II-2 PRODUCTION DECENTRALISEE DE L'ENERGIE ELECTRIQUE
POUR UNE CROISSANCE ECONOMIQUE LOCALE
Un des principaux défis auxquels les pays de la CEMAC
doivent faire face est d'accroître le nombre de piliers de la croissance
économique, en vue d'une part de réduire la
vulnérabilité des économies face aux chocs externes et,
d'autre part, d'accélérer la croissance économique. La
production décentralisée d'électricité vient avec
ses contrainte proposer une nouvelle vision en matiére de
développement en partant des CTDs. La Production
décentralisée d'électricité (PDE) aussi
appelée production distribuée (calque de l'anglais), est la
production d'énergie électrique à l'aide d'installations
de petite capacité raccordées au réseau électrique
à des niveaux de tension peu élevée : basse ou moyenne
tension.
Au regard de cette forme de gestion des CTDs, reposant sur la
délégation des services publics dans le secteur de l'ERD en un
partenariat public/privé, à travers les subventions à
l'investissement ou la
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participation à certains postes de dépenses de
l'Etat, il faut donc créer des conditions d'investissement pour les
entreprises privées.
Il importe ici de souligner que la mise en place d'un
mécanisme de délégation (Fig
2.1) nécessite un cadre législatif fort, notamment
pour la définition du cahier des charges et responsabilités de
chacun des partis. En pratique organiser la gestion décentralisée
des services énergétiques complet et durable à grande
échelle en milieu rural dispersé est coûteuse et difficile
car la gestion des contrats et appels d'offres entraînent des coûts
de transaction élevés qui s'ajoutent au coût total du
projet sans oublier les problèmes financiers et logistiques. Ceci
nécessite de larges réseaux de compétences techniques pour
l'installation, l'exploitation et la maintenance qui n'existent pas toujours et
restent à développer [35].
Redevance et charges de connexion
Contrat de service (installation et
maintenance)
Bailleurs de fonds
Collectivités locales
Subventions croisées des usagers du
réseau
Financement partiel (Subventions)
Banques
Prêts, crédits
Financement (fonds publics, prêts concessionnels, dons)
Opérateur privé
Figure 2.1 : schéma institutionnel de
délégation de la gestion
d'électrification
rurale
Source :De Gouvello (2002) [35]
Usager
Dotations de l'Etat
Gestion déléguée des
équipements
Charges de location des actifs
Société de patrimoine publique
Gestionnaire du patrimoine Propriétaire des
équipements
2.2.1. Les techniques de production
décentralisée de l'énergie électrique locale
Les centrales électriques de petites puissance sont
chargées d'alimenter 5000 foyer par an. Ces centrales fonctionnent soit
aux énergies renouvelables, donc hydraulique, solaire, éolien,
biomasse, géothermie, soit au gaz naturel , voire même au diesel
pour les installations dites dispatchables, c'est-à-dire activables
très rapidement en cas de pointe de consommation. Les exploitants sont
des petits acteurs privés, tels des industriels, des
collectivités locales, des gestionnaires de bâtiment ou des
particuliers. Malgré leur volume de production
d'électricité d'ordre marginal, leur fonctionnement pour les
besoin de service local est très important.
2.2.1.1. Les petites centrales
hydroélectriques
Comme la géographie des sources d'énergie ne
correspond en aucune façon aux frontières politiques, les sources
d'énergie les moins chères et les plus propres d'une zone
donnée peuvent se trouver de l'autre côté de la
frontière plutôt que dans le pays même.
Beaucoup de marchés internationaux sont trop petits
pour justifier les investissements nécessaires au développement
des possibilités particulières de fourniture d'énergie.
Réunir les marchés nationaux à travers le
développement des (PCH) peut fournir l'économie d'échelle
et peut aussi remédier à cela. La
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fourniture d'énergie transfrontalière offre une
diversification beaucoup plus grande des sources d'énergie, un
élément-clé de la sécurité
énergétique. De façon moins tangible, mais tout aussi
importante, le projet de développement de l'énergie jointe peut
aider à tisser des liens plus étroits entre les pays à
travers une collaboration et une interdépendance plus importantes.
Une PCH se définit comme une installation de production
énergétique, d'une puissance inférieure à 10 000
kW. D'après l'UNIPEDE (Union Internationale des Producteurs et
Distributeurs d'Energie Electrique) on classe les PCH en fonction de la
puissance installée et on parle de :
- petite centrale pour une puissance comprise entre 2 000 kW et
10 000 kW,
- mini-centrale pour une puissance comprise entre 500 kW et 2 000
kW,
- micro-centrale pour une puissance comprise entre 20 kW et 500
kW,
- pico-centrale pour une puissance inférieure à 20
kW.
La Figure 2.2 présente les
différentes composantes d'une PCH
Pb ? 9,81 ?
Q ? Hb
Centrale de moyenne et haute chute Centrale de basse
chute
Figure 2.2 : composantes d'une PCH
Pi ? 9,81 ?
Q ? Hn ? R
Quatre grandeurs caractéristiques permettent
d'évaluer l'importance d'un aménagement
hydroélectrique:
> le débit d'équipement,
> la hauteur de chute,
> la puissance de l'aménagement,
> l'énergie électrique produite.
Le débit d'équipement (Q) est le débit
maximum susceptible d'être turbiné par la centrale,
c'est-à-dire le
débit maximum absorbé par toutes les turbines
lorsque celles-ci fonctionnent ensemble à pleine puissance.
Il s'exprime en m3/s. La hauteur de chute brute (Hb)
est la différence d'altitude, exprimée en mètre, entre
le
niveau de l'eau à la prise d'eau (cote de surface libre en
eaux moyennes) et le niveau de l'eau au droit de la
W ? Pi ? t ?
f
restitution. La hauteur de chute nette (Hn) tient compte des
pertes de charge hydrauliques dans les ouvrages d'amenée et de
restitution. La puissance est une fonction combinée du débit
d'équipement et de la hauteur de la chute. Elle est exprimée en
kilowatts (kW) ou mégawatts (MW).
On distingue habituellement :
? la puissance maximale brute qui exprime la
puissance potentielle de l'aménagement
(2.1)
? la puissance installée qui
représente la puissance effective de l'aménagement
(2.2)
R : rendement de l'ensemble turbine-générateur,
lequel varie principalement entre 0,6 et 0,9 selon la puissance.
L'énergie électrique produite indique la capacité de
production d'un aménagement hydroélectrique. Elle dépend
de la puissance installée et du régime du cours d'eau.
(2.3)
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t = durée de fonctionnement de l'aménagement en
heures,
f = coefficient lié aux variations saisonnières de
débit pour des installations au fil de l'eau.
Les principales hypothèses de la
modélisation économique et financière proposé par
« intelligent Energy-Europe » dans le cadre
du développement des PCH sont présentées ci-après
:
Charges d'investissement initial : les budgets
d'investissements résultent de l'analyse des schémas techniques.
Pour le calcul des amortissements, la durée de vie des
équipements est indiquée prise comme suit : 15 ans pour le
bâtiment de la centrale, 4 ans pour le Groupe, 50 ans pour le
Génie civil des PCH, 25 ans pour l'électromécanique des
PCH, 25 ans pour les réseaux, 15 ans pour les raccordements.
Charges d'exploitation et de maintenance : les charges
d'exploitation sont liées aux prestations assurées par le
fermier. Elles se décomposent en prestations P1 et P2.
1. Les prestations P1 correspondent à l'approvisionnement
en carburant pour les localités
alimentées par groupe électrogéne et
à l'achat d'électricité MT au réseau AES SONEL pour
les localités raccordées. Les valeurs suivantes ont
été retenues : 135 FCFA/kWh consommé pour l'alimentation
par groupe, 47 FCFA/kWh consommé pour l'alimentation par réseau
AES SONEL,
2. Les prestations P2 correspondent (a) au fonctionnement du
du groupe électrogène, y compris approvisionnement en huile et
consommables (b) à l'entretien du groupe et du réseau, et au
suivi technique d'exploitation (c) au dépannage (d) aux conseils (e)
à la gestion déléguée du service de
l'électricité, émission et recouvrement des factures.
La grosse maintenance périodique : la grosse
maintenance périodique ne rentre pas dans la définition de P2.
Son coût a été estimé à 1% / an du budget
d'investissement des réseaux et à 5% / an du budget
d'investissement des groupes. Dans le cas des petites centrales
hydroélectriques, la grosse maintenance périodique a
été estimée à 2% / an du coût de la partie
électromécanique.
Taxes et Douanes : les Taxes douanières comprennent (a)
la TEC sur base du tarif extérieur commun qui varie suivant la
catégorie du bien (10 ou 20% de la valeur CAF pour les
équipements électriques), (b) un précompte (5% de la
valeur CAF, réduit à 1% avec une carte de contribuable), (c) une
taxe informatique (1,5 % de la valeur CAF), (d) une taxe SGS (0,95% de la
valeur FOB), (e) d'autres taxes (ex-taxe ONPC : 1115 kg/tonne. Dans le calcul,
elle a été estimée à 1% de la valeur CAF). En sus
de ces taxes douanières, la Taxe sur la Valeur Ajoutée (TVA) a
également été considérée au taux de 18,7%.
La TVA s'applique sur la valeur imposable du bien. Dans le cas des
équipements électriques, la valeur imposable est égale
à la valeur CAF + la TEC.
Extensions futures : au niveau de la distribution, les charges
d'extensions futures ne concernent que des nouveaux raccordements : les
nouveaux abonnés sont situés dans le périmètre
desservis par le réseau initial. Il s'agit donc essentiellement de
densification. Cette modélisation est simplificatrice car il est acquis
que des extensions de réseau seront nécessaires sur la
période de 15 ans, mais celles-ci desserviront des nouveaux
consommateurs qui ne sont pas pris en compte dans les prévisions de la
demande. L'extension des groupes diesel est prévue, par l'ajout d'un
groupe diesel de même puissance. Cela permettra la standardisation des
matériels dans une même localité. Les nouveaux groupes
diesel sont installés toutes les 20 000 heures de fonctionnement. Cette
valeur de 20 000 heures est réaliste pour les petits groupes s'ils sont
correctement maintenus (< 60 kVA), et pourrait être
révisée à la hausse pour les plus gros moteurs.
Charges d'accompagnement, de suivi et de contrôle :
idéalement, le prix de vente de l'électivité doit couvrir
les frais de maîtrise d'ouvrage locale, ainsi que le coût d'appui /
conseil dont pourra avoir besoin la maîtrise d'ouvrage. Le modèle
intègre ces deux coûts, chiffrés à respectivement
1,0 et 2,0
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FCFA / kWh. Il est vraisemblable que ces valeurs ne permettront
pas de couvrir la totalité des frais de maîtrise d'ouvrage locale,
qui devront être complétées par des ressources autres des
Communes. Actualisation : l'analyse économique est effectuée sur
une période de 15 ans, sauf dans le cas des PCH pour lesquelles la
durée d'étude est portée à 25 ans. Les coûts
sont actualisés, avec un taux d'actualisation égal à
5%.
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