De (Janvier -
Juillet) on aura 07(Déc., Janv., Févr., Mars,
Avril, Mai, Juin) mois donc un total de 212 jours
b-1) La puissance consommée durant chaque journée
par tranche d'heure
[0h--6h]
1(0,4Pmax1+0,5Pmax2)=0,4x240+0,5x160=176MW
[6h--18h]
1(0,7Pmax1+Pmax2)=0,7x240+160=128MW
[ 18h -- 22h] 1(Pmax1 +
Pma ) = 240+160 = 400MW
[22h-- 24h] 1(0,7Pmax1 +
Pma )= 0,7x 240+160 =128MW
b-2) l'énergie consommée sera:
(176x 6)+(128x12)+(400x4)+(128x 2)=
4848MWh
c) De (Juillet -
Septembre) on aura 02 mois (Juillet -
Août) donc 62 jours c-1) La puissance
consommée durant chaque journée par tranche d'heure
[0h-6h] 0,4(0,7Pm
1+0,5Pmax2)=0,4(0,7x240+0,5x160) =70,4MW
[6h-18h] 0,4(0,7Pm
1+Pmax2)=0,4(0,7x240+160)= 131,2MW
160MW
[22h-24h]= 0,4(0,7Pmax1+ Pmax2) =
0,4(0,7x 240+160) = 131,2MW
[18h- 22h] 0,4(Pmax1 +
Pmax2) = 0,4(240+160 ) =
c-2) l'énergie consommée sera:
(38,4x 6~+(131, 2x 12+(160x 4+(131, 2x 2
d) De (Septembre - Décembre)
on aura 03 mois (Sept, Oct., Nov.) donc 91 jours
d-1) La puissance consommée durant chaque journée
par tranche d'heure [0h-6h]=0,7(0,4Pmax1+0,5P )=
0,7(0,4x 240+0,5x 160) = 123,2MW max2
[6h-18h]=0,7(0,7Pm 1+Pmax2)=0,7(0,7x240+160)=229,5MW
[18h-22h] 0,7(Pmax1 + Pmax2) = 0,7 (240+160)
= 280MW
[22h-24h] 0,7 (0,7Pmax1
+ P ) = 0,7(0,7x 240+160) =
229,5MW
d-2) l'énergie consommée sera:
(123,2x6)+(229,5x12)+(280x4)+(229,5
e) L'énergie annuelle est : (4848x
212)+(4781x 62)+(5072,2x 91) =1785768,:
f) Courbe de charge journalière max2
Centrale hydroélectrique
44
8760
848
4006
2486
1212
7842
4874
3758
8214
400
280
229,5
176
160
Courbe de charge en saison de pluies
131,2
128
123,2
70,4
0
P(MW)
|
Durée de consommation
|
Cumulé des heures
|
|
400
|
|
848
|
|
280
|
|
1212
|
|
229,5
|
14 =1274h
|
2486
|
|
176
|
|
3758
|
|
160
|
|
4006
|
|
131,2
|
|
4874
|
|
128
|
|
7842
|
|
123,2
|
6 = 546h
|
8214
|
|
70,4
|
|
8760
|
45
On constate à travers cette monotone que tous les
consommateurs sont alimentés dans la ville de Yaoundé en saison
de pluies, c'est-à-dire que la pointe de puissance fournie par la
centrale hydroélectrique est suffisante pout tous les utilisateurs.
Centrale hydroélectrique
Centrale Thermique
Délestage
4006
848
2486
1212
4874
3758
7842
8760
8214
400
390
320
280
229,5
176
Courbe de charge en saison sèche
160
131,2
128
123,2
70,4
0
On constate à travers cette monotone que tous les
consommateurs ne sont alimentés dans la ville de Yaoundé en
saison séche, c'est-à-dire que la puissance fournie qui est de
l'ordre de 320MW fournie par la centrale hydroélectrique est
insuffisante pout tous les utilisateurs. Alors la mise en fonctionnement de la
centrale thermique est necessaire pour compenser le deficit
énergetique.
g) Calcul de la nouvelle puissance disponible
:
Malgré la mise en fonctionnement de la centrale
thermique de Yaoundé, la puissance nécessaire pour satisfaire les
besoins en énergie électrique de cette région reste
déficitaire, avec :
| 
