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Recherche Search for: Go II-2 PRODUCTION DECENTRALISEE DE L’ENERGIE ELECTRIQUE

Recherche Search for: Go II-2 PRODUCTION DECENTRALISEE DE L’ENERGIE ELECTRIQUE POUR UNE CROISSANCE ECONOMIQUE LOCALE 02/08/2013 Non classé 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 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]. Recherche Figure 2.1 : schéma institutionnel de délégation de la gestion d’électrification rurale Source :De Gouvello (2002) [35] 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 vgestionnaires 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 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 Figure 2.2 : composantes d’une PCH 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 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 Pb = 9,81 X Q X Hb (2.1) - la puissance installée qui représente la puissance effective de l’aménagement Pi = 9,81 X Q X Hn X R (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. W = Pi X t X f 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 uploads/Management/ recherche.pdf