Analyse préliminaire Coopération République du Sénégal-BAD - Renow
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Coopération République du Sénégal-BAD
Étude d’interconnexion des réseaux électriques
Sénégal – Mauritanie – Maroc - Espagne
Analyse préliminaire
Juillet 2011
Banque africaine de développement
Département par pays region ouest B ((ORWB)
Bureau regional de la Banque au Sénégal (SNFO)
C o o p é r a t i o n r é p u b l i q u e d u S é n é g a l - B A D
Coopération République du Sénégal-BAD
Étude d’interconnexion des réseaux électriques
Sénégal – Mauritanie – Maroc - Espagne
Analyse préliminaire
Juillet 2011
1
C o o p é r a t i o n r é p u b l i q u e d u S é n é g a l - B A D
???
2
C o o p é r a t i o n r é p u b l i q u e d u S é n é g a l - B A D
Table des matières
I. Introduction
II. Systèmes électriques nationaux
II.1 Situation du secteur de l’électricité au Sénégal
II.1.1 Contexte général
II.1.2 Evolution de la demande
II.1.3 Situation actuelle du parc de production et du réseau de transport
II.1.4 Plan d’urgence de rétablissement de l’équilibre offre/demande
II.1.5 Sources énergétiques disponibles et moyens de production envisageables
II.2 Situation du secteur de l’électricité au Maroc
II.2.1 Contexte général
II.2.2 Evolution de la demande
II.2.3 Situation actuelle du parc de production et du réseau de transport
II.2.4 Développement du système de production et de transport
II.3 Situation du secteur de l’électricité en Mauritanie
II.3.1 Contexte général
II.3.2 Evolution de la demande
II.3.3 Situation actuelle du parc de production et du réseau de transport
II.3.4 Programme de développement du système électrique
III Enseignements de l’analyse de la situation actuelle
IV Définition des stratégies de développement à long terme des systèmes
électriques nationaux
V Évaluation des stratégies de développement des systèmes électriques
nationaux
VI Conclusion et recommandations
VI.1 Conclusions
VI.2 Recommandations
3C o o p é r a t i o n r é p u b l i q u e d u S é n é g a l - B A D
Liste des abréviations
ASER Agence sénégalaise d’Electrification rurale
AFD Agence Française de développement
APD Avant projet détaillé
BAD Banque Africaine de développement
BOO Built owership
BT Basse tension
BTU British Thermal Unit
CED Compagnie éolienne du Détroit
CEDEAO Communauté Economique des Etats de l’Afrique de l’Ouest
CRSE Commission de Régulation du secteur de l’électricité
DAO Dossier d’Appel d’offre
DO Diesel Oil
EDM Energie du Mali
END Energie non distribuée
ENF Energie non fournie
ENR Energie Nouvelle et renouvelable
FL Fuel lourd
GNL Gaz Naturel Liquefié
GTI Premier producteur Indépendant au Sénégal
GWh Un million de kilowattheure
HFO Hign Fuel Oil
HT Haute Tension
IPP Producteur indépendant d’électricité
JLEC Jorf Lasfar Energy Compagny
Kv Kilovolt
Kounoune Power Producteur indépendant au Sénégal
Kw Kilowattheure
LT Long Terme
MT Moyenne Tension
MW Mille Kilowatt
OMEL Opérateur du marché espagnol de l’électricité
OMVG Organisation pour la mise en valeur du fleuve Gambie
OMVS Organisation de mise en valeur du fleuve Sénégal
ONE Office national de l’électricité du Maroc
PIB Produit intérieur brut
PPA Contrat achat /vente d’énergie
PPP Partenariat public privé
RI Réseau interconnecté
SENELEC Société d’électricité du Sénégal
SOMELEC Société Nationale d’électricité de la Mauritanie
STEP Système de Transfert d’énergie par pompage
TDR Termes de référence
UE Union européenne
UEMOA Union Economique et Monétaire Ouest africain
USD Dollars des Etats-Unis d’Amérique
WAPP West African Power Pool
4C o o p é r a t i o n r é p u b l i q u e d u S é n é g a l - B A D
Liste des tableaux et graphiques
Tableau 1 Evolution récente des ventes par type de tension
Tableau 2 Réseau interconnecté : Evolution future de la demande annuelle d’électricité
Tableau 3 Evolution de la qualité des services et de l’équilibre offre/demande de 2005 à 2010
Graphique 1 Evolution de l’offre et de la demande périodiques en 2011
Graphique 2 Evolution de la réserve périodique en 2011
Tableau 4 Evolution de la demande annuelle d’électricité (scénario de base)
Tableau 5 SOMELEC : Evolution de la demande annuelle d’électricité
Tableau 6 SOMELEC : Puissance installée et disponible
Tableau 7 Scénarios de réalisation de la ligne d’interconnexion
Tableau 8 Coûts des ouvrages d’interconnexion
Tableau 9 Sénégal : Valeurs totales actualisées par stratégies de développement
Tableau 10 Maroc : Valeurs totales actualisées par stratégies de développement
Tableau 11 Mauritanie : Valeurs totales actualisées par stratégies de développement
5C o o p é r a t i o n r é p u b l i q u e d u S é n é g a l - B A D
???
6C o o p é r a t i o n r é p u b l i q u e d u S é n é g a l - B A D
Avant-propos
Cette étude a été préparée par SNFO et un en charge de la Coopération Internationale,
consultant extérieur sous la supervision des Transports aériens, des Infrastructures et
générale d’ORWB et de Mme Leila de l’Energie, le Ministère délégué auprès du
MOKADEM, Représentant Résidente Ministère d’Etat, chargé de l’Energie, la
Régionale, assistée par Gilbert GALIBAKA, Société nationale d’Electricité, les pairs
Macroéconomiste Principal à SNFO. Elle évaluateurs, les collègues d’ONEC, d’ONRI et
découle de la stratégie d’intégration régionale l’équipe-pays Sénégal.
en Afrique de l’Ouest, élaborée par la Banque
et se propose de contribuer à un éclairage sur L’équipe voudrait remercier les représentants
l’interconnexion électrique des pays retenus. des organisations régionales telles que
l’OMVS et l’OMVG, les partenaires techniques
Des contributions, commentaires et critiques et financiers multilatéraux et bilatéraux, le
d’une grande utilité ont été apporté par les secteur privé et la société civile pour leurs
autorités mauritaniennes, marocaine et encadrements, commentaires, informations et
sénégalaises notamment le Ministère d’Etat, données.
7C o o p é r a t i o n r é p u b l i q u e d u S é n é g a l - B A D
???
8C o o p é r a t i o n r é p u b l i q u e d u S é n é g a l - B A D
Résumé Analytique
1. L’étude des réseaux électriques du • En dépit d’un mix de production
Sénégal, de la Mauritanie et du Maroc et du d’électricité dominé au Sénégal et en
marché espagnol de l’électricité, menée dans Mauritanie par des groupes diesel
le cadre du soutien de la BAD aux efforts de fonctionnant aux combustibles
développement du secteur de l’énergie du pétroliers, ces deux pays ont
Sénégal, porte sur une évaluation préliminaire actuellement recours à la location
de la faisabilité technico-économique de particulièrement couteuse de groupes
l’interconnexion des systèmes électriques des électrogènes pour faire face à la pire
pays considérés, en prélude à cette étude défaillance de leur système de
plus approfondie considérant toute la production d’électricité. En revanche, le
complexité de la mise en œuvre d’un tel projet Maroc, dont le mix de production est
et permettant d’avoir une vision claire, globale particulièrement diversifié, avec toutefois
et cohérente sur le développement et une prédominance d’installations
l’exploitation de l’interconnexion. Cette fonctionnant au charbon beaucoup plus
analyse préliminaire, effectuée sur une période économique, parvient à couvrir la
de trois mois allant de février à avril 2011, a demande du pays, à un cout nettement
démarré par une mission de collecte de plus faible que celui de sa propre
données en février au Sénégal, en Mauritanie production, grâce aux importations
et au Maroc. Elle a porté principalement, massives en provenance de l’Espagne.
d’une part, sur l’analyse des caractéristiques
du système offre/demande électrique de • La demande au niveau des trois pays
chacun des trois pays et, d’autre part, sur évoluera de façon soutenu au cours des
l’évaluation des stratégies d’expansion du prochaines années à un taux moyen de
système de production et de transport dans croissance d’environ 6% selon un
chacun des pays et leur interaction avec le scénario moyen de développement
développement de l’interconnexion. économique. Le développement de
l’offre requise pour satisfaire cette
2. Il ressort de l’analyse de la situation demande, se fait suivant des stratégies
actuelle et des perspectives de différentes selon le pays considéré. En
développement à court et moyen terme des effet, au Sénégal et en Mauritanie, le
systèmes électriques nationaux les plan d’actions porte sur la poursuite
considérations suivantes : soutenue de la location de groupes
électrogènes en 2011 et 2012, la mise
• Les trois pays (Sénégal, Mauritanie et en service massive de groupes diesel de
Maroc) ont actuellement en commun grande taille tous fonctionnant aux
une dépendance quasi-totale de combustibles pétroliers.
l’extérieur pour leur approvisionnement
en sources d’énergie modernes. La • La diversification du mix énergétique
Mauritanie pourrait cependant à l’avenir n’est attendue au Sénégal qu’à partir de
sortir de cette situation si ses réserves 2015 avec la mise en service
d’hydrocarbures se confirment. d’installations au charbon, tandis qu’en
9C o o p é r a t i o n r é p u b l i q u e d u S é n é g a l - B A D
Mauritanie, elle dépend de la soit en cours de réalisation ou en cours
confirmation des réserves de gaz naturel d’étude. Le seul tronçon qui restera à
dont la date de valorisation effective est réaliser à l’horizon 2015, après la mise
encore incertaine. En tout état de cause, en œuvre des programmes nationaux
la production dans ses deux pays d’investissement 2011-2015, porte sur
demeurera couteuse à moyen terme, l’interconnexion sur une distance
malgré la mise en service en 2013 la d’environ 350 km entre Nouadhibou au
centrale hydroélectrique commune de nord de la Mauritanie et Dahla au sud du
Félou dont le productible est Maroc dans le Sahara, par ailleurs en
relativement faible face aux besoins cours d’étude par l’ONE. Deux
importants. Au Maroc, la stratégie de scénarios d’interconnexions ont été
développement à moyen terme de l’offre évalués :
porte principalement sur la mise en
service d’installations au charbon et au 2.1 Réalisation d’une ligne mono terne
gaz, d’énergie renouvelable et 225kV Nouadhibou-Dahla (350 km),
l’accroissement des importations prolongeant ainsi, par le nord au Maroc, la
d’Espagne. ligne également monoterne 225 kV Laayoune-
Boujdour-Dahla et par le sud en Mauritanie, la
• L’Espagne est actuellement fortement ligne Nouakchott-Nouadhibou elle-même
interconnecté avec le Maroc et dispose prolongeant la liaison monoterne 225 kV
d’un marché spot de l’électricité dont Dagana (Sénégal) - Rosso - Nouakchott
les prix de gros particulièrement (Mauritanie). Dans ce scénario, la capacité de
compétitifs favorisent un transfert massif transit de cette nouvelle liaison limiterait la
d’énergie vers le Maroc et capacité d’échanges d’électricité à 150MW
éventuellement au sud du Sahara. En au maximum pour des raisons de stabilité de
effet, les importations du Maroc à partir l’interconnexion.
du réseau espagnol ont atteint un
niveau record en 2010. Le prix de gros, 2.2 Réalisation d’une ligne bi terne 225kV
égal à moins de 4c€/kWh en Espagne, Nouadhibou-Dahla et renforcement des
contre environ 7c€/kWh au Maroc et liaisons mono ternes 225 kV existantes par
18c€/kWh au Sénégal, ouvre de réelles l’addition de nouvelles lignes mono ternes 225
opportunités d’échanges nord-sud. kV Laayoune-Boudjour-Dahla sur le territoire
marocain et Nouakchott-Rosso-Dagana-
• Le développement du réseau de Sakal-Tobène le long du réseau de l’OMVS.
transport d’électricité devant Les pylônes de la liaison Sakal-Tobène
matérialiser l’interconnexion Sénégal- conçus en bi terne sont actuellement équipés
Mauritanie-Maroc-Espagne est déjà en mono terne ; le renforcement sur ce
largement entamé ; des tronçons tronçon ne portera que sur les conducteurs.
importants de cette ligne La capacité d’échanges dans ce scénario
d’interconnexion, sont soit déjà réalisés, s’élèverait à 300MW.
10C o o p é r a t i o n r é p u b l i q u e d u S é n é g a l - B A D
3. La comparaison des deux scénarios d’énergie Nord-Sud. Le surcout
d’interconnexion envisagés montre une nette d’investissement de la ligne biterne est
suprématie économique de la ligne 225 kV compensé par le bénéfice résultant de le prix de
biterne sur la ligne 225 kV monoterne. En effet, gros relativement faible de l’énergie produite au
le développement d’une infrastructure biterne, Nord et le cout de production particulièrement
présentant une capacité de transit deux fois plus élevé des installations thermoélectriques au Sud
élevée, permettra de doubler les échanges du Sahara, au Sénégal et en Mauritanie.
11C o o p é r a t i o n r é p u b l i q u e d u S é n é g a l - B A D
I. Introduction
1. L’étude des réseaux électriques du Sé- marré par une mission de collecte de données
négal, de la Mauritanie et du Maroc et du mar- en février au Sénégal, en Mauritanie et au
ché espagnol de l’électricité, menée dans le Maroc. Elle a porté principalement, d’une part,
cadre du soutien de la Banque africaine de dé- sur l’analyse des caractéristiques du système
veloppement aux efforts de développement offre/demande d’énergie électrique de chacun
du secteur de l’énergie du Sénégal, porte sur des trois pays et, d’autre part, sur l’évaluation
une évaluation préliminaire de la faisabilité des stratégies d’expansion du système de pro-
technico-économique de l’interconnexion des duction et de transport dans chacun des pays
systèmes électriques des pays considérés, en et leur interaction avec le développement de
prélude à une étude plus approfondie considé- l’interconnexion.
rant toute la complexité de la mise en œuvre
d’un tel projet et permettant d’avoir une vision 2. La carte ci-après présente la zone
claire, globale et cohérente sur le développe- d’étude et le tracé indicatif du réseau d’inter-
ment et l’exploitation de l’interconnexion. Cette connexion depuis l’Espagne au Nord jusqu’au
analyse préliminaire, effectuée sur une période Sénégal au Sud, en passant par le Maroc et
de trois mois allant de février à avril 2011, a dé- la Mauritanie.
12C o o p é r a t i o n r é p u b l i q u e d u S é n é g a l - B A D
Zone d’etude et trace indicatif du projet d’interconnexion Sénégal - Mauritanie -
Maroc - Espagne
13C o o p é r a t i o n r é p u b l i q u e d u S é n é g a l - B A D
II. Systemes électriques nationaux
II.1 Situation du secteur de besoins élevés de développement et de
l’électricité au Sénégal réhabilitation des infrastructures électriques et
d’approvisionnement en combustibles
II.1.1 Contexte général pétroliers. La configuration actuelle du sous-
secteur de l’Electricité résulte des réformes de
3. Le Sénégal, situé à l’extrême ouest de 1998 qui ont conduit à la création d’un
l’Afrique de l’Ouest en bordure de l’Océan organisme de régulation et d’une agence
Atlantique, s’étend sur une superficie de dédiée à l’électrification rurale, en plus de la
196722 km², limitée au nord par la Mauritanie, SENELEC qui reste l’opérateur principal. La
à l’est par le Mali, au sud par la Guinée et la préparation et la mise en œuvre de la politique
Guinée-Bissau. Sa population était estimée en générale du secteur ainsi que l’élaboration du
2006 à 12 millions d'habitants, dont prés de Plan national d’électrification et les normes
25% vivent dans la zone de Dakar la capitale. applicables au sous secteur sont de la
Cependant, la plus grande partie de la responsabilité du Ministre chargé de l'Energie.
population est concentrée sur la côte et les
zones rurales. Le taux de croissance annuelle 6. La Senelec coexiste avec deux
de la population est estimé à 3% environ. opérateurs privés dans le segment de la
Production. Il s’agit de GTI qui exploite depuis
4. Le Produit Intérieur Brut (PIB) était estimé fin 1999 une centrale thermique qui sera
en 2009 à près de 6023 milliards de FCFA soit transférée à la Senelec à l’issue d’une période
de l’ordre de 12 milliards USD, ce qui de quinze ans et Kounoune Power qui exploite
représente un revenu par habitant d’environ également une centrale thermique à transférer
1000 USD. L’économie du Sénégal est à la Senelec. En outre, dans le cadre de
caractérisée par la prédominance de l’OMVS, la Société de Gestion de l’Energie de
l’agriculture industrielle et vivrière et une forte Manantali (SOGEM) appartenant aux trois Etats
dépendance aux produits pétroliers importés membres, livre sur le réseau de la Senelec,
dont la flambée des prix entrave depuis juillet 2002, de l’énergie produite par la
considérablement la progression économique centrale hydroélectrique localisée au Mali.Le
du pays dont le taux de croissance est réduit développement de l’électrification dans les
en 2010 à prés de 4%. zones rurales non encore électrifiées est confié
à l’Agence Sénégalaise d’Electrification Rurale
5. L’un des défis majeurs dont fait face le (ASER). La régulation des activités de
Gouvernement du Sénégal aujourd’hui porte production, transport, distribution et de vente
sur l’exploitation et le développement du d'énergie électrique sur l’ensemble du territoire
système électrique confronté au problème est confiée à la Commission de Régulation du
crucial de son financement en raison des Secteur de l’Electricité (CRSE).
14C o o p é r a t i o n r é p u b l i q u e d u S é n é g a l - B A D
Carte électrique du Sénégal
15C o o p é r a t i o n r é p u b l i q u e d u S é n é g a l - B A D
II.1.2 Evolution de la demande 8. Le profil de la consommation d’électricité
met en évidence la nette prédominance des
7. L’énergie totale livrée par la Senelec à sa clients basse tension (BT) par rapport aux
clientèle s’est élevée en 2010 à 2056 GWh, en autres types de clients moyenne et haute
progression de prés de 7% par rapport à 2009. tension, (MT et HT). En effet, durant les cinq
L’énergie non fournie a atteint 153 GWh (dont dernières années, les usagers BT comptent
146 GWh provoqué par des délestages par pour prés de 60 à 65% de la consommation
manque de production, 7 GWh pour les globale du Sénégal. Les usagers MT viennent
effacements et le reste concerne les en deuxième position avec une moyenne de
manœuvres et autres incidents sur le réseau) 29% tandis que les usagers HT sont loin
contre 90 GWh en 2009 ; soit une hausse de derrière avec moins de 10% de la
63 GWh (+70,5%) traduisant une sévère consommation totale. Malgré la croissance
dégradation de la qualité de service. soutenue de la demande, la consommation
Tableau 1 Evolution récente des ventes par type de tension (GWh)
Année 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
BT 575 675 739 830 831 996 1067 1122 1225 1245 1319
MT 389 418 426 456 412 490 503 491 542 562 607
HT 185 202 187 159 158 172 158 122 100 122 130
Total 1149 1295 1352 1445 1401 1658 1728 1735 1867 1928 2056
d’électricité reste faible sur l’ensemble du pays. paramètres déterminants prenant en compte
Environ 44% seulement des ménages entre autres :
sénégalais étaient électrifiés en 2006.
Cependant, l’électrification est très avancée, • L’augmentation de la population,
dépassant les 90% dans certaines zones l’important potentiel d’extension du
urbaines en 2009. À Thiès, par exemple, le taux réseau pour atteindre les 56% de
d’électrification est d’environ 93%, tandis qu’à population non encore desservie et le
Dakar, l’électrification est presque complète potentiel de développement
(99% en 2009). Le taux d’électrification dans économique, axé sur une Stratégie de
les zones rurales (16%) demeure très faible Croissance Accélérée (SCA) fixée à 7%
malgré les importants progrès réalisés ces en vue de réduire de moitié l’incidence
dernières années. Il varie de 4% à Kolda au sud de la pauvreté à l’horizon 2015,
du pays à 35% au centre du pays. conformément aux Objectifs du
Millénaire pour le Développement;
L’accroissement de la consommation d’énergie
électrique, prévu à moyen et long terme par la • La mise en œuvre d’un programme
Senelec dans le cadre de l’élaboration de son volontariste de maitrise de la demande
plan directeur de développement du système à travers l’intensification de l’utilisation
électrique, est fondé sur l’évolution des des lampes à basse consommation.
16C o o p é r a t i o n r é p u b l i q u e d u S é n é g a l - B A D
Tableau 2 Réseau interconnecté : Evolution future de la demande annuelle d’électricité
PUISSANCE DE TAUX ENERGIE APPELEE borne TAUX FACTEUR DE
ANNE
POINTE(MW) de CROISSANCE centrale (GWH) DE CROISSANCE CHARGE (%)
E
(%/an) (%/an)
2011 461 2699 66,83
2015 601,88 7,28 3574,697 7,11 67,8
2020 808,107 5,57 4763,231 5,49 67,29
2025 1061,224 5,62 6231,717 5,54 67,03
II.1.3 Situation actuelle du parc de kV). Les centrales régionales concernent
production et du réseau principalement la centrale de Tambacounda
de transport (près de 1% de la capacité totale) et celle de
Boutoute à Ziguinchor 2% de la capacité
9. La production d'énergie électrique au totale). Les centres secondaires concernent
Sénégal, en dehors de l’hydroélectricité en une vingtaine de centres autonomes
provenance de Manantali dans le cadre de représentant au total près de 2,4% de la
l’OMVS, est assurée par des moyens capacité totale du système, et sont
exclusivement thermiques, alimentés caractérisés par leur éloignement par rapport
principalement par des hydrocarbures au R.I. et aux centrales régionales et par le
importés, et répartis en trois sous-ensembles niveau relativement faible de leur charge.
fonction du type de réseau desservi à savoir:
i) les centrales du réseau interconnecté ; ii) les II.1.4 Plan d’urgence de rétablissement de
centrales régionales et iii) les centrales l’équilibre offre/demande
secondaires.
11. L’évolution de l’équilibre offre/demande
10. Les centres de production du réseau au cours de ces dernières années 2005-2010
interconnecté (R.I.), concentrés dans la région est caractérisée par une profonde
nord-ouest du Sénégal, couvrent plus de 95% dégradation de la qualité de service qui a
de la demande d'électricité et sont répartis atteint en 2010 une énergie non fournie à la
dans les régions de Dakar (75.7% de la clientèle de 176,5 GWh, niveau record depuis
capacité totale exploitable du R.I. y compris la création de la Senelec, soit plus de 100
les centrales privées) de Kaolack (11.66%), et fois le niveau de défaillance maximal
Saint Louis (1% de la capacité totale du R.I.). admissible et prés de 15 fois la norme
L’apport de Manantali au R.I. représente contractuelle d’énergie non fournie.
11,66% de la capacité totale exploitable. Le L’évolution récente de l’équilibre
réseau interconnecté dessert les régions de offre/demande montre une situation
Dakar, Thiés, Fatick, Diourbel et Louga. Il particulièrement critique avec un niveau faible
s’étend aux régions de Kaolack, de Saint-louis de réserve de capacité qui s’est
et de Matam le long du fleuve Sénégal. Il progressivement détérioré de 2008 à 2010
comprend principalement d’un réseau HT comme l’illustre le tableau ci-après mettant en
avec deux niveaux de tension (90 kV et 225 évidence la situation des niveaux de réserve
17C o o p é r a t i o n r é p u b l i q u e d u S é n é g a l - B A D
de capacité. La réserve minimale devrait • Location de mi 2011 mi 2012 d’une
permettre de couvrir la demande en cas de capacité de production de 150 MW au
contingence N-2, soit en cas de perte des DO ;
deux plus grosses unités de production • Implantation en Mars 2012 d’une
correspondant ici à GTI (50MW) et Manantali centrale de 70 MW au fuel lourd à
(60MW) lié au Réseau interconnecté de la Tobène;
Senelec par une ligne simple terne de plus de • Extension de 60 MW début 2012 des
900 km. Dans ces conditions, la réserve en centrales de Kahone 2 et CVI de Bel Air;
2010 est inexistante et fait plutôt apparaitre • Arrivée des deux centrales barges de 60
un important déficit. Si l’on considère toutes MW au FO à Bel Air en mi 2012 ;
les contraintes de maintenance des • Mise en service de la première tranche
installations thermiques et les indisponibilités Charbon à Sendou début 2015 ;
fortuites, particulièrement importantes en
nombre et en durée, le déficit de réserve de 13. La mise en œuvre de ce plan d’action
capacité devient insoutenable tel qu’il est mis d’urgence devra améliorer progressivement la
en évidence par le niveau de puissance situation de l’équilibre offre/demande et
délestée. conduire au rétablissement satisfaisant de
l’équilibre avant à la période de forte demande.
12. La situation de dégradation chronique Les courbes ci-après illustrent l’évolution
de la qualité de service de l’électricité a mensuelle en 2011, de l’offre et de la demande
poussé le Gouvernement à élaborer le plan ainsi que les niveaux de réserve de capacité
d’urgence du secteur de l’énergie ou plan tenant en compte les contraintes de
Takkal envue du rétablissement rapide à court maintenance des installations thermiques et les
terme de l’équilibre offre/demande. Ces exigences de couverture de la demande en cas
mesures qui portent essentiellement sur le de contingence N-2, ici en cas de perte des
parc de production sont déclinées ci-après : deux plus grosses unités de production.
18Energie non fournie (END) suite
Energie non fournie suite indis- Puis-sance De-
indisponibilité END to-
Année ponibilité du réseau de trans- max déles- Offre mand Reserve totale
du système de production (GWh) tale
port et de distribution (GWh) tée e
Part
C o o p é r a t i o n
Déles- Manque Conges- Manœu- %
Efface- Déficit Inci-
tage di- de com- tion ré- vres & GWh (MW) (MW) (MW) (MW) % N-2
ments total dents
rect bustible seau Travaux
19
2005 16 5 21 12 6 - 2 30 101,50 420 374 59 12 -17
r é p u b l i q u e
d u
2006 77 9 86 46 7 - 2 95 121,50 481 387 109 24 -4
2007 51 7 58 17 13 1 3 76 128,41 443 387 70 15 -14
S é n é g a l
2008 86 5 91 47 10 0 3 104 151,85 541 407 151 33 6
-
2009 66 7 73 23 13 1 2 90 189,79 505 424 97 19 -7
B A D
2010 146 7 153 98 17 3 4 176 155,00 499 429 85 16 -9
Tableau 3 Evolution de la qualité de service et de l’équilibre Offre/demande de 2005 à 2010C o o p é r a t i o n r é p u b l i q u e d u S é n é g a l - B A D
20C o o p é r a t i o n r é p u b l i q u e d u S é n é g a l - B A D
II.1.5 Sources énergétiques disponibles et peuvent offrir un appoint déterminant pour la
moyens de production production d’électricité. Ce potentiel offre des
envisageables perspectives économiques encore
incertaines et devrait faire l’objet d’accords
14. Le choix des sources d’alimentation des régionaux pour son exploitation. Ainsi des
zones desservies par la Senelec, pour la études ont permis d’identifier, plusieurs sites
satisfaction des besoins futurs en énergie dans le cadre de l’OMVS, dont Félou et
électrique, est fortement lié à la valorisation Gouina au Mali, respectivement en cours de
des ressources énergétiques du pays et/ou construction et de développement, et d’autres
de la région. Le Sénégal dispose de peu de dans le cadre de l’OMVG.
ressources locales d’énergies fossiles
commercialement disponibles avec 16. Dans le cadre de sa politique de
cependant des réserves potentielles encore diversification des sources d’énergie
incertaines ; il dispose également d’un importées, le Sénégal envisage le
potentiel hydroélectrique relativement développement d’une centrale au charbon,
important dans les bassins des fleuves exploitée sous forme BOO. Une première
Sénégal et Gambie. Le pays bénéficie en tranche de 125 MW est prévue en 2015 sur
outre d’un potentiel significatif en énergie le site de Sendou à proximité du futur port
solaire et éolienne, encore peu exploité, ainsi minéralier de Bargny dans la région de Dakar,
d’une biomasse relativement importante, mais suivie d’une extension de la centrale d’une
menacée par la déforestation. Les moyens de deuxième tranche de même capacité en
production envisageables dans la présente 2016. A moins d’une découverte significative
étude, consommant des produits pétroliers, de réserves de gaz naturel, le développement
sont limités aux groupes diesel ; l’objectif à d’installations de production au charbon sera
terme est de réduire de façon drastique poursuivi au-delà de 2015.
l’utilisation des produits pétroliers.
II.2 Situation du secteur de
15. La disponibilité de gaz naturel en l’électricité au Maroc
quantité suffisante, permettrait d'envisager
l’installation de turbines à gaz en cycle II.2.1 Contexte général
combiné avec des turbines à vapeur dans le
cadre de la production indépendante. 17. Le Maroc, peuplé d’environ 33,5 millions
L'utilisation massive de gaz naturel permettrait d'habitants, s’étend sur une superficie de 706
de l'indexer éventuellement sur le prix du 550 km2 bordée au nord par la mer
marché international. L'impact d'une Méditerranée, à l’ouest par l’océan Atlantique,
disponibilité importante de gaz naturel sera au sud par la Mauritanie au-delà du Sahara-
examiné et évalué. Il sera en particulier évalué Occidental et à l’est par l’Algérie. En raison de
l’impact de l’importation de gaz naturel liquéfié sa situation géographique particulièrement
GNL. Les ressources hydrauliques des fleuves favorable comme trait d’union entre l’Europe
Sénégal et Gambie avec un potentiel de 1000 et les pays de l’Afrique Subsaharienne, le
MW à partager entre les pays riverains Maroc occupe une position stratégique qui en
21C o o p é r a t i o n r é p u b l i q u e d u S é n é g a l - B A D
fait un pays de transit, ce qui a facilité la II.2.2 Evolution de la demande
réalisation d’interconnexions électriques et
gazières entre les deux continents. 20. Au cours la dernière décennie (1999-
2009), le secteur de l’électricité a enregistré
18. Le Maroc, peu doté en ressources une croissance moyenne de 6,5% par an ;
énergétiques conventionnelles, dépend quasi l’énergie nette appelée est passée de 13 265
totalement de l’extérieur, à plus de 95%, pour GWh en 1999 à 25 016 GWh en 2009. Il est
son approvisionnement en sources d’énergie à noter, toutefois, qu’à cause de la crise
modernes pour satisfaire sa demande économique internationale, la demande en
croissante inhérente à son essor économique électricité en 2009, a enregistré un faible taux
et à sa progression démographique. Au de croissance (4,2%), contre (7,4%) enregistré
niveau national, l’Office National de l’électricité sur la période 2003-2008.
(ONE), placé sous la tutelle du Ministère de
l'Energie et des Mines, constitue le principal 21. En outre, la puissance appelée à la
opérateur du secteur de l’électricité. pointe, a atteint 4375 MW en 2009, soit une
hausse de 4,7% par rapport à celle
Il intervient au niveau de la production, du enregistrée à fin décembre 2008
transport et de la distribution et veille au correspondant à une puissance additionnelle
respect de l’équilibre entre l’offre et la de 195 MW. Entre 1999 et 2009, la demande
demande. Dans le souci de répondre aux aux heures de pointe a cru de près de 1 981
exigences de la compétitivité et de la MW, soit 6,2% en moyenne annuellement et
promotion industrielle, des réformes ont été ce, du fait, notamment, de la forte
engagées en matière de libéralisation, de augmentation de la consommation
restructuration des secteurs pétrolier et résidentielle. Les ventes d’électricité de l’ONE
électrique et de participation du secteur privé (en quantité) ont enregistré un taux
à la réalisation de grands projets. d’accroissement annuel moyen de 6,6% au
cours des cinq dernières années, attribuable
19. Dans le cadre de la modernisation du à la très forte progression des ventes
secteur et de sa libéralisation, il est prévu de d’électricité aux clients directs de l’ONE (qui
mettre en place un marché libre et un marché représentent plus de 55% des ventes globales
réglementé avec des possibilités d’échange de l’ONE). En effet, les ventes d’électricité aux
en matière d’approvisionnement entre ces clients directs de l’ONE ont enregistré un taux
deux marchés. Le premier marché serait de croissance annuel moyen de 8,2% entre
destiné aux gros consommateurs (haute et 2004 et 2009 alors que celles aux clients
très haute tensions) et les clients alimentés en Distributeurs ont enregistré une augmentation
moyenne tension. Le second desservirait les annuelle moyenne de 4,7%.
clients de la basse tension et continuerait à
être garanti et protégé par l’Office National de 22. A moyen terme, les prévisions de la
l’Electricité. demande traduisent principalement
22C o o p é r a t i o n r é p u b l i q u e d u S é n é g a l - B A D
l’expression des besoins des clients industriels technique, le développement de nouveaux
de l’ONE et des sociétés privées de distribution usages de l’électricité, les parts de marché
d’électricité des principales villes du pays. Ces entre énergies, les actions de maîtrise de
prévisions portent également sur l’évaluation l’énergie, etc.
du marché de la Distribution ONE
correspondant essentiellement aux zones 23. Le scénario de base retenu s’appuyant
rurales. Ainsi, le taux d’accroissement prévu principalement sur les réformes économiques,
pour 2010–2013, est de 6% environ. Pour le est axé sur une évolution du PIB de l’ordre de
long terme, l’évolution de la consommation 5,5%, sur la période 2009-2015. Ce scénario
d’électricité résulte de la conjugaison de dit de l’émergence, retenu comme scénario
facteurs de natures très diverses : l’activité de référence pour l’élaboration du plan
économique, la démographie, le d’équipement de l’ONE, se traduit par une
comportement des utilisateurs, le progrès croissance de 6% à long terme.
Tableau 6 ONE_RI: Évolution de la demande annuelle d’électricité (scénario de base)
PUISSANCE DE TAUX DE CROIS- ENERGIE APPE- TAUX DE CROIS- FACTEUR DE
ANNEE
POINTE(MW) SANCE(%) LEE(GWH) SANCE(%) CHARGE(%)
2011 5167 29440 65,04
2015 6391,98 5,5 36799,86 5,76 65,72
2020 8384,799 5,62 48772,99 5,82 66,4
2025 11051,64 5,71 64795,75 5,86 66,93
II.2.3 Situation actuelle du parc de centrales thermiques totalisant une puissance
production et du réseau installée de 4 166 MW, de centrales
de transport hydrauliques ayant une puissance installée de
1 284 MW, d’une STEP (Station de Transfert
24. La demande d'électricité du pays est d’Energie par Pompage) dont la puissance est
couverte par les centrales hydrauliques et de 464 MW et d'un ensemble de parcs
thermiques de l'ONE, les centrales éoliens totalisant 222 MW.
thermiques privées de Jorf Lasfar, le parc
éolien du Détroit et les interconnexions avec 25. La puissance installée s’est élevée à
l'Espagne et l'Algérie. L'ONE dispose de 24 6135,2 MW à fin décembre 2009 contre 5292
usines hydroélectriques, 12 centrales MW en 2008 soit une augmentation de 15,9%
thermiques à vapeur, un parc éolien et due à la mise en service partielle de la centrale
quelques centrales diesel. Le parc de Ain Béni Mathar (300 MW), la mise en service
production de l'ONE est constitué de partielle du parc éolien de Tanger (107 MW) et
centrales électriques ayant une puissance les mises en service du groupe diesel de Tan
totale installée à fin 2009 de 6 135 MW, dont Tan (116,5 MW), des turbines à gaz de
4 385 MW exploités par l’ONE et 1 750 MW Mohammedia (3x100 MW) et de la centrale
par des opérateurs privés. Il est composé de hydraulique de Tanafnit (18 MW).
23C o o p é r a t i o n r é p u b l i q u e d u S é n é g a l - B A D
26. L’ONE exploite sur l’ensemble du 33% de la puissance installée à fin 2009 et
territoire national un réseau de transport d’une 14% de celle installée en 2020, permettra
longueur totale de prés de 20 350 km, dont d’assurer, en phase de croisière, une capacité
1361 km de lignes 400kV, 7 724 km de lignes de production annuelle de 4 500 GWh, soit
225kV, 147 km de lignes 150Kv et 11 118 km 18% de la production nationale actuelle,
de lignes 60kV. Au cours de la dernière d’économiser annuellement un million de
décennie, l’ONE a poursuivi son programme tonne équivalent pétrole (TEP) et d’éviter des
de renforcement du réseau national de émissions de CO2 de l’ordre de 3,7 millions
transport qui comprend les dorsales et les de tonnes par an.
interconnexions avec les pays voisins. Ces
réalisations avaient pour objectif de renforcer 29. Programme marocain de l’énergie
la fiabilité et la sécurité du réseau de transport éolienne (2 000 MW) :Ce grand projet national,
et d’augmenter les échanges avec les pays qui contribuera à la mise en valeur du potentiel
voisins dans la perspective de l’ouverture à la considérable du Maroc en énergie éolienne,
concurrence du marché électrique national et comprend la réalisation de :
de son intégration dans le marché Euro-
Maghrébin. • 280 MW déjà réalisés et 720 MW en
cours de développement par le privé ;
27. Ainsi, les réalisations en lignes de • 1000 MW à construire sur cinq
transport très haute tension (400 et 225 kV) et nouveaux sites choisis pour leur grand
haute tension(150 et 60 kV) ont dépassé les potentiel et qui seront mis en service
4500 Km. Pour ce qui est des interconnexions entre 2014 et 2019.
avec les pays voisins, le renforcement de
l’interconnexion Maroc-Espagne a été rendue 30. Développement du réseau de transport
nécessaire pour permettre d’augmenter la et des interconnexions : L’ONE a entrepris un
capacité d’importation. Quant à l’interconnexion important programme de développement de
avec l’Algérie, la réalisation d’une 3ème liaison son réseau de transport d’électricité dont le
400 KV de l’oriental jusqu’à Bourdim a porté la plan d’action s’articule autour de projets
capacité de transit à 1200 MW. 400kV visant le développement des échanges
régionaux d’énergie électrique, le
II.2.4 Développement des moyens de renforcement de la sécurité d’alimentation du
production et de transport pays en électricité et son intégration dans le
marché EURO-MAGHREBIN. Les principaux
28. Projet marocain de l’énergie solaire (2 projets prévus dans le cadre du
000 MW) : Ce projet national vise la mise en développement du réseau 225 kV portent sur
place à l’horizon 2020 d'une capacité de 2 le raccordement en 225 kV des futurs autres
000 MW de production d’électricité à base ouvrages de production, et la poursuite de
d’énergie solaire. Cette capacité de l’extension du réseau 225 kV au reste du
production, qui représente respectivement territoire national.
24C o o p é r a t i o n r é p u b l i q u e d u S é n é g a l - B A D
II.3 Situation du secteur gisement gazier, ce qui devrait certainement
de l’électricité en Mauritanie lui permettre à moyen terme, de jouer un rôle
important dans l’approvisionnement
II.3.1 Contexte général énergétique des pays voisins.
31. La Mauritanie, peuplé d’environ 3,5 34. Le secteur de l’électricité a été réformé
millions d'habitants, s’étend sur une superficie en 1998 et est régi par le code de l’électricité
de 1,03 million de km² bordée, à l’ouest par de 2001. Cette réforme a eu comme principal
l’océan Atlantique, au nord-ouest par le Maroc objectif la libéralisation du secteur qui devait
par le Sahara-Occidental, au nord par se traduire par la suppression du monopole
l’Algérie, à l’est et au sud-est par le Mali et au de la fourniture d’électricité, la participation
sud-ouest par le Sénégal. Cette situation accrue d’opérateurs privés dans le secteur et
géographique fait de la Mauritanie, un « pont la fixation de tarifs reflétant le coût du service.
» entre l’Afrique sub-saharienne et le Cette réforme a été stoppée net par l’échec
Maghreb. Les deux tiers du territoire de la privatisation en 2002 de la société
mauritanien se trouvent dans le Sahara. national en charge de l’électricité.
Environ 40% de la population du pays vit en
zone urbaine. Les deux principales villes du 35. Depuis, le secteur de l’électricité évolue
pays, Nouakchott et Nouadhibou, difficilement sous la supervision de la Direction
compteraient respectivement 750 000 et 100 de l’Electricité créée en 2002 et chargée de
000 habitants. l’élaboration et la mise en œuvre des
politiques et stratégies de l’Etat dans le
32. Comptant parmi les pays les moins secteur de l’Electricité. La SOMELEC a en
avancés, la Mauritanie voit son économie à charge la production, le transport, la
l’aube d’un bouleversement avec la distribution, l’achat et la vente de l’électricité
découverte au début des années 2000 de en milieu urbain. La SOMELEC est détenue à
ressources en pétrole dont l’exploitation a 100% par l’Etat et est en position d’exclusivité
commencé en 2006. En effet, le premier baril absolue sur son périmètre d’intervention ; elle
du brut de Chinguetti, gisement pétrolier a signé avec l’Etat un contrat-programme en
découvert en 2001 dans les eaux profondes, 1995 pour une durée de 3 ans et reconduit
fut extrait en février 2006, augmentant ainsi de depuis.
façon spectaculaire les revenus budgétaires
de l’Etat à partir de 2006. II.3.2 Evolution de la demande
33. La découverte des gisements pétroliers 36. Sur les 45 centres urbains que compte
et gaziers dans l’offshore et la mise en la Mauritanie, 26 sont inclus dans le périmètre
exploitation du premier gisement pétrolier a de la SOMELEC, sauf Zouerate, la ville
relancé l'intérêt des compagnies pétrolières minière, dont le service public de l’électricité
internationales. La Mauritanie forte de sa est assuré encore par la SNIM. La SOMELEC
position géographique et stratégique, intervient dans 26 centres urbains qui
envisage de mettre en production son premier représentent plus de 85% de la population
25C o o p é r a t i o n r é p u b l i q u e d u S é n é g a l - B A D
urbaine totale. Le taux de desserte sur le plan directeur. Elle a pris en considération les
périmètre SOMELEC a augmenté de plus de 8 projets industriels et immobiliers en cours à
points au cours des 8 dernières années, mais Nouakchott.
demeure toutefois faible dans les principales
villes en particulier pour Nouakchott et II.3.3 Situation actuelle du parc
Nouadhibou. Malgré le faible taux de desserte de production et du réseau de transport
actuel, la demande a fortement augmenté
depuis de l’année 2000, à un rythme moyen 38. Le parc de production alimentant les
de plus de 10% par an. La demande réseaux de SOMELEC totalise actuellement
majoritairement concentrée à Nouakchott et à en 2010 prés de 167 MW de puissance
Nouadhibou qui représentent à eux seuls prés installée. Plus de 65% de cette puissance est
de 90% du chiffre d’affaires de la SOMELEC. destinée à l’alimentation de Nouakchott. Les
deux principales villes du pays, Nouakchott et
37. Seule la ville de Nouakchott a fait l’objet Nouadhibou, représentent 87% de la
d’une étude, déjà assez ancienne (2004), de puissance installée. Les 24 autres centres se
prévision de la demande. Les projections partagent moins 13%. Les centres de Boghe,
SOMELEC dans le cadre de la mission Kaédi et Rosso alimentés par Manantali sont
énergie de la Banque Mondiale (février 2008) pris en compte dans le réseau de Nouakchott.
semblent la plus pertinente pour la ville de La puissance disponible a été au cours de ces
Nouakchott dans l’attente de l’actualisation dernières années nettement inférieure à la
de la demande qui sera faite dans le cadre du puissance installée.
Tableau 7 SOMELEC : Évolution de la demande annuelle d’électricité
ANNEE PUISSANCE DE TAUX DE ENERGIE TAUX DE FACTEUR DE
POINTE(MW) CROISSANCE(%) APPELEE(GWH) CROISSANCE(%) CHARGE(%)
2011 92 0 476,76 0 59,16
2015 144,215 8 735,687 8 58,23
2020 211,89 8 1080,895 8 58,23
2025 311,323 8 1588,085 8 58,23
26C o o p é r a t i o n r é p u b l i q u e d u S é n é g a l - B A D
Tableau 8 Puissance installée et disponible sur le périmètre SOMELEC
Puissance ins- Puissance disponible (MW)
PARC tallée (MW) en
2010 2007 2008 2009 2010
Parc SOMELEC 107 58 60 60 70
OMVS / SOGEM* 40 19 22 22 22
Centrales privées 20 7 10 10 10
TOTAL 167 84 92 92 102
39. Il convient toutefois de noter qu’en partir pays en gaz naturel. En attendant cette
de 2010, la puissance disponible a augmenté certification, un projet de construction
significativement avec notamment la mise en d’une centrale équipée de groupes
service de nouveaux groupes diesel dans la électrogènes dual fuel, d’une capacité
centrale d’Arafat. Le réseau de transport est totale de 120MW, a été retenu. Cette
actuellement constitué des infrastructures centrale fonctionnera dans un premier
réalisées dans le cadre de l’OMVS. Il temps au fuel lourd et pourra utiliser le
correspond aux 900 km de lignes 225 kV gaz naturel quand celui-ci sera
entre Manantali et Nouakchott et des 186 km disponible.
de lignes 90 kV entre le poste de Matam et le - Développement du réseau
centre de Boghé. Quatre postes HT/HTA interconnecté HT : Nouakchott-
relient les centrales de Nouakchott (75MVA), Nouadhibou en 225 kV (étude en cours
Rosso (20MVA), Boghé (10MVA) et Kaédi avec l’ONE, 140 M€), Nouakchott-Atar-
(10MVA) au réseau interconnecté de l’OMVS. Akjoujt-Zouerate (225 kV, 200 M€) ;
- Construction et connexion au réseau de
II.3.4 Programme de développement du centrales éoliennes (25 MW à
système électrique Nouakchott et 10 MW à Nouadhibou)
(études à actualiser, 40 M€) ;
40. Pour atteindre les objectifs visés par les - Construction et connexion au réseau de
pouvoirs publics en 2015, un programme de centrales solaires (régions continentales)
développement a été élaboré pour les cinq pour une capacité globale de 100 MW
prochaines années d’un cout total de 500 (étude en cours de lancement, 150 M€) ;
milliards UM. Il porte sur la réalisation des - Interconnexions HT : zone minière du
projets suivants : Nord, Sélibaby – Kiffa (225 kV), Kiffa –
Aioun – Néma (225 kV) ;
- Construction d’une grande centrale au - Projets financés dans le cadre de l’OMVS
gaz de 350 MW d’ici 2014 (étude en : Construction des barrages de 2ème
cours d’achèvement, budget génération de l’OMVS au Mali, ligne
prévisionnel 400 M€) ; ce projet dépend Bakel – Sélibaby (90 kV, marché attribué),
de la certification en court de la (Développement du réseau HT de
disponibilité suffisante des réserves du l’OMVS sur la rive mauritanienne.
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