UNIVERSITE D’ANTANANARIVO ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE D’ANTANANARIVO FILIERE GENIE INDUSTRIEL DEPARTEMENTS : GENIE ELECTRIQUE GENIE MECANIQUE PRODUCTIQUE

Mémoire de fin d’études en vue de l’obtention du diplôme d’ingénieur en Génie Industriel

N° d’ordre : 10/2008

ETUDE SUR L’ELECTRIFICATION RURALE DE LA REGION DE L’ITASY

CAS DES TROIS COMMUNES :

AMBATOASANA – ANKISABE – MAHAVELONA

Soutenu le 18 Avril 2008 par : Mlle RALIMANARIVO Sedraniaina

Directeur de mémoire : Monsieur RAKOTONIAINA Solofo Hery Maître de conférences à l’Ecole Supérieure Polytechnique d’Antananarivo

Promotion 2008

UNIVERSITE D’ANTANANARIVO ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE D’ANTANANARIVO FILIERE GENIE INDUSTRIEL DEPARTEMENTS : GENIE ELECTRIQUE GENIE MECANIQUE PRODUCTIQUE

Mémoire de fin d’études en vue de l’obtention du diplôme d’ingénieur en Génie Industriel N° d’ordre : 10/2008

ETUDE SUR L’ELECTRIFICATION RURALE DE LA REGION DE L’ITASY

CAS DES TROIS COMMUNES :

AMBATOASANA – ANKISABE – MAHAVELONA

Soutenu le 18 Avril 2008 par : RALIMANARIVO Sedraniaina Directeur de mémoire : Monsieur RAKOTONIAINA Solofo Hery Maître de conférences à l’ESPA Président de Jury : Monsieur ANDRIAMITANJO Solofomboahangy Maître de conférences à l’ESPA Examinateurs : Monsieur ANDRIANAHARISON Yvon Professeur à l’ESPA Monsieur RAKOTOARIJAONA Andriamanantena Enseignant chercheur à l’ESPA

Monsieur ANDRIANASOLO Fidèle Directeur général de la REGION DE L’ITASY

Promotion 2008

[Tapez le

REMERCIEMENTS Cet effort aurait pu voir le jour grâce à la bénédiction et à la bienveillance de notre Seigneur Dieu, à qui je dédie incessamment mes louanges. Seigneur Dieu Tout puissant, je te remercie d’avoir guidé ma vie et mes études.

Mes sincères remerciements s’adressent particulièrement à mes parents qui m’ont aidé tant financièrement que moralement dans l’accomplissement de mes études à l’Ecole Supérieure Polytechnique d’Antananarivo, et qui m’ont constamment épaulé et guidé à chaque période difficile.

Au cours de ce travail, je tiens également à adresser mes vifs remerciements à toutes les personnes qui m’ont apporté leur collaboration, leur soutien pour la réalisation de ce mémoire, plus particulièrement :

. A Monsieur RAMANANTSIZEHENA Pascal, le Directeur de l’Ecole Supérieure Polytechnique d’Antananarivo, qui m’a permis de poursuivre mes cinq années d’études.

. A Monsieur ANDRIANAHARISON Yvon et Monsieur JOELIHARITAHAKA Rabeatoandro, respectivement les Chef de département Génie Electrique et Génie Mécanique Productique au sein de la filière Génie Industriel qui, pour leurs attentions et leurs conseils ont tellement concouru au bon fonctionnement de mes études.

. A Monsieur ANDRIAMITANJO Solofomboahangy, maître de conférences à l’ESPA qui a bien voulu accepter de présider cette soutenance.

. A Monsieur RAKOTONIAINA Solofo Hery, maître de conférences à l’ESPA, d’avoir accepté de diriger ce mémoire de fin d’études, ainsi que pour son aimable encadrement, ses précieux conseils et son humble assistance, qui m’a encouragé dans cette tâche et m’a accordé le temps nécessaire pour sa réalisation.

. Aux membres de Jury, qui, malgré vos nombreuses occupations ont accepté de juger ce travail.

. A tous les enseignants à l’ESPA qui n’ont pas ménagé leurs forces, leurs savoir- faire et leurs connaissances à m’enseigner durant ces cinq années d’études.

Que mes amis et mes familles soient remerciés pour leurs précieux conseils et leur soutien qu’ils ont su me donner aux étapes cruciales de ce présent travail.

Je ne saurai pas oublier de remercier également la « Région de l’Itasy » pour sa compréhension et pour l’aide particulièrement utile et efficace qu’elle m’a apporté.

Enfin, c’est avec gratitude et reconnaissance que j’exprime le dévouement extrême à tous ceux qui m’ont aidé, de près ou de loin à la réalisation de ce mémoire.

Qu’ils soient vivement remerciés.

Promotion 2008 i Table des matières

TABLE DES MATIERES

REMERCIEMENTS ...... i TABLE DES MATIERES ...... ii LISTE DES FIGURES ...... v LISTE DES TABLEAUX ...... vi LISTE DES SYMBOLES ET DES ABREVIATIONS ...... vii INTRODUCTION ...... 1 PARTIE I : CONTEXTE GENERAL ...... 1 CHAPITRE I : SITUATION ENERGETIQUE A MADAGASCAR ...... 3 I. 1.Breve historique de l’energie a madagascar ...... 3 I. 1. 1.HISTORIQUE ...... 3 I. 1. 2.LOI SUR L’ELECTRICITE A MADAGASCAR ...... 4 I. 2.CONTEXTE ENERGETIQUE ...... 4 I. 2. 1.CONTEXTE ENERGETIQUE MONDIAL ...... 4 I. 2. 2.CONTEXTE ENERGETIQUE A MADAGASCAR ...... 5 I. 3.ELECTRIFICATION RURALE ...... 6 I. 3. 1.GENERALITES ...... 6 I. 3. 2.POLITIQUE DU GOUVERNEMENT FACE A L’ELECTRIFICATION RURALE ...... 7 I. 3. 3.AGENCE pour le DEVELOPPEMENT DE L’ELECTRIFICATION RURALE (A. D. E. R.) ...... 9 I. 3. 4.DIFFICULTES SUR L’ELECTRIFICATION RURALE ...... 10 CHAPITRE II : DESCRIPTION DE L’ETAT INITIAL DU SITE D’IMPLANTATION OU BASELINE ...... 11 II. 1.IDENTIFICATIONS ADMINISTRATIVE ET JURIDIQUE ...... 11 II. 1. 1.SITUATION GEOGRAPHIQUE ...... 11 II. 1. 2.HISTORIQUE ...... 12 II. 1. 3.SITUATION ADMINISTRATIVE ...... 13 II. 2.CARACTERISATION DE L’ENVIRONNEMENT BIOPHYSIQUE ...... 13 II. 2. 1.MILIEU PHYSIQUE ...... 13 II. 2. 2.MILIEU BIOLOGIQUE ...... 15 II. 3.CARACTERISATION DE L’ENVIRONNEMENT HUMAIN ...... 15 II. 4.CADRE SOCIO-ECONOMIQUE ...... 18 II. 4. 1.AGRICULTURE ...... 18 II. 4. 2.ELEVAGE ...... 20

Promotion 2008 xvii Table des matières

II. 4. 3.EDUCATION ...... 21 II. 4. 4.SANTE ...... 22 II. 4. 5.MOYENS ET RESEAUX DE TRANSPORT ...... 22 II. 4. 6.OUTILS DE COMMUNICATION ...... 22 II. 4. 7.ENERGIE ...... 22 II. 4. 8.REVENUS DES MENAGES ...... 23 CHAPITRE I : PRODUCTION DE L’ENERGIE ELECTRIQUE ...... 26 I. 1.ALTERNATEUR ...... 26 I. 1. 1.PRINCIPE DE FONCTIONNEMENT ...... 26 I. 1. 2.MISE EN EQUATION ...... 26 I. 1. 3.RENDEMENT ...... 28 I. 2.CENTRALE THERMIQUE ...... 29 I. 2. 1.DEFINITION ...... 29 I. 2. 2.COMBUSTIBLES FOSSILES ...... 29 I. 2. 3.MOTEURS THERMIQUES ...... 30 I. 3.CENTRALE HYDROELECTRIQUE ...... 32 I. 3. 1.GENERALITES ...... 32 I. 3. 2.PRINCIPE DE FONCTIONNEMENT ...... 32 I. 3. 3.DIMENSIONNEMENT ...... 32 I. 4.EXTENSION DU RESEAU DE TRANSPORTS D’ENERGIES DE LA JIRAMA ...... 37 CHAPITRE II : RESEAU DE DISTRIBUTION ...... 45 CHAPITRE III : ETUDE ECONOMIQUE ...... 51 III. 2. 1.COUT D’INVESTISSEMENT D’IMPLANTATION ...... 56 PARTIE III : BUSINESS PLAN DE L’ELECTRIFICATION RURALE DES COMMUNES : AMBATOASANA – ANKISABE – MAHAVELONA ...... 61 CHAPITRE I : BESOIN EN CONSOMMATION D’ENERGIE ELECTRIQUE ...... 62 CHAPITRE III : ETUDES ECONOMIQUES ET FINANCIERES DES SOLUTIONS PROPOSEES ...... 134 CHAPITRE I : GENERALITES ...... 164 CHAPITRE II : REGARD ENVIRONNEMENTAL DU PROJET ...... 167 II. 4.ETUDE COMPARATIVE DES IMPACTS ...... 173 II. 5.EVALUATION DES IMPACTS ...... 174 II. 6.MESURES D’ATTENUATION DES IMPACTS NEGATIFS POUR LE PROJET D’ELECTRIFICATION RURALE ...... 175 II. 7.PLAN DE GESTION ENVIRONNEMENTAL DU PROJET (PGEP) ...... 179

Promotion 2008 xvii Table des matières

CHAPITRE III : IDENTIFICATION DES IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX POTENTIELS D’UN PROJET D’AMENAGEMENT HYDROELECTRIQUE ...... 180 CONCLUSION ...... 181 ANNEXES ...... 184 Annexe 1 : CARTE DE LOCALISATION DE LA REGION DE L’ITASY ...... I Annexe 2 : LOCALISATION DES COMMUNES CIBLES ...... II ...... II Annexe 3 : FICHE D’ENQUETE POUR L’ETUDE D’ELECTRIFICATION RURALE DE LA PARTIE OUEST DE SOAVINANDRIANA ...... III Annexe 4 : MODELE ENERGETIQUE ...... VI Annexe 5 : ENCOMBREMENT D’UNE CENTRALE EQUIPEE D’UNE TURBINE BANKI ...... XX Annexe 6 : AMENAGEMENT D’UNE CENTRALE HYDROELECTRIQUE DU SITE DE LILY ...... XXII Annexe 7 : LOGISTIQUE DE LA CENTRALE THERMIQUE [17] ...... XXV Annexe 8 : ELEMENTS FINANCIERS NECESSAIRES POUR LA PRE-ELECTRIFICATION ...... XXVII Annexe 9 : ELEMENTS FINANCIERS NECESSAIRES POUR LA SOLUTION PROPOSEE ...... XXIX Annexe 10 : VALEURS LIMITES APPLICABLES AU GRAND-DUCHE DE LUXEMBOURG, POUR LES MOTEURS ALIMENTES EN GAZ NATUREL ET EN GASOIL ...... XXX Annexe 11 : PROGRAMME DE RAJOUT DE LA SOURCE DE PRODUCTION PENDANT UNE PERIODE DE 25 ANS ...... XXXI Annexe 12 : ECHELONS DES TENSIONS AUX RESEAUX ELECTRIQUES ...... XXXIII Annexe 13 : REGIMES DU NEUTRE ...... XXXIV Annexe 14 : METHODE DE MESURE DU DEBIT D’UN COURS D’EAU ...... XXXV Annexe 15 : DIFFERENTS TYPES DE TURBINE ...... XXXVI Annexe 16 : DIFFERENTES FONCTIONS DES RESEAUX D’ENERGIES ...... XXXVIII Annexe 17 : STRUCTURES TOPOLOGIQUES DES RESEAUX ...... XXXIX BIBLIOGRAPHIE ...... XLI

Promotion 2008 xvii Liste des figures

LISTE DES FIGURES

Partie I : Contexte général

Partie II : Méthodologie

Partie III : Business plan de l’électrification rurale des communes : Ambatoasana – Ankisabe – Mahavelona

Annexes

Promotion 2008 xvii Liste des tableaux

LISTE DES TABLEAUX

Partie I : Contexte général

Partie II : Méthodologie

Partie III : Business plan de l’électrification rurale des communes : Ambatoasana – Ankisabe – Mahavelona

Partie IV : Volet environnemental

Annexes

Promotion 2008 xvii Liste des symboles et des abréviations

LISTE DES SYMBOLES ET DES ABREVIATIONS

SYMBOLE ou DESIGNATION UNITE ABREVIATION A Annuité constante d’amortissement d’un équipement [Ariary] a Taux d’imposition [%] a1 Taux de croissance de la population [%] ADER Agence de Développement de l’Electrification Rurale

An Nombre d’abonnés à l’année n

Ap Amortissement à l’année p [Ariary] B Bénéfice moyen brut annuel [Ariary] b Nombre de branchement b’ Pourcentage des nouvelles populations annuelles créant de [%] nouveau ménage susceptible de s’abonner

Bm Induction maximum [T] c Coefficient de contraction et de débit c’ Taille moyenne du ménage C.E.G. Collège d’Enseignement Général CF Charge fixe [Ariary]

(CF)p Cash-flow actualisé à l’année p [Ariary]

Cm Valeur disponible [Ariary] Valeur actualisée [Ariary]

Cn Pourcentage de nouveau ménage parmi les nouveaux abonnés [%] cos φ Facteur de puissance

Cp Coût opératoire [Ariary]

CS Consommation spécifique du gasoil [g /kWh] CSB Centre de Santé de Base CV Charge variable [Ariary] d Densité du gasoil [g / l] dc Diamètre de la conduite [m] D Distance entre les deux conducteurs [m]

Da Diamètre de l’arbre [m] di Diamètre intérieur [m]

Dp Dépenses d’exploitation [Ariary] e Epaisseur de la conduite [mm] E.R.D Electrification Rurale Décentralisée EEM Electricité et Eau de Madagascar eg Rendement de {générateur + multiplicateur} EIE Etude d’Impact Environnemental

Ej Consommation énergétique journalière [kWh]

En Energie consommée à l’année n [kWh] EPP Ecole Primaire Publique

ET Consommation énergétique annuelle [kWh/an] et Rendement de la turbine au débit nominal F Durée de vie d’un équipement [ans] f Fonds de roulement [Ariary] f’ Fréquence du courant obtenu [Hz] F’ Part fixe total [Ariary] fc Facteur de charge FNE Fonds National de l’Electricité

Fp Intérêt en cas d’emprunt [Ariary] g Intensité de pesanteur [m.s-2] H Hauteur manométrique [m]

Hb Hauteur de la chute brute [m]

Promotion 2008 xvii Liste des symboles et des abréviations

hcf Perte de charge dans la conduite forcée [m] hn Hauteur de la chute nette [m]

Hn Nombre d’habitants à l’année n I Intensité de courant [A] I ‘ Investissement ou le capital amortissable [Ariary] I Taux d’actualisation [%] i2 Pente du canal

Ib Courant d’emploi [A]

Icc Courant de court-circuit [A]

Id Courant de défaut [A]

In Courant nominal [A]

IN Intensité nominale [A]

Ip Investissements totaux à l’année p [Ariary]

Ir Valeur résiduelle [Ariary]

J1 Courant statorique [A]

J11 Perte à l’entrée de la conduite [m]

J2 Courant rotorique [A]

J22 Perte au passage à la vanne papillon [m] JIRAFI JIRO SY RANON’NY FISAKANA JIRAMA JIRO SY RANO MALAGASY K Coefficient de Kapp K’ Rugosité du canal

Kb Coefficient de bobinage

Kf Coefficient minorateur du facteur de forme

KS Facteur de simultanéité

Ku Facteur d’utilisation maximale L Longueur du réseau ou de la conduite forcée [m] l Longueur moyenne du circuit magnétique [m]

L1 Inductance d’enroulement primaire [H]

L2 Inductance d’enroulement secondaire [H] 2 LCu29 Longueur du cuivre 29 mm [m] lhydr Pertes hydrauliques maximales

LM Longueur totale du câble [m] lpar Pertes parasites d’électricité

Lt Longueur du tronçon [m] ltrans Pertes dans le transformateur Réactance linéique [Ω/km]

L� � m Nombre d’encoches ou faisceaux par pôle et par phase M Rapport de transformation d’un transformateur MAP Madagascar Action Plan MECIE Mise en Compatibilité des Investissements avec l’Environnement

Mn Nombre d’abonnés utilisant l’électricité aux heures de pointe à l’année n nm Coefficient de Manning n Fréquence de rotation du rotor [tr/s] nt Nombre d’année de tarification [ans]

Nc Nombre de conducteurs actifs de l’enroulement statorique (1 spire = 2 conducteurs) N Vitesse de rotation de la roue [tr/s]

Promotion 2008 xvii Liste des symboles et des abréviations

N1 Nombre de spires de l’enroulement primaire d’un transformateur

N2 Nombre de spires de l’enroulement secondaire d’un transformateur

Nad Nombre d’ancrages doubles

Nal Nombre d’alignements

Nas Nombre d’ancrages simples

Nb Nombre de bracelets pour les câbles descendants nbout Nombre de bouts

Nbф14 Nombre de boulons 14

Ncd Nombre de connecteurs dérivés

Ncosse Nombre de cosses

Ncossen Nombre de cosses neutres

NcR Nombre de colliers Rilssan ndep Nombre de départ

Nf Nombre de feuillards

NL200 Nombre de liens npa Nombre de poteaux d’angles npal Nombre de nœuds principaux ns Vitesse du synchronisme [tr/s] n’s Vitesse spécifique [tr/s]

Nsup 10 Nombre de support 10 m

Nsup 12 Nombre de support 12 m P Puissance de pointe ou requise [kW] p Tirant d’eau dans le canal [m] PAE Part affectée en énergie [Ariary] PB Puissance minimale demandée [kW] PCD Plan Communal de Développement

Pe Puissance électrique à élever [kW]

Pr f Prime fixe [Ariary/kW/mois]

Pf Puissance électrique active fournie [W]

Pfer Pertes Fer [W]

Pg Puissance du groupe électrogène [kW]

Pg (n) Puissance estimative demandée à l’année n [kW]

Pg1 Prix unitaire du gasoil [Ariary] PGEP Plan de Gestion Environnemental du Projet PI Puissance de début de pointe [kW]

Pj Puissance de pointe à l’année de référence [kW]

Pjs Perte par effets joules [W]

Pm Pertes mécaniques dues aux frottements et à la ventilation ou [W] au refroidissement

Pn Puissance nominale d’un groupe électrogène [kW] PNAE Part non affectée en énergie [Ariary] POT Temps de retour [ans]

Pp (n) Puissance de pointe à l’année n [kW] PREE PRogramme d’Engagement Environnemental PS Puissance souscrite [kW]

Pv Prime variable [Ariary/kWh] Q Débit nominal de l’équipement [m3/s] 3 Qu Débit dans le canal [m / s] r Rapport (profondeur / largeur) R Résistance linéique [Ω/km]

R1 Résistance statorique d’une phase ou résistance primaire d’un [Ω] transformateur

R2 Résistance rotorique d’une phase ou résistance secondaire [Ω]

Promotion 2008 xvii Liste des symboles et des abréviations

d’un transforamteur

Rm résistance de mise à la terre [Ω]

Rn résistance du neutre [Ω]

RS Résistance de l’induit [Ω]

Ru Résistance d’utilisation [Ω] S Section [m2] S.E.C.T.M. Société Civile d’Etudes de Concessions & Travaux de Madagascar 2 Sadm Section admissible d’un conducteur [mm ] SAF Sampan’Asa ho Fampandrosoana SEM Société d’Energie de Madagascar

Su Puissance apparente d’utilisation [VA] T Taux d’affectation en part fixe en énergie [%] T.e.p Tonne d’équivalent pétrole

T0 Durée de pointe journalière [h]

Tsyn Couple électromagnétique [N.m]

Uc Tension de contact [V]

Ueff Valeur efficace de la tension de service [kV]

UL Tension d’utilisation. [V]

US Tension induite synchrone (sous forme complexe) [V] V Part variable total [Ariary]

V0 Valeur d’acquisition d’un équipement [Ariary] v1 Tension primaire d’un transformateur [V] v2 Tension secondaire d’un transformateur [V]

V2 Vitesse de l’eau dans la conduite [m/s] VAN Valeur Actualisée Nette [Ariary]

VF Valeur de ferraillage à la fin de sa durée de vie [Ariary]

Vp Recette d’exploitation à l’année p [Ariary] X Portée moyenne [m]

Xd Réactance synchrone longitudinale [Ω]

Xq Réactance synchrone transversale [Ω] Rendement approché Rendement réel

∆Hp Perte de charge au centre [m] ∆U Chute de tension admissible [V] µ Perméabilité du circuit magnétique η Rendement λ Angle électrique entre 2 encoches consécutives. [rad] ρ Masse volumique de l’eau [kg/ m3 ] ρ Résistivité du conducteur [Ω.mm2/km]

Φmax Flux maximal à travers chaque spire du stator [Wb] Ф Flux principal [Wb]

фp Flux de fuite [Wb] Réluctance du circuit magnétique [H-1]

� �

Angle d’attaque [°]

� �

Promotion 2008 xvii Liste des symboles et des abréviations

Angle de balayage effectif par jet [°]

� �’

Promotion 2008 xvii Liste des symboles et des abréviations

Promotion 2008 xvii Introductio

INTRODUCTION

L’électrification rurale est l’une des bases du développement d’un pays à vocation agricole comme Madagascar. La majorité de la population malgache sont des paysans habitant à la campagne. Le taux d’électrification à Madagascar est de 24 % seulement (2004). Actuellement, on connaît trois modes d’électrification rurale à Madagascar : • l’électrification rurale par extension du réseau interconnecté de la JIRAMA; • l’électrification rurale par centrales thermiques autonomes ; • l’électrification rurale décentralisée non traditionnelle (solaire, éolienne...).

L’électrification rurale connaît une situation difficile : - coût d’investissement lourd, - exploitation intrinsèque déficitaire, - faible consommation des usagers ruraux, - usagers ruraux très dispersés. De ce fait, la rentabilité des projets d’électrification rurale dépend de plusieurs conditions et nécessite une étude bien détaillée. Le Chef de la région de l’Itasy nous a confié l’étude de l’électrification de quelques communes par un groupe électrogène de 170 kVA déjà disponible. C’est pour cette raison qu’on a choisi le présent mémoire intitulé « Etude de l’électrification rurale des communes du district de Soavinandriana : Ambatoasana, Ankisabe et Mahavelona ».

Notre objectif consiste à : - estimer la demande en électricité des zones cibles, - évaluer le coût d’exploitation du groupe électrogène 170 kVA, - étudier les autres sources d’électricité exploitables pour la région de l’Itasy.

Pour atteindre notre objectif, le travail sera divisé en quatre parties. - La première partie aborde les généralités sur l’électrification rurale et la zone d’étude. - Les méthodologies de production, de transport et de distribution de l’énergie vont faire l’objet de la seconde partie. - Le business plan d’électrification rurale de la zone cible, dans la troisième partie, apporte les modèles énergétiques de la zone ainsi que les caractéristiques techniques, financières et économiques relatives aux solutions proposées à cette électrification rurale. - L’étape finale revient à un regard sur l’environnement du projet.

Promotion 2008 1

PPAARRTTIIEE II :: CCOONNTTEEXXTTEE GGEENNEERRAALL

Chapitre I : Situation énergétique à Madagascar

CHAPITRE I : SITUATION ENERGETIQUE A MADAGASCAR

I. 1. BREVE HISTORIQUE DE L’ENERGIE A MADAGASCAR

I. 1. 1. HISTORIQUE

Depuis 1899, l'électrification publique existait déjà à Antananarivo. Plus tard, l’administration coloniale a effectué l’électrification des autres provinces de Madagascar : Tamatave, Diégo-Suarez, Majunga, Fianarantsoa et Tuléar. Ensuite Mananjary, Morondava et Nosy-Be qui étaient des villes administratives importantes, ont été aussi électrifiées.

Les premiers concessionnaires de production, de transport et de distribution d’énergie électrique à Madagascar sont :

 M.O Floréans en 1899,  La Société Civile d’Etudes de Concessions & Travaux de Madagascar (S.E.C.T.M.) en 1905,  L’Energie Industrielle en 1928,  L’Electricité et Eau de Madagascar - EEM en 1939.

La Société d’Energie de Madagascar (SEM) en collaboration avec l’Etat Malgache, créée en 1957, avait pour objectif d’édifier les aménagements électriques des zones dépourvues d’électricité, en dehors des concessions régies par Electricité et Eau de Madagascar (EEM).

Pour le réseau interconnecté d’Antananarivo, la production électrique à Mandraka a été assurée par la Société d’Energie de Madagascar (SEM), pendant que la société Electricité et Eau de Madagascar (EEM) s’est chargée de la distribution à Antananarivo.

À partir de 1974, l’exploitation de l’énergie électrique à Madagascar avait été une activité économique réservée à l’Etat par le biais de la société d’Etat « JIRO SY RANO MALAGASY » (JIRAMA) qui était le fruit de la fusion des EEM et SEM.

Pourtant, l’exploitation du réseau électrique en provenance de la centrale hydroélectrique de Sahamadio dans le centre de Madagascar est assurée par la société privée JIRO SY RANON’NY FISAKANA (JIRAFI).

Plusieurs industries comblaient ses besoins énergétiques par l’autoproduction en énergie thermique ou en électricité. Cette autoproduction est également autorisée à Madagascar.

Suite à la promulgation de la loi n° 98-032 du 20 Janvier 1999, l’exploitation du secteur électricité tend vers la libéralisation. L’Etat commence à se désengager du secteur électricité.

Le réseau de la JIRAMA a été renforcé progressivement par les installations à caractère de distribution publique et gérées par les communes elles-mêmes ou par des privées.

Promotion 2008 7 Chapitre I : Situation énergétique à Madagascar

Il existe aussi des villes où la production électrique a été confiée aux communes elles- mêmes ou aux privés, à savoir : les communes d’Ambohimahasoa, Ihosy, et Anjozorobe.

I. 1. 2. LOI SUR L’ELECTRICITE A MADAGASCAR

Dans le cadre de la libéralisation du secteur électricité, il est nécessaire de définir les normes aux exploitations électriques. Plusieurs lois ont été promulguées :

 L’ordonnance n° 62-031 du 09 Septembre 1962, constituée essentiellement par les arrêtés n°1-2-3 du 08 Janvier 1958, concernant les renseignements (principes, modes de relations, politiques et financements) sur la législation en matière d’électricité.

 Décret n° 60-294 du 27 Août 1960 et le décret n° 62-535 du 31 Octobre 1962 portant les conditions techniques auxquelles doivent satisfaire les distributions d’énergie électrique.

 Décret n° 63-245 du 02 Mai 1963 déterminant les réglementations des opérations d’énergies électriques à usage privé.

 Décret n° 64-013 du 07 Janvier 1964 fixant les réglementations des opérations d’énergies électriques à usage public.

 Décret n° 66-247 du 02 Juin 1966 définissant les mesures à prendre avant d’effectuer tout travail ou opération au voisinage des lignes électriques aériennes et des canalisations électriques souterraines à usage public.

 Ordonnance n° 74-002 du Février 1974 concernant l’orientation de la politique de l’Eau et de l’Electricité.

 Loi n° 98-032 du 20 Janvier 1999, portant la politique économique du désengagement de l’Etat et la libéralisation du secteur électricité. Cette loi permet aux entreprises privées de créer et d’exploiter de petites sources d’électricité.

 Décret n° 2001 – 173, déterminant les conditions et modalités d’application de la Loi n°98-032.

I. 2. CONTEXTE ENERGETIQUE

I. 2. 1. CONTEXTE ENERGETIQUE MONDIAL

La consommation d’énergie électrique est étroitement corrélée avec le développement économique de chaque pays. D’après l’estimation en 1998, la consommation énergétique mondiale se partage de la façon suivante :

Promotion 2008 7 Chapitre I : Situation énergétique à Madagascar

Figure I. 1 : Consommation énergétique mondiale [10]

La consommation énergétique de l’humanité provient :  des carburants fossiles (pétrole, gaz, charbon de terre,…) : 77% ;  des sources renouvelables (énergie tirée du vivant : biomasse, bois, énergie hydraulique, éolienne, solaire, énergie des gradients thermiques océaniques) : 18% ;  Autres (nucléaires…) : 5%.

I. 2. 2. CONTEXTE ENERGETIQUE A MADAGASCAR

A Madagascar, la consommation d’énergie reste encore faible avec de 215 kgep (kilogramme d’équivalent pétrole) par habitant par an.

Les principaux problèmes concernant l’énergie résident dans les situations suivantes :

 Une pénurie croissante de bois de feu ;  Une dépendance totale à l’égard des importations des combustibles fossiles ;  Une faible capacité de planification du secteur énergie.

Quantité en MT.e.p RESSOURCES (Millions de Tonne Quantité en % PRIMAIRES d’équivalent Pétrole) Bois de feu 2788 68,1% Charbon de bois 458 11,4% Bagasse 70 1,7% Produits pétroliers 676 16,3% Electricité 88 2,0% Charbon minéral 19 0,5% TOTAL 4099 100%

Tableau I. 1 : Répartition quantitative de la demande énergétique à Madagascar [11]

Le parc de production de Madagascar représente une puissance de 256 MW installée (2003), pour une production globale supérieure à 620 GWh /an (2001). La production reste insuffisante pour satisfaire la demande en électricité. Cette puissance totale installée se repartit comme suit :

 104,4 MW hydraulique (40%)  151,7 MW thermique (60%).

Promotion 2008 7 Chapitre I : Situation énergétique à Madagascar

I. 3. ELECTRIFICATION RURALE

I. 3. 1. GENERALITES

La majorité de la population malgache sont des paysans habitant à la campagne. Or, le taux d’électrification à Madagascar s’étend encore à 24 % seulement, dont le 68,2 % est pour la zone urbaine et le 31,8 % celui de la zone rurale. [18] Ainsi, la majorité des Malgaches reste encore dans les obscurités quand il fait nuit.

Promotion 2008 7 Chapitre I : Situation énergétique à Madagascar

Le coût d’investissement lourd et l’exploitation intrinsèque déficitaire, ainsi que la dispersion de la population rurale ralentissent l’électrification classique des zones rurales. De ce fait, la rentabilité des projets d’électrifications rurales soumet sous plusieurs conditions.

Pour les milieux ruraux malgaches, on considère trois modes d’électrification possible :

 l’électrification rurale par extension du réseau de la JIRAMA;  l’électrification rurale par centrales autonomes ;  l’électrification rurale décentralisée ou E.R.D non traditionnelle.

L’électrification rurale a pour rôle de :

 Etaler une vie confortable dans un milieu rural,  Faciliter l’accès des paysans à l’information et à l’éducation,  Moderniser le mode de production pour avoir un rendement élevé,  Réduire les coûts du travail,  Satisfaire aux besoins domestiques et communautaires d’électricité spécifiques,  Créer des emplois dans le monde rural,  Substituer les énergies onéreuses pour les cuissons et les éclairages,  Améliorer les méthodes de travail des producteurs (transformation de produits agricoles, stockage au froid de produits agricoles, pompage pour l’irrigation …)  Permettre le développement d’activités productives en zone rurale,  Répondre à l’aspiration légitime des paysans d’accéder à une qualité de vie comparable à celle des villes,  Permettre la création des petites unités industrielles et artisanales,  Développer la culture générale des paysans.

I. 3. 2. POLITIQUE DU GOUVERNEMENT FACE A L’ELECTRIFICATION RURALE

La stratégie de l’électrification rurale à Madagascar est basée sur trois plans :

 Plan technique :

Le plan technique concerne le choix de mode d’électrification le plus efficace et le plus économique et la maîtrise de l’énergie.

 Plan institutionnel :

Les rôles des 3 acteurs d’électrification sont bien définis :

L’Etat a pour rôles de :

 Définir les normes sur l’électrification,  Planifier des processus,  Défendre les usagers et les opérateurs,

Promotion 2008 7 Chapitre I : Situation énergétique à Madagascar

 Soutenir les opérateurs aux investissements initiaux nécessaires (cofinancement).

Promotion 2008 7 Chapitre I : Situation énergétique à Madagascar

Le secteur privé garantit le développement du service pendant le contrat.

Les usagers doivent respecter les règles définies aux contrats de service.

 Plan organisationnel :

Le plan organisationnel concerne la gestion et la distribution d’électricité, ainsi que la gestion des clientèles.

L’organigramme suivant représente le schéma général de l’électrification rurale à Madagascar.

Figure I. 2 : Schéma général de l’électrification rurale à Madagascar [21]

I. 3. 3. AGENCE POUR LE DEVELOPPEMENT DE L’ELECTRIFICATION RURALE (A. D. E. R.)

L’Agence pour le Développement de l’Electrification Rurale, un organisme d’Etat, s’occupe particulièrement de l’électrification rurale. L’ADER a pour rôle de :

 Promouvoir l’émergence et le développement d’installation électrique en milieu rural, notamment en attribuant sur les subventions d’équipements prélevées sur le Fonds National de l’Electricité (FNE).  Garantir les conditions de viabilité technique, économique et financière des exploitants en milieu rural.  Préserver les intérêts des clients finaux en milieu rural et protéger leurs droits.  Suivre les activités relatives à l’électrification rurale dans les aspects économiques, statistiques et techniques.

Promotion 2008 7 Chapitre I : Situation énergétique à Madagascar

 Appuyer et soutenir les initiatives de développement rural et le bon fonctionnement des services sociaux à base rurale.

I. 3. 4. DIFFICULTES SUR L’ELECTRIFICATION RURALE

En général, les problèmes de l’électrification rurale sont basés sur les caractéristiques des usagers ruraux malagasy qui sont :

 Leur forte dispersion,  Leur faible consommation électrique,  Leur faible taux de branchement au réseau de distribution.

A cause des différentes difficultés à subir lors d’un projet d’électrification rurale à Madagascar, elle reste encore un vaste domaine à exploiter. Dans le chapitre suivant, nous allons commencer à parler du site à électrifier.

Promotion 2008 7 Chapitre II : Description de l’état initial du site d’implantation

CHAPITRE II : DESCRIPTION DE L’ETAT INITIAL DU SITE D’IMPLANTATION OU BASELINE

L’étude concerne la Région de l’Itasy, plus précisément les trois communes du district de Mandridrano (Soavinandriana). La Région de l’Itasy est limitée à l’Ouest par celle de Bongolava, au Sud par celle du Vakinankaratra, au Nord et à l’Est par celle d’Analamanga. Elle est constituée par 3 districts à savoir : Imamo, Mamolankazo et Mandridrano avec 51 communes soit 513 Fokontany. Elle s’étend sur une superficie de 6 727 km2. (Annexe 1)

D’après le programme de la Région de l’Itasy, la zone cible est constituée par les trois communes du district de Mandridrano:  Ambatoasana,  Ankisabe,  Mahavelona.

II. 1. IDENTIFICATIONS ADMINISTRATIVE ET JURIDIQUE

II. 1. 1. SITUATION GEOGRAPHIQUE

II. 1. 1. 1. La commune d’Ambatoasana

Sous une superficie de 146 km2, la commune rurale d’Ambatoasana se trouve dans la partie Ouest du district de Soavinandriana de la région de l’Itasy. Elle se situe à 50 km Soavinandriana (chef lieu du district de Mandridrano) en passant par les communes de Mananasy et de Mahavelona (Annexe 2).

Elle est entourée par les communes rurales suivantes :  A l’Ouest : Mahasolo (Région de Bongolava)  Au Nord : Mahavelona (District de Mandridrano, Région de l’Itasy)  A l’Est : Ankisabe (District de Mandridrano, Région de l’Itasy)  Au Sud : Tamponala (District de Mandridrano, Région de l’Itasy)

II. 1. 1. 2. La commune d’Ankisabe

La commune d’Ankisabe de latitude Sud 19°17’ et de longitude Est 46°28’, appartient au district de Mandridrano, de la Région de l’Itasy. Elle couvre une superficie de 295 km2 (Annexe2).

Elle est délimitée :  Au Nord par la commune rurale de Mahavelona.  A l’Est par les communes rurales d’Amparaky et d’Amberomanga.  Au Sud par la rivière de Kitsamby  A l’Ouest par la commune de Tamponala et la rivière de Samitaha.

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II. 1. 1. 3. La commune de Mahavelona

La commune rurale de Mahavelona est une commune du district de Soavinandriana, Région de l’Itasy. Elle a une superficie de 396 km2. Elle est limitée au Nord par la commune d’Ankadinondry Sakay, à l’Est par celle de Mananasy, au Sud par celle d’Ankisabe et à l’Ouest par celle d’Ambatoasana (Annexe 2).

Elle se situe à :  36 km de Soavinandriana,  24 km de la commune de Mananasy en suivant la Route d’Intérêt Provincial (RIP) N° 103 reliant Soavinandriana et Mahasolo,  50 km d’Ankadinondry,  20 km d’Ambatoasana,  18 km d’Ankisabe.

II. 1. 2. HISTORIQUE

II. 1. 2. 1. La commune d’Ambatoasana

« AMBATOASANA » signifie littéralement « pierre qu’on peut travailler ». On en déduit alors que ce nom provient de l’existence des plateaux sur les collines exploitables.

II. 1. 2. 2. La commune d’Ankisabe

Il existe deux versions : En 1898, le chef lieu de Canton était Bezezika, un village au Sud Est d’Ankisabe. Les villages de Tamponala et de Vohimarina appartiennent à ce Canton. Le moyen de transport était le « Filanjana » (4 hommes qui portent une chaise où le voyageur est assis). Comme les distances entre ces trois villages et le chef lieu de Canton étaient très larges, les habitants avaient changé le chef lieu de Canton un peu plus Nord de Bezezika. D’où le nom : « Nakisaka be » (littéralement : largement déplacé) qui devenait Ankisabe. Avant l’existence du village, la zone était couverte de roseaux et de buissons en malgache des « Hisatra ». Des groupes d’hommes qui suivaient les traces de leurs zébus disparus, avaient retardé dans la forêt de roseaux. Ils expliquaient leur retard à ses amis à cause de l’existence de grandes forêts de roseau : Hisatra be. D’ou le nom d’Ankisatra be transformé en Ankisabe. C’était la deuxième version.

II. 1. 2. 3. La commune de Mahavelona

Auparavant, le village portait le nom d’Ambatomainty c’est à dire un rocher noir surplombant le village. En 1902, un étranger affamé et très épuisé arrivait à Ambatomainty. Un gargotier l’accueillait avec hospitalité. Par suite, il a proposé de changer le nom du village en Mahavelona c’est à dire qu’on peut vraiment vivre. Les habitants acceptaient la proposition.

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II. 1. 3. SITUATION ADMINISTRATIVE

II. 1. 3. 1. La commune d’Ambatoasana

La commune Ambatoasana est composée par 28 villages repartis dans cinq Fokontany:  Antsapanimahazo : Ambatoasana centre, Ambatoasana Nord, Ambatomitsangana, Akijamandroso, Marirana, Amboara, Antanetimboahangy, Soamiafara, Maintiakoho, Mampitamby, Soatanana, Tsinjoarivo ou Manalasala et Amparihibe.  Ambohijanaka : Vohimarina, Fiadanamanga et Ambohimirary.  Miarikofeno : Morafeno, Ambatoasana Sud et Anosiarivo Sakay.  Tanamalaza : Ampararano, Antsahabe, Andriamanjaika, Ambohimamory, Ambohiboloana et Ambararata.  Ivanja : Tsinjovary, Antsimomparihy et Mahatsinjo.

II. 1. 3. 2. La commune d’Ankisabe

Elle est composée de 7 Fokontany :

 Akon’I Samitaha : le chef lieu de la commune.  Ambohidroa Mahafaly : à 25 km au Sud Est du chef lieu de la commune.  Ankerana : à 8 km au Sud du chef lieu de la commune,  Mahazina : à 20 km au Sud Est du chef lieu de la commune.  Soamiafara : à 12 km au Nord Est du chef lieu de la commune.  Soanierana : à 17 km à l’Est du chef lieu de la commune.  Soavimbahoaka : à 5 km au Nord du chef lieu de la commune.  Tsaramandroso : à 7 km au Sud du chef lieu de la commune.

II. 1. 3. 3. La commune de Mahavelona

Elle comporte 10 Fokontany qui sont Akonifiraisana, Ambatofotsy, Andafiatsimoboay, Andohady, Bevazaha, Masoandromaherana, Miaramandroso, Miarinatsimo, Soaniadanana, et Akon’Ambohimenabe. Ce dernier est le chef lieu de la commune.

II. 2. CARACTERISATION DE L’ENVIRONNEMENT BIOPHYSIQUE

II. 2. 1. MILIEU PHYSIQUE

II. 2. 1. 1. Climat et qualité de l’air

a. La commune d’Ambatoasana

La température de la zone varie de 20°C à 28 °C pendant la saison chaude et de 11°C à 19°C pendant la saison froide. La précipitation totale est de 1 700 mm au maximum. La pluie est très abondante pendant les mois de décembre à février.

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b. La commune d’Ankisabe

La commune d’Ankisabe a un climat tropical sec. Le climat se divise en deux saisons différentes :

 La saison pluvieuse pendant le mois de novembre au mois de mars.  La saison sèche pendant le mois d’avril au mois d’octobre. La précipitation totale est de 1 350 mm. La température varie de 20 °C à 28 °C.

c. La commune de Mahavelona

Le climat est de type tropical sec. Il est divisé en deux saisons :

 Mois de novembre au mois de mars : une saison pluvieuse de 900 à 1 110 mm de pluie par an.  Mois d’avril au mois d’octobre : une saison sèche.

La température maximale est de 30 °C, et la température minimale est de 12 °C. Ce qui donne la température moyenne égale à 21 °C. La pluviométrie annuelle est environ de 1797 mm avec 129 jours de pluie. Les conditions climatiques sont assez agressives avec des pluies orageuses.

II. 2. 1. 2. Relief morphologique

a. La commune d’Ambatoasana

La commune rurale d’Ambatoasana se situe dans la zone des hautes terres centrales. Son relief est caractérisé par des collines et des plateaux.

b. La commune d’Ankisabe

Le relief est constitué par un ensemble des trois surfaces (la couche d’érosion post crétacé, la couche méso tertiaire et la couche fin tertiaire). La commune d’Ankisabe se présente sous forme d’un vaste glacis dont la planéité est interrompue par des inselbergs isolés constitués par des granites et de gabbros. L’altération profonde des migmatites et des gneiss d’âge précambrien a entraîné l’incision des glacis découpés en lanières et croupes.

c. La commune de Mahavelona

La commune de Mahavelona se situe à 900 à 1 200 m d’altitude. Elle est caractérisée à l’Est par des collines avec des vallées étroites et à l’Ouest par des plateaux cultivables et des larges bas-fonds allant jusqu’à 200 Ha.

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II. 2. 1. 3. Hydrographie

a. La commune d’Ambatoasana

La rivière de la Sakay, un affluent de la grande rivière de Mahajilo passe par la Commune Rurale d’Ambatoasana dans son versant occidental. Cette rivière sépare la Région de l’Itasy et la Région de Bongolava. Deux affluents de Sakay, qui sont la rivière d’Ampasindava au sud et au nord la rivière de Marobotia traversent la Commune d’Ambatoasana.

b. La commune d’Ankisabe et Mahavelona

La rivière de Kitsamby délimite au Sud la commune d’Ankisabe. La commune d’Ankisabe s’est séparée de la commune de Mahavelona par la rivière de Samitaha. Il existe aussi quelques ruisseaux aux alentours de chaque Fokontany comme : Madiomitaha, Andriankely, Voay, Mangaika, Andranomavo, Andranomainty et Tsimandatsaka.

II. 2. 2. MILIEU BIOLOGIQUE

II. 2. 2. 1. Végétation naturelle

En général, la végétation naturelle est dominée par des formations graminéennes et des savanes herbeuses telles que l’Hyparhénia Ruffa (Vero be), l’Hétéropogon contortus (Danga), d’aristida et l’Helichrysum (Rambiazina).

II. 3. CARACTERISATION DE L’ENVIRONNEMENT HUMAIN

II. 3. 1. LA COMMUNE D’AMBATOASANA

En 2008, la population de la commune d’Ambatoasana compte environ 12 039, soit une densité de 82.45 habitants/ km2 avec un taux de croissance moyen de 3 %. La taille moyenne de ménage est de 5. On a la répartition des habitants par Fokontany dans le tableau suivant :

Fokontany Ambohijanak Antsapanimahaz Ivanja Miarikofeno Tanamalaz Total a o a Nombre de 3 200 4 462 846 1 596 1 935 12 039 population

Tableau I. 2 : Répartition des habitants par Fokontany de la commune d’Ambatoasana [13]

II. 3. 2. LA COMMUNE D’ANKISABE

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En 2008, la population de la commune compte environ 15 954 avec une densité moyenne de 54 habitants / km2. Le taux de croissance est de 4.3 %. La taille moyenne par ménage est de 6 personnes.

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On a la répartition suivante :

Fokontany Homme Femme Total Akon’I Samitaha 1 542 1 482 3 024 Soavimbahoaka 546 622 1 168 Soamiafara 1 067 1 266 2 333 Soanierana 1 039 1 115 2 154 Ankerana 537 612 1 149 Mahazina 900 985 1 885 Ambohidroa Mahafaly 977 1 235 2 212 Tsaramandroso 1 513 1 665 3 178 TOTAL 8 121 8 982 17 103

Tableau I. 3 : Répartition des habitants par Fokontany de la commune d’Ankisabe [14]

II. 3. 3. LA COMMUNE DE MAHAVELONA

Selon le recensement en 2008, la population de la Commune de Mahavelona s’élève à 18 177 ce qui donne une densité de 45.90 habitants/ km2. Le taux de croissance est de 4.5 %. La taille moyenne de la population est de 5 personnes par ménage. La répartition de cette population par Fokontany est représentée par le tableau suivant : Fokontany Homme Femme Total Akon’Ambohimenab 3 031 3 137 6 168 e Soaniadanana 722 700 1 422 Masoandromaherana 1 102 1 005 2 107 Ambatofotsy 540 522 1 062 Akonifiraisana 823 789 1 612 Miarinatsimo 714 662 1 376 Andafiatsimoboay 455 436 891 Andohady 439 420 859 Bevazaha 452 601 1 053 Miaramandroso 882 805 1 687 TOTAL 9 100 9077 18 177

Tableau I. 4 : Répartition des habitants par Fokontany de la commune de Mahavelona [15]

En résumé, on a les informations suivantes des trois communes cibles :  Le taux de croissance moyen de la population de la zone cible : 3.93 % ;  Le nombre total de la population, en 2008 : 47 379 habitants ;  La taille moyenne du ménage : 5 personnes.

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II. 4. CADRE SOCIO-ECONOMIQUE

II. 4. 1. AGRICULTURE

II. 4. 1. 1. La commune d’Ambatoasana

L’agriculture est la principale activité de production de la commune. La production agricole est basée par les cultures de riz, de mais, d’arachide, de pois de terre et de manioc. La surface cultivée représente près de 44% de la surface de la commune, soit 5 000 Ha, dont 61 % de cette surface pour la riziculture.

Type Produits Superficie Production Rendement (Ha) (tonnes) (tonnes /Ha) Céréale Riz sur les bassins versants 1 670 300 1.8 Riz irrigué 1 400 5250 2.5 Mais 1 300 1000 0.8 Légume Arachide 100 40 0.4 Pois de terre 166 50 0.3 Racine Manioc 50 125 2.5

Tableau I. 5 : Produits agricoles à Ambatoasana [13]

II. 4. 1. 2. La commune d’Ankisabe

Le riz, le mais, et le manioc sont les principaux cultures dans la commune d’Ankisabe. Pour l’autoconsommation, chaque ménage a un petit jardin pour des légumes. Faute de matériels, on dispose encore une vaste terre cultivable.

On a la production annuelle de la commune dans le tableau suivant :

Production Rendement Type Produit Superficie (Ha) (tonnes) (tonnes /Ha) Céréales Riz 3 646 8 557 2.3 Mais 1 034 2585 2.5 Légumes Haricot 202 303 1.5 Pois de terre 592 888 1.5 Brèdes 4 3.2 0.8 Soja 2 3 1.5 Tubercules Manioc 454 1 362 3 Pomme de terre 50 75 1.5 Patate douce 6 9 1.5 Autres Canne à sucre 5 10 2 Arachides 429 429 1

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Tableau I. 6 : Produits agricoles à Ankisabe [14]

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II. 4. 1. 3. La commune de Mahavelona

Les spéculations dominantes dans la commune sont le riz, le maïs et le manioc. La répartition est représentée dans le tableau suivant :

Produit Production annuelle (tonnes) Surface cultivée (Ha) Maïs 4 600 2 500 Riz irrigué 4 630 1 850 Riz pluvial 3 900 1 950 Manioc 2 040 120 Arachide 110 60 Haricot 35 20 Pois de terre 160 70 Soja 15 10 Banane 180 20 Tabac 7 6 Culture maraîchère 60 5

Tableau I. 7 : Produits agricoles à Mahavelona [15]

II. 4. 2. ELEVAGE

II. 4. 2. 1. La commune d’Ambatoasana

Les élevages bovin, porcin, et aviaire sont répandus sur toute la zone. Mais l’élevage bovin est prépondérant à cause de son utilisation à l’agriculture. L’élevage de vache laitière est très rare. Il existe aussi la pisciculture et la rizipisciculture.

II. 4. 2. 2. La commune d’Ankisabe

L’élevage bovin reste encore dominant dans le secteur. On a les données suivantes :

Type Bovin Porcin Volaille Lapin Nombre de têtes 9 645 1 576 45 913 250

Tableau I. 8 : Elevage à Ankisabe [14]

II. 4. 2. 3. La commune de Mahavelona

Les caractéristiques de l’élevage de la Commune sont représentées dans le tableau suivant :

Type d’élevage Bovin Porcin Aviaire Nombre 6 690 550 17 000

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Tableau I. 9 : Elevage à Mahavelona [15]

II. 4. 3. EDUCATION

II. 4. 3. 1. La commune d’Ambatoasana

Vingt-sept enseignants parmi les huit Ecoles Primaires Publiques assurent l’éducation de base des 1 368 élèves dans la Commune d’Ambatoasana. Les quatorze de ces enseignants sont à la charge de l’association des parents d’élèves. De plus, les six écoles privées renforcent cette éducation de base avec quinze instituteurs.

Ecole Primaire Publique (EPP) Ecole Privée Fokontany Nombre Nombre Nombre d’enseignants Nombre Nombre Nombres d’élèves Fonctionnair FRAM d’élèves d’enseignants e Ambohijanaka 2 538 4 4 0 0 0 Antsapanimahaz 3 411 4 6 3 396 8 o Ivanja 1 138 1 2 0 0 0 Miarikofeno 1 98 2 1 2 146 4 Tanamalaza 1 183 2 1 1 126 3 TOTAL 8 1 368 13 14 6 668 15

Tableau I. 10 : Education à Ambatoasana [13]

II. 4. 3. 2. La commune d’Ankisabe

Chaque Fokontany possède une Ecole Primaire Publique (EPP). Un Collège d’Enseignement Général (C.E.G.) est implanté au Fokontany chef lieu de la commune. Quatre écoles privées collaborent pour l’éducation des enfants. Le taux de scolarisation s’élève à 43%.

II. 4. 3. 3. La commune de Mahavelona

Le taux de scolarisation moyen reste encore faible car un enfant sur deux fréquente les établissements scolaires.

Fokontany EP CEG Privé Nombre Total Enfants Taux net de P d’élèves scolarisables scolarisation Garçons Filles Akon’Ambohimenabe 3 1 1 567 554 1121 1 537 73% Akonifiraisana 1 0 0 87 113 200 747 27% Miarinatsimo 1 0 0 70 67 137 384 25% Bevazaha 0 0 1 27 38 65 137 47% Andafiatsimoboay 1 0 0 43 28 71 292 24.3% Andohady 2 0 1 183 147 330 368 86% Miaramandroso 1 0 2 115 129 244 345 71% Soaniadanana 1 0 1 138 124 262 328 71.1%

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Ambatofotsy 1 0 0 50 57 107 298 36% Masoandromaherana 1 0 0 60 54 114 452 25.2% TOTAL 12 1 6 1 340 1 311 2 651 4 888 54%

Tableau I. 11 : Education à Mahavelona [15]

II. 4. 4. SANTE

II. 4. 5. 1. La commune d’Ambatoasana

La commune d’Ambatoasana possède 2 Centres de Santé de Base (CSB) dans les Fokontany d’Ambohijanaka et d’Antsapanimahazo avec un docteur, un infirmier et une sage- femme. Dans le Fokontany de Tanamalaza, il existe un centre de santé privée avec un docteur.

II. 4. 5. 2. La commune d’Ankisabe

Depuis 1999, un Centre de Santé de Base niveau II (CSB II) au chef lieu de la commune, avec un médecin chef et une sage femme assure la santé de la population. En plus, le SAF (Sampan’Asa ho Fampandrosoana) FJKM dispose d’un centre médical au Chef lieu de la commune.

II. 4. 5. 3. La commune de Mahavelona

La commune de Mahavelona dispose des quatre infrastructures sanitaires dont les 2 sont dans le Chef lieu de commune. Les 2 autres sont pour les Fokontany Andohady et Ambatofotsy.

II. 4. 5. MOYENS ET RESEAUX DE TRANSPORT

La charrette est le moyen de transport très utilisé à cause de la qualité de la route. Les camions et les véhicules y arrivent fréquemment. Les infrastructures routières sont généralement praticables pendant la saison sèche.

II. 4. 6. OUTILS DE COMMUNICATION

La zone cible fait partie de la zone de couverture des opérateurs téléphoniques ZAIN et ORANGE ainsi que TELMA. Le réseau BLU dans le cadre sécurisation constitue un moyen de communication efficace en période des pluies.

II. 4. 7. ENERGIE

Les bois de chauffe ou les rafles de maïs restent encore la source d’énergie les plus utilisée pour la cuisson. Il n’y a pas encore d’électricité. Les ménages utilisent des lampes à pétrole ou des bougies pour s’éclairer.

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II. 4. 8. REVENUS DES MENAGES

Le revenu mensuel de ménage varie de 48 400 Ariary à 1 150 000 Ariary. Le revenu moyen est de 580 949 Ariary. Le tableau suivant montre les revenus salariaux annuels moyens par sexe et selon la région. Unité : Ariary Région Masculin Féminin Ensemble Analamanga 1 579 273 952 153 1 319 134 Vakinankaratra 737 069 460 149 620 763 Itasy 638 598 450 303 580 949 Bongolava 702 904 448 395 580 189 Matsiatra Ambony 954 679 990 105 964 108 Amoron’i Mania 450 544 344 834 398 200 Vatovavy Fitovinany 982 028 525 537 778 694 Ihorombe 1 255 874 779 936 1 084 763 Atsimo atsinanana 769 624 416 348 602 069 Atsinanana 1 463 094 1 115 047 1 335 897 Analanjirofo 972 255 877 991 941 107 Alaotra Mangoro 829 884 501 219 664 246 Boeny 1 265 350 991 474 1 181 055 Sofia 1 053 200 960 483 1 031 041 Betsiboka 1 060 976 424 282 883 904 Melaky 1 052 396 668 341 945 451 Atsimo Andrefana 751 609 603 488 718 511 Androy 906 617 1 375 603 1 005 167 Anosy 917 787 874 273 901 037 Menabe 1 229 230 858 381 1 112 830 Diana 1 318 453 711 096 1 096 906 Sava 1 466 885 1 131 356 1 309 545 ENSEMBLE 1 146 722 749 893 990 600

Tableau I. 12 : Revenus salariaux annuels moyens par sexe et selon la région à Madagascar [25]

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Promotion 2008 18 PPARARTIETIE IIII :: MMETHODETHODOLOGIEOLOGIE Chapitre I : Production de l’énergie électrique

CHAPITRE I : PRODUCTION DE L’ENERGIE ELECTRIQUE

Le monde actuel a besoin de plus en plus d’énergie dont en grande partie la plus utile est l’énergie électrique. Pour satisfaire alors ce besoin énergétique, l’énergie électrique s’exploite à partir des énergies primaires, à savoir :

 Energie mécanique produite en temps réel par notre environnement par la chute d’une masse d’eau ou par le mouvement des marées et des vents.  Energie thermique causée par la combustion de produits fossiles (la houille, le lignite, les hydrocarbures : pétrole et gaz) ou par des réactions nucléaires de produits fissiles (uranium naturel, uranium enrichi, plutonium) ; et issue de l’énergie du soleil.

Pour satisfaire les besoins énergétiques de la zone cible, on va voir les trois modes de productions électriques possibles :  Une centrale thermique,  Un aménagement hydroélectrique,  Une extension du réseau de la JIRAMA.

I. 1. ALTERNATEUR

Avant d’entamer les différentes sources de productions électriques, l’alternateur qu’on aborde dans cette partie est un élément essentiel d’une centrale électrique (thermique ou hydroélectrique). La puissance mécanique disponible, créée par une turbine ou un moteur thermique, sera transmise à l’alternateur en réalisant l’ultime transformation sous forme d’énergies électriques.

I. 1. 1. PRINCIPE DE FONCTIONNEMENT

L’ensemble {rotor et stator} constitue un alternateur ou une machine synchrone. La f.é.m. (Force électromotrice) induite est produite par le déplacement du rotor par rapport au stator. Deux cas peuvent se présenter :

 Soit en tournant les conducteurs actifs sur le rotor, et le stator porte les pôles fixes. C’est le cas des petits alternateurs.

 Soit en mettant les pôles sur le rotor, et les conducteurs actifs sont placés sur le stator. Dans ce cas, le rotor peut être appelé aussi « un rotor inducteur ou une roue polaire ». Pour l’alternateur entraîné par une turbine à vapeur, la roue polaire est à pôles lisses ; tandis que la roue polaire à pôles saillants concerne les alternateurs entraînés par une turbine hydraulique ou par un moteur Diesel.

I. 1. 2. MISE EN EQUATION

I. 1. 2. 1. Fréquence du courant obtenu

La fréquence du courant obtenu est donnée par la formule suivante :

(2.1)

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Où : F ’ [Hz] : fréquence du courant obtenu, p : nombre de paires de pôles, n [tr/s] : fréquence de rotation du rotor.

I. 1. 2. 2. Force électromotrice (f. é .m) d’un alternateur

Réellement, la f.é.m. se définit comme suit :

(2.2)

Avec f ’ : fréquence du courant obtenu, N : nombre de conducteurs actifs de l’enroulement statorique (1 spire = 2 conducteurs), K : coefficient de Kapp compris entre 1,9 et 2,6, tel que K = Kb . Kf, Kf : coefficient minorateur du facteur de forme, Kb : coefficient de bobinage, Φmax [Wb] : flux maximal à travers chaque spire du stator.

(2.3)

Où m est le nombre d’encoches ou faisceaux par pôle et par phase, et λ définit l’angle électrique (2 pôles correspondant à 2π) entre 2 encoches consécutives.

I. 1. 2. 3. Equation de tension - Puissance d’un alternateur - Couple synchrone d’un alternateur

On a l’équation de tension d’un alternateur non saturé comme suit :

(2.4)

Tel que : US : tension induite synchrone (sous forme complexe), RS : résistance de l’induit, I : courant parcourant l’enroulement statorique, Xd : réactance synchrone longitudinale, Xq : réactance synchrone transversale.

Pour un alternateur triphasé à pôles saillants, la puissance active P s’écrit :

(2.5)

Et la puissance réactive Q est définie par :

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(2.6)

Sachant la puissance P, le couple électromagnétique Tsyn s’écrit :

(2.7)

Tsyn [N.m] : couple électromagnétique ns [tr/s] : vitesse du synchronisme.

I. 1. 3. RENDEMENT

On prescrit le rendement réel suivant :

(2.8)

Pf étant la puissance fournie. Il y a deux types de pertes de puissance à distinguer :

 Les pertes non mesurables dues à des phénomènes liés au débit de la machine comme : la concentration du courant vers l’extérieur dans une encoche, le supplément de pertes dans le fer lié à la distorsion du flux et du courant de Foucault induit dans un conducteur par le courant même qui le traverse, etc.,  Les pertes mesurables constituées par : les pertes indépendantes de la charge (pertes mécaniques et pertes magnétiques dites pertes Fer) et les pertes en fonction de la charge (Pertes par effet Joule). On distingue :

 Pertes par effet joule statorique :

(2.9)

R1 [Ω] : résistance statorique d’une phase, J1 [A] : courant statorique.

 Pertes par effet joule rotorique :

(2.10)

R2 [Ω]: résistance rotorique d’une phase, J2 [A] : courant rotorique.

 Pertes Fer : Pfer [W/ kg] = 2 à 5,

 Pertes mécaniques dues aux frottements et à la ventilation ou au refroidissement : Pm [W] = environ (1/40) de la puissance utile.

D’où, le rendement approché :

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(2.11)

I. 2. CENTRALE THERMIQUE

Après avoir vu le processus de conversion de l’énergie mécanique en énergie électrique par l’intermédiaire de l’alternateur, cette partie concerne la transformation de l’énergie chimique en énergie mécanique par une centrale électrique thermique.

I. 2. 1. DEFINITION

Il est impossible de créer, de transformer, de déplacer quoi que ce soit sans énergie. A partir des différentes sources énergétiques, l’homme produit une autre forme d’énergie qui est l’électricité. Dans le cas d’une centrale thermique constituée d’un groupe électrogène, l’énergie chimique est transformée en énergie mécanique par l’intermédiaire du moteur thermique. La machine synchrone convertit à son tour ce dernier en énergie électrique. En général, on a le schéma de principe suivant :

Figure II. 1 : Schéma de principe d’une centrale thermique [18]

On a sommairement les trois composantes principales d’une centrale thermique :  Les combustibles fossiles,  Le moteur thermique,  L’alternateur.

I. 2. 2. COMBUSTIBLES FOSSILES

Les combustibles s’oxydent par l’oxygène de l’air. Ce phénomène s’appelle « la combustion » s’exhibant sous deux réactions, à savoir, soit une combustion vive (dégagement de chaleur avec flammes), soit une combustion lente (dans le cas contraire). Les combustibles fossiles sont présentés en deux catégories :  La première catégorie : les lignites, les houilles, le gaz naturel,  La deuxième catégorie : le gaz de hauts fourneaux et les mazouts. Les mazouts ou les fuels provenant du pétrole sont des carbures d’hydrogène liquide. Ils renferment 86 à 87 % de carbone et 11 à 12% d’hydrogène et moins de 4% de soufre. Ils sont catégorisés en trois types, à savoir le fuel domestique, le fuel léger et le fuel numéro 2.

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I. 2. 3. MOTEURS THERMIQUES

I. 2. 3. 1. Généralités

Les moteurs thermiques sont des machines génératrices d’énergie mécaniques par le biais des énergies calorifiques renfermées dans les combustibles. En fonction du mode d’apport de chaleur, on classe les moteurs thermiques en deux catégories :

 Moteurs à combustion interne : caractérisés, après l'intromission du combustible, par la combustion directe au sein même du fluide en présence de l’oxygène en grande quantité dans l’atmosphère. Le fluide de travail se régénère en évacuant et en remplaçant par une nouvelle charge de fluide. Selon le type du fluide de travail, on considère deux types de moteur à combustion interne, à citer, le moteur à combustion interne à explosion (essence) et celui à compression (Diesel). C’est cette catégorie de moteur qu’on va parler dans toute la suite.

 Moteurs à combustion externe : caractérisés par les sources de chaleur extérieure (la combustion, la fusion nucléaire, l’énergie solaire, …). Comme le fluide de travail s’opère de manière indirecte, l’apport de chaleur nécessite une chaudière ou un échangeur thermique.

I. 2. 3. 2. Principe de fonctionnement

A l’intérieur d’un espace clos et hermétique ou le « cylindre », le déplacement d’une cloison mobile qu’on appelle « piston » déclenche la réaction thermochimique exothermique par le biais du combustible. Le fonctionnement du moteur thermique se définit sur les principaux cycles thermodynamiques s’avérant à 2 temps ou à 4 temps.

a. Cycle du moteur à 2 temps Pour un même tour de vilebrequin, l’évacuation des gaz brûlés et le remplacement par des gaz frais se font simultanément.

b. Cycle du moteur à 4 temps Pendant un tour de vilebrequin, l’aspiration et le refoulement des gaz se déroulent de manière disjointe. La durée du cycle de fonctionnement coïncide à deux tours vilebrequins. Le cycle théorique de Beau de Rochas présente brièvement le fonctionnement à 4 temps :

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Figure II. 2 : Cycle théorique de Beau de Rochas [18]

1-2 : compression 2-3 : combustion 3-4 : détente 4-5 : échappement 5-1 : admission

I. 2. 3. 3. Dimensionnement de la puissance d’un groupe électrogène

Pour entamer le dimensionnement d’un groupe électrogène, la formule de VELANDER suivante définit la puissance pointe en fonction de la consommation énergétique annuelle. Elle s’écrit comme suit :

(2.12)

P [kW] : puissance de pointe ou requise, ET [kWh/an] : consommation énergétique annuelle, K1 = 0.00025 K2 = 0.0714

Avec une marge de sécurité 20%, la puissance du groupe électrogène à dimensionner se définit par la formule suivante :

(2.13)

Avec Pg = P (1 + 20%) cos φ : facteur de puissance.

Pour un groupe électrogène de production, la puissance consommée par les charges doit être comprise entre 40% de Pn et 75% de Pn, Pn étant la puissance nominale du groupe.

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Mais pour un groupe électrogène de secours, il peut fonctionner en régime de puissance entre 50% de Pn et 120% Pn. L’ensemble du moteur thermique et de l’alternateur forme ce que l’on nomme un groupe électrogène. Par l’intermédiaire de ce groupe électrogène, l’énergie chimique procurée par les combustibles est transformée en énergie électrique.

I. 3. CENTRALE HYDROELECTRIQUE

I. 3. 1. GENERALITES

Par l’intermédiaire des systèmes mécaniques et électriques, la force de l’eau, ayant toujours la tendance à descendre offre une possibilité de produire l’électricité et d’autres usages d’énergie ainsi capturée.

On distingue cinq catégories, selon sa puissance, des centrales hydroélectriques:

 Des pico centrales (moins de 0.05 MW),  Des microcentrales (moins de 0.1 MW),  Des mini-centrales (moins de 1 MW),  Des petites centrales (moins de 10 MW),  Des centrales à grandes puissances (plus de 10MW jusqu’à 10 000MW).

I. 3. 2. PRINCIPE DE FONCTIONNEMENT

La masse d’eau d’une telle hauteur sera recueillie par des tubes soudés les uns aux autres, appelées une conduite forcée, plus ou moins verticalement vers une centrale en aval. Cette chute d’eau fait tourner un alternateur, produisant du courant alternatif, par l’intermédiaire d’une turbine. Les infrastructures et les équipements connexes sont :

 Le barrage de retenue,  La prise d’eau,  Le canal d’amenée,  La chambre de mise en charge.

On résume comme suit le principe de fonctionnement d’une microcentrale hydroélectrique :

Figure II. 3 : Principe de fonctionnement d’une microcentrale hydroélectrique [19]

I. 3. 3. DIMENSIONNEMENT

Promotion 2008 34 Chapitre I : Production de l’énergie électrique

L’aménagement d’un site hydroélectrique nécessite trois travaux principaux : l’aménagement du site d’implantation, le choix et l’installation de la turbine et l’entretien de l’ensemble.

I. 3. 3. 1. Choix du site d’implantation

L’étude du site va se baser sur l’hydrologie conditionnant le dimensionnement, la puissance et l’énergie moyenne annuelle ou la productibilité. De nombreux facteurs doivent être pris en considération pour le dimensionnement comme : la nature du site (sa pente ou son hauteur, son débit en eau, les conditions géologiques en amont et en aval, le voisinage cadastral, la population piscicole), les besoins énergétiques de la zone cible. Le cours d’eau utilisé doit être aménageable sur une dénivellation permettant une installation dépassant la puissance nécessaire.

a. Hauteur de chute brute

L’énergie totale entre l’entrée et la sortie de l’aménagement hydraulique est caractérisée par la chute brute. Elle est définie par la différence de l’altitude entre les niveaux d’eau à la prise d’eau et à l’aval de la centrale.

b. Hauteur de la chute nette

La chute nette est la charge hydraulique disponible pour la turbine. Donc, elle est définie par la différence entre la chute brute et la somme des pertes de charge dans les conduites d’eau. Par conséquent, on a la formule suivante :

(2.14)

Où hn : hauteur de la chute nette, Hb : hauteur de la chute brute, ∑ Hl : somme des pertes de charges dans l’aménagement (de l’ordre de 10 à 15 % Hb ), : Énergie résiduelle perdue à la sortie de la turbine.

On considère quatre types de pertes de charge dans la conduite :

 Perte de charge dans la conduite forcée ;  Perte à l’entrée de la chambre de mise en charge ;  Perte à l’entrée de la conduite forcée ;  Perte au passage de la vanne.

En général, on a :

(2.15)

I. 3. 3. 2. Puissance approximative d’une centrale hydraulique

Elle est définie par la formule suivante :

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(2.16)

Promotion 2008 34 Chapitre I : Production de l’énergie électrique

Où : P [W] : puissance hydroélectrique installée ou puissance électrique maximale, η : rendement, ρ [kg/ m3] : masse volumique de l’eau qui est égale à 1, g [m/s2] : intensité de pesanteur, Q [m3/s] : débit nominal, H [m] : hauteur.

Si on prend g = 9.81, η = 0.7, on a :

(2.17)

7 étant le coefficient de rendement général (incluant d’autres informations).

I. 3. 3. 3. Matériels hydromécaniques

a. Vannes et robinets

Automatisée ou télécommandée, une vanne est destinée aux organes mobiles à interrompre un circuit de fluide tandis qu’un robinet est réservé aux organes employés dans les conduites en pression. On distingue les types de vannes suivants :  Les vannes plates,  Les vannes à segment,  Les vannes à secteur. Pour les robinets, on distingue :  Les robinets papillons,  Les robinets sphériques (Ils sont souvent employés pour les très fortes pressions, et en général juste à l’amont des turbines ou des pompes),  Les robinets à pointeau (l’écoulement de l’eau est annulaire, autour du pointeau conique qui coulisse axialement et vient s’appuyer à la fermeture sur un siège),  Les robinets à jet creux (ils sont souvent utilisés, même aux fortes pressions, comme organes de vidanges de fond, en pied d’un haut barrage).

b. Turbine hydraulique

L’étude d’une centrale hydroélectrique va aussi se baser sur le choix et le dimensionnement de la turbine actionnée par l’eau. Il y a deux types de techniques :

 Turbine à action au cas où les pressions à l’entrée et à la sortie de la roue sont égales.

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 Turbine à réaction au cas où la pression à l’entrée de la roue est plus grande que celle de la sortie. Le choix du type de turbine (Pelton ou Francis ou Kaplan ou Banki) dépend de la hauteur de la chute nette et le débit nominal Qn.

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Une turbine est caractérisée par sa vitesse spécifique dépendant des paramètres suivants : son hauteur manométrique en mètre (H) ; la vitesse de rotation de la roue en tours/seconde (N) et la puissance recueillie à l’arbre en Watt ou en CV (P). La vitesse spécifique est la fréquence de rotation que devrait avoir une turbine modèle homothétique pour fournir une puissance de 736 W, sous un mètre de chute nette, et avec un rendement optimal. Elle est déterminée par la formule suivante :

(2.18)

Où : ns [tr/s] : vitesse spécifique, N [tr/s] : vitesse de rotation de la roue, P [W] : puissance recueillie à l’arbre, H [m] : hauteur manométrique. Le rendement d’une turbine dépend des variations de hauteur de chute et de débit. Sur ce se termine la partie concernant la production d’énergie mécanique par une turbine hydraulique qui va être transformée par l’alternateur.

I. 4. EXTENSION DU RESEAU DE TRANSPORTS D’ENERGIES DE LA JIRAMA

Via son coût plus économique et son installation facile, l’extension du réseau de transport de la société nationale JIRAMA est une solution adéquate pour l’électrification d’un village à proximité de près ou de loin de ce réseau. Cette partie traitera les informations nécessaires à ce type d’électrification.

I. 4. 1. SOCIETE NATIONALE JIRAMA

La JIRAMA a pour rôle principalement de satisfaire les besoins en électricité et en eau potable des ménages et des entreprises malagasy, conformément aux besoins de lutte contre la pauvreté et au développement de la nation. Ces besoins se montrent sous différents aspects selon les catégories de population qui n'ont pas les mêmes niveaux de développement :

 Population urbaine mieux équipée et mieux instruite, relativement facile d'accès au service de l'électricité et de l'eau potable, mais à majorité pauvre,  Population rurale, à très faible accès à l'électricité et l'eau potable, disséminée dans des zones difficiles d'accès, rendant difficile la rentabilisation des investissements,  Catégories industrielles et services en plein essor.

La JIRAMA contribue dans 66 des 232 communes urbaines de Madagascar. Parmi ces 66 centres opérationnels, 61 sont mixtes (eau et électricité), tandis que 5 assurent seulement la gestion de l'activité de production et de distribution d'eau potable. De plus, elle exploite 54 réseaux électriques répartis dans tous les pays. La production est assurée par 68 centrales dont 12

Promotion 2008 34 Chapitre I : Production de l’énergie électrique hydrauliques et 54 thermiques. En général, la JIRAMA produit, transporte et distribue 90% de l’énergie électrique utilisée. Le reste, soit environ 10%, provient de l’autoproduction.

I. 4. 2. RESEAUX ELECTRIQUES

I. 4. 2. 1. Généralités

Une ligne électrique comporte :

 Des conducteurs servant à transporter l’énergie électrique,

 Des isolateurs ayant pour rôle de supporter les conducteurs et isoler électriquement les conducteurs entre eux et par rapport à la terre,

 Des supports (poteaux ou pylônes) sur lesquels les isolateurs se fixent par l’intermédiaire des ferrures,

 Un armement : c’est l’ensemble d’organes métalliques fixés sur le support et destinés à recevoir les isolateurs.

Que ce soit en suspension ou en arrêt ou en angle, les quatre types de modèles d’armements assurent le transport d’énergie, à savoir :

 En forme de Nappe,  En forme de Nappe-Voûte,  En forme de Triangle,  En forme de drapeau,

Les ouvrages de la distribution publique sont classés en trois catégories, en tenant compte de la tension de ligne. Les ouvrages peuvent être :

 de première catégorie (U < 600 V (continue) ; U < 470 V (alternative)),  de deuxième catégorie (470 V < U < 57 000 V),  de troisième catégorie (57 000 V < U).

I. 4. 2. 2. Caractéristiques générales des ouvrages

a. Première catégorie :

 Hauteur disponible du conducteur : au moins 6 m au dessus du sol,  Portée maximale : 40m,  Distance entre les conducteurs : 0.70 m (armement en forme de Nappe, Nappe- Voûte et Triangle),  Distance entre les conducteurs : 0.35 m (armement en forme de Drapeau),  Mise à la terre du conducteur neutre : à son origine et tous les 1000 m (300 m pour les lieux foudroyés).

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b. Deuxième et troisième catégories :

 Supports métalliques : liés à terre,  Anti-escalades : au moins 2 m au dessus du sol,

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 Affiche réglementaire : inscription « Danger de mort » et « Défense absolue de toucher aux fils, même tombés à terre »,  Hauteur disponible : 6 m le long de voies publique, 8 m lors de leur traversée.

I. 4. 2. 3. Isolateurs

Construits à l’aide de verre trempé, les isolateurs assurent le support des conducteurs et les isoler électriquement entre eux. En fonction des contraintes subies en service, les différentes formes des isolateurs sont :  Isolateurs rigides (pour les ouvrages de premières catégories, montés directement sur une ferrure),  Isolateurs suspendus,  Isolateurs en chaîne (pour les ouvrages de seconde et troisième catégories),  Isolateurs antipollution,  Isolateurs en chaîne montées en V

I. 4. 3. TRANSFORMATEUR

I. 4. 3. 1. Généralités

Un transformateur installé en cabine maçonnée ou aérien sur pylône, est un appareil statique à induction électromagnétique destiné à modifier l’amplitude des signaux (courant et tension) en conservant la même fréquence [9]. Il comporte deux enroulements électriquement indépendants (les enroulements primaire et secondaire) placés sur un circuit magnétique unique.

Figure II. 4 : Schéma de transport de l’énergie électrique à grande distance [12]

Si on note N1 le nombre de spires de l’enroulement primaire et N2 celui du secondaire, le rapport de transformation M (sans dimension) est défini comme suit :

(2.19)

Si M < 1 le transformateur est abaisseur de tension : T2 Si M > 1 le transformateur est élévateur de tension : T1

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Figure II. 5 : Schéma de principe d’un transformateur [7]

I. 4. 3. 2. Mise en équation

 Equation des ampères-tours

(2.20)

Avec : (2.21) i1, i2, i0 (à vide) : courants instantanés en ampères,

𝓡 [H-1] : réluctance du circuit magnétique,

Ф [Wb] : flux principal, µ : perméabilité du circuit magnétique, S [m2] : section, l [m] : longueur moyenne du circuit magnétique.

 Forces contre électromotrices (f.c.é.m.) primaire et secondaire e1 et e2

(2.22)

(2.23)

 Flux de fuite фp

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(2.24)

(2.25)

L1 et L2 [H] : inductances des enroulements primaire et secondaire.

 Tensions primaire et secondaire v1 et v2

(2.26)

(2.27)

R1 et R2 [Ω] : résistances des enroulements primaire et secondaire.

 Force électromotrice (f.é.m.) E [V]

(2.28)

Bm [T] : induction maximale, f [Hz] : fréquence.  Circuit équivalent « vu du secondaire »

Figure II. 6 : Circuit équivalent d’un transformateur [9]

Les éléments équivalents dans le quadripôle sont :

2 Re = R1 . M + R2 (2.29)

2 Xe = L1w M + L2 w (2.30)

2 Rf.Ig : pertes fer, 2 Lw Iµ : puissance magnétisante, U1.M : tension primaire ramenée au secondaire, I1 / M : courant primaire ramené au secondaire.

 Intensité nominale d’un transformateur

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L’intensité nominale du transformateur s’obtient à partir de sa puissance S et de la tension secondaire à vide :

 En triphasé (pour le réseau de transport):

(2.31)

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 En monophasé (pour le réseau de distribution) :

(2.32)

S [VA] : puissance du transformateur, U [V] : tension secondaire à vide : 237V ou 410 V, In [A] : courant nominal.

Les tableaux suivants montrent les puissances normalisées des transformateurs HT/BT.

Puissance 1 1 1 2 2 3 apparente 100 160 250 315 400 500 650 800 000 250 600 000 500 150 [kVA] 230 244 390 609 767 974 1218 1535 1949 2436 3045 3899 4872 6090 7673 In [V] [A] 400[V 140 225 352 444 563 704 887 1127 1408 1760 2253 2816 3520 4435 ]

Tableau II. 1 : Puissances normalisées des transformateurs [9] D’une part, le support métallique du transformateur doit être mis à la terre ainsi que le bâti, la cuve et autres pièces métalliques de l’appareil et éventuellement les parafoudres et éclateurs. D’autre part un conducteur neutre N est exigé sur le départ des lignes triphasées de première catégorie, relié au point neutre et mis en communication directe avec le sol en plusieurs points. La première mise à la terre doit être réalisée à proximité du transformateur, par exemple sur le premier support après le transformateur. Pour le mettre hors de tension, le transformateur doit posséder un dispositif de sectionnement manœuvré du sol.

Les cosses sont utilisées pour fixer les câbles sur les bornes du transformateur ou d’un appareillage. On a fait un choix : cosse pour le neutre et cosse pour les phases et cosse pour la protection électrique.

Promotion 2008 34 Chapitre II : Réseau de distribution

CHAPITRE II : RESEAU DE DISTRIBUTION

D’après la définition, le réseau de distribution sert à fournir aux réseaux d’utilisations la puissance dont ils ont besoin.

II. 1. SUPPORTS

II. 1. 1. GENERALITES

A partir du poste source, la distribution d’énergie électrique se fait généralement sous 20kV jusqu’aux postes de transformation HT/BT ou MT/BT.

Il existe trois types de supports :

 support en bois (fréquemment utilisé en électrification rurale),  support béton,  support métallique. Le tableau suivant indique les avantages et les inconvénients des supports.

Nature du support Avantages Inconvénients Poteau en bois - Léger, - Peu résistant mécaniquement, - Facile à transporter pour le - durée de vie relativement courte, montage, - Nécessité d’un amortissement rapide. - Economique. Poteau en béton armé - très résistant mécaniquement, - Poids élevé et dimensions exagérées - Grande durée de vie, quand les efforts sont importants, - Entretien insignifiant. - Difficulté de transport, - Assez coûteux. Poteau métallique - très résistant mécaniquement, - Entretien assez coûteux (grattage, - Facile à transporter, peinture) pour éviter les corrosions. - Possibilité d’obtention des supports de grande hauteur, - Possibilité de montage sur place.

Tableau II. 2 : Avantages et inconvénients des supports [6]

II. 1. 2. CARACTERISTIQUES SPECIFIQUES

Pour le support en bois, à savoir, il existe deux types :

 support 12m : pour les poteaux d’angle et poteaux de nœud principal (deux poteaux par angle et par nœud),  support 10m : pour les poteaux intermédiaires.

Les caractéristiques des poteaux en bois sont représentées comme suit :

Longueur totale [m] 8 10 12 15 Diamètre Au sommet 0.14 à 0.16 0.15 à 0.17 0.17 à 0.19 0.18 à 0.19 [m] A la base 0.20 à 0.23 0.22 à 0.24 0.24 à 0.26 0.28 à 0.32

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Tableau II. 3 : Caractéristiques des poteaux en bois [6]

En pratique, la distance entre chaque support est de 40m. Le nombre de support en bois se détermine par la formule suivante : (2.33)

Avec L : longueur du réseau, 40 : distance entre deux supports mesurée en mètre.

Pour identifier le support, il faut placer des plaques, qui sont :

 Plaque de numérotage : en 1ère, 2ème et 3ème catégories : désignée, en abrégé, sur les schémas du présent opuscule, par l’annotation « plaque numéro ».

 Plaque « Danger de mort » : en 2ème catégorie et en 3ème catégorie

Le texte et les dimensions des lettres figurant sur ces plaques sont fixés d’après l’arrêté ministériel.

Texte imposé Hauteur des lettres en mm Supports en bois Supports en BA Autres supports

DEFENSE 8 13 17 ABSOLUE de toucher aux fils même tombés à terre. 12 16 30 DANGER DE MORT

Tableau II. 4 : Caractéristiques des plaques d’identification [20]

 Plaque « Adresse » : en 3ème catégorie, sur les supports particuliers ci-après, doivent être indiqué d’une façon apparente et durable, le nom, l’adresse, le numéro d’appel téléphonique de l’exploitant à prévenir en cas d’accident.

II. 2. AUTRES ELEMENTS CONNEXES

Les autres éléments constitutifs d’un réseau BT sont :

II. 2. 1. ENSEMBLE D’ANCRAGE DOUBLE

Il est destiné à fixer les câbles pré assemblés du réseau BT sur les supports (sur chaque poteau d’angle et chaque nœud principal). Il est constitué de deux pinces d’ancrage et d’une console d’ancrage. Il est fixé à l’aide d’un boulon de diamètre nominale 14 ou de deux feuillards 20 x 0.7mm.

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Figure II. 7 : Ensemble d’ancrage double [27]

II. 2. 2. ENSEMBLE D’ANCRAGE SIMPLE

Il sert à fixer ou à monter les câbles du réseau sur poteau pour une dérivation. Il est composé par une pince d’ancrage et une console d’ancrage Il est fixé à l’aide d’un boulon de diamètre nominale 14 ou de deux feuillards 20 x 0.7mm.

Figure II. 8 : Ensemble d’ancrage simple [27]

II. 2. 3. LIENS

Ils ont pour rôle de former les torsades des câbles dont voici un exemple de référence existant (fréquemment utilisés) :

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Figure II. 9 : Liens [27]

II. 2. 4. ENSEMBLE D’ALIGNEMENT

Il permet de fixer les torsades sur les supports qui ne sont pas des poteaux d’angle. L’ensemble d’alignement est constitué d’une console d’alignement (matière : alliage d’aluminium haute résistance, résistance à la traction : ex : 1750 daN pour l’ES 2000) et d’une pince d’alignement (matière : thermoplastique protégée U.V., résistance à la traction : 1600daN, résistance au glissement : 30 daN (pour l’ES 2000).

Figure II. 10 : Ensemble d’alignement [27]

II. 2. 5. FEUILLARD 20 X 0,7 MM

Il fixe tous les matériels de fixation sur poteau.

Figure II. 11 : Feuillard 20 x 0.7 mm [27]

II. 2. 6. CONNECTEUR DE DERIVATION

C’est un élément destiné à fixer les câbles placés en dérivation par rapport au nœud principal ; ce qui veut dire que lorsqu’il y a nœud il y a dérivation.

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Figure II. 12 : Connecteur de dérivation [27]

II. 2. 7. CONNECTEUR DE BRANCHEMENT

C’est un élément destiné aux câbles 16 mm² dérivant des câbles du réseau Basse Tension. Il est destiné pour chaque usager dont un pour la phase et un pour le neutre.

Figure II. 13 : Connecteur de branchement [27]

II. 2. 8. BOULONS DE DIAMETRE 14

C’est un ensemble de vis et écrou pour assembler deux éléments dont les six degrés de liberté sont éliminés. Leur longueur varie avec les dimensions des pièces à assembler (exemple de pièces à assembler : deux supports).

Promotion 2008 34 Chapitre II : Réseau de distribution

Promotion 2008 34 Chapitre III : Etude économique

CHAPITRE III : ETUDE ECONOMIQUE

La viabilité d’un projet dépend de plusieurs facteurs. Parmi ces critères, on cite : la fiabilité des études techniques, les besoins et marchés bien identifiés, la crédibilité du staff du projet et la rentabilité.

III. 1. DEFINITIONS

III. 1. 1. INVESTISSEMENT

Dans le sens le plus fondamental du terme, l'investissement est un détour de production. Au lieu de produire directement un bien, on commence par fabriquer un bien intermédiaire qui permettra ensuite de produire plus efficacement le bien voulu.

Pour l'entreprise, « investir » : c'est acquérir les biens durables (bâtiments, machines, etc.) lui permettant d'exercer son activité. Ces biens sont les investissements. En comptabilité, ils sont désignés par le terme immobilisations et figurent à l'actif du bilan. C'est l'investissement du point de vue de producteur.

« Investir », c'est aussi apporter de l'argent à une société (du capital, au sens comptable du terme) pour lui permettre d'acquérir des immobilisations. Il s'agit dans ce cas d'investissements financiers qui, en comptabilité, figurent aussi dans l'actif du bilan de la société apportant l'argent, dans la rubrique Autres Valeurs Immobilisées. C'est l'investissement du point de vue de l'investisseur (ou du financier).

En résumé, l’investissement est une immobilisation qui représente les ressources engagées pour une longue période de façon quasi irréversible. C’est la dépense immédiate et les revenus étalés dans le temps, parfois sur de nombreuses années. Répartissant dans les catégories matérielles et financières, l’investissement pour un projet se classe comme suit :

 Coût d’investissement d’implantations,  Coût d’investissement d’exploitations,  Coût d’investissement d’entretiens.

III. 1. 2. ACTUALISATION

L'actualisation permet, dans les études d'investissement, d'établir des équivalences entre des sommes d'argent disponibles à des époques différentes.

Un capital Cm disponible en fin d’année m, a pour valeur actualisée à la fin de l’année M :

(2.34)

: valeur actualisée à la fin de l’année M,

Cm : valeur disponible en fin d’année m, i : taux d’actualisation qui est le coefficient de correspondance entre les valeurs de biens économiques identiques, disponibles à des instants différents.

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III. 1. 3. FONDS DE ROULEMENT INITIAL

C’est la trésorerie nécessaire pour lancer le projet jusqu'à la rentrée des premières recettes.

III. 1. 4. AMORTISSEMENT

C’est la perte de la valeur d’un équipement. Il représente la charge fictive qui doit être comptabilisée. L’amortissement est ainsi nécessaire pour le renouvellement du matériel en question lorsque ce dernier est totalement amorti. Par définition, l’annuité d’amortissement se définit par la formule suivante:

(2.35)

Soit : (2.36)

Avec : A : annuité constante d’amortissement de l’équipement, V0 : valeur d’acquisition de l’équipement, VF : valeur de ferraillage à la fin de sa durée de vie, F : durée de vie de l’équipement, i : taux d’actualisation.

La durée de vie économique, habituellement admise par les usagers et l’administration se situe dans les limites suivantes :

ELEMENTS AMORTISSABLES DUREE D’AMORTISSEMENT IMMOBILISATIONS INCORPORELLES Frais d’établissement (frais de constitution, frais de 3 à 5 ans prospection, étude et recherche,) IMMOBILISATIONS CORPORELLES Terrains 10 ans Constructions En dur 20 à 50 ans Légères 5 ans Matériels et outillages Machines, outils, conteneurs, grues, machines 10 ans d’usines à durée de vie non précisée Ordinateurs 4 ans Matériels de transports 3 à 5 ans Matériels et mobiliers de bureau Mobiliers de bureau (tables, chaises, fauteuils, ) 10 ans Matériels de bureau (machines à écrire, machines à 5 ans calculer, …) Agencements, aménagements et installations 10 ans Cheptel reproducteur 5 ans

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Tableau II. 5 : Durée d’amortissement [24]

III. 1. 5. POINT MORT OU LE SEUIL DE RENTABILITE

C’est le point obtenu lorsque le chiffre d'affaires couvre à la fois les frais fixes et variables. Il correspond à une quantité minimale produite et vendue dans des conditions correctes de prix. Il évolue normalement année après année. On rappelle que, pour un produit, au-delà du point mort, on gagne de l'argent et en deçà on en perd. Il peut être exprimé en valeur du chiffre d'affaires ou en quantité de production, ou en degré d'utilisation de la capacité.

III. 1. 6. MODE DE TARIFICATION

Dans toute la suite, on définit les grandeurs suivantes :

CV [Ariary]: charges variables, CF [Ariary]: charges fixes, CE [kWH] : consommation énergétique annuelle, F’ [Ariary]: part fixe total, V [Ariary]: part variable total, t [%] : taux d’affectation en part fixe en énergie, PAE [Ariary] : part affectée en énergie, PNAE [Ariary] : part non affectée en énergie, nt : nombre d’année de tarification, Pf [Ariary/kW/mois]: prime fixe, Pv [Ariary/kWh]: prime variable, PS [kW] : puissance souscrite.

On a alors les formules suivantes :

(2.37)

(2.38)

(2.39)

(2.40)

(2.41)

(2.42)

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III. 1. 7. TEMPS DE RETOUR DE REMBOURSEMENT SIMPLIFIE (OU « PAY OUT TIME : POT)

C’est la période nécessaire pour que les revenus dégagés permettent de récupérer le montant d’investissement.

En supposant que les revenus sont constants d’une année à l’autre ; les capitaux sont empruntés ; les bénéfices sont soumis à des prélèvements fiscaux; l’amortissement est linéaire à valeur résiduelle nulle ; on a :

(2.43)

Avec : I’ : investissement ou le capital amortissable, B : bénéfice moyen brut annuel, a : taux d’imposition, A : amortissement annuel constant.

III. 1. 8. CASH-FLOWS PREVISIONNELS

Les Cash-flows prévisionnels sont généralement évalués comme la somme du bénéfice après Impôt et des amortissements. Ils permettent d'apprécier chaque année la capacité d'autofinancement de l’entreprise.

Le bénéfice actualisé ou « Discounted Cash-flow : DCF » ou la Valeur Actuelle Nette : VAN C’est la somme des valeurs actuelles des cash-flows associés à la réalisation de ce projet.

La VAN se définit par :

(2.44) Où : i : taux d’actualisation, (CF)p : cash-flow actualisé à l’année p tel que

(2.45)

Tel que : Vp : recette d’exploitation à l’année p, Cp : coût opératoire qui est la somme des dépenses d’exploitation Dp et des amortissements Ap à l’année p ainsi que des intérêts en cas d’emprunt Fp, Ip : investissements totaux à l’année p, a : taux d’imposition.

Par suite, la VAN s’écrit :

(2.46)

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I’ : capital amortissable, f : fonds de roulement, Ir : valeur résiduelle.

III. 1. 9. TAUX DE RENTABILITE INTERNE (TRI) OU RATE OF RETURN

C’est la valeur du taux d’actualisation annulant le bénéfice actualisé sur n années c'est-à- dire le taux maximum auquel les revenus du projet permettant de rémunérer le capital investi sans que le projet ne devienne déficitaire. En plus de l’outil d’aide à la décision, le TRI a pour rôle d’indiquer le taux de profit de l'investissement et le taux d'intérêt maximal servi pour l'emprunt sans entraîner de perte pour le projet.

Le TRI est obtenu à partir de l’équation suivante :

(2.47)

Si le TRI est supérieur au taux d’actualisation de l’entreprise (en général i = 15%), le projet est rentable.

III. 2. COUT TOTAL DU PROJET

III. 2. 1. COUT D’INVESTISSEMENT D’IMPLANTATION

L'investissement correspond à des opérations qui peuvent être de natures très différentes. Le coût d’investissement englobe les dépenses suivantes :

 Dépenses préliminaires : première investigation sur les études de rentabilité, techniques, économiques et commerciales ; recherche de financement et conseil juridique,...  Terrain et l’aménagement du terrain : coût du terrain, frais notariaux, taxes et frais d’enregistrement, drainage et viabilisation,...  Constructions : fondation, bâtiment, réservoirs, évacuation d’eaux usées, clôtures, accès.  Matériels : machines et moteurs (fondations, installations, essai et mise en route), lignes électriques et téléphoniques, les véhicules, les réseaux, les transformateurs et les équipements d’entretiens et de maintenance, les pièces de rechange, …  Immobilisations incorporelles : brevets, licences,…  Frais de premier établissement : recrutement des personnels, publicité, formation des personnels, …  Fonds de roulement

III. 2. 2. COUT D’EXPLOITATION OU COUT OPERATOIRE

III. 2. 2. 1. Charges fixes

Elles regroupent :

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 Les frais des personnels avec les charges sociales : salaires, indemnités, charges sociales, …  Le coût de maintenance et d’entretien  Les dotations aux amortissements  Les autres charges fixes

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 Le frais de communication  Les assurances  Les impôts et taxes : taxes et impôts directs (patente, impôts fonciers, taxes municipales et régionales, …) ; taxes et impôts indirects (taxe sur la valeur ajoutée, taxe sur les prestations de service, taxe local, …) ; droits d’enregistrements et timbres.

III. 2. 2. 2. Charges variables

Elles rassemblent les différents coûts des matières premières en citant les coûts suivants :

 Le coût du combustible  Le coût du lubrifiant  Le coût des pièces d’usure

III. 2. 2. 3. Charges financières

Elles englobent les intérêts sur les emprunts à moyen ou à long terme

III. 3. ELEMENTS FINANCIERS NECESSAIRES AUX PREVISIONS D’INVESTISSEMENT

III. 3. 1. TABLEAU D’INVESTISSEMENT ET DES EQUIPEMENTS

Le tableau d’investissement décrit les dépenses relatives aux acquisitions des immobilisations corporelles ; aux frais des immobilisations incorporelles au temps de démarrage d’un projet et aux renouvellements à la période d’exploitation.

On rappelle que [23] :

 Immobilisations incorporelles : ce sont les actifs non monétaires, identifiables et sans substance physiques, détenus par une entité pour la production, la fourniture de biens ou de services, la location ou l'utilisation à des fins administratives.

 Immobilisations corporelles : ce sont les actifs corporels détenus par une entité pour la production, la fourniture de biens ou de services, la location ou l'utilisation à des fins administratives.

 Actif est une ressource contrôlée par une entité du fait d'événements passés et dont elle attend des avantages économiques futurs.

III. 3. 2. BILAN

C’est la photographie, à une date déterminée, de la situation du patrimoine de l'entreprise. Le bilan se présente sous la forme d'un inventaire, à une date donnée, récapitulant l'ensemble des ressources dont dispose l'entreprise et la façon dont elle les a utilisées. Les emplois

Promotion 2008 46 Chapitre III : Etude économique correspondant aux biens et aux créances détenues par l'entreprise sont inscrits à l'actif du bilan, tandis que le passif correspond à la récapitulation de ses ressources.

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III. 3. 3. COMPTE D’EXPLOITATION PREVISIONNEL

C'est un tableau qui montre que si, pendant une période donnée (exercice), l'exploitation a engrangé des bénéfices ou des pertes, en montrant les différents produits et charges entrant dans la formation de ce résultat.

III. 3. 4. COMPTE DE TRESORERIE PREVISIONNEL

C'est un tableau qui montre la succession dans le temps des différentes recettes et dépenses d'une entité donnée et qui montre le solde de trésorerie dont dispose l'entité (disponible en caisse, à la banque...) à chaque fin de période. Peuvent entrer en jeu les dépenses d'investissement comme des dépenses liées aux charges d'exploitation. Le compte de trésorerie prévisionnel retrace les flux financiers générés par l’activité.

Promotion 2008 46 PPAARRTTIIEE IIIIII :: BBUUSSIINNEESSSS PPLLAANN DDEE LL’’EELLEECCTTRRIIFFIICCAATTIIOONN RRUURRAALLEE DDEESS CCOOMMMMUUNNEESS :: AAMMBBAATTOOAASSAANNAA –– AANNKKIISSAABBEE –– MMAAHHAAVVEELLOONNAA Chapitre I : Besoin en consommation d’énergie

CHAPITRE I : BESOIN EN CONSOMMATION D’ENERGIE ELECTRIQUE Pour électrifier un village, ses besoins en énergie doivent être déterminés. Dans cette partie, on va définir la consommation électrique de la localité.

I. 1. DESCRIPTION DE LA METHODE

I. 1. 1. ENQUÊTE SOCIO-ÉCONOMIQUE

I. 1. 1. 1. Généralités

L’enquête socio-économique auprès de la zone cible permet d’avoir les informations nécessaires à l’évaluation de la consommation électrique. En général, ces informations viennent des :  Données macro-économiques,  Monographies des communes cibles,  Organisations du service,  Demandes et besoins énergétiques locaux,  Données techniques disponibles,  Conditions et modes de financement,  Interlocutions locales.

Pour estimer les consommations énergétiques, une enquête prospective est réalisée auprès de chaque ménage de la zone cible. Le tableau de la fiche d’enquêtes est présenté dans l’annexe (Annexe 3). On suppose que la zone n’ait pas encore d’électricité. Les équipements à utiliser sont estimés en fonction du niveau de vie et de la prévision matérielle des ménages. Les besoins réels des usagers vont se baser généralement à quelques heures d’éclairage et des appareils audio-visuels. Les caractéristiques des ménages se reflètent à travers les informations recueillies. Parmi ces informations, on cite :

 La demande individuelle en énergie à substituer par l’électricité,  La capacité de paiement,  La prévision d’équipements de chaque ménage et ses heures d’utilisations.

I. 1. 1. 2. Classement des usagers En fonction des besoins nécessaires, les usagers se classent dans les catégories suivantes :

a. Ménage de type 1

Ce type regroupe les ménages dont ses besoins sont généralement limités à quelques points lumineux et radio. Une puissance de quelques dizaines de watts par ménage suffit à combler leurs besoins énergétiques.

b. Ménage de type 2

Les besoins énergétiques dépendent du niveau de vie de chaque ménage. Cette catégorie réunit les usagers utilisant, en plus du besoin de base, des appareils plus conforts (appareils

Promotion 2008 75 Chapitre I : Besoin en consommation d’énergie audio-visuels : radio, télévision, lecteur VCD/DVD, réfrigérateur, fer à repasser). Il faut noter que les appareils audio-visuels peuvent être aussi des sources de revenus.

c. Consommateurs communautaires

Les écoles, les hôpitaux ou Centre de Santé de Base (C.S.B.), les églises, les bâtiments administratifs (Mairie, poste de la gendarmerie, …) se rassemblent dans ce type d’usagers. En particulier, grâce à l’utilisation des appareils sanitaires spécifiques, les hôpitaux ont des besoins particuliers. Les équipements de ce type se globalisent dans : les éclairages, les ordinateurs, les réfrigérateurs à usages sanitaires, les autres appareils sanitaires, …

d. Eclairages publics

Pour la sécurité publique, les éclairages publics tiennent un grand rôle. Le nombre des éclairages publics varie en fonction des besoins communautaires.

e. Consommateurs productifs

Les transformations agricoles, les petites entreprises ou la force motrice à basse tension (F. M. B. T.) comme des décortiqueries, les menuiseries nécessitent des approvisionnements énergétiques particuliers. On les classe dans ce groupe de consommateurs.

I. 1. 2. ORGANIGRAMME DE LA METHODE

I. 1. 2. 1. Algorithme général

Figure III. 1 : Algorithme général [1]

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I. 1. 2. 2. Evaluation des abonnés, de la puissance de pointe, de la consommation énergétique

Figure III. 2 : Algorithme de la méthode générale [19]

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I. 2. CARACTERISTIQUES TECHNIQUES DE LA CONSOMMATION EN ENERGIE ELECTRIQUE

I. 2. 1. EVALUATION DU NOMBRE D’ABONNES

I. 1. 2. 1. Abonnés à l’année de référence

Pour une année de référence 2008, on évalue, en perspective, les besoins énergétiques à partir des résultats des enquêtes socio-économiques. Les données nécessaires à l’année de référence sont : • Le nombre des habitants H0, • La taille de ménage, • Le nombre de ménage,

• Le nombre d’abonnés estimatif A0, • Le taux de croissance de la population.

Les cinq critères de sélection ci-dessous classent les villages prioritaires à partir d’un jeu de coefficients dépendant de l’importance relative aux yeux du décideur :

 La potentialité du village,  La solvabilité des habitants du village à électrifier,  La volonté politique,  Les aspects financiers et viabilité technique,  La recherche d’un équilibre interrégional.

Par suite, on a sélectionné les douze villages des Fokontany chefs lieux des communes suivants :

 Commune rurale d’Ambatoasana :

 Ambatoasana Centre  Ambatoasana Nord  Soatanana  Vohimarina

 Commune rurale d’Ankisabe :

 Ankisabe  Ankijandrainibaka  Miadapahonina  Ampanofolaka

 Commune rurale de Mahavelona:

 Ambatonimanga  Miarikofeno  Mahavelona  Morafeno

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D’après les enquêtes, on a les données suivantes :

Nombre Taille Nombre du Taux de d’habitants à Nombre d’abonnés moyenne du ménage à croissance La zone d’études l’année de estimatifs à l’année ménage l’année de de la référence de référence 2008 [personnes] référence 2008 population 2008 Ambatoasana 12 039 5 2 407 3 % 646 Ankisabe 17 103 6 2 850 4.3 % 2 130 Mahavelona 18 237 5 3 647 4.5 % 1 912 3 communes cibles 47 379 5 9 476 3, 93 % 4 658 Les villages sélectionnés pour le groupe 16 854 5 3 371 3, 93 % 1 219 électrogène existant

Tableau III. 1 : Caractéristiques des zones d’étude

Les répartitions des abonnés en fonction des zones d’études sont représentées suivantes :

Figure III. 3 : Répartition des abonnés – Commune Ambatoasana

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Figure III. 4 : Répartition des abonnés – Commune Ankisabe

Figure III. 5 : Répartition des abonnés – Commune Mahavelona

Figure III. 6 : Répartition des abonnés des communes : Ambatoasana, Ankisabe et Mahavelona

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Figure III. 7 : Répartition des abonnés – 12 villages sélectionnés

I. 1. 2. 2. Evolution du nombre d’abonnés

Hypothèse 1 : 20% des nouvelles populations annuelles créent de nouveau ménage susceptible de s’abonner.

A partir des informations à l’année de référence, le nombre d’abonnés à l’année n s’obtient par la formule suivante :

(3.1)

Avec : (3.2)

An : nombre d’abonnés à l’année n, An+1 : nombre d’abonnés à l’année (n+1), H0 : nombre d’habitants à l’année de référence, Hn+1 : nombre d’habitants à l’année (n+1) [Résultats à l’annexe], a1 : taux de croissance de la population, b’ : pourcentage des nouvelles populations annuelles créant de nouveau ménage susceptible de s’abonner, c’ : taille moyenne du ménage.

On représente les résultats d’études dans le tableau suivant :

Année 2009 2013 2018 2023 2028 2033 Zone d’étude Ambatoasana 660 723 812 915 1 034 1 173 Ankisabe 2 155 2 264 2 428 2 632 2 883 3 193 Mahavelona 1 945 2 092 2 315 2 594 2 942 3 375 3 communes 4 733 5061 5550 6143 6862 7735 cibles

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Tableau III. 2 : Evolution du nombre d’abonnés

Les figures suivantes montrent l’évolution des abonnés en fonction de la zone d’étude.

Figure III. 8 : Evolution du nombre d’abonnés – Commune Ambatoasana

En 2033, le nombre d’abonnés à Ambatoasana sera 1 173 sur 5 041ménages (soit 25 207 habitants). Le taux de branchement sera 23 %.

Figure III. 9 : Evolution du nombre d’abonnés – Commune Ankisabe

En 2033, le nombre d’abonnés sera 3 193 sur 8 166 ménages (soit 48 998 habitants). Le taux de branchement sera 39.10 %.

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Figure III. 10 : Evolution du nombre d’abonnés – Commune Mahavelona

En 2023, le nombre d’abonnés sera 3 375 sur 10 962 ménages (soit 54 810 habitants). Le taux de branchement sera 31 %.

Figure III. 11 : Evolution du nombre d’abonnés des communes : Ambatoasana, Ankisabe et Mahavelona

En 2033, le nombre d’abonnés sera 7 735 sur 24 859 ménages (soit 124 296 habitants). Le taux de branchement sera 31 %.

En général, on fait le dimensionnement du groupe électrogène à partir de la demande en énergie en 5ième année en tenant compte de la période de croisière de fonctionnement du groupe électrogène.

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On a alors l’évolution du nombre d’abonnés des villages sélectionnés pendant cinq ans dans le tableau suivant :

Année 2009 2010 2011 2012 2013 Nombre d’abonnés 1246 1273 1302 1331 1362

Tableau III. 3 : Evolution du nombre d’abonnés – 12 villages sélectionnés

Et la courbe représentative se montre comme suit :

Figure III. 12 : Evolution du nombre d'abonnés - 12 Villages sélectionnés

Ainsi termine l’évolution des abonnés pour chaque zone d’études, on va voir dans le paragraphe suivant l’évolution de la puissance de pointe.

I. 2. 1. EVALUATION DE LA PUISSANCE DE POINTE

La puissance de pointe est la puissance maximale demandée dans une journée par les usagers. En répartissant la puissance consommée par chaque équipement, en fonction du type de ménage, le profil de charge décrit brièvement la puissance totale consommée par heure. A partir de ce profil de charge,on en déduit la courbe de charge journalière.

I. 1. 2. 1. Puissance de pointe à l’année de référence

D’après les figures suivantes, en général, on a deux intervalles d’heures de pointe qui sont :

 8h à 12h,  14h à 20h.

L’heure de pointe durera T0 = 10h.

Dans toute la suite, PI désigne la puissance de début de pointe.

On représente sur la figure suivante le profil de charge journalière à l’année de référence de chaque zone d’études.

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Figure III. 13 : Profil de charge journalière à l’année de référence 2008 - Commune Ambatoasana

Pour la commune Ambatoasana, la puissance de pointe commence à partir de PI = 34 kW. Elle a pour valeur maximale de 41,92 kW.

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Ces heures de pointe sont représentées par la figure suivante :

Figure III. 14 : Heures de pointe sur le diagramme de charge journalière - Commune Ambatoasana

Figure III. 15 : Profil de charge journalière à l’année de référence 2008 - Commune Ankisabe

En débutant avec PI = 58 kW, la puissance de pointe maximale est de 78 kW.

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Les intervalles de pointe sont représentés dans la figure suivante :

Figure III. 16 : Heures de pointe sur le diagramme de charge journalière - Commune Ankisabe

Figure III. 17 : Profil de charge journalière à l’année de référence 2008 - Commune Mahavelona

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Avec une puissance de pointe 136 kW, la commune de Mahavelona a deux intervalles de pointe qui se débutent à partir de PI = 92 kW. Dans ce cas, la pointe dure 3h.

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On a les intervalles de pointe suivants :

Figure III. 18 : Heures de pointe sur le diagramme de charge journalière - Commune Mahavelona

Figure III. 19 : Profil de charge journalière à l’année de référence 2008 Communes : Ambatoasana, Ankisabe et Mahavelona

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D’après la courbe, on constate qu’il y a deux intervalles d’heures de pointe qui sont : de 8h à 12 h et de 14h à 20h. L’heure de pointe durera T0 = 10h. La puissance de pointe commence à partir de 182 kW. Ces heures de pointe sont représentées par la figure suivante :

Figure III. 20 : Heures de pointe sur le diagramme de charge journalière Communes : Ambatoasana - Ankisabe et Mahavelona

Figure III. 21 : Profil de charge journalière à l’année de référence - 12 Villages sélectionnés

Promotion 2008 75 Chapitre I : Besoin en consommation d’énergie

D’après la courbe, on constate qu’il y a deux intervalles d’heures de pointe qui sont : de 8h à 12h et de 14h à 20h. L’heure de pointe durera T0 = 10h. La puissance de pointe commence à partir de 67 kW.

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On les représente dans la figure suivante :

Figure III. 22 : Heures de pointe sur le diagramme de charge journalière - 12 villages sélectionnés

I. 1. 2. 2. Monotone de charge journalière à l’année de référence

La courbe des puissances classées ou la monotone de charge s’obtient en classant les puissances horaires du profil de charge par ordre décroissante. Elle a pour rôle de donner les puissances moyennes quotidiennes, classées en fonction du pourcentage du temps pour lequel une valeur est dépassée. La durée de pointe T0 se définit sur la monotone de charge de manière que le gradient de puissance est fortement négatif. Ainsi, on obtient l’heure du début de pointe et celle de la fin de pointe. T0 est égale à 10h sur la monotone de charge journalière.

On représente les monotones de charges de chaque zone d’études dans les figures suivantes :

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Figure III. 23 : Monotone de charge journalière à l’année de référence 2008 - Commune Ambatoasana

Figure III. 24 : Monotone de charge journalière à l’année de référence 2008 - Commune Ankisabe

Figure III. 25 : Monotone de charge journalière à l’année de référence 2008 - Commune Mahavelona

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Dans le cas de la commune Mahavelona, T0 est égale à 3h.

Figure III. 26 : Monotone de charge journalière à l’année de référence 2008 Communes Ambatoasana – Ankisabe – Mahavelona

Figure III. 27 : Monotone de charge journalière à l’année de référence 2008 - 12 Villages sélectionnés

I. 1. 2. 3. Puissance de pointe à l’année n

D’après l’enquête, le nombre d’abonnés à l’année de référence s’estime à 4 658 abonnés. A partir de ce nombre, la puissance de pointe à l’année n est obtenue à partir de la formule suivante : (3.3)

Avec : (3.4)

Pp (n) : puissance de pointe à l’année n, Pp0 : puissance de pointe à l’année de référence, Mn+1 : nombre d’abonnés qui utilisent l’électricité aux heures de pointe à l’année (n+1), Mn : nombre d’abonnés qui utilisent l’électricité aux heures de pointe à l’année n,

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M0 : nombre d’abonnés qui utilisent l’électricité aux heures de pointe à l’année de référence, An+1 : nombre d’abonnés à l’année (n+1), An : nombre d’abonnés à l’année n, Cn : pourcentage de nouveau ménage parmi les nouveaux abonnés.

Avec une marge de 20%, on a la puissance estimative demandée suivante :

(3.5)

Pg (n) [kW] : puissance estimative demandée à l’année n, Pp (n) [kW] : puissance de pointe à l’année n.

La puissance apparente S (n) est définie par la formule :

(3.6) cos φ : facteur de puissance qui est égal à 0,8.

On a les résultats suivants :

Année 2009 2013 2018 2023 2028 2033 Mn [abonnés] 631 689 773 870 982 1 112 Pp(n) [kW] 42 46 52 59 66 75 Pg (n) [kW] 51 56 63 70 80 90 S (n) [kVA] 64 70 78 88 100 113

Tableau III. 4 : Evolution de la puissance – Commune Ambatoasana

Année 2009 2013 2018 2023 2028 2033 Mn [abonnés] 2 101 2 204 2 359 2 550 2 786 3 077 Pp(n) [kW] 78 82 88 95 104 115 Pg (n) [kW] 94 99 106 114 125 138 S (n) [kVA] 118 124 132 143 156 173

Tableau III. 5 : Evolution de la puissance de pointe – Commune Ankisabe

Année 2009 2013 2018 2023 2028 2033 Mn [abonnés] 1 885 2 023 2 233 2 495 2 822 3 229 Pp(n) [kW] 138 148 164 183 207 237 Pg (n) [kW] 166 178 197 220 249 285 S (n) [kVA] 207 223 246 275 311 356

Tableau III. 6 : Evolution de la puissance de pointe – Commune Mahavelona

Année 2009 2013 2018 2023 2028 2033 Mn [abonnés] 4 619 4 928 5 388 5 945 6 621 7 441

Promotion 2008 75 Chapitre I : Besoin en consommation d’énergie

Pp(n) [kW] 255 272 298 329 366 412 Pg (n) [kW] 307 327 358 395 440 494 S (n) [kVA] 383 409 447 494 550 618

Tableau III. 7 : Evolution de la puissance de pointe – Trois communes cibles

Année 2009 2010 2011 2012 2013

Mn [abonnés] 1 188 1 214 1 241 1 269 1298

Pp(n) [kW] 102 104 106 109 111

Pg (n) [kW] 122 125 128 130 133 S (n) [kVA] 153 156 160 163 167

Tableau III. 8 : Evolution de la puissance – 12 villages sélectionnés

Promotion 2008 75 Chapitre I : Besoin en consommation d’énergie

On va représenter par les figures suivantes l’évolution de la puissance de pointe de chaque zone d’études.

Figure III. 28 : Evolution de la puissance de pointe - Commune Ambatoasana

Figure III. 29 : Monotone de charge journalière à l’année de référence 2008 - Commune Ankisabe

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Figure III. 30 : Monotone de charge journalière à l’année de référence 2008 - Commune Mahavelona

Figure III. 31 : Monotone de charge journalière à l’année de référence 2008 Communes : Ambatoasana -Ankisabe – Mahavelona

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Figure III. 32 : Monotone de charge journalière à l’année de référence 2008 - 12 villages sélectionnés

Ensuite, on va voir dans le paragraphe suivant la perspective de la consommation énergétique.

I. 2. 2. PERSPECTIVE DE LA DEMANDE D’ENERGIE ELECTRIQUE

I. 2. 2. 1. Monotone de charge journalière simplifiée à l’année de référence

Hypothèse 2 : la simplification de la monotone de charge représentée par les figures suivantes.

Figure III. 33 : Monotone de charge journalière simplifiée à l’année de référence 2008 Commune Ambatoasana

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Figure III. 34 : Monotone de charge journalière simplifiée à l’année de référence 2008 Commune Ankisabe

Figure III. 35 : Monotone de charge journalière simplifiée à l’année de référence 2008 Commune Mahavelona

Figure III. 36 : Monotone de charge journalière simplifiée à l’année de référence 2008 Communes Ambatoasana – Ankisabe – Mahavelona

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Figure III. 37 : Monotone de charge journalière simplifiée à l’année de référence 2008 12 villages sélectionnés

D’après ces courbes, on a les données suivantes :

 T0 [h] : la durée de pointe journalière égale à 10h qui se repartit sur les intervalles de temps : 8h à 12h et 14h à 20h ; sauf pour le cas de la commune Mahavelona qui dure 12h de pointe reparti sur trois intervalles (4h à 6h ; 8h à 12h ; 14h à 20h)  PI [kW] : la puissance de début de pointe,  PB [kW] : la puissance minimale demandée.

En observant la courbe de charge, on limite le temps de production journalier de 4h à 22h, soit 18 h/j (6 570 h/an). Au-delà de cette limite, la charge est suffisamment petite. T0 prend la valeur de 3650h (soit 10h pendant 365 jours).

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I. 2. 2. 2. Monotone de charge annuelle à l’année de référence

On obtient la monotone de charge annuelle de chaque zone d’études.

Figure III. 38 : Monotone de charge annuelle à l’année de référence 2008 Commune Ambatoasana

Figure III. 39 : Monotone de charge annuelle à l’année de référence 2008 Commune Ankisabe

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Figure III. 40 : Monotone de charge annuelle à l’année de référence 2008 Commune Mahavelona

On va remarquer, pour la commune Mahavelona que la durée de pointe annuelle devient : 1095h (soit 3h pendant 365 jours).

Figure III. 41 : Monotone de charge annuelle à l’année de référence 2008 Communes : Ambatoasana – Ankisabe – Mahavelona

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Figure III. 42 : Monotone de charge annuelle à l’année de référence 2008 12 villages sélectionnés

A partir de la monotone de charge annuelle, on définit les différents coefficients de l’estimation de consommation énergétique en supposant que la durée de pointe T0 et le facteur de charge soient constants (Hypothèse 3).

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I. 2. 2. 3. Facteur de charge et les paramètres de la monotone de charge

Le facteur de charge est le rapport entre la charge moyenne et la charge de pointe [26]. Par définition, on a alors :

(3.7)

Avec Ej : consommation énergétique journalière, Pj : puissance de pointe à l’année de référence.

Pour estimer la consommation énergétique à l’année n, on utilise les paramètres de la monotone de charge suivants :

(3.8)

(3.9)

(3.10)

PI0 : puissance du début de pointe à l’année de référence, PB0 : puissance minimale demandée à l’année de référence, Pp0 : puissance de pointe à l’année de référence.

D’après le calcul, on a alors les résultats suivants de l’année de référence :

Trois Villages Zone d’études Ambatoasana Ankisabe Mahavelona communes sélectionnés cibles fc 53 % 51 % 42 % 47 % 52 %

PI0 [kW] 34 58 76 182 67

PB0 [kW] 3 5 28 36 11

Pp0 à l’année de référence 42 78 136 252 100 [kW] t0 0.55 0.55 0.66 0.55 0.55 a1 0.80 0.73 0.56 0.72 0.67 a2 0.07 0.06 0.20 0.14 0.11 La durée de pointe 3650 3650 4380 3650 3650 annuelle [h]

Tableau III. 9 : Caractéristiques de la monotone de charge annuelle

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I. 2. 2. 4. Evaluation de la consommation énergétique à l’année n

Le profil de charge permet d’avoir la courbe de charge journalière. On en déduit la monotone de charge journalière ou la courbe de la puissance classée qui donne l’historique des puissances moyennes, classées en fonction du pourcentage du temps pour lequel une valeur est dépassée. Avec les informations déduites de la monotone de charge telles que la durée T0 (pendant laquelle le gradient de puissance est fortement négatif), la puissance minimale demandée PB et celle du début de pointe PI, l’évaluation de la consommation énergétique se calcule à partir de la formule suivante :

(3.11)

(3.12)

En connaissant PI (n) et PB (n), la méthode de calcul de deux trapèzes sur la monotone de charge à l’année « n » décrit l’évolution de la demande énergétique.

Par la méthode de deux trapèzes (annexe 4), on a les résultats suivants :

Année 2009 2013 2018 2023 2028 2033 Ambatoasan 149 757 kWh 163 655 kWh 183 504 kWh 206 516 kWh 233 192 kWh 264 118 kWh a Ankisabe 266 395 kWh 279 394 kWh 299 044 kWh 323 298 kWh 353 235 kWh 390 187 kWh

Mahavelona 383 292 kWh 411 345 kWh 454 124 kWh 507 434 kWh 573 868 kWh 656 658 kWh Trois communes 799 145 kWh 852 596 kWh 932 122 kWh 1 028 567 kWh 1 145 531 kWh 1 287 381 kWh cibles

Tableau III. 10 : Evaluation de la consommation énergétique

Année 2009 2010 2011 2012 2013 Consommation énergétique annuelle [kWh] 354 284 362 010 370 041 378 387 387061

Tableau III. 11 : Evaluation de la consommation énergétique – 12 villages sélectionnés

On montre les courbes d’évolution de la demande en énergie électrique de chaque zone d’études dans les figures suivantes :

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Figure III. 43 : Evaluation de la demande énergétique annuelle - Commune Ambatoasana

Figure III. 44 : Evolution de la demande énergétique annuelle - Commune Ankisabe

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Figure III. 45 : Evolution de la demande énergétique annuelle - Commune Mahavelona

Figure III. 46 : Evolution de la demande énergétique annuelle Communes : Ambatoasana – Ankisabe – Mahavelona

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Figure III. 47 : Evolution de la demande énergétique annuelle - 12 villages sélectionnés

On peut remarquer que l’exploitation est intéressante à cause de la durée de pointe. Elle est expliquée par l’existence des usagers particuliers (Force Motrice à Basse Tension).

Ainsi termine le chapitre d’estimation de la demande en énergie électrique des zones cibles. On va voir, dans le suivant chapitre, les études techniques de la solution proposée pour satisfaire cette demande croissante en énergie électrique.

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Promotion 2008 75 Chapitre II : Solution proposée pour l’électrification de la zone cible

CHAPITRE II : SOLUTION PROPOSEE POUR L’ELECTRIFICATION DE LA ZONE CIBLE

II. 1. PREELECTRIFICATION PAR LE GROUPE ELECTROGENE EXISTANT

II. 1. 1. CARACTERISTIQUES DU GROUPE EXISTANT

Pour démarrer l’électrification rurale de la zone cible, un groupe électrogène assure cette pré-électrification. Voici les caractéristiques du groupe :

Marque : CATERPILLAR Moteur :  Modèle : 3306D  N° de série : 5JC01216  Consommation spécifique gasoil : 250 [g / kWh]  Age du groupe : 13 898 [h]  Durée de vie : 29 902 h (soit 5 ans en marchant 18 [h/j]) Alternateur :  Modèle : SR4  N° de série : 5DA0539  Puissance nominale apparente : 170 [kVA]  Cos φ : 0.8  Vitesse de rotation : 1500 [t/mn]  Tension triphasée : 400 [V]  Fréquence : 50 [Hz]  Surcharge admissible : 10%  Degré de protection : IP23  Température maximale : 105°C  Excitation : 31 [V], 11.6 [A]

Source : D’après les données de la plaque signalétique

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II. 1. 2. SCHEMA UNIFILAIRE

Figure III. 48 : Schéma unifilaire de la centrale thermique

II. 1. 3. RESEAU DE DISTRIBUTION BT AU LIEU D’IMPLANTATION DE LA CENTRALE THERMIQUE A MAHAVELONA

II. 1. 3. 1. Plan de masse et de piquetage à Mahavelona

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ECHELLE : 1/2 500

Figure III. 49 : Réseaux de distribution BT à Mahavelona [15]

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II. 1. 2. 1. Caractéristique technique du réseau BT

Tout d’abord, on a les listes des abréviations suivantes :

Nsup 10 : nombre de support 10 m, L : longueur totale du réseau, Nsup 12 : nombre de support 12 m, npal : nombre de nœuds principaux, npa : nombre de poteaux d’angles, Nad : nombre d’ancrages doubles, Nal : nombre d’alignements, 2 LCu29 : longueur du cuivre 29 mm , nbout : nombre de bouts, ndep : nombre de départ, Nas : nombre d’ancrage simple, b : nombre de branchements, Nf : nombre de feuillards, NL200 : nombre de liens, LM : longueur totale du câble, Puc : prix unitaire du câble, Nb : nombre de bracelets pour les câbles descendants, NcR : nombre de colliers Rilssan, Ncosse : nombre de cosses, Ncossen : nombre de cosses neutres, Ncd : nombre de connecteurs dérivés, Nbф14 : nombre de boulons 14.

En fonction des plans précédents, on a les données suivantes :

Le nombre de nœuds principaux npal = 5 Le nombre de poteaux d’angles npa = 2 Le nombre de support de 10 m Nsupp 10 = 42 Le nombre de départ ndep = 1 Le nombre de bouts nbout = 9 Le nombre de branchements b = 73

 Poteaux d’angle :  Type : bois de 12 m  Diamètre du sommet : 0.18 m  Diamètre de la base : 0.25 m  Nombre de supports 12 m :

(3.13)

Résultat : Nsupp 12 : 14

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 Poteaux intermédiaires :  Type : bois de 10 m,  Diamètre du sommet : 0.15 m  Diamètre de la base : 0.20 m  Nombre de supports 10 m :

(3.14)

Résultat : Nsupp 10 : 42

 Nombre d’ancrages doubles :

(3.15)

Résultat :

 Nombre d’alignements :

(3.16)

Résultats :

 Longueur cuivre 29 mm2 :

(3.17)

Résultat :

 Nombre d’ancrages simples :

(3.18)

Résultat :

 Nombre de feuillards :

(3.19)

Résultat :

 Nombre de liens :

(3.20)

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Résultat :

 Nombre de bracelets pour le câble descendant sur poteau :

(3.21)

Résultat :

 Nombre de collier Rilssan :

(3.22)

Résultat :

 Nombre de cosses :

(3.23)

Résultat :

 Nombre de cosses neutres :

(3.24)

Résultat :

 Nombre de connecteurs dérivés :

(3.25)

Résultat :

 Nombre de boulons diamètre 14 :

(3.26)

Résultat :

II. 1. 2. 2. Les grandeurs électriques ménagères

Pour chaque usager, la puissance à commander est en fonction des coefficients de simultanéité et d’utilisation maximale.

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(3.27)

Ku : facteur d’utilisation maximale qui a pour valeur 0.75 (Moteur) et 1 (éclairage), KS : facteur de simultanéité.

Le calibre du disjoncteur doit être supérieur à In.

Le courant d’emploi qui correspond à la puissance apparente d’utilisation des récepteurs s’écrit par :

(3.28)

Ib [A] : courant d’emploi, Su [VA] : puissance apparente d’utilisation, U [V] : tension électrique.

Le conducteur utilisé pour les installations ménagères a pour une section admissible définie par la formule :

(3.29)

Sadm : section admissible, ρ [Ω.mm2/km] : résistivité du conducteur ,

P [kW] : puissance totale (pour dimensionner le réseau BT),

U [V] : tension du réseau BT (400 V ou 380 V ou 220V),

∆U [V] : chute de tension admissible,

Lt [m] : longueur du tronçon.

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II. 2. ELECTRIFICATION PAR UN AMENAGEMENT HYDROELECTRIQUE A SAMITAHA

II. 2. 1. DESCRIPTION DU SITE

Selon les données hydroélectriques de l’ADER, la fiche synoptique suivante détaille les informations du site à Samitaha.

CARACTERISTIQUES Rivière : Sahamitaha Commune de Mahavelona District de Soavinandriana Date de reconnaissance du site : 20 mai 2005 Débit mésuré : 3 m3/s Hauteur de chute : 10m Puissance : 120 kW Aménagement : Canal d’amené de 400 m environ longeant la rivière Accès : piste Distance Site – Ankisabe : 3.6 km

Source : ADER

A partir de cette information, on va faire une étude préliminaire de ce site « Samitaha ».

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LOCALISATION DU SITE SAMITAHA

Figure III. 50 : Localisation du site « Samitaha » [A.D.E.R]

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II. 2. 2. DESCRIPTION SUCCINTE DE L’AMENAGEMENT

II. 2. 2. 1. Débit d’équipement

En supposant les valeurs des différents paramètres suivants : lhydr : pertes hydrauliques maximales 5 % ltrans : pertes dans le transformateur 1 % lpar : pertes parasites d’électricité 1 % et : rendement de la turbine au débit nominal 75 % eg : rendement des {générateur + multiplicateur} 93%

On obtient le débit d’équipement de la turbine à partir de la formule suivante :

(3.30) g : accélération de la pesanteur (9.81 m.s-2), P : puissance disponible à Samitaha, ρ : masse volumique du fluide (1 kg.m-3), H: hauteur brute de la chute.

Q : Débit de l’équipement pour la turbine 1.88 m3/s

II. 2. 2. 2. Ouvrage hydraulique

a. Canal d’amenée

Dans ce cas, le canal d’amenée se mesure 400m, de type rectangulaire (dans le roc ou béton). Pour le dimensionner, on rappelle les formules suivantes : Débit dans le canal :

(3.31)

 Surface mouillée :

(3.32)

 Rayon hydraulique :

(3.33)

 Largeur canal :

(3.34)

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 Profondeur du canal :

(3.35)

 Vitesse moyenne de l’eau :

(3.36)

 Débit dans le canal à utiliser :

(3.37)

On a les données suivantes :

i2 : pente du canal 0.003 nm : coefficient de Manning 0.025 K’ : rugosité du canal 40 r : rapport (profondeur / largeur) 1/3 Q : débit de l’équipement 1.88 m3/s

En supposant que l’évaporation et l’infiltration dans le roc prend la valeur de 0.056[m3/s], on a les résultats suivants :

3 Qu : débit à utiliser 2.29 m /s lc : largeur du canal 2.29 m p : profondeur utile 0.76 m V : vitesse moyenne de l’eau 1.30 m/s

b. Prise d’eau

La prise d’eau comportée d’une vanne de tête est une prise latérale au fil de l’eau. En supposant que le débit d’équipement est toujours garanti, les caractéristiques de la prise sont les suivantes :

La section de l’orifice :

(3.38)

La largeur de la prise :

(3.39)

Avec : c : coefficient de contraction et de débit qui est égal à 0.5 ∆Hp : perte de charge au centre qui a pour valeur 0.1 m p : tirant d’eau dans le canal 0.7667 m

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Après le calcul, on a :

2 S0 : section de l’orifice 3.27 m Lp : largeur de la prise 2.29 m Hp : hauteur de la prise 0.76 m

c. Conduite forcée

De la chambre en charge vers la turbine, l’eau est transportée par une conduite forcée circulaire en acier soudé de longueur 20m. Ses caractéristiques sont calculées comme suit :

 Diamètre en mm :

(3.40)

 Epaisseur en mm :

(3.41)

 Perte de charge dans la conduite forcée (Equation de Manning)

(3.42)

 Vitesse moyenne de l’eau :

(3.43)

 Poids de la conduite forcée :

(3.44)

 Perte singulière :

(3.45)

Avec : n = 0.012 pour l’acier soudé,

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Etant donné L= 20 m, on a les résultats suivants :

dc : diamètre de la conduite 1 m e : épaisseur de la conduite 7 mm V2 : vitesse de l’eau dans la conduite 2.39 m/s hcf : perte de charge dans la conduite forcée 0.10 m J11 : perte à l’entrée de la conduite 0.14 m J22 : perte au passage à la vanne papillon 0.17 m W : poids de la conduite forcée (en acier) 3458 kg

d. Chambre de mise en charge

Au bout du canal, la chambre de mise en charge est prévue à la sortie de la conduite forcée pour éviter les variations intempestives du niveau d’eau en arrêt ou en démarrage du groupe hydroélectrique. Pour éviter l’entrée de l’air, sa profondeur n’est pas suffisante pour qu’on maintienne la conduite forcée au-dessous du niveau de l’eau. Son dimensionnement doit tenir compte de la bonne alimentation des conduites forcées et le curage systématique facile.

e. Hauteur nette de la chute

La différence entre la hauteur de la chute brute et la somme des pertes donne la hauteur de la chute nette.

La somme des pertes est 0.44 m. Se repartissent la perte de charge dans la conduite forcée qui est égale à 0.10 m, celle à l’entrée de la chambre de mise en charge : 0.01 m, celle à l’entrée de la conduite : 0.14 m et celle au passage à la vanne papillon : 0.17 m.

La chute a alors pour hauteur nette 9.55 m.

f. Turbine hydraulique

Selon les critères de choix de la turbine dont l’abaque est indiqué par la figure suivante ainsi qu’avec une chute de hauteur nette 9.55 m, de débit d’équipement 1.88 m3/s, la turbine Banki satisfait ce cas.

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Figure III. 51 : Abaque de choix de la turbine [5]

On va la dimensionner en rappelant les formules suivantes :

 Puissance sur l’arbre d’accouplement :

(3.46)

Tel que nt étant le rendement de l’installation qui prend la valeur de 75% et Hn la hauteur nette de la chute.

 Vitesse du jet :

(3.47)

 Coefficient x :

(3.48)

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𝝀’ : angle de balayage effectif par jet qui est égal à 90°,

𝜶 : angle d’attaque qui prend la valeur 16°,

 Diamètre extérieur de la roue :

(3.49) a = 1.5, étant le rapport entre la largeur et le diamètre.

 Diamètre intérieur :

(3.50)

 Vitesse de rotation :

(3.51)

 Largeur de la roue :

(3.52)

 Diamètre de l’arbre :

(3.53)

On a les résultats suivants :

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puissance sur l’arbre d’accouplement 132.45 kW : vitesse du jet 13.69 m/s x : coefficient de dimensionnement 0.81 : diamètre extérieur de la roue 0.73 m diamètre intérieur 0.48 m : vitesse de rotation 160 t/mn largeur de la roue 1.10 m diamètre de l’arbre 92 mm

II. 2. 2. 3. Génératrice

Dans ce cas, on va choisir un alternateur triphasé 50 Hz, 400 V, sans bague ni balais, autorégulé par compound et régulateur électronique de tension (avec possibilité de contrôler la tension sur les trois phases).

On rappelle les formules suivantes qui déterminent ses caractéristiques :

 Puissance recueillie aux bornes de l’alternateur :

(3.54)

Avec ng : rendement {générateur + multiplicateur} 93%

 Puissance nominale apparente :

(3.55)

Avec : cos φ : 0.8

 Intensité nominale :

(3.56)

U : tension 400 V

D’après le calcul, on a :

puissance recueillie aux bornes de l’alternateur 123.17 kW : puissance nominale apparente 153.97 kVA : intensité nominale 222.24 A

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II. 2. 2. 4. Génie civil de l’usine

D’une façon préliminaire, on va dimensionner la salle de la machine en fonction des dimensions de la turbine.

 Encombrement de la bâche :

(3.57)

(3.58)

Lr [m] : longueur de la roue

 Longueur en x :

(3.59)

 Longueur en y :

(3.60)

 Hauteur :

(3.61)

 La surface :

(3.62)

On a les résultats suivants (dimensions minimales) :

Encombrement de la bâche : 1.23 m 1.20 m longueur en x 4.23 m longueur en y 7.20 m : hauteur 4.71 m surface 30.53 m2

II. 2. 2. 5. Transformateur de départ

L’énergie produite doit transporter au lieu d’utilisation. Pour ce faire, on va dimensionner le transformateur 400V/20kV de départ.

A partir des formules suivantes, les caractéristiques du transformateur se présentent comme suit :

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 Puissance nominale apparente :

(3.63)

 Intensité nominale du courant secondaire :

(3.64)

On a alors les résultats suivants :

: puissance nominale apparente 160 kVA : intensité nominale du courant secondaire 4.618 A

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II. 2. 2. 6. Schéma unifilaire

Figure III. 52 : Schéma unifilaire de la centrale hydroélectrique

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II. 3. EXTENSION DU RESEAU ELECTRIQUE A MANANASY

II. 3. 1. LOCALISATION DE MANANASY

Elle est une commune du district de Soavinandriana, située à l’Est de Mahavelona. Elle se sépare de cette dernière à une distance de 13,4 km.

Pour l’extension du réseau de la JIRAMA et afin de réduire les pertes par effet Joule, le transport d’énergie électrique se fait par le biais d’un réseau de MT. Le dimensionnement se déroule comme suit :

 Dimensionner les transformateurs à utiliser ;  Vérifier les critères de courant nominal, de courant de court-circuit et de chute de tension ;  Evaluer la section des conducteurs ;  Vérifier l’effet de couronne ;  Estimer la tension de rupture.

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LOCALISATION DE MANANASY

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Figure III. 53 : Localisation de Mananasy [A.D.E.R]

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II. 3. 2. TRANSFORMATEURS

Figure III. 54 : Réseau de transport

Avant de la transporter, la tension de l’énergie électrique doit être élevée afin de diminuer les pertes en ligne.

II. 3. 2. 1. Transformateurs élévateurs

A partir des formules suivantes, les caractéristiques du transformateur de tension primaire 400 V, celle de secondaire 15 kV se présentent comme suit :

 Puissance nominale apparente :

(3.65)

Pe : la puissance électrique à élever. Elle se détermine à partir de la différence entre la puissance disponible à l’aménagement du site à Samitaha et la puissance satisfaisant la demande à la vingt- cinquième année d’exploitation ; soit Pe = 380 kW (Annexe 11)

 Intensité nominale du courant secondaire :

(3.66)

On a alors les résultats suivants :

: puissance nominale apparente 475 kVA : intensité nominale du courant secondaire 18.28 A

Selon le catalogue des transformateurs [9], on adopte S = 630 [kVA] avec l’intensité nominale du courant secondaire égale à 25 A.

II. 3. 2. 2. Transformateurs abaisseurs

A partir des formules précédentes, les caractéristiques du transformateur de tension primaire 15 kV, celle de secondaire 400V se présentent comme suit [9] :

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: la puissance nominale apparente 630 [kVA] : l’intensité nominale du courant secondaire 910 [A] : l’intensité nominale du courant primaire 13 [A] I : le courant primaire en charge 25 [A] C : le calibre du fusible de protection 32 [A]

II. 3. 3. CONDUCTEURS

II. 3. 3. 1. Généralités

En cuivre ou en aluminium ou en almélec (alliage d’Aluminium, magnésium (0.7%) et Silicium (0.6%), le conducteur transporte l’énergie électrique. Les conducteurs à base d’aluminium sont plus sensibles aux effets des arcs électriques que les conducteurs en cuivre. La distance entre deux conducteurs est déterminée à partir de la formule :

(3.67)

Avec : D [m] : distance entre les deux conducteurs, x [m] : portée moyenne, Ueff [kV] : valeur efficace de la tension de service,

Si l’un des conducteurs se place en dessous de l’autre, la distance se réduit à 20% environ.

Si Ueff est égale à 15 kV, et en prenant la portée moyenne x qui est égale à 100 m, on trouve, d’après le calcul, que la distance entre deux conducteurs de cuivre est 0.96 m.

II. 3. 3. 2. Différentes distances nécessaires

Pour dimensionner le réseau MT, le tableau des ordres de grandeurs des distances montre les différentes distances nécessaires.

Tension composée BT MT HT THT normalisée 127/220/380V 30-45 63-90 150 kV 225 kV 380 kV kV kV Portée moyenne 450 à 450 à 45 100 150 350 500 [m] 500 500 Distance minimale entre phases [m] 0.35 1.20 2 4.757 7 8.7 13.6 Distance minimale entre phases et 0.20 0.50 0.80 2.25 2.65 3 5.20 support [m] Diamètre minimale des 4 4 5 19.6 22.7 26.4 26.4 conducteurs [mm]

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Tableau III. 12 : Dimensionnement d’un réseau électrique : quelques distances [8]

Le tableau suivant donne les valeurs usuelles de décalage horizontal en fonction de la portée :

Portée Jusqu’à 50 m 75 m 100 m 150 m 200 m 250 m Décalage 0.30 m 0.40 m 0.60 m 0.70 m 0.75 m 0.80 m

Tableau III. 13 : Distance de décalage horizontal des conducteurs [8]

II. 3. 3. 3. Critère du courant de court-circuit

A partir du tableau suivant qui donne l’intensité de court-circuit en fonction de la tension du réseau, on a alors Icc = 12.5 kA (la tension nominale du réseau est égale à 15 kV).

Tension nominale du réseau Inférieur à 6.6 10 15 20 30 d’alimentation [kV] 12.5 ou I [kA efficace] 12.5 ou 25 12.5 12.5 8 cc 14.5

Tableau III. 14 : Intensité de court-circuit en fonction de la tension du réseau électrique [20]

La section minimale supportant le courant de court-circuit pendant un certain temps de défaut tcc = 0.5 s se détermine par la formule :

(3.68)

Tel que :

S [mm2] : section minimale du conducteur, Icc [A] : courant de court-circuit.

*AMS est un alliage d’Aluminium, magnésium (0.7%) et Silicium (0.6%)

On a les résultats suivants :

Avec un conducteur en Cuivre, on a S = 84 mm2, d’après le calcul. Or selon la norme NF C 32-220, on adopte S = 95 mm2. Voici un exemple de câble compatible à cette propriété :

Caractéristique du câble crosslène* MT [9]

U0/U : 8.7/15 kV (UM : 17.5 kV) U0 : la valeur efficace de la tension entre l’âme et le potentiel de référence,

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U : la valeur efficace de la tension des âmes des deux conducteurs de phase, UM : la valeur maximale de la tension pouvant apparaître entre deux phases en fonctionnement normale.

S : section 95 mm2 R : résistance 0.247 Ω/km L : self-induction 0.36 mH/km C : capacité 0.24 µF/km 0.0722 Ω/km à 50 Hz 0.8

L𝝎 : réactance cos φ

*Câbles fabriqués par Alcatel division câbles, écran semi-conducteur sur âme : extrudés, enveloppe isolante Polyéthylène réticulé (PR), écran semi-conducteur sur enveloppe isolante : extrudé, écran métallique : ruban de cuivre, gaine extérieure : PVC. [9]

II. 3. 3. 4. Calcul de chute de tension pour le câble

La chute de tension pour le câble est donnée par la formule :

(3.69)

IN [A]: intensité nominale de la ligne déterminée par la formule :

(3.70)

Avec : Pe [kW] : puissance électrique du réseau à la fin de l’exploitation. À la vingt-cinquième année, elle prend la valeur de 380 kW. l [km] : longueur de la ligne électrique : 13.4 km, U [V] : tension de la ligne : 15 kV, R [Ω/km] : résistance linéique : 0.247 Ω/km,

L𝝎 [Ω/km] : réactance linéique : 0.0722 Ω/km à 50 Hz.

On a IN = 18.28 A La valeur trouvée est égale à ∆U = 102.21 V qui est inférieure à 5% de U (750 V). Le choix est correct en fonctionnement normal.

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II. 3. 3. 5. Supports

Figure III. 55 : Portée et la flèche [3] La portée est la distance AB comprise entre deux supports, tandis que la flèche est la distance verticale f entre la ligne droite AB et la tangente au conducteur parallèle à cette droite. En général, la flèche au sol est au moins à 6m au-dessus du sol. C’est la hauteur à laquelle se trouve le conducteur par rapport au sol.

Le nombre de pylônes ou de poteaux est défini par :

(3.71) L : distance du réseau, xm : portée moyenne.

Données : L = 13.4 km xm = 100 m

Après le calcul, on trouve N = 134. La distance minimale, mesurée en mètre, entre les structures au potentiel de la terre et les trois phases est :

(3.72)

Dans ce cas, elle prend la valeur de 0.193 m, avec Unominale égale à 15 kV.

Pour terminer ce chapitre, on va mentionner les différentes étapes à faire pour la construction des lignes :  Le piquetage de la ligne ;  L’établissement des fouilles ;  L’implantation des supports ;  Le déroulage des conducteurs ;  Le réglage et la fixation des conducteurs.

II. 4. PLANIFICATION D’ELECTRIFICATION DE LA ZONE CIBLE

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II. 4. 1. PROGRAMME D’ELECTRIFICATION

Etant donné que le groupe électrogène ne satisfait pas la demande énergétique de la zone cible, on doit planifier cette électrification de la façon suivante :

Phase 1: Pré électrification par le groupe électrogène existant : La durée de vie restante du groupe électrogène est de 5 ans (en marchant 18 h/j).Il faut alors prévenir une autre source d’énergie électrique. Face au changement climatique et la préservation de l’environnement, ainsi qu’aux consommations de combustible, l’exploitation du groupe électrogène ne serait pas pérenne. Pour la pré-électrification, les villages des Fokontany chefs lieux des communes sont prioritaires (techniquement et économiquement).

Phase 2 : Electrification par la centrale hydroélectrique à Samitaha : Avec une puissance de 120 kW environ, l’aménagement hydroélectrique à Samitaha consisterait à électrifier la Commune d’Ankisabe qui est à proximité de site.

Phase 3: Electrification par l’extension du réseau électrique à Mananasy : Les autres communes seraient alimentées par le réseau électrique à Mananasy. Malgré la saturation du réseau de la JIRAMA dans la zone de consommation « Moyen-Ouest » d’Antananarivo, l’exploitation de la centrale hydroélectrique à la Chute de Lily, avec une puissance électrique de 3.5 MW, satisferait la demande énergétique en interconnectant au réseau d’Antananarivo (Annexe 6). Le programme de rajout de la source de production pendant une période de 25 ans se présente dans l’annexe.

II. 4. 2. PLANNING D’ETUDES ET DE REALISATION

PROJET TACHES DUREE DE REALISATION Etude avant -projet détaillé 1 [mois] Consultation 1 [mois] LA MISE EN PLACE D’EXPLOITATION DE Réalisation des travaux 3 [mois] LA CENTRALE Contrôle 1 [mois] THERMIQUE A Transfert 2 [mois] MAHAVELONA Marché semi-industriel 1 [mois] Production 5 [ans] Etude de marché 2 [mois] Etude de préfaisabilité 2 [mois] Etude de faisabilité 3 [mois] Réalisation contractuelle 2 [mois] Mise en place de financement 4 [mois] 3 [mois] L’AMENAGEMENT DU Etude avant -projet détaillé SITE SAMITAHA PAR LA Plan d'exécution 3 [mois] COMMUNE Consultation des entreprises 3 [mois] D’ANKISABE Réalisation des travaux 25 [mois] Contrôle 4 [mois] Transfert 2 [mois] Marché semi-industriel 1 [mois] Production 15 [ans]

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Etude de marché 2 [mois] Etude de préfaisabilité 2 [mois] Etude de faisabilité 3 [mois] Réalisation contractuelle 2 [mois] Mise en place de financement 4 [mois] L’EXTENSION DU 3 [mois] RESEAU A MANANASY Etude avant -projet détaillé PAR LA COMMUNE Plan d'exécution 3 [mois] AMBATOASANA ET Consultation des entreprises 3 [mois] MAHAVELONA Réalisation des travaux 12 [mois] Contrôle 4 [mois] Transfert 2 [mois] Marché semi-industriel 1 [mois] Production 15 [ans]

Tableau III. 15 : Planning d’étude et de réalisation de l’aménagement du site Samitaha par la commune d’Ankisabe, l’extension du réseau à Mananasy par la Commune Ambatoasana et Mahavelona et la mise en place d’exploitation de la centrale thermique. [21]

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Tableau III. 16 : Planning d’étude et de réalisation [21]

Promotion 2008 84 Chapitre III : Etudes économiques et financières

CHAPITRE III : ETUDES ECONOMIQUES ET FINANCIERES DES SOLUTIONS PROPOSEES

Ce chapitre décrit brièvement les études économiques et financières des solutions proposées pour l’électrification rurale de la zone cible. L’exploitation de la centrale thermique est exposée dans la première partie déterminant les outils d’aides à décision nécessaire ainsi que les éléments financiers essentiels du projet de la pré-électrification. La deuxième partie détaille les outils économiques et financiers de la solution à long terme. Il faut noter que tous les détails de calcul sont présentés dans l’annexe.

III. 1. ETUDE ECONOMIQUE ET FINANCIERE DE L’EXPLOITATION DE LA CENTRALE THERMIQUE A MAHAVELONA

III. 1. 1. INVESTISSEMENT

III. 1. 1. 1. Coût d’investissement d’implantations

L’investissement aux implantations concerne généralement les immobilisations incorporelles et corporelles. Il se repartit comme suit :

 Immobilisations incorporelles : 27 186 882,00 Ariary qui engendrent le frais de développement immobilisable. On estime que ce frais a pour valeur de 10% des frais des immobilisations corporelles. [26]

 Immobilisations corporelles : 271 868 820 Ariary dont :

 20 000 000 Ariary : Bâtiment en dur (Infrastructure déjà acquis : Source Région Itasy);

 25 000 000 Ariary : Matériels et outillages de production (Groupe électrogène avec armoire déjà acquis : coût de réparation pour la mise en marche + Imprévus [Source : Enquête auprès de la région Itasy]

 225 000 000 Ariary : Matériels et outillages de réseau de transport.

D’après l’étude, on a les données suivantes :

. Réseau de transport MT : Mahavelona – Ankisabe : 14.4 km, . Réseau de transport MT : Mahavelona – Ambatoasana : 15.6 km, . Réseau de distribution à Ambatoasana : 1.5 km, . Réseau de distribution à Ankisabe : 1.5 km, . Réseau de distribution à Mahavelona : 2 km.

On va déterminer les coûts de ces réseaux électriques par l’estimation du coût de RETScreen, qui est un logiciel utilisé par les professionnels et les étudiants pour une analyse d’énergie propre. [26]

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La plage de coût indicatif donnée est exprimée en $ canadien. En Mars 2009, on a : 1$ canadien = 1548.67 Ariary.

Type Coût Coût Coût total [$ canadien / km] [Ariary / km] [Ariary] Réseau de transport MT : 4 520 7 000 000 100 800 000 Mahavelona – Ankisabe Réseau de transport MT : 4 520 7 000 000 109 200 000 Mahavelona – Ambatoasana Réseau de distribution à 1 937 3 000 000 4 500 000 Ambatoasana Réseau de distribution à 1 937 3 000 000 4 500 000 Ankisabe Réseau de distribution à 1937 3 000 000 6 000 000 Mahavelona TOTAL 225 000 000

Tableau III. 17 : Coût d’installation des réseaux électriques [26]

 1 868 820 Ariary : les logistiques de la centrale thermique. Les détails se présentent dans l’annexe (Annexe 7). [17]

On a alors le total d’investissement d’implantation, qui est la somme des investissements des immobilisations incorporelles et corporelles : 299 055 702 Ariary.

III. 1. 1. 2. Coût annuel d’investissement d’exploitation

Il a pour valeur : 643 881 189 Ariary, sans marge ; soit 708 269 307 Ariary, avec marge de 10% pour les imprévus (Annexe 8). Il se divise comme suit :

a. Charges fixes

Les charges fixes ayant pour valeur de 81 884 363 Ariary, avec une marge de 10% pour les imprévus (74 440 330 Ariary sans marge) engendrent :

. Les frais des personnels avec les charges sociales, sans marge se coûtent annuellement à 48 493 800 Ariary (Annexe 8).

Le staff de la centrale est composé de :

 01 chef d’usine,  06 techniciens pour la maintenance réseau et centrale, ainsi que le branchement (agent de quart),  03 releveurs et secrétaire comptable,  01 gardien

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La charge sociale prend la valeur mensuelle de 13% du salaire de base. Avec 96 000Ariary/ans/personnel, l’assurance annuelle totale s’élève à 384 000 Ariary. Les frais médicaux annuels occupent les 5% de {salaire de base, charge sociale et assurance}. En ajoutant les salaires annuels des personnels, les frais annuels des personnels avec les charges sociales s’élèvent à 48 493 800 Ariary.[17]

. Le coût de maintenance et d’entretien : qui dépend de valeurs d’acquisition des matériels. Il a pour valeur annuellement : 5 247 500 Ariary (sans marge).

Valeur d’acquisition Part d’entretien Coût d’entretien Equipements (en 2009) [Ariary] [%] annuel [Ariary] Groupe thermique avec 70 000 000 5 3 500 000 armoire Réseau MT 210 000 000 0.75 1 575 000 Réseau BT 15 000 000 0.75 112 500 Bâtiment 20 000 000 0.3 60 000 TOTAL 5 247 500

Tableau III. 18 : Coût d’entretien annuel des immobilisations corporelles Source : [Enquête auprès de « Henri Fraise » ; 17]

. Les dotations aux amortissements ont pour annuité : 17 452 829 Ariary (sans marge). (Annexe 8) La valeur résiduelle à la fin d’exploitation (à la cinquième année) est de : 211 791 553 Ariary dont la répartition est représentée dans le tableau suivant :

Equipements Durée Taux Annuité Valeur résiduelle à la fin de la de vie d’amortissemen [Ariary] cinquième année [Ariary] t Bâtiment 50 ans 2 % 400 000 18 000 000 Réseau électrique 35 ans 3% 6 428 571 192 857 143 Logistique de la 10 ans 10% 186 882 934 410 centrale TOTAL 211 791 553

Tableau III. 19 : Valeur résiduelle à la fin de la cinquième année [17]

. Autres charges fixes:

 Frais de communication A partir du résultat de calcul suivant, le frais de communication annuel s’évalue à 1 800 000 Ariary (sans marge).

Quantit DESIGNATION Unité é Prix unitaire [Ariary] Montant [Ariary] Communication pendant 10mn/jours mn 3600 500 1 800 000

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TOTAL 1 800 000

Tableau III. 20 : Frais annuel de communication [17]

 Assurances

En général, on distingue deux types d’assurances à considérer [17] :

 Assurance d’incendie évaluée à 0.061% de l’investissement sur les immobilisations corporelles,  Assurance de dommage électrique estimée à 0.215 de l’investissement sur les équipements électriques.

Elles ont pour valeurs annuelles :

 Assurance d’incendie : 192 150 Ariary,  Assurance de dommage électrique : 634 250 Ariary.

 Impôts :

On a considéré deux types :

 Taxe assimilé : qui a pour valeur de 619 800 Ariary (75% des assurances [17])  Impôts sur les bénéfices : 25% des bénéfices [24]

En résumé, les autres charges fixes s’élèvent annuellement à 3 246 200 Ariary, soit 3 570 820 Ariary avec une marge de 10%.

b. Charges variables

Elles sont composées par les frais du combustible, les lubrifiants et les pièces d’usures.

 Coût du combustible

Il est donné par la formule :

(3.73)

En [kWh] : énergie consommée à l’année n, CS [g /kWh] : consommation spécifique du gasoil, d [g / l] : densité du gasoil, Pg1 : [Ariary] : prix unitaire du gasoil.

On a les données suivantes :

Cs = 250 g/kWh, d = 830 g/l,

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Pg = 2 100 Ariary.

En marchant 18 h/j, la consommation journalière, à la première année, en gasoil est de 707.53 l, soit 258 249.82 l annuellement. Pourtant, le coût journalier du gasoil est de 1 485 820 Ariary, soit 542 324 627 Ariary annuellement (Annexe 8).

 Coût du lubrifiant

Expérimentalement, le coût du lubrifiant est environ de 4% du coût de combustible. [19]

 Coût des pièces d’usure

On a estimé que le 1% du coût de combustible annuel correspond au coût annuel des pièces d’usures [17]. Le tableau des charges variables se trouve dans l’annexe (Annexe 8).

En résumé, les charges variables ont pour valeur de 569 440 859 Ariary à la première année d’exploitation. Avec la marge de 10%, cette valeur devient 626 384 945 Ariary.

III. 1. 1. 3. Fonds de roulement initial

Il englobe les dépenses relatives au coût d’exploitation depuis le démarrage du projet jusqu’à la rentrée des premières recettes. On cite comme exemple : les approvisionnements en matières premières (combustible, lubrifiant) et les frais des personnels, ainsi que les autres charges (frais de communication, …). Si le délai de rentrée des premières recettes est de 1 mois, la trésorerie nécessaire pour lancer le projet jusqu'à la fin du premier mois s’élève à 52 638 818 Ariary. (Annexe 8).

III. 1. 2. CHARGE FINANCIERE

III. 1. 2. 1. Plan de financement

Afin de déterminer la charge financière engendrant les intérêts financiers, on va voir le schéma de financement initial du projet. L’ADER peut financer un projet d’électrification rurale jusqu’à 70% d’investissement d’implantation. La région de l’Itasy, qui est l’exploitant prend en charge l’investissement sur les immobilisations incorporelles, et celui des immobilisations corporelles déjà acquises (Bâtiment, le groupe électrogène avec armoire). Cependant, le reste à emprunter remplissant le part d’autofinancement à 30% s’évalue à 33 321 474 Ariary. On a le tableau du schéma de financement suivant :

Ressources Montant (Ar)

Capital/ Compte de l'exploitant 72 186 882 Subvention : ADER 246 186 163 Emprunts 33 321 473 Total Ressources 351 694 519

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Emplois Montant (Ar) Investissements 299 055 702 Fonds de roulement initial 52 638 817 Total Emplois 351 694 519

Tableau III. 21 : Schéma de financement initial du projet de la pré-électrification

III. 1. 2. 2. Calcul des intérêts pour l’emprunt à moyenne terme.

On adopte les données suivantes :

M : Montant de l’emprunt 33 321 473 Ariary a : Taux annuel 20% s : Taux semestriel 10% Fréquence de remboursement 6 mois Différé 1 an Délai de remboursement 5 ans

En utilisant les formules ci-dessus, on a l’échéance bancaire dans le tableau suivant :

(3.74)

(3.75)

(3.76)

Avec :

A(n) : annuité d’amortissement à la période n, M : montant de l’emprunt, d : délai de remboursement, S(n) : solde à la période n, I(n) : intérêt à la période n, t : taux d’intérêt.

Mois de Exercice Amortissement Intérêt Solde règlement Année 1 6° 0 3 332 147,39 33 321 473,92 Année 1 12° 0 3 332 147,39 33 321 473,92 Année 2 6° 4 165 184,24 3 332 147,39 29 156 289,68 Année 2 12° 4 165 184,24 2 915 628,97 24 991 105,44 Année 3 6° 4 165 184,24 2 499 110,54 20 825 921,20 Année 3 12° 4 165 184,24 2 082 592,12 16 660 736,96 Année 4 6° 4 165 184,24 1 666 073,70 12 495 552,72 Année 4 12° 4 165 184,24 1 249 555,27 8 330 368,48 Année 5 6° 4 165 184,24 833 036,85 4 165 184,24

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Année 5 12° 4 165 184,24 416 518,42 0 TOTAL 33 321 473,92 21 658 958,05

Tableau III. 22 : Echéance bancaire de la pré-électrification

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L’échéance comptable configure le résumé annuel de l’échéance bancaire.

Exercice Amortissement Intérêt * Total Année 1 - 6 664 294,78 6 664 294,78 Année 2 8 330 368 6 247 776,36 14 578 144,84 Année 3 8 330 368 4 581 702,66 12 912 071,15 Année 4 8 330 368 2 915 628,97 11 245 997,45 Année 5 8 330 368 1 249 555,27 9 579 923,75 TOTAL 33 321 474 21 658 958,05 54 980 431,97

Tableau III. 23 : Echéance comptable de la pré-électrification

III. 1. 3. ACTUALISATION

L'actualisation permet, dans les études d'investissement, d'établir des équivalences entre des sommes d'argent disponibles à des époques différentes. On a le tableau des coûts actualisés suivants (l’unité est Ariary).

Anné Investis Charge Charge Taux d’actualisation et coûts actualisés e [Millions Fixe variable 10 % 12 % 14 % 16 % 18 % 20 % Ariary] [Millions Ariary] 1 299,055 80,293 626,384 1 106,307 1126 ,422 1 146,536 1 166,651 1 186,766 1 206,881 2 80,293 640,279 871,893 903,886 936,456 969,603 1 003,325 1 037,625 3 80,293 654,720 978,303 1 032,641 1 088,955 1 147,280 1 207,651 1 270,104 4 80,293 669,586 1 097,899 1 179,950 1 266,517 1 357,762 1 453,851 1 554,951 5 80,293 685,329 1 233,042 1 349,288 1 474,140 1 608,068 1 751,558 1 905,113

Tableau III. 24 : Tableau d’actualisation des investissements de la pré-électrification

III. 1. 4. TARIFICATION

Avant d’entamer les différentes valeurs qui dépendent des bénéfices, on va voir le tarif économique du projet. On prend l’année de tarification égale à 5 i.e. Tarif sur 5 ans.

Cas 1 : Prix de revient économique On a alors les résultats suivants selon les équations en tenant compte l’emprunt à moyenne terme :

Taux d’affectation en énergie 0% 25% 70% 90% 95% 100% Part fixe totale 433 246 668 433 246 668 433 246 668 433 246 668 433 246 668 433 246 668 [Ariary] Part affectée en 0 108 311 667 303 272 668 389 922 001 411 584 335 433 246 668 énergie [Ariary] Part non affectée en 433 246 668 324 935 000 129 974 000 43 324 667 21 662 333 0 énergie [Ariary] 3 276 300 611 3 276 300 611 3 276 300 611 3 276 300 611 3 276 300 611 3 276 300 611 Part variable [Ariary] Prime fixe [Ariary/kW/mois] 52 891 39 668 15 867 5 289 2 644 0 Prix de l'énergie [Ariary/kWh] 1730 1787 1890 1936 1947 1959

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Tableau III. 25 : Tarification calculée par le mode de prix de revient économique de la pré-électrification

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Cas 2 : Si la région de l’Itasy prend en charge tous les 30% du coût d’investissement d’implantation (i.e. inexistence d’emprunt), on a le tarif représenté dans le tableau suivant :

Taux d’affectation en énergie 0% 25% 70% 90% 95% 100%

409 421 814 409 421 814 409 421 814 409 421 814 409 421 814 409 421 814 Part fixe totale [Ariary]

0 102 355 453 286 595 269 368 479 632 388 950 723 409 421 814 Part affectée en énergie [Ariary]

409 421 814 307 066 60 122 826 544 40 942 181 20 471 090 0 Part non affectée en énergie [Ariary]

3 276 300 611 3 276 300 611 3 276 300 611 3 276 300 611 3 276 300 611 3 276 300 611 Part variable [Ariary]

Prime fixe 49 982 37 487 14 995 4 998 2 499 0 [Ariary/kW/mois]

Prix de l'énergie 1 730 1 784 1 881 1 925 1 936 1 946 [Ariary/kWh]

Tableau III. 26 : Tarification de manière sans emprunt de la pré-électrification

Cas 3 : Si l’ADER assure les 70% des investissements totaux du projet (investissements d’implantation et d’exploitation), le tarif devient :

Taux d’affectation en énergie 0% 25% 70% 90% 95% 100%

216 325 463 216 325 463 216 325 463 216 325 463 216 325 463 216 325 463 Part fixe totale [Ariary]

Part affectée en énergie 0 162 244 097 64 897 639 21 362 546 10 816 273 216 325 463 [Ariary]

Part non affectée en 216 325 463 162 244 097 64 897 639 21 632 546 10 816 273 0 énergie [Ariary]

982 890 183 982 890 183 982 890 183 982 890 183 982 890 183 982 890 183 Part variable [Ariary] Prime fixe 26 409 19 806 7 922 2 640 1 320 0 [Ariary/kW/mois] Prix de l'énergie 519 547 599 621 627 633 [Ariary/kWh]

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Tableau III. 27 : Tarification avec la subvention de l’ADER sur les investissements totaux de la pré- électrification

Voici un exemple de tarif pour un ménage :

Supposons les caractéristiques d’un ménage suivant :

Puissance lampe 15 W Points lumineux 3 lampes Heures de marche 3 h/j Autres conforts 25 W Heures de marche 8 h Calcul de la demande en énergie électrique Puissance 0,07 kW Consommation mensuelle 10,385 kWh

On a la facture mensuelle suivante (Mode de tarification : troisième cas) :

Taux d'affectation Part Fixe en Energie 0 % 25 % 70 % 90 % 95 % 100 % Facture par mois [Ariary] 7 238 7 067 6 775 6 634 6 604 6 574 Prime fixe [Ariary] 1 849 1 386 555 185 92 0 Prix énergie [Ariary] 5 390 5 681 6 221 6 449 6 511 6 574

Tableau III. 28 : Exemple de facture d’un ménage lors de la pré-électrification

III. 1. 5. TEMPS DE RETOUR DE REMBOURSEMENT SIMPLIFIE (OU « PAY OUT TIME : POT)

Pour le premier cas, par calcul (équation : 2.87), on trouve POT = 3ans 6 mois. Pour le deuxième cas, on a POT = 3 ans 7 mois. Pour le troisième cas, on obtient POT = 2 ans 6 mois.

III. 1. 6. CASH-FLOWS PREVISIONNELS

Par suite, la VAN s’écrit :

(3.77)

I : capital amortissable, f : fond de roulement, Ir : valeur résiduelle.

En utilisant cette formule ci-dessus, on a alors :

Premier cas : 87 828 650 Ariary. Deuxième cas : 87 412 790,12 Ariary.

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Troisième cas : 38 798 944,67 Ariary.

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III. 1. 7. TAUX DE RENTABILITE INTERNE (TRI) OU RATE OF RETURN

Le TRI est obtenu à partir de l’équation suivante :

(3.78)

Avec les tarifs précédents, on a, après le calcul, le TRI sur 5 ans :

Cas de tarification Premier cas Deuxième cas Troisième cas TRI sur 5 ans 4.3 % 4.2 % 25 %

Tableau III. 29 : Taux de rentabilité interne selon les tarifs précédents

D’après l’étude, la rentabilité du projet sur 5 ou 3 ans varie en fonction du prix unitaire de l’énergie électrique. On représente cette variation sous forme de tableau suivant :

Prix unitaire de rentabilité sur 3 ans 5 ans [Ariary/ kWh] 2 040 -6.5% 15.3% 2 200 15.0% 34.5%

Tableau III. 30 : Prix unitaire de rentabilité de l’énergie électrique sur 3 ou 5 ans – Premier cas

Prix unitaire de rentabilité sur 3 ans 5 ans [Ariary/ kWh] 2 025 -6.4% 15.0% 2 185 15.1% 34.4%

Tableau III. 31 : Prix unitaire de rentabilité de l’énergie électrique sur 3 ou 5 ans – Deuxième cas

Prix unitaire de rentabilité sur 3 ans 5 ans [Ariary/ kWh] 610 -7.1% 15.6% 660 15.5% 35.2%

Tableau III. 32 : Prix unitaire de rentabilité de l’énergie électrique sur 3 ou 5 ans – Troisième cas

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III. 1. 8. COMPTE DE RESULTATS PREVISIONNELS

On utilise les formules suivantes :

Production de l’exercice = Chiffres d’affaires + Production stockée + Production immobilisée (3.79)

Consommation de l’exercice = Achats consommés + Service extérieur et autres consommation (3.80)

Valeur Ajoutée d’Exploitation (VAE) = Production de l’exercice – Consommation de l’exercice (3.81)

Excédent Brut d’Exploitation (EBE) = VAE – Charges de personnels – Impôts et taxes assimilés (3.82)

Résultat Opérationnel (RO) = EBE – Autres charges opérationnelles (Frais d’entretien) - Dotations aux amortissements (3.83)

Résultat Financier (RF) = Produits financiers – Charges financières (Intérêts) (3.84)

Résultat Avant Impôts (RAI) = RO + RF (3.85)

Résultat Net = RAI – IBS (Impôts sur le Bénéfice) (3.86)

Rentabilité commerciale = (3.87)

Capacité d’autofinancement = Résultat Net + Dotations aux amortissements (3.88)

Voici un exemple d’éléments financiers nécessaires aux prévisions d’investissement et aux échéanciers comptables, les autres éléments sont représentés en annexes (Annexe 9). Taux d’affectation en énergie 0%, premier cas de tarification.

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Exercice Année 1 Année 2 Année 3 Année 4 Année 5

Chiffres d'affaires (C.A.) 709 184 983,70 724 916 194,07 741 266 165,39 758 259 235,57 775 920 699,85

Production de l'exercice 709 184 983,70 724 916 194,07 741 266 165,39 758 259 235,57 775 920 699,85

Achats consommés : Combustible & 569 440 859,21 582 072 251,80 595 200 479,17 608 715 134,87 623 026 375,57 lubrifiant& pièces d'usures Services extérieurs et autres consommations (Frais de 1 800 000,00 1 800 000,00 1 800 000,00 1 800 000,00 1 800 000,00 communication)

Consommation de l'exercice 571 240 859,21 583 872 251,80 597 000 479,17 610 515 134,87 624 826 375,57

Valeur ajoutée d'exploitation 137 944 124,49 141 043 942,27 144 265 686,22 147 744 100,70 151 094 324,29

Charges de personnel 48 493 800,00 48 493 800,00 48 493 800,00 48 493 800,00 48 493 800,00

Impôts, taxes et versements assimilés : assurances incendies & 1 446 200,00 1 446 200,00 1 446 200,00 1 446 200,00 1 446 200,00 dommages électriques

Excédent brut d'exploitation 88 004 124,49 91 103 942,27 94 325 686,22 97 804 100,70 101 154 324,29

Autres charges opérationnelles : 5 247 500,00 5 247 500,00 5 247 500,00 5 247 500,00 5 247 500,00 frais d'entretien

Dotations aux amortissements 17 452 829,83 17 452 829,83 17 452 829,83 17 452 829,83 17 452 829,83

Résultat opérationnel 65 303 794,67 68 403 612,44 71 625 356,39 75 103 770,87 78 453 994,46

Charges financières (intérêts) 6 664 294,78 6 247 776,36 4 581 702,66 2 915 628,97 1 249 555,27

Résultat financier (6 664 294,78) (6 247 776,36) (4 581 702,66) (2 915 628,97) (1 249 555,27)

Résultat avant impôts 58 639 499,88 62 155 836,08 67 043 653,72 72 188 141,91 77 204 439,19

Impôts sur les revenus (25% ou 14 659 874,97 15 538 959,02 16 760 913,43 18 047 035,48 19 301 109,80 minimum imposable)

Résultat net 43 979 624,91 46 616 877,06 50 282 740,29 54 141 106,43 57 903 329,39

Rentabilité commerciale 6% 6% 7% 7% 7% (résultat net / C.A.)

Capacité d'autofinancement 61 432 454,74 64 069 706,89 67 735 570,12 71 593 936,26 75 356 159,22

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Tableau III. 33 : Compte de résultat prévisionnel – Taux d’affectation en énergie 0%, premier cas de tarification

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III. 2. ETUDE ECONOMIQUE ET FINANCIERE DE LA SOLUTION PROPOSEE

III. 2. 1. INVESTISSEMENT

III. 2. 1. 1. Coût d’investissement d’implantations

Pour la première phase : on a le total d’investissement d’implantation : 299 055 702 Ariary.

La deuxième phase consiste l’aménagement du site hydroélectrique à Samitaha pour l’électrification d’Ankisabe et l’extension du réseau électrique à Mananasy. Selon les données du RETScreen, on a les ordres de grandeurs suivants :

Prix Prix unitaire Type d'extension Unitaire Unité Quantité Total [Ariary] [$ canadien] [Ariary] Extension du réseau à 4 520 7 000 000 Ariary / km 13,4 km 93 800 000 Mananasy Hydroélectricité à 4 000 6 194 680 Ariary / kW 120 kW 743 361 600 Samitaha TOTAL 837 161 600

Tableau III. 34 : Investissements à ajouter

La logistique de la centrale a pour durée de vie de 10 ans, il faut la renouveler à partir de la onzième année. Ce coût est de 1 868 820 Ariary.

Ainsi, le coût de renouvellement et de rajout est de 839 030 420 Ariary.

Le coût d’investissement d’implantation devient alors de 1 138 086 122 Ariary.

III. 2. 1. 2. Coût d’investissement d’exploitations

 On suppose que les charges fixes annuelles restent les mêmes de la première année à la cinquième année. Elles ont pour valeur : 74 440 330 Ariary sans marge (soit 81 884 363 Ariary avec une marge de 10%) dont la répartition est :

. Les frais des personnels avec les charges sociales se coûtent annuellement à 48 493 800 Ariary.

. Le coût de maintenance et d’entretien dépendant de la valeur d’acquisition des matériels a pour valeur annuellement : 5 247 500 Ariary.

. Les dotations aux amortissements ont pour annuité : 17 452 829 Ariary.

. Les autres charges fixes s’élève à 3 246 200 Ariary sans marge.

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A partir de la sixième année, l’annuité d’amortissement devient 39 563 917 Ariary. Ainsi, les charges fixes changent à 96 551 417 Ariary (sans marge) ; 106 206 559 Ariary (avec marge de 10%) (Annexe 9).

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 Les charges variables ont pour valeurs de 569 440 859 Ariary de la première année à la cinquième année, avec la marge de 10%, 626 384 945 Ariary. A partir de la sixième année, l’exploitation de la centrale thermique sera arrêtée en remplaçant par la centrale hydroélectrique à Samitaha et l’extension du réseau électrique à Mananasy. La valeur de la charge variable tend vers 0.

III. 2. 1. 3. Fond de roulement initial

Le fond de roulement initial ou la trésorerie nécessaire pour lancer le projet jusqu'à la fin du premier mois est invariante ayant pour valeur de : 52 638 817,74 Ariary.

III. 2. 2. CHARGE FINANCIERE

III. 2. 2. 1. Plan de financement

En tenant compte les hypothèses de la première phase, on a le schéma de financement suivant :

Ressources Montant (Ariary) Emprunts à la sixième année 128 084 080 Capital/ Compte de l'exploitant 72 186 882 Subvention souhaitée : ADER 957 132 503 Emprunts en première année 33 321 473 Total Ressources 1 062 640 859 Emplois Montant (Ariary) Investissements 1 138 086 122 Fonds de roulement initial 52 638 817 Total Emplois 1 190 724 939

Tableau III. 35 : Schéma d’investissement initial du projet

III. 2. 2. 2. Calcul des intérêts pour l’emprunt à moyenne terme.

Pour la première année jusqu’à la cinquième année, l’intérêt reste le même. On adopte les données suivantes :

 Emprunt à la première année :

M : Montant de l’emprunt 33 321 473 Ariary a : Taux annuel 20% s : Taux semestriel 10% Fréquence de remboursement 6 mois Différé 1 an Délai de remboursement 5 ans

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 Emprunt à la sixième année :

M : Montant de l’emprunt 128 084 080 Ariary a : Taux annuel 10% s : Taux semestriel 5% Fréquence de remboursement 6 mois Différé 1 an Délai de remboursement 10 ans

Après le calcul, on a les échéances bancaire et comptable suivantes :

Exercice Mois de règlement Amortissement Intérêt Solde Année 1 6° 0 3 332 147,39 33 321 473,92 Année 1 12° 0 3 332 147,39 33 321 473,92 Année 2 6° 4 165 184,24 3 332 147,39 29 156 289,68 Année 2 12° 4 165 184,24 2 915 628,97 24 991 105,44 Année 3 6° 4 165 184,24 2 499 110,54 20 825 921,20 Année 3 12° 4 165 184,24 2 082 592,12 16 660 736,96 Année 4 6° 4 165 184,24 1 666 073,70 12 495 552,72 Année 4 12° 4 165 184,24 1 249 555,27 8 330 368,48 Année 5 6° 4 165 184,24 833 036,85 4 165 184,24 Année 5 12° 4 165 184,24 416 518,42 0 TOTAL 33 321 473,92 21 658 958,05

Tableau III. 36 : Echéance bancaire du projet de la première année à la cinquième année

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A partir de la sixième année, on a les données suivantes :

Exercice Mois de règlement Amortissement Intérêt Solde Année 6 6° 6 404 204,01 128 084 080,29 Année 6 12° 6 404 204,01 128 084 080,29 Année 7 6° 7 115 782,24 6 404 204,01 120 968 298,05 Année 7 12° 7 115 782,24 6 048 414,90 113 852 515,81 Année 8 6° 7 115 782,24 5 692 625,79 106 736 733,58 Année 8 12° 7 115 782,24 5 336 836,68 99 620 951,34 Année 9 6° 7 115 782,24 4 981 047,57 92 505 169,10 Année 9 12° 7 115 782,24 4 625 258,45 85 389 386,86 Année 10 6° 7 115 782,24 4 269 469,34 78 273 604,62 Année 10 12° 7 115 782,24 3 913 680,23 71 157 822,38 Année 11 6° 7 115 782,24 3 557 891,12 64 042 040,15 Année 11 12° 7 115 782,24 3 202 102,01 56 926 257,91 Année 12 6° 7 115 782,24 2 846 312,90 49 810 475,67 Année 12 12° 7 115 782,24 2 490 523,78 42 694 693,43 Année 13 6° 7 115 782,24 2 134 734,67 35 578 911,19 Année 13 12° 7 115 782,24 1 778 945,56 28 463 128,95 Année 14 6° 7 115 782,24 1 423 156,45 21 347 346,72 Année 14 12° 7 115 782,24 1 067 367,34 14 231 564,48 Année 15 6° 7 115 782,24 711 578,22 7 115 782,24 Année 15 12° 7 115 782,24 355 789,11 (0,00) TOTAL 128 084 080,29 73 648 346,17

Tableau III. 37 : Echéance bancaire du projet de la sixième année à la quinzième année

L’échéance comptable configure le résumé annuel de l’échéance bancaire.

Exercice Amortissement Intérêt Total Année 1 - 6 664 294,78 6 664 294,78 Année 2 8 330 368 6 247 776,36 14 578 144,84 Année 3 8 330 368 4 581 702,66 12 912 071,15 Année 4 8 330 368 2 915 628,97 11 245 997,45 Année 5 8 330 368 1 249 555,27 9 579 923,75 TOTAL 33 321 474 21 658 958,05 54 980 431,97

Tableau III. 38 : Echéance comptable du projet de la première année à la cinquième année

Promotion 2008 113 Chapitre III : Etudes économiques et financières

Exercice Amortissement Intérêts Total Année 6 12 808 408,03 12 808 408,03 Année 7 14 231 564,48 12 452 618,92 26 684 183,39 Année 8 14 231 564,48 11 029 462,47 25 261 026,95 Année 9 14 231 564,48 9 606 306,02 23 837 870,50 Année 10 14 231 564,48 8 183 149,57 22 414 714,05 Année 11 14 231 564,48 6 759 993,13 20 991 557,60 Année 12 14 231 564,48 5 336 836,68 19 568 401,16 Année 13 14 231 564,48 3 913 680,23 18 145 244,71 Année 14 14 231 564,48 2 490 523,78 16 722 088,26 Année 15 14 231 564,48 1 067 367,34 15 298 931,81 TOTAL 128 084 080,29 73 648 346,17 201 732 426,46

Tableau III. 39 : Echéance comptable du projet de la sixième année à la quinzième année

III. 2. 3. AMORTISSEMENT

De la première année à la cinquième année, l’annuité d’amortissement a pour valeur : 17 452 829,83 Ariary. Elle change à 39 563 917,43 Ariary à partir de la sixième année. La valeur résiduelle à 10éme année est de 851 133 565,71 Ariary, tandis que la valeur résiduelle à 15éme année est de 654 248 388,57 Ariary (Annexe 9).

III. 2. 4. TARIFICATION

Suite à des études, on a les différents tarifs suivants.

III. 2. 4. 1. Tarif sur 10 ans

Cas 1 : Prix de revient économique

Taux d’affectation en 0% 25% 70% 90% 95% 100% énergie Part fixe totale 1 023 767 403 1 023 767 403 1 023 767 403 1 023 767 403 1 023 767 403 1 023 767 403 [Ariary] Part affectée en 0 255 941 850 716 367 182 921 390 662 972 579 033 1 023 767 403 énergie [Ariary] Part non affectée en 1 023 767 403 709 246 118 307 130 220 102 376 740 51 188 370 0 énergie [Ariary] Part variable [Ariary] 3 276 441 993 3 276 441 993 3 276 441 993 3 276 441 993 3 276 441 993 3 276 441 993 Prime fixe 39 964 29 973 11 989 3 996 1998 0 [Ariary/kW/mois] Prix de l'énergie 506 546 617 649 657 664 [Ariary/kWh]

Tableau III. 40 : Tarification calculée par mode de prix de revient économique du projet – Tarif sur 10 ans

Promotion 2008 113 Chapitre III : Etudes économiques et financières

Cas 2 : Tarification correspondante à l’autofinancement égal à 30% du coût d’investissement d’implantation (i.e. inexistence d’emprunt) :

Taux d’affectation 0% 25% 70% 90% 95% 100% en énergie Part fixe totale 977 922 612 977 922 612 977 922 612 977 922 612 977 922 612 977 922 612 [Ariary] Part affectée en 0 244 480 652,98 684 545 828,34 880 130 350,72 929 026 481,32 977 922 612 énergie [Ariary] Part non affectée en 733 441 977 922 612 293 376 783,57 97 792 261,19 48 896 130,60 0 énergie [Ariary] 958,94 3 276 441 Part variable [Ariary] 3 276 441 993 3 276 441 993 3 276 441 993 3 276 441 993 3 276 441 993 993 Prime fixe [Ariary/kW/mois] 36 917 27 688 11 075 3 692 1 846 0 Prix de l'énergie [Ariary/kWh] 506 544 612 642 650 657

Tableau III. 41 : Tarification de manière sans emprunt du projet – Tarif sur 10 ans

Cas 3 : Tarification correspondante au part de l’ADER égal à 70% des investissements totaux du projet (investissements d’implantation et d’exploitation).

Taux d’affectation en énergie 0% 25% 70% 90% 95% 100% Part fixe totale 466 575 703 466 575 703 466 575 703 466 575 703 466 575 703 466 575 703 [Ariary] Part affectée en 0 116 643 925 326 602 992 419 918 132 443 246 917 466 575 703 énergie [Ariary] Part non affectée en 466 575 703 349 931 777 139 972 710 46 657 570 23 328 785 0 énergie [Ariary] Part variable [Ariary] 982 932 598 982 932 598 982 932 598 982 932 598 982 932 598 982 932 598 Prime fixe [Ariary/kW/mois] 18 213 13 660 5 464 1 821 911 0 Prix de l'énergie [Ariary/kWh] 152 170 202 217 220 224

Tableau III. 42 : Tarification avec la subvention de l’ADER sur les investissements totaux du projet – Tarif sur 10 ans

Promotion 2008 113 Chapitre III : Etudes économiques et financières

III. 2. 4. 2. Tarif sur 15 ans

Cas 1 : Prix de revient économique

Taux d’affectation en énergie 0% 25% 70% 90% 95% 100% Part fixe totale 1 547 464 190 1 547 464 190 1 547 464 190 1 547 464 190 1 547 464 190 1 547 464 190 [Ariary] Part affectée en 0 386 866 048 1 083 224 933 1 392 717 771 1 470 09 981 1 547 464 190 énergie [Ariary] Part non affectée en 1 547 464 190 1 160 598 143 464 239 257 154 746 419 77 373 210 0 énergie [Ariary] Part variable [Ariary] 3 276 441 993 3 276 441 993 3 276 441 993 3 276 441 993 3 276 441 993 3 276 441 993 Prime fixe [Ariary/kW/mois] 28 446 21 335 8 534 2 845 1 422 0 Prix de l'énergie [Ariary/kWh] 285 318 379 406 412 419

Tableau III. 43 : Tarification calculée par mode de prix de revient économique du projet – Tarif sur 15 ans

Cas 2 : La région de l’Itasy assurant les 30% du coût d’investissement d’implantation (i.e. inexistence d’emprunt).

Taux d’affectation en énergie 0% 25% 70% 90% 95% 100% Part fixe totale 1 513 744 885 1 513 744 885 1 513 744 885 1 513 744 885 1 513 744 885 1 513 744 885 [Ariary] Part affectée en 0 378 436 221 1 059 621 419 1 362 370 396 1 438 057 641 1 513 744 885 énergie [Ariary] Part non affectée en 1 513 744 885 1 135 308 664 454 123 465 151 374 488 75 687 244 0 énergie [Ariary] Part variable [Ariary] 3 276 300 611 3 276 300 611 3 276 300 611 3 276 300 611 3 276 300 611 3 276 300 611 Prime fixe [Ariary/kW/mois] 27 826 20 870 8 348 2 783 1 391 0 Prix de l'énergie [Ariary/kWh] 285 317 377 403 409 416

Tableau III. 44 : Tarification de manière sans emprunt du projet – Tarif sur 15 ans

Cas 3 : L’ADER garantissant les 70% des investissements totaux du projet (investissements d’implantation et d’exploitation).

Taux d’affectation en énergie 0% 25% 70% 90% 95% 100% Part fixe totale 753 956 066 753 956 066 753 956 066 753 956 066 753 956 066 753 956 066 [Ariary] Part affectée en 0 188 489 017 527 769 246 678 560 460 716 258 263 753 956 066 énergie [Ariary] Part non affectée en 753 956 066 565 467 050 226 186 820 75 395 607 37 697 803 0 énergie [Ariary] Part variable [Ariary] 975 360 997 975 360 997 975 360 997 975 360 997 975 360 997 975 360 997 Prime fixe [Ariary/kW/mois] 13 860 10 395 4 158 1 386 963 0 Prix de l'énergie 85 101 131 144 147 150

Promotion 2008 113 Chapitre III : Etudes économiques et financières

[Ariary/kWh]

Tableau III. 45 : Tarification avec la subvention de l’ADER sur les investissements totaux du projet – Tarif sur 15 ans Voici un exemple de tarif pour un ménage :

Supposons les caractéristiques d’un ménage suivant :

Puissance lampe : 15 W Points lumineux 3 lampes Heures de marche : 3 h/j Autres conforts : 25 W Heures de marche : 8 h Calcul de la demande en énergie électrique Puissance en kW 0,07 kW consommation/mois 10,385 kWh

On a la facture mensuelle suivante (Mode de tarification : troisième cas) :

Taux d'affectation Part Fixe en Energie 0 % 25 % 70 % 90 % 95 % 100 % Facture par mois [Ariary] 2 853 2 722 2 480 2 381 2 348 2 326 Prime fixe [Ariary] 1 275 956 382 127 64 0 Prix énergie [Ariary] 1 579 1 765 2 098 2 254 2 285 2 326

Tableau III. 46 : Exemple de facture – Tarif sur 10 ans

Taux d'affectation Part Fixe en Energie 0 % 25 % 70 % 90 % 95 % 100 % Facture par mois [Ariary] 1 853 1 777 1 651 1 592 1 594 1 558 Prime fixe [Ariary] 970 728 291 97 67 0 Prix énergie [Ariary] 883 1 049 1360 1 495 1 527 1 558

Tableau III. 47 : Exemple de facture – Tarif sur 15 ans

III. 2. 5. TEMPS DE RETOUR DE REMBOURSEMENT SIMPLIFIE (OU « PAY OUT TIME : POT)

D’après le calcul, on trouve :

 Premier cas : on trouve POT = 18ans 6 mois.  Deuxième cas : on a POT = 19 ans 7 mois.  Troisième cas : on obtient POT = 27 ans 8 mois

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III. 2. 6. TAUX DE RENTABILITE INTERNE (TRI) OU RATE OF RETURN

D’après l’étude, on a les résultats suivants :

Année de Renta- bilité Prix 10 ans 15 ans 20 ans 25 ans 30 ans du kWh [Ariary]

720 -2.7% 9.7% 13.1% 14.5% 15.1% 750 -1.3% 10.7% 14.0% 15.2% 15.8% 790 0.5% 12.0% 15.1% 16.3% 16.8% 880 4.4% 15.0% 17.7% 18.6% 19.0% 1140 15.3% 23.4% 25.2% 25.8% 25.9%

Tableau III. 48 : Etude de rentabilité - Premier cas de tarification

Année de Renta- bilité Prix 10 ans 15 ans 20 ans 25 ans 30 ans du kWh [Ariary]

730 -3.0% 9.7% 13.1% 14.5% 15.1% 760 -1.6% 10.7% 14.0% 15.2% 15.8% 800 0.2% 12.0% 15.1% 16.3% 16.8% 895 4.3% 15.1% 17.8% 18.8% 19.1% 1150 15.1% 23.4% 25.2% 25.7% 25.9%

Tableau III. 49 : Etude de rentabilité - Deuxième cas de tarification

Promotion 2008 113 Chapitre III : Etudes économiques et financières

Année de Renta- bilité Prix 10 ans 15 ans 20 ans 25 ans 30 ans du kWh [Ariary]

225 -4.3% 9.2% 12.9% 14.4% 15.1% 235 -2.8% 10.2% 13.9% 15.3% 15.9% 250 -0.5% 11.9% 15.2% 16.5% 17.1% 280 3.9% 15.1% 18.0% 19.0% 19.4% 360 15.2% 23.7% 25.6% 26.1% 26.3%

Tableau III. 50 : Etude de rentabilité - Troisième cas de tarification

Promotion 2008 113 Chapitre III : Etudes économiques et financières

Promotion 2008 113 PPARARTIETIE IVIV :: VOLETVOLET ENVIRONENVIRONNEMENTNEMENTALAL Chapitre I : Généralités

Tout projet influençant l’environnement nécessite un regard sur l’environnement selon la loi de la Charte de l’environnement et le décret de la Mise en Compatibilité des Investissements avec l’Environnement (MECIE). L’accès de tous en électricité en préservant l’environnement conduit à un développement bien structuré. C’est pourquoi l’objectif de cette partie est d’expliciter le contexte environnemental de l’électrification rurale de la partie Ouest du district de Mandridrano (Soavinandriana).

CHAPITRE I : GENERALITES

I. 1. QUELQUES DEFINITIONS

I. 1. 1. ENVIRONNEMENT

L’environnement est le milieu dans lequel un organisme fonctionne, incluant l’air, l’eau, la terre, les ressources naturelles, la flore, la faune, les êtres humains et leurs interrelations.

L’environnement est un ensemble des milieux naturels et artificiels y compris les milieux humains et les facteurs sociaux, économiques et culturels qui intéressent le développement national (Charte de l’Environnement, article 12).

I. 1. 2. IMPACT ENVIRONNEMENTAL

Un impact sur l’environnement d’un projet peut se définir comme l’effet, sur une période de temps donnée et dans un espace défini, d’une activité humaine sur une composante de l’environnement biophysique et humaine, en comparaison de la situation en l’absence du projet. L’impact environnemental est toute modification de l’environnement, négative ou bénéfique, résultant totalement ou partiellement des activités, produits ou services d’un organisme.

I. 1. 3. ETUDE D’IMPACT ENVIRONNEMENTAL (E.I.E.)

L’Etude d’Impact Environnemental consiste à analyser scientifiquement et préalablement des impacts potentiels prévisibles d’une activité donnée sur l’environnement, et à examiner l’acceptabilité de leur niveau et des mesures d’atténuation permettant d’assurer l’intégrité de l’environnement dans les limites des meilleures technologies disponibles à un coût économiquement acceptable.

I. 1. 4. EFFET DE SERRE

L’effet de serre est un phénomène naturel permettant de maintenir à la surface de la Terre une température relativement constante (autour de 15 °C en moyenne). Il est dû à la présence dans l’atmosphère de vapeur d’eau et de certains gaz (dioxyde de carbone, méthane, et oxyde d’azote). Sans eux, la température moyenne de la Terre pourrait atteindre –18°C interdisant toute forme de vie sur Terre. Or, ces gaz à effet de serre rejetés dans l’atmosphère par les activités humaines se sont augmentés. Par conséquent, on observe un réchauffement de

Promotion 2008 134 Chapitre I : Généralités la planète (+0.5 °C à +0.7 °C depuis un siècle) et un excès de la production de gaz carbonique excédant la capacité de l’absorption naturelle des océans et de la végétation.

I. 1. 5. DEVELOPPEMENT DURABLE

Conventionnellement, on définit le développement durable comme étant un processus de développement satisfaisant les besoins du présent sans compromettre ceux des générations futures.

I. 1. 6. DECHETS SOLIDES

Tout projet est caractérisé par ses résultats. Ces derniers se repartissent sur les résultats attendus et les résultats indésirables constituant par les déchets solides et les effluents liquides.

On distingue pour ces déchets solides, selon leur risque potentiel :

 Les déchets industriels banaux  Les déchets industriels spéciaux (toxiques, inflammables, radioactifs, …)

I. 1. 7. EFFLUENTS LIQUIDES

Les eaux usées et tout écoulement d’origine industrielle sont classés dans les effluents liquides. Ils flétrissent les écosystèmes aquatiques, les zones humides et les eaux souterraines. Il y a deux types des polluants de l’eau : les polluants organiques et les polluants chimiques.

I. 1. 8. POLLUANTS ATMOSPHERIQUES

La pollution atmosphérique provient des émissions dans l’air comme des fumées, des poussières, des gaz toxiques ou corrosifs, des odeurs, pouvant porter atteinte à la santé de l’homme et à la qualité de l’environnement.

I. 2. LEGISLATION RELATIVE A L’INSTALLATION ET L’EXPLOITATION D’UN GROUPE ELECTROGENE

 Art 2 DECRET N° 99-954 DU 15 DECEMBRE 1999 modifié par le décret n° 2004- 167 du 03 février 2004 relatif à la mise en compatibilité des investissements avec l’environnement.

Conformément aux dispositions de l’article 10 de la Loi n° 90-033 du 21 Décembre 1990 portant Charte de l’Environnement, les projets d’investissements publics ou privés, qu'ils soient soumis ou non à autorisation ou à approbation d’une autorité administrative, ou qu'ils soient susceptibles de porter atteinte à l’environnement doivent faire l’objet d’une étude d’impact.

 Art 4 loi 99-021 : pollution industrielle.

Il y a pollution industrielle lorsque l’environnement est altéré dans sa composition par la présence d’une substance polluante ayant comme origine une activité industrielle qui lui fait

Promotion 2008 134 Chapitre I : Généralités subir des modifications quantitatives et qualitatives. Les pollutions industrielles proviennent des déchets, des rejets, des émanations et des nuisances de toutes sortes générées directement ou indirectement par des activités industrielles.

 Loi du 10 juin 1999 relative aux établissements classés.

Elle a pour objectif de réaliser : • la prévention et la réduction intégrée des pollutions en provenance des établissements ; • la protection de la sécurité, de la salubrité ou la commodité par rapport au public, au voisinage ou personnel des établissements ; • la protection de la santé et de la sécurité des personnels ; • la promotion d’un développement.

 Loi du 19 juillet 1993 concernant la protection et la gestion de l’eau (modifiée par la loi du 31 mai 1999).

Cette loi décrit la protection des eaux superficielles et souterraines, publiques ou privées. Elle s’applique aux prélèvements, déversements, écoulements, rejets, dépôts directs ou indirects de substances de toute nature et plus généralement à tout fait susceptible de provoquer ou d’accroître la dégradation des eaux.

 Loi modifiée du 21 juin 1976 relative à la lutte contre la pollution de l’atmosphère.

On entend par pollution atmosphérique toute émission dans l’air en quantité et en concentration susceptible de causer une perturbation de l’environnement (humain, biologique, physique).

 Loi du 21 juin 1976 concernant la lutte contre le bruit.

La lutte contre les émissions acoustiques pouvant porter atteinte à la santé, à la capacité de travail ou au bien être est présentée dans cette loi. Il faut les prévenir ou atténuer ou réduire ou bien supprimer par référence des valeurs limites applicables au Grand-duché de Luxembourg, pour les moteurs thermiques en gaz naturel ou en gasoil. (Annexe 10)

 ARRETE n° 6830/2001, Article 2 : les modalités et les procédures de participation du public à l’évaluation environnementale.

La participation du public à l’évaluation environnementale peut être définie comme étant son association dans l’évaluation environnementale des dossiers d’Etude d’Impact Environnemental (EIE) afin de fournir les éléments nécessaires à la prise de décision.

Promotion 2008 134 Chapitre II : Regard environnemental du projet

CHAPITRE II : REGARD ENVIRONNEMENTAL DU PROJET

II. 1. MISE EN CONTEXTE DU PROJET

L’étude environnementale reflète d’une façon globale et détaillée les atouts et les méfaits de la réalisation du projet d’électrification rurale d’une zone. Elle permet de dégager les points traités avant, durant et après la mise en place des infrastructures utilisées pour que le projet ne nuise pas l’environnement.

II. 1. 1. RENSEIGNEMENTS GENERAUX

Le projet consiste à électrifier la zone cible par une solution d’électrification la plus adaptée selon les critères techniques, économiques, sociaux et environnementales. Il est dans le cadre du programme d’électrification rurale envisagée par l’Etat malgache par l’intermédiaire de la Région de l’Itasy. D’après l’étude, comme on a déjà un groupe électrogène de 170 kVA disponible, ce dernier va supporter les charges des villages prioritaires de la zone cible selon les critères de priorisation, pour une pré-électrification. Pour un développement rapide, l’implantation d’une centrale thermique est une solution la plus adaptée et facile à réaliser pour le démarrage du secteur électrique qui accélère le développement. Cependant, il faut s’orienter toujours à un développement durable en utilisant les ressources renouvelables (centrale hydraulique ou extension de réseau de la JIRAMA).

II. 1. 2. MOTIVATION DU PROJET ET DE L’ENVIRONNEMENT

Actuellement, le taux de couverture nationale en électricité est d’environ 15% seulement et le taux d’accès dans le milieu rural est moins de 5%. Le Madagascar Action Plan (MAP) décrit qu’il faut « Assurer un approvisionnement d’énergie adéquat, à coût abordable et compétitif » selon l’Engagement 2, défi 4. De plus, l’électrification des Chefs-lieux des Communes Rurales est priorisée par la Région de l’Itasy comme on a vu dans le Plan de Développement Régional Itasy (Axes stratégiques I / Objectifs Globaux I.2 / Objectifs spécifiques I.2.1). La zone cible, d’après leur Plan Communal de Développement (PCD), souhaite à être électrifiée. Pour un meilleur développement rapide durable, dans le respect de l’environnement, il faut apporter l’électricité en milieu rural. Les projets d’investissements publics ou privés susceptibles d’avoir influencer l’environnement exigent un petit regard sur l’environnement, selon la loi portant la Charte de l’Environnement Malagasy et le décret relatif à la Mise en Compatibilité des Investissements avec l’Environnement (MECIE). Ils peuvent être soumis soit à une étude d’impact environnemental (EIE), soit à un programme d’engagement environnemental (PREE), en fonction de l’ampleur des projets et la sensibilité de leurs milieux d’implantation.

II. 1. 3. DESCRIPTION DES DIFFERENTES PHASES DU PROJET

II. 1. 3. 1. Construction

Pendant la phase de construction, les infrastructures (les bâtiments d’exploitation, les équipements d’exploitation : groupe électrogène, les poteaux, les fils de réseaux de

Promotion 2008 134 Chapitre II : Regard environnemental du projet distributions, les transformateurs, les compteurs, …) seront mises en place. On va installer tous les équipements de production, de transport et de distribution lors de la phase de construction.

II. 1. 3. 2. Exploitation

L’exploitation est centralisée au Fokontany chef lieu de la commune de Mahavelona pendant cinq ans (production électrique par la centrale thermique).

II. 1. 3. 3. Fermeture

La centrale thermique est considérée comme une phase de démarrage de l’électrification de la zone cible pour un développement rapide. De plus, son coût d’exploitation est cher à cause du prix de carburant. Tant que la zone cible aura une nouvelle source de production d’électricité soit par extension du réseau du réseau de JIRAMA, soit par une centrale hydroélectrique pour un développement durable, l’exploitation sera clôturée.

II. 1. 4. DESCRIPTION DES INSTALLATIONS

II. 1. 4. 1. Bilan des matières

II. 1. 4. 2. Processus de production

 Production

Sise au chef lieu de la commune de Mahavelona, la centrale thermique assure la production électrique par un groupe électrogène de 170 kVA. Il est composé par un moteur thermique (transformation de l’énergie chimique en énergie mécanique) et un alternateur (transformation de l’énergie mécanique en énergie électrique). La production se fait pendant 18h/24h.

 Transport

De Mahavelona à Ankisabe et à Ambatoasana, l’énergie électrique est transportée par un réseau de transport triphasé.

 Distribution

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A ce stade, l’électricité se repartit pour les abonnées par un réseau monophasé.

 Gestion des produits finis L’administration générale et la direction technique assurent la distribution rationnelle de l’énergie électrique produite. D’une part, l’administration générale occupe la gestion de clientèle. D’autre part, en fonction des abonnées, la direction technique doit satisfaire la consommation des abonnées.

 Matériels et équipements de production Dans la centrale thermique, comme on a dit précédemment, le groupe électrogène (moteur thermique : modèle 3360D, n° série 5JCO 1216 et alternateur : modèle SR4, n° série 5DAO539, 170 kVA, 136 kW, triphasé, 50 Hz, 400 V) assure la production d’électricité. Avant de transporter l’énergie électrique, il faut passer dans le régulateur de charge pour stabiliser les tensions et les fréquences. De plus, une armoire électrique regroupe les fonctions essentielles de mesure, de contrôle et de commande.

 Matériels et équipements de sécurité

 Protections de la génératrice : . Protection contre les courts-circuits : disjoncteur compact télécommandé C250 H tétra polaire. . Protection contre les surcharges : relais thermique.  Circuit de terre : Il se compose par trois circuits non reliés mécaniquement : . Un circuit pour la mise à la terre des masses des appareils BT ; . Un circuit pour la protection du neutre du transformateur élévateur ; . Un circuit pour la mise à la terre des masses des appareils MT.

 Installations et traitements de déchets Pour les émissions atmosphériques, il faut installer le turbo échappement pour réduire les déchets atmosphériques.

II. 2. EVALUATION DES IMPACTS SANS LE PROJET

Média touché Caractérisation de la nuisance

Type Nature Origine Description Gravité

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Condition de vie basse moyenne

Socio-économique Non électrifié Développement lent moyenne

Investisseurs peu nombreux moyenne Milieu humain Faible niveau de mode de Santé Non électrifié traitements médical et moyenne sanitaire Sécurité Non électrifié Efficacité de l’insécurité moyenne Impossibilité d’étudier tard à moyenne Education Non électrifié la maison ou à l’école Niveau bas des étudiants forte

Tableau IV. 1 : Evaluation des impacts sans le projet [28]

II. 3. DIFFERENTS IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX DU PROJET

II. 3. 1. IDENTIFICATION DES PRINCIPALES COMPOSANTES DE L’ENVIRONNEMENT POTENTIELLEMENT AFFECTEES LORS DE LA REALISATION DES ACTIVITES D’UN PROJET D’ELECTRIFICATION RURALE

ACTIVITÉS COMPOSANTES DE L’ENVIRONNEMENT Phase préparatoire Occupation des terrains Utilisation du sol, population, patrimoine Phase de construction Implantation des infrastructures (production : mise en place du groupe Utilisation du sol, sol et sous-sol, économie, emploi, paysage électrogène et ses accessoires ; réseau de transport : poteaux, fils, transformateurs ; réseau de distribution : compteurs, installations intérieures, …

Utilisation des matériaux locaux Sol

Construction des infrastructures routières et voies de communication Sol, sédiments, air, utilisation du sol, paysage, économie, emploi, patrimoine

Sol, sédiments, air, ambiance sonore, végétation, circulation et sécurité routière, population, emploi Transport et circulation des équipements

Phase de production Sol, sédiments, air, ambiance sonore, circulation et sécurité routière, Transport et distribution des produits (courants électriques) population, emploi, paysage

Pollution et rejet des déchets Sol, sédiments, air, population, santé publique, paysage Sol, sédiments, air, ambiance sonore, circulation et sécurité routière, population, emploi Entretien et réparation des infrastructures et équipements

Présence des équipements Sol, sédiments, paysage, population, économie, emploi Phase de fermeture et réhabilitation du site Abandon ou fermeture Sol, air, esthétique, population, utilisation du sol, santé, économie, paysage

Démontage des infrastructures Sol et sous-sol, économie, emploi Réhabilitation du site Sol, végétation, esthétique, population, emploi, paysage

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Tableau IV. 2 : Différents impacts environnementaux du projet selon leur phase [28]

II. 3. 2. IDENTIFICATION ET EVALUATION DES PRINCIPAUX IMPACTS SUR L'ENVIRONNEMENT

Un des objectifs de l’étude d’impact est d’identifier les effets d’un projet pour y apporter les ajustements visant à limiter les impacts négatifs. Ainsi, les principes de planification environnementale devraient considérer entre autres :  la protection des zones sensibles et à forte biodiversité;  la minimisation de la détérioration des milieux et de la biodiversité ;  la recherche de l’insertion des activités du promoteur/des opérateurs dans la zone en favorisant les impacts socio-économiques positifs auprès de la population riveraine;

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 éviter la perturbation des processus écologiques ;  éviter la contamination et les conflits d’utilisation des eaux de surface et souterraines.

COMPOSANTES DU MILIEU IMPACTS PROBABLES MILIEU PHYSIQUE  Pollution des sols par les engins, moteurs et autres.  Pollution des sols par les rejets des SOL déchets.  Pollution des sols par les déversements d’hydrocarbure ou d’huile (rupture d’un réservoir ou remplissage incontrôlé)  Dégradation de la qualité de l’air.  Perturbation de l’ambiance sonore par AIR l’augmentation des niveaux de bruit ambiant. MILIEU HUMAIN  Rejet social du projet.  Migrations spontanées de population, provoquées par les possibilités de travail, échanges commerciaux, ou les avantages pouvant être tirés des activités du projet.  Afflux de population non contrôlé.  Modification de l’organisation sociale (structure familiale, organisation SOCIAL communautaire, cohésion sociale, structure du pouvoir traditionnel ou politique, etc.).  Risques sanitaires et maladies induites par la contamination de l’environnement.  Nuisances causées par les travaux de construction, d’exploration et/ou d’exploitation : augmentation des bruits et des émissions atmosphériques.  Création de nouveaux emplois.  Retombées économiques au niveau de la région et augmentation des revenus au ÉCONOMIQUE niveau des ménages.  Augmentation potentielle du niveau général des prix (produits alimentaires de base), influencée par les besoins du projet.  Modification des comportements et CULTUREL attitudes vis à vis au style de vie  Changement de la mentalité.

Tableau IV. 3 : Différents impacts environnementaux du projet

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II. 4. ETUDE COMPARATIVE DES IMPACTS

MEDIA TOUCHE CARACTERISATION DE LA NUISANCE Impact Impact négatif Type Nature Origine Descriptions positif (Gravité (Valeur) ) Huile moteur et / ou hydrocarbure Milieu débordés par un Concernant le sol où la Sol déversement vers centrale électrique est faible physique l’extérieur lors de installée remplissage des réservoirs Déchets Dégagement de CO2 Air moyenne atmosphériques dans l’échappement Milieu Exploitation du Emplacement du moteur, Bruit moyenne atmosphériqu moteur thermique stabilité Hydrocarbure et e Déversement et réservoir Odeur l’huile moteur faible mal fermé utilisés

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Nouvelle vision et Urbanisation Electricité présentation de la zone forte cible Création d’emploi Electricité forte Amélioration de la Electricité condition de vie forte

Phase de démarrage du Socio- développement rapide et économique Electricité forte durable

Attraction des investisseurs et des Electricité forte affairistes

Modernisation des Electricité équipements sanitaires forte Milieu humain Santé Facilitation et amélioration des Electricité forte traitements médicales et des offres sanitaires Electricité Facilitation des mesures forte (surtout pour les en sécurité Sécurité éclairages Lutte contre les Dahalos forte publics) (voleurs à la campagne) Augmentation horaire pour l’étude (pouvoir étudier pendant la soirée forte en bibliothèque ou en Education Electricité salle ou à la maison) Amélioration de niveau de connaissance pour les forte étudiants Changement de culturel Electricité mentalité pour un moyenne développement

Tableau IV. 4 : Etude comparative des impacts

II. 5. EVALUATION DES IMPACTS

L’évaluation consiste à donner pour chaque impact un ordre de grandeur. La notation se forge à partir l’intensité de l’effet, sa durée dans le temps et son étendue dans l’espace.

Portée Durée Grandeur Importance de l’impact Par FKT : 1 Occasionnelle : 1 Faible : 1 Majeure : [9-7] IMPACTS Communal : 2 Temporaire : 2 Moyenne : 2 Moyenne : [6- 5] Régional : 3 Permanente : 3 Forte : 3 Mineure : [4-1]

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Sol 1-2 1 1 2 Air 1-2 3 2 7 Négatifs Bruit 1 3 2 5 Odeur 1 2 1 3 Urbanisation 1-2-3 3 3 6 Socio- 1-2-3 3 3 6 économique Positifs Santé 1-2-3 3 2 5 Sécurité 1-2-3 2 2 8 Education 1-2-3 3 2 6 culture 1-2-3 2 2 4

Tableau IV. 5 : Impacts négatifs et positifs

II. 6. MESURES D’ATTENUATION DES IMPACTS NEGATIFS POUR LE PROJET D’ELECTRIFICATION RURALE

Les mesures d’atténuation se définissent comme l’ensemble des moyens envisagés pour prévenir ou réduire l’importance des impacts sur l’environnement. L’étude doit fournir la liste des actions, ouvrages, dispositifs, correctifs ou modes de gestion alternatifs qui seront appliqués pour prévenir, atténuer ou éliminer les impacts négatifs du projet. Les mesures destinées à maximiser les retombées positives pourront aussi être mises en évidence. Les mesures peuvent être générales ou spécifiques. Les mesures générales seront destinées à atténuer les effets négatifs d’un projet pris dans son ensemble. Les mesures spécifiques viseront l’atténuation des impacts sur une composante de l’environnement en particulier.

II. 6. 1. MESURES GENERALES

 Prévoir un mécanisme de concertation avec les populations locales pour favoriser l'insertion harmonieuse du projet dans l'environnement social et économique.  Entretenir périodiquement le groupe électrogène concerné :

. Entretien hebdomadaire :  Vérifier l’état général du groupe ;  Vérifier, nettoyer, resserrer le châssis ;

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 Contrôler l’état de la batterie ;  Vérifier le tableau de bord, les signaux lumineux et les fusibles.

. Entretien mensuel :  Vérifier les silentblocs ;  Vérifier les densités des éléments de la batterie.

 Respecter les normes aux niveaux sonores.

 Préserver les atouts exceptionnels d’intérêt local ou national.

 Proposer obligatoirement un système de gestion de la totalité des déchets liquides, et diminution des émissions atmosphériques par les utilisations des équipements technologiques.

 Former/sensibiliser tout le personnel pour concevoir des comportements ayant le minimum d’impact sur l’environnement.

 Former/sensibiliser tout le personnel sur les risques et dangers liés aux équipements utilisés et les éventuels accidents.

 Concevoir et appliquer des mesures de sécurité (limitations d'accès, installations de sécurité, programme de gestion des risques, programme de révision des mesures de sécurité établie au besoin,...) et un plan d'urgence pour éviter tous risques et dangers lors des opérations électriques.

 Former tout le personnel sur ces mesures de sécurité et plan d'urgence.

 Concevoir et appliquer des moyens pour limiter au minimum les impacts sur l'environnement lors des entretiens et réparations des infrastructures et équipements lors de la phase d'exploitation.

 Utiliser des plates-formes de construction pour éviter les remblais pendant la construction.

 Établir des calendriers et horaires de travaux pour limiter les inconvénients dans et à proximité des zones sensibles pour les populations locales.

 Compenser pour les impacts résiduels importants.

 Réhabiliter le site après exploitation.

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II. 6. 2. MESURES SPÉCIFIQUES

MILIEU IMPACTS MESURES D’ATTENUATION RECEPTEUR Pollution des sols • Choisir et utiliser des équipements peu polluants. • Maintenir les véhicules de transport et le groupe électrogène (moteur thermique) en bon état de fonctionnement afin d’éviter les fuites d’huile, de carburant ou de tout autre polluant, gérer de manière adéquate les huiles usées. SOL • Faire une surveillance contrôlée du remplissage. • Avoir des limiteurs de remplissage. • Utiliser des réservoirs adéquats (correspondant aux normes). • Maintenir le local technique plus étanche aux produits stockés • Utiliser des cuves à huiles usées pour réduire les pollutions. Altération de la qualité • Utiliser des procédés et techniques qui minimisent les rejets de l’air (suite à atmosphériques. émission de poussières, • Mettre en place des dispositifs antipollution et antibruit ou fumées, rejets toxiques d’abat poussière. et nuisances sonores). • Maintenir les véhicules de transport et le groupe électrogène (moteur thermique) en bon état de fonctionnement afin de minimiser les émissions gazeuses et les bruits. • Limiter les activités à certaines heures de la journée pour ne AIR pas déranger les populations. • Ne pas réaliser des travaux bruyants en dehors des heures normales de travail. • Reboisement intensif pour augmenter l’absorption des CO2 (marché des carbones) Perturbation des • Dimension et disposition adéquates des bâtiments de conditions production et d’administration pour ne pas entraver les microclimatiques systèmes de vents locaux et la circulation de l’air. • Adopter une stratégie fondée sur la négociation et la participation. • Favoriser la participation active et dynamique de la population locale. • Faire une Information/Education/Communication du projet Non insertion du projet auprès de la population. dans l’environnement • Etablir un contrat de bon voisinage avec la population social et culturel de la locale. zone cible • Favoriser le recrutement des villageois pour certains SOCIAL emplois. • Etablir un contrat d’approvisionnement auprès des villageois. • Faire des prévisions de contribution à l’amélioration du bien-être de la population. Transformation des • Ménager et respecter les modes de vie et traditions de la habitudes de vie et de population. consommation de la • Sensibiliser le personnel du projet. population autochtone Nuisances causées par • Adopter des systèmes d’amende pour le jet de détritus dans l’accumulation de les endroits non appropriés. SPATIAL déchets, de produits • Mettre en place des systèmes de collecte des déchets. polluants et • Établir une gestion adéquate des matières polluantes contaminants (manipulation, emploi, entreposage, élimination). Perturbation par • Installer le moteur stationnaire sur un système élastique BRUIT l’exploitation du moteur évitant les vibrations. à combustion • Utiliser les tuyaux d’échappement équipés de silencieux.

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• Mener une ouverture d’aération munie de sourdine. • Mettre en place l’équipement des moteurs thermiques avec des cabanons.

Tableau IV. 6 : Mesures spécifiques

II. 6. 3. HYGIENE ET SECURITE

II. 6. 3. 1. Hygiène

L'Homme étant la composante la plus importante de l'Environnement, pour l’hygiène, il faut former un comité de l’hygiène et la santé des personnels. Les œuvres sociales, telles que distribution des habits de travail, sensibilisation pour la santé et l’hygiène font partie de la mesure d’hygiène.

II. 6. 3. 2. Sécurité

Le volet sécurité peut couvrir des domaines variés tels que:

 le plan de sécurité en matière d’Environnement. Exemple: vidange brusque d'une matière inflammable (voir aussi Plan d'urgence)

 le plan d’intervention en cas d’incident technologique :

 court-circuit (appui sur les disjoncteurs pour la coupure générale de l’installation)  arrêt brusque des machines (appui sur l’interrupteur général)  feu (extincteur dans la chambre de production et la salle de distribution ou transformateur)

De plus il doit bien définir les attributions du personnel et, au besoin, le plan de formation (exemple: extinction de feu).

II. 6. 3. 3. Plan d’urgence

Les impacts d'un incident donné peuvent être de différentes natures :

 perte de production  rejet massif ponctuel de substance dans le réseau (spillage ou déversement)  émission massive brusque de polluants dans l'atmosphère  fuites dans les réseaux: eau, produit, etc.  divers

Le plan d’urgence définit les rôles et les responsabilités de chaque personnel suite à la formation. Or, face à une éventualité d’urgence, il faut la prise de responsabilité de chacun sans attendre les ordres.

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II. 7. PLAN DE GESTION ENVIRONNEMENTAL DU PROJET (PGEP)

Le plan de gestion environnemental du projet comportant la surveillance et le suivi des sites affectés par le projet est une opération caractérisée d'abord par sa durée et par sa périodicité. La prise en compte de l’environnement se concrétise par ce programme de suivi étant donné dans sa généralité.

COMPOSANTES OBJET DE SUIVI PROGRAMME DE SUIVI DU MILIEU MILIEU PHYSIQUE Evolution des • Suivi de la structure du sol, du lessivage Sol phénomènes de (érosion...), du caractère du paysage. dégradation • Analyse périodique des composantes de l’air à travers ses polluants (dioxyde de Air Qualité soufre, oxyde d’azote, méthane, Fréon, chlore, fumées, poussières, aérosols, plomb, fluor...). MILIEU HUMAIN • Analyse des taux et nature des maladies. Evolution du mode • Analyse du taux de scolarisation. Social de vie de la • Suivi de la structure locale permanente de population locale concertation pour les échanges population/ promoteur. • Analyse de la situation des valeurs Economie et Evolution du niveau ajoutées au niveau des ménages du lieu systèmes de de vie de la d’implantation. production population locale

Tableau IV. 7 : Plan de gestion environnemental du projet (PGEP)

Promotion 2008 134 Chapitre III : Impact environnemental de l’aménagement hydroélectrique

CHAPITRE III : IDENTIFICATION DES IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX POTENTIELS D’UN PROJET D’AMENAGEMENT HYDROELECTRIQUE On décrit brièvement dans le tableau suivant les impacts positifs et négatifs de l’aménagement hydroélectrique à Samitaha.

ATTENUATIONS OU MESURES TYPES IMPACTS NEGATIFS A PRENDRE - La perturbation de la vie faunique - L’excavation pendant la saison (poissons, oiseaux, …) sèche. Phase de construction - L’érosion due à la perte de conséquent de - La reconstitution rapide de terre végétation du travail d’excavation et déménagée. affectation de la turbidité de l’eau.

- Les bruits et vibrations due à - Le lieu d’exploitations plus l’exploitation. éloigné du village (au moins 1 km environ). Phase d’exploitation - Les poissons tués en traversant la turbine - La mise en place des écrans physiques de barrière.

- Accident central : rupture de la conduite - La limitation d’accès au site. forcée, de la chambre de mise en charge. - L’installation à la norme de - Accident humain : électrocution, la sécurité : système de surveillance, tombée dans le canal ou la chambre de mise arrêt d’urgence, système de en charge (aspiration par la conduite communication. Analyse des risques et des forcée). - Les programmes de la gestion des dangers risques (protection du personnel, formation des personnels, …) - les programmes de révision des sécurités.

- La création d’emplois (les mains d’œuvres directes et les sous-traitances). - Le lieu d’exploitation devenu un site touristique à cause d’aménagement de la chute utilisée. Impacts positifs

Tableau IV. 8 : Impacts environnementaux de l’aménagement hydroélectrique

Ce volet environnemental ne représente qu’une infime partie de ce que devrait être l’étude d’impacts environnementaux. Il permet d’identifier les atouts et les méfaits liés à la réalisation du projet. Les effets néfastes peuvent être gérés par des procédures environnementales. De plus, le projet agit positivement sur l’environnement socio-économique de la zone cible qui donne la valeur importante du projet.

Promotion 2008 134 Conclusion

CONCLUSION Le développement et l’énergie sont deux facteurs interdépendants de l’essor économique. Sans l’énergie, le développement se ralentit. En fait, l’implantation d’une centrale électrique nécessite une utilisation optimale de ce produit.

Dans ce cas, le présent projet d’électrification rurale des trois communes du district de Soavinandriana se compose en deux phases biens distinctes. Avec les 1 219 abonnés à l’année de référence des douze villages sélectionnés à la pré-électrification, la puissance de pointe s’élèvera, à la cinquième année, à 111.62 [kW], soit 167.44 [kVA] et de consommation énergétique annuelle 387 061 [kWh]. Pour démarrer le développement en utilisant l’énergie électrique, un groupe électrogène déjà existant assure la production électrique lors de la première phase du projet (une pré-électrification).

En estimant la demande énergétique totale de la zone cible à 867 298 [kWh] à la fin de la première phase avec 5 152 abonnés, l’extension du réseau électrique à Mananasy à 13.4 [km] et l’aménagement du site hydroélectrique à Samitaha (3.6 [km] à l’Ouest d’Ankisabe) comblera cette consommation énergétique croissante. Aux vingt cinquième années d’exploitation (2033), la puissance de pointe atteindra 412 kW, avec une consommation énergétique de 1 287 381 kW.

Du côté économique et financière, la pré-électrification par le groupe électrogène a les caractéristiques suivantes :

 Le coût d’investissement d’implantation : 299 055 702 Ariary,  Le fond de roulement nécessaire : 52 638 818 Ariary,  La charge variable à la première année : 626 384 954 Ariary,  La charge fixe annuelle : 81 884 363 Ariary,  Le prix unitaire de l’énergie électrique (sans subvention de l’ADER – tarif sur 5 ans) : 1 959 Ariary/kW,  Le prix unitaire de l’énergie électrique (avec subvention de l’ADER - tarif sur 5 ans) : 633 Ariary/kWh,  Le prix de rentabilité sur 5 ans (sans subvention de l’ADER) : 2040 Ariary/kWh,  Le prix de rentabilité sur 5 ans (avec subvention de l’ADER) : 610 Ariary/kWh.

En ajoutant les deux sources de production citées ci-dessus, les études économique et financière donnent les résultats suivants :

 Le coût d’investissement d’implantation : 1 138 086 122 Ariary,  Le fond de roulement nécessaire : 52 638 818 Ariary,  La charge variable à la première année : 626 384 954 Ariary, qui tend vers zéro à partir de la sixième année,  La charge fixe annuelle : 81 884 363 Ariary de la première année à la cinquième année, et 106 202 559 Ariary à partir de la sixième année.

Promotion 2008 134 Conclusion

 Le prix unitaire de l’énergie électrique (sans subvention de l’ADER – tarif sur 10 ans) : 664 Ariary/kW,  Le prix unitaire de l’énergie électrique (avec subvention de l’ADER - tarif sur 10 ans) : 224 Ariary/kWh,  Le prix unitaire de l’énergie électrique (sans subvention de l’ADER – tarif sur 15 ans) : 419 Ariary/kW,  Le prix unitaire de l’énergie électrique (avec subvention de l’ADER - tarif sur 15 ans) : 150 Ariary/kWh,  Le prix de rentabilité sur 15 ans (sans subvention de l’ADER) : 880 Ariary/kWh,  Le prix de rentabilité sur 20 ans (sans subvention de l’ADER) : 790 Ariary/kWh,  Le prix de rentabilité sur 15 ans (avec subvention de l’ADER) : 280 Ariary/kWh,  Le prix de rentabilité sur 20 ans (avec subvention de l’ADER) : 250 Ariary/kWh,

Suite à ce travail de mémoire, une étude détaillée sera encore nécessaire pour bien préciser l’aspect financier de ce projet d’électrification. Un développement durable, d’après la définition conventionnelle, est un processus de développement qui satisfait les besoins du présent sans compromettre ceux des générations futures. Pour l’accès de TOUS à l’électricité en préservant l’environnement, l’exploitation des ressources énergétiques renouvelables, qui est encore un domaine libre à Madagascar, est une bonne approche qu’il faut faciliter pour l’Electrification Rurale Décentralisée (ERD).

Promotion 2008 134 Conclusion

Promotion 2008 134 AANNNNEEXXEESS Annexe

Annexe 1 : CARTE DE LOCALISATION DE LA REGION DE L’ITASY

Figure A1. 1 : Localisation de la région de l’Itasy et du district de Soavinandriana

Promotion 2008 XIII Annexe

Annexe 2 : LOCALISATION DES COMMUNES CIBLES

Promotion 2008 XIII Annexe

Figure A2. 1 : Localisation des communes : Ambatoasana, Ankisabe et Mahavelona Annexe 3 : FICHE D’ENQUETE POUR L’ETUDE D’ELECTRIFICATION RURALE DE LA PARTIE OUEST DE SOAVINANDRIANA

Région : ITASY District : SOAVINANDRIANA Commune : Fokontany :

 P [W]: Puissance  Nbr : Nombre  H : Heure d’utilisation (exemple : 8h à 12h)

 Ménage type 1

Points lumineux Radio ou radio cassette Télévision Voulez vous Profession n s’abonner si on Signature, nom et prénoms Adresse de la tête de ° P H H H électrifiera cette Nbr P Nbr P Nbr famille zone ?

 Ménage type 2

Ordinateur et Points Radio ou Lecteur Réfrigérateur ou Fer à Voulez vous Signature, Télévision ses Autres Profession n Adress lumineux radio cassette DVD/VCD congélateur repasser s’abonner si on nom et périphériques de la tête de ° e électrifiera cette prénoms Nb Nb Nb Nb Nb Nb Nb famille P H P H P H P H P H P Nbr H P H P H zone ? r r r r r r r

 Centre de santé de base

Promotion 2008 XIII Annexe

Points Radio ou Lecteur Ordinateur et ses Réfrigérateur ou Voulez vous Télévision Fer à repasser Autres Signature, nom et n lumineux radio cassette DVD/VCD périphériques congélateur s’abonner si on prénoms ° électrifiera cette P Nbr H P Nbr H P Nbr H P Nbr H P Nbr H P Nbr H P Nbr H P Nbr H zone ?

 Ecole

Points Radio ou Lecteur Ordinateur et ses Réfrigérateur ou Voulez vous Télévision Fer à repasser Autres Signature, nom et n lumineux radio cassette DVD/VCD périphériques congélateur s’abonner si on prénoms ° électrifiera cette P Nbr H P Nbr H P Nbr H P Nbr H P Nbr H P Nbr H P Nbr H P Nbr H zone ?

 Bâtiment administratif

Points Radio ou Lecteur Ordinateur et ses Réfrigérateur ou Voulez vous Télévision Fer à repasser Autres Signature, nom et n lumineux radio cassette DVD/VCD périphériques congélateur s’abonner si on prénoms ° électrifiera cette P Nbr H P Nbr H P Nbr H P Nbr H P Nbr H P Nbr H P Nbr H P Nbr H zone ?

 Eglise

Points Radio ou Lecteur Ordinateur et ses Réfrigérateur ou Voulez vous Télévision Fer à repasser Autres Signature, nom et n lumineux radio cassette DVD/VCD périphériques congélateur s’abonner si on prénoms ° électrifiera cette P Nbr H P Nbr H P Nbr H P Nbr H P Nbr H P Nbr H P Nbr H P Nbr H zone ?

 Force motrice à basse tension (F.M.B.T.)

Promotion 2008 XIII Annexe

EQUIPEMENT OU APPAREIL Signature, nom et n° TYPE NOMBR HEURE ADRESSE prénoms TYPE PUISSANCE [W] E D’UTILISATION

Promotion 2008 XIII Annexe

Annexe 4 : MODELE ENERGETIQUE  Evolution du nombre d’abonnés

Hn : Le nombre d’habitants à l’année n en fonction du taux de croissance, N (n) : Le nombre des nouveaux abonnés à l’année n qui est égal au rapport de la nouvelle population possible de s’abonner par le nombre de personne par abonnés en supposant que 20% des nouvelles populations annuelles créent de nouveau ménage susceptible de s’abonner, A (n) : Le nombre d’abonnés à l’année n.

Nombre Nombre Nombre de d'habitant d'abonnés Pp(n) Année n nouveaux Pg [kW] S [kVA] s à l'année à l'année [kW] abonnés H(n) n : A(n) N(n) 2008 0 12039 - 646 41,92 50,30 62,88 2009 1 12400 14 660 42,84 51,41 64,26 2010 2 12772 15 675 43,79 52,55 65,69 2011 3 13155 15 691 44,77 53,73 67,16 2012 4 13550 16 706 45,78 54,94 68,67 2013 5 13957 16 723 46,82 56,18 70,23 2014 6 14375 17 739 47,89 57,47 71,83 2015 7 14806 17 757 48,994 58,79 73,49 2016 8 15251 18 774 50,12 60,15 75,19 2017 9 15708 18 793 51,29 61,55 76,94 2018 10 16179 19 812 52,50 63,00 78,75 2019 11 16665 19 831 53,74 64,49 80,61 2020 12 17165 20 851 55,01 66,02 82,52 2021 13 17680 21 872 56,33 67,60 84,50 2022 14 18210 21 893 57,68 69,22 86,53 2023 15 18756 22 915 59,082 70,90 88,62 2024 16 19319 23 937 60,52 72,62 90,78 2025 17 19899 23 960 62 74,40 93,00 2026 18 20496 24 984 63,52 76,23 95,29 2027 19 21110 25 1009 65,09 78,11 97,64 2028 20 21744 25 1034 66,71 80,06 100,07 2029 21 22396 26 1060 68,38 82,06 102,57 2030 22 23068 27 1087 70,10 84,12 105,15 2031 23 23760 28 1115 71,86 86,24 107,80 2032 24 24473 29 1143 73,69 88,42 110,53 2033 25 25207 29 1173 75,56 90,67 113,34

Tableau A4. 1 : Modèle énergétique – Commune Ambatoasana

Promotion 2008 XIII Annexe

Nombre Nombre Nombre d'habitant des d'abonné Pp(n) Année n Pg [kW] S [kVA] s à l'année nouveau s à [kW] H(n) x l'année 2008 0 17103 abonnés- 2130A(n) 78,03 93,64 117,05 2009 1 17838 25 2155 78,90 94,68 118,34 2010 2 18605 26 2180 79,80 95,76 119,70 2011 3 19406 27 2207 80,74 96,89 121,11 2012 4 20240 28 2235 81,72 98,07 122,58 2013 5 21110 29 2264 82,75 99,30 124,12 2014 6 22018 30 2294 83,81 100,58 125,72 2015 7 22965 32 2325 84,93 101,91 127,39 2016 8 23952 33 2358 86,09 103,31 129,13 2017 9 24982 34 2393 87,30 104,76 130,95 2018 10 26056 36 2428 88,57 106,28 132,85 2019 11 27177 37 2466 89,88 107,86 134,83 2020 12 28345 39 2505 91,26 109,51 136,89 2021 13 29564 41 2545 92,69 111,23 139,04 2022 14 30836 42 2588 94,19 113,03 141,28 2023 15 32162 44 2632 95,75 114,90 143,62 2024 16 33544 46 2678 97,38 116,85 146,06 2025 17 34987 48 2726 99,07 118,89 148,61 2026 18 36491 50 2776 100,84 121,01 151,26 2027 19 38060 52 2829 102,69 123,23 154,03 2028 20 39697 55 2883 104,62 125,54 156,92 2029 21 41404 57 2940 106,62 127,95 159,94 2030 22 43184 59 2999 108,72 130,46 163,08 2031 23 45041 62 3061 110,90 133,08 166,35 2032 24 46978 65 3126 113,18 135,82 169,77 2033 25 48998 67 3193 115,56 138,67 173,34

Tableau A4. 2 : Modèle énergétique – Commune Ankisabe

Promotion 2008 XIII Annexe

Nombre Nombre Nombre d'habitant des d'abonnés Pp(n) Année n Pg [kW] S [kVA] s à l'année nouveaux à l'année [kW] H(n) abonnés A(n) 2008 0 18237 - 1912 136,37 163,65 204,56 2009 1 19058 33 1945 138,64 166,37 207,96 2010 2 19915 34 1979 141,01 169,22 211,52 2011 3 20811 36 2015 143,49 172,19 215,24 2012 4 21748 37 2052 146,08 175,30 219,12 2013 5 22727 39 2092 148,79 178,55 223,18 2014 6 23749 41 2132 151,62 181,94 227,43 2015 7 24818 43 2175 154,57 185,49 231,86 2016 8 25935 45 2220 157,66 189,20 236,49 2017 9 27102 47 2267 160,89 193,07 241,34 2018 10 28322 49 2315 164,26 197,12 246,40 2019 11 29596 51 2366 167,79 201,35 251,68 2020 12 30928 53 2420 171,47 205,77 257,21 2021 13 32320 56 2475 175,32 210,39 262,98 2022 14 33774 58 2533 179,34 215,21 269,01 2023 15 35294 61 2594 183,55 220,26 275,32 2024 16 36882 64 2658 187,94 225,53 281,91 2025 17 38542 66 2724 192,53 231,04 288,79 2026 18 40276 69 2794 197,33 236,79 295,99 2027 19 42088 72 2866 202,34 242,81 303,51 2028 20 43982 76 2942 207,58 249,09 311,37 2029 21 45962 79 3021 213,05 255,66 319,58 2030 22 48030 83 3104 218,77 262,53 328,16 2031 23 50191 86 3190 224,75 269,70 337,12 2032 24 52450 90 3281 231,00 277,19 346,49 2033 25 54810 94 3375 237,52 285,03 356,28

Tableau A4. 3 : Modèle énergétique – Commune Mahavelona

Promotion 2008 XIII Annexe

Nombre Nombre Nombre d'habitant des d'abonnés Pp(n) Année n Pg [kW] S [kVA] s à l'année nouveaux à l'année [kW] n abonnés n 2008 0 47379 - 4658 252,00 302,40 378,00 2009 1 49243 75 4733 255,88 307,06 383,83 2010 2 51179 77 4810 259,92 311,90 389,88 2011 3 53193 81 4891 264,11 316,93 396,17 2012 4 55285 84 4974 268,47 322,16 402,70 2013 5 57459 87 5061 273,00 327,60 409,50 2014 6 59719 90 5152 277,71 333,25 416,56 2015 7 62068 94 5246 282,60 339,12 423,90 2016 8 64510 98 5343 287,68 345,22 431,53 2017 9 67047 101 5445 292,97 351,56 439,45 2018 10 69684 105 5550 298,46 358,15 447,69 2019 11 72425 110 5660 304,17 365,01 456,26 2020 12 75274 114 5774 310,10 372,13 465,16 2021 13 78235 118 5892 316,27 379,53 474,41 2022 14 81312 123 6015 322,68 387,22 484,02 2023 15 84510 128 6143 329,34 395,21 494,02 2024 16 87834 133 6276 336,27 403,52 504,40 2025 17 91289 138 6414 343,46 412,16 515,20 2026 18 94880 144 6558 350,94 421,13 526,41 2027 19 98612 149 6707 358,72 430,46 538,07 2028 20 102490 155 6862 366,80 440,15 550,19 2029 21 106522 161 7024 375,19 450,23 562,79 2030 22 110711 168 7191 383,92 460,70 575,88 2031 23 115066 174 7365 392,99 471,59 589,48 2032 24 119592 181 7547 402,42 482,90 603,63 2033 25 124296 188 7735 412,21 494,66 618,32

Tableau A4. 4 : Modèle énergétique – Communes : Ambatoasana – Ankisabe - Mahavelona

Promotion 2008 XIII Annexe

Nombre Nombre Nombre d'habitant des d'abonnés Pp(n) Année n Pg [kW] S [kVA] s à l'année nouveaux à l'année [kW] H(n) abonnés A(n)

2008 0 16854 - 1219 100,03 120,03 150,04 2009 1 17517 27 1246 102,17 122,61 153,26 2010 2 18206 28 1273 104,40 125,28 156,60 2011 3 18922 29 1302 106,72 128,06 160,07 2012 4 19666 30 1331 109,12 130,95 163,68 2013 5 20440 31 1362 111,62 133,95 167,44 2014 6 21244 32 1395 114,22 137,07 171,34 2015 7 22079 33 1428 116,93 140,31 175,39 2016 8 22948 35 1463 119,74 143,68 179,60 2017 9 23850 36 1499 122,65 147,19 183,98 2018 10 24789 38 1536 125,69 150,83 188,53 2019 11 25764 39 1575 128,84 154,61 193,26 2020 12 26777 41 1616 132,12 158,54 198,18 2021 13 27830 42 1658 135,52 162,63 203,29 2022 14 28925 44 1702 139,06 166,88 208,60 2023 15 30063 46 1747 142,74 171,29 214,12 2024 16 31245 47 1795 146,57 175,88 219,85 2025 17 32474 49 1844 150,54 180,65 225,81 2026 18 33751 51 1895 154,67 185,61 232,01 2027 19 35079 53 1948 158,97 190,76 238,45 2028 20 36459 55 2003 163,43 196,11 245,14

Tableau A4. 5 : Modèle énergétique – 12 villages sélectionnés

Promotion 2008 XIII Annexes

 Charges journalières à l’année de référence 2008 En fonction des résultats des enquêtes, on a :

i = 5 i = 1 Ménage type 1 i = 4 Administration & Eclairage i = 2 Ménage type 2 i = 3 CSB i = 6 PME i = 7 Eglise école s TOTAL publiques [kW] j = 1: j = 2 j = 3 j = 4 j = 5 j = 6 j = 1: j = 2 j = 3 j = 4 j = 5 j = 6 j = 7 j = 8 j = j = 11 fer j = j = 1 j = 2 j = 2 j = 3 j = 1 j = 2 j = 9 j = 3 j = 1 lampe j = 3 j = 1 j = 2 j = 3 j = 4 Heure lampe lampe lampe radio radio radio lampe lampe lampe radio radio radio télé télé 10 à 12 lampe radio radio j = 1lampe machin lampe radio lecteur frigo 75 W autres décortiqueur soudure synthétiseur sono 13W 45 75W 10 W 150W 300W 13 W 45W 75W 10W 150W 300W 40W 90W frigo repasser ordi 75 W 10W 10W e à bois 75 W 10W 0 0 à 1 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,98 0,00 0,00 0,00 0,00 2,25 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,225 ,00 0 1 à 2 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,98 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,25 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,225 ,00 0 2 à 3 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,98 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,25 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,225 ,00 0 3 à 4 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,98 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,25 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,225 ,00 0 4 à 5 0,00 13,62 12,92 0,00 0,00 0,00 0,00 1,84 2,16 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,98 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,25 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 33,75975 ,00 0 5 à 6 0,00 13,62 12,92 0,00 0,00 0,00 0,00 1,84 2,16 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,98 0,00 0,17 0,00 0,00 0,00 2,25 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 33,92975 ,00 0 6 à 7 0,00 0,00 0,00 1,53 0,83 0,00 0,00 0,00 0,00 0,14 0,28 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,17 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,96925 ,00 0 7 à 8 0,00 0,00 0,00 1,53 0,83 0,00 0,00 0,00 0,00 0,14 0,28 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,17 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,96925 ,00 0 8 à 9 0,00 0,00 0,00 1,53 0,83 0,00 0,00 0,00 0,00 0,14 0,28 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,17 0,00 0,03 0,00 0,00 29,40 7,20 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 39,59925 ,00 0 9 à 10 0,00 0,00 0,00 1,53 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,14 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,17 0,00 0,03 0,00 0,00 29,40 7,20 0,00 0,00 0,00 0,06 0,00 38,556 ,00 0 10 à 11 0,00 0,00 0,00 1,53 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,14 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,17 0,00 0,03 0,00 0,00 29,40 7,20 0,00 0,00 0,00 0,06 0,00 38,556 ,00 0 11 à 12 0,00 0,00 0,00 1,53 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,14 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,17 0,00 0,03 0,00 0,00 29,40 7,20 0,00 0,00 0,00 0,06 0,00 38,556 ,00 0 12 à13 0,00 0,00 0,00 1,53 0,83 0,00 0,00 0,00 0,00 0,14 0,28 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,17 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,96925 ,00 0 13 à 14 0,00 0,00 0,00 1,53 0,83 0,00 0,00 0,00 0,00 0,14 0,28 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,17 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,96925 ,00 0 14 à 15 0,00 0,00 0,00 1,53 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,14 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,17 0,00 0,03 0,00 0,00 29,40 7,20 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 38,493 ,00 0 15 à 16 0,00 0,00 0,00 1,53 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,14 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,17 0,00 0,03 0,00 0,00 29,40 7,20 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 38,493 ,00 0 16 à 17 0,00 0,00 0,00 1,53 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,14 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,17 0,00 0,03 0,00 0,00 29,40 7,20 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 38,493 ,00 0 17 à 18 0,00 0,00 0,00 1,53 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,14 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,17 0,00 0,03 0,00 0,00 29,40 7,20 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 38,493 ,00 0 18 à 19 0,00 13,62 12,92 1,53 0,83 0,00 0,00 1,84 2,16 0,14 0,28 0,00 0,15 1,30 0,17 0,00 0,00 0,98 0,02 0,17 1,53 0,00 0,00 2,25 0,00 0,00 0,00 1,05 0,00 0,00 0,00 40,92375 ,00 0 19 à 20 0,00 13,62 12,92 1,53 0,83 0,00 0,00 1,84 2,16 0,14 0,28 0,00 0,15 1,30 0,17 0,00 1,00 0,98 0,02 0,17 1,53 0,00 0,00 2,25 0,00 0,00 0,00 1,05 0,00 0,00 0,00 41,92375 ,00 0 20 à 21 0,00 0,00 12,92 1,53 0,83 0,00 0,00 0,00 2,16 0,14 0,28 0,00 0,15 1,30 0,17 0,00 0,00 0,98 0,02 0,17 1,53 0,00 0,00 2,25 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 24,41775 ,00 0 21 à 22 0,00 0,00 12,92 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,16 0,00 0,00 0,00 0,15 1,30 0,17 0,00 0,00 0,98 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,25 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 19,9185 ,00 0 22 à 23 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,98 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,25 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,225 ,00 0 23 à 24 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,98 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,25 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,225 ,00

Tableau A4. 6 : Puissance demandée par heure – Commune Ambatoasana

Promotion 2008 XIII Annexes

i = 5 i = 4 Administration & Eclairag i = 1 Ménage type 1 i = 2 Ménage type 2 i = 3 CSB i = 6 PME i = 7 Eglise école e TOTAL publique [kW] j = 1: j = 2 j = 3 j = 4 j = 5 j = 6 j = 1: j = 2 j = 3 j = 4 j = 5 j = 6 j = 7 j = 8 j = j = 11 j = j = 1 j = 2 j = 2 j = 3 j = 1 j = 2 j = 9 j = 3 j = 1 lampe j = 3 j = 1 j = 2 j = 3 j = 4 Heure lampe lampe lampe radio radio radio lampe lampe lampe radio radio radio télé télé 10 fer à 12 lampe radio radio j =1 lampe machine lampe radio lecteur frigo 75 W autres décortiqueur soudure synthétiseur sono 13W 45W 75W 10W 150W 300W 13 W 45W 75W 10W 150W 300W 40W 90W frigo repasser ordi 75 W 10W 10W à bois 75W 10W

0 à 1 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,83 0,00 0,00 0,00 0,00 3,45 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,28

1 à 2 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,83 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,45 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,28

2 à 3 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,83 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,45 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,28

3 à 4 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,83 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,45 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,28

4 à 5 0,00 49,55 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,27 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,83 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,45 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 57,10

5 à 6 0,00 49,55 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,27 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,24 0,00 0,00 0,83 0,00 0,10 0,00 0,00 0,00 3,45 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 57,44

6 à 7 0,00 0,00 0,00 4,65 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,03 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,24 0,00 0,00 0,00 0,01 0,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 5,03

7 à 8 0,00 0,00 0,00 4,65 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,03 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,24 0,00 0,00 0,00 0,01 0,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 5,03

8 à 9 0,00 0,00 0,00 4,65 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,03 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,24 0,00 0,00 0,00 0,01 0,10 0,00 0,08 0,00 0,00 72,45 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 77,56

9 à 10 0,00 0,00 0,00 4,65 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,03 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,24 0,00 0,40 0,00 0,01 0,10 0,00 0,08 0,00 0,00 72,45 0,00 0,00 0,00 0,00 0,03 0,05 78,03

10 à 11 0,00 0,00 0,00 4,65 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,03 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,24 0,00 0,40 0,00 0,01 0,10 0,00 0,08 0,00 0,00 72,45 0,00 0,00 0,00 0,00 0,03 0,05 78,03

11 à 12 0,00 0,00 0,00 4,65 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,03 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,24 0,00 0,40 0,00 0,01 0,10 0,00 0,08 0,00 0,00 72,45 0,00 0,00 0,00 0,00 0,03 0,05 78,03

12 à13 0,00 0,00 0,00 4,65 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,03 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,24 0,00 0,00 0,00 0,01 0,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 5,03

13 à 14 0,00 0,00 0,00 4,65 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,03 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,24 0,00 0,00 0,00 0,01 0,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 5,03

14 à 15 0,00 0,00 0,00 4,65 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,03 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,24 0,00 0,40 0,00 0,01 0,10 0,00 0,08 0,00 0,00 72,45 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 77,96

15 à 16 0,00 0,00 0,00 4,65 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,03 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,24 0,00 0,40 0,00 0,01 0,10 0,00 0,08 0,00 0,00 72,45 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 77,96

16 à 17 0,00 0,00 0,00 4,65 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,03 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,24 0,00 0,40 0,00 0,01 0,10 0,00 0,08 0,00 0,00 72,45 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 77,96

17 à 18 0,00 0,00 0,00 4,65 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,03 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,24 0,00 0,00 0,00 0,01 0,10 0,00 0,08 0,00 0,00 72,45 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 77,56

18 à 19 0,00 49,55 0,00 4,65 0,00 0,00 0,00 3,27 0,00 0,03 0,00 0,00 0,50 1,53 0,15 0,24 0,00 0,00 0,83 0,01 0,10 2,79 0,00 0,00 3,45 0,00 0,00 0,00 2,87 0,00 0,00 0,00 69,96

19 à 20 0,00 49,55 0,00 4,65 0,00 0,00 0,00 3,27 0,00 0,03 0,00 0,00 0,50 1,53 0,15 0,24 3,75 0,00 0,83 0,01 0,10 2,79 0,00 0,00 3,45 0,00 0,00 0,00 2,87 0,00 0,00 0,00 73,71

20 à 21 0,00 0,00 0,00 4,65 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,03 0,00 0,00 0,50 1,53 0,15 0,24 0,00 0,00 0,83 0,01 0,10 2,79 0,00 0,00 3,45 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 14,27

21 à 22 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,50 1,53 0,15 0,00 0,00 0,00 0,83 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,45 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 6,45

22 à 23 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,83 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,45 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,28

23 à 24 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,83 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,45 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,28

Promotion 2008 XIII Annexes

Tableau A4. 7 : Puissance demandée par heure – Commune Ankisabe

Promotion 2008 XIII Annexes

j = 5 Eclairage i = 1 Ménage type 1 i = 2 Ménage type 2 i = 3 CSB i = 4 Administration & école j = 6 PME j = 7 Eglise s TOTAL publiques [kW] j = 1: j = 2 j = 3 j = 4 j = 5 j = 6 j = 1: j = 2 j = 3 j = 4 j = 5 j = 6 j = 7 j = 8 j = j = 11 fer j = j = 1 j = 2 j = 2 j = 3 j = 1 j = 2 j = 9 j = 3 j = 1 lampe j = 3 j = 1 j = 2 j = 3 j = 4 Heure lampe lampe lampe radio radio radio lampe lampe lampe radio radio radio télé télé 10 à 12 lampe radio radio j = 1lampe machin lampe radio lecteur frigo 75W autres décortiqueur soudure synthétiseur sono 13W 45W 75W 10W 150W 300W 13W 45W 75W 10W 150W 300W 40W 90W frigo repasser ordi 75W 10W 10W e à bois 75W 10W 0 à 1 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,59 0,00 0,00 0,00 0,00 4,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 5,59

1 à 2 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,59 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 5,59

2 à 3 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,59 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 5,59

3 à 4 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,59 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 5,59

4 à 5 0,00 45,12 34,49 0,00 0,00 0,00 0,00 1,22 4,44 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,59 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 90,87

5 à 6 0,00 45,12 34,49 0,00 0,00 0,00 0,00 1,22 4,44 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,38 0,00 0,00 1,59 0,00 0,10 0,00 0,00 0,00 4,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 91,35

6 à 7 0,00 0,00 0,00 2,49 23,28 0,00 0,00 0,00 0,00 0,07 2,13 0,00 0,00 0,00 0,00 0,38 0,00 0,00 0,00 0,04 0,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 28,48

7 à 8 0,00 0,00 0,00 2,49 23,28 0,00 0,00 0,00 0,00 0,07 2,13 0,00 0,00 0,00 0,00 0,38 0,00 0,00 0,00 0,04 0,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 28,48

8 à 9 0,00 0,00 0,00 2,49 23,28 0,00 0,00 0,00 0,00 0,07 2,13 0,00 0,00 0,00 0,00 0,38 0,00 0,00 0,00 0,04 0,10 0,00 0,02 0,00 0,00 54,60 15,75 3,00 0,00 0,00 0,00 0,00 101,85

9 à 10 0,00 0,00 0,00 2,49 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,07 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,38 0,00 0,40 0,00 0,04 0,10 0,00 0,02 0,00 0,00 54,60 15,75 3,00 0,00 0,00 0,04 0,03 76,90

10 à 11 0,00 0,00 0,00 2,49 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,07 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,38 0,00 0,40 0,00 0,04 0,10 0,00 0,02 0,00 0,00 54,60 15,75 3,00 0,00 0,00 0,04 0,03 76,90

11 à 12 0,00 0,00 0,00 2,49 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,07 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,38 0,00 0,40 0,00 0,04 0,10 0,00 0,02 0,00 0,00 54,60 15,75 3,00 0,00 0,00 0,04 0,03 76,90

12 à13 0,00 0,00 0,00 2,49 23,28 7,32 0,00 0,00 0,00 0,07 2,13 0,00 0,00 0,00 0,00 0,38 0,00 0,00 0,00 0,04 0,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 35,80

13 à 14 0,00 0,00 0,00 2,49 23,28 7,32 0,00 0,00 0,00 0,07 2,13 0,00 0,00 0,00 0,00 0,38 0,00 0,00 0,00 0,04 0,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 35,80

14 à 15 0,00 0,00 0,00 2,49 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,07 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,38 0,00 0,40 0,00 0,04 0,10 0,00 0,02 0,00 0,00 54,60 15,75 3,00 0,00 0,00 0,00 0,00 76,84

15 à 16 0,00 0,00 0,00 2,49 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,07 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,38 0,00 0,40 0,00 0,04 0,10 0,00 0,02 0,00 0,00 54,60 15,75 3,00 0,00 0,00 0,00 0,00 76,84

16 à 17 0,00 0,00 0,00 2,49 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,07 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,38 0,00 0,40 0,00 0,04 0,10 0,00 0,02 0,00 0,00 54,60 15,75 3,00 0,00 0,00 0,00 0,00 76,84

17 à 18 0,00 0,00 0,00 2,49 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,07 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,38 0,00 0,00 0,00 0,04 0,10 0,00 0,02 0,00 0,00 54,60 15,75 3,00 0,00 0,00 0,00 0,00 76,44

18 à 19 0,00 45,12 34,49 2,49 23,28 0,00 0,00 1,22 4,44 0,07 2,13 0,00 0,58 1,78 0,24 0,38 0,00 0,00 1,59 0,04 0,10 4,50 0,00 0,00 4,00 0,00 0,00 0,00 3,39 0,03 0,00 0,00 129,87

19 à 20 0,00 45,12 34,49 2,49 23,28 0,00 0,00 1,22 4,44 0,07 2,13 0,00 0,58 1,78 0,24 0,38 6,50 0,00 1,59 0,04 0,10 4,50 0,00 0,00 4,00 0,00 0,00 0,00 3,39 0,03 0,00 0,00 136,37

20 à 21 0,00 0,00 34,49 2,49 23,28 0,00 0,00 0,00 4,44 0,07 2,13 0,00 0,58 1,78 0,24 0,38 0,00 0,00 1,59 0,04 0,10 4,50 0,00 0,00 4,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 80,11

21 à 22 0,00 0,00 34,49 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,44 0,00 0,00 0,00 0,58 1,78 0,24 0,00 0,00 0,00 1,59 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 47,12

22 à 23 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,59 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 5,59

23 à 24 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,59 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 5,59

Promotion 2008 XIII Annexes

Tableau A4. 8 : Puissance demandée par heure – Commune Mahavelona

j = 5 i = 1 Ménage type 1 i = 2 Ménage type 2 i = 3 CSB i = 4 Administration & école Eclairages j = 6 PME j = 7 Eglise publiques TOTAL j = 3 [kW] j = 1: j = 2 j = 3 j = 4 j = 5 j = 6 j = 1: j = 2 j = 3 j = 4 j = 5 j = 6 j = 7 j = 8 j = j = 11 j = j = 1 j = 2 j = 2 j = 1 j = 2 j = 9 j = 3 j = 1 lampe j = 3 j = 1 j = 2 mach j = 3 j = 4 Heure lampe lampe lampe radio radio radio lampe lampe lampe radio radio radio télé télé 10 fer à 12 lampe radio radio j = 1lampe lampe radio lecteur frigo 75W autres décortiqueur soudure à synthétiseur sono 13W 45W 75W 10W 150W 300W 13W 45W 75 W 10W 150W 300W 40W 90W frigo repasser ordi 75W 10W 10W 75W 10W bois

0 à 1 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,39 0,00 0,00 0,00 0,00 9,70 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 13,09

1 à 2 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,39 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9,70 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 13,09

2 à 3 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,39 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9,70 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 13,09

3 à 4 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,39 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9,70 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 13,09 181,7282 4 à 5 0,00 108,30 47,41 0,00 0,00 0,00 0,00 6,33 6,60 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,39 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9,70 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 5 182,7132 5 à 6 0,00 108,30 47,41 0,00 0,00 0,00 0,00 6,33 6,60 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,62 0,00 0,00 3,39 0,00 0,37 0,00 0,00 0,00 9,70 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 5

6 à 7 0,00 0,00 0,00 8,67 24,11 0,00 0,00 0,00 0,00 0,24 2,41 0,00 0,00 0,00 0,00 0,62 0,00 0,00 0,00 0,07 0,37 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 36,4815

7 à 8 0,00 0,00 0,00 8,67 24,11 0,00 0,00 0,00 0,00 0,24 2,41 0,00 0,00 0,00 0,00 0,62 0,00 0,00 0,00 0,07 0,37 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 36,4815

8 à 9 0,00 0,00 0,00 8,67 24,11 0,00 0,00 0,00 0,00 0,24 2,41 0,00 0,00 0,00 0,00 0,62 0,00 0,00 0,00 0,07 0,37 0,00 0,13 0,00 0,00 156,45 22,95 3,00 0,00 0,00 0,00 0,00 219,011

9 à 10 0,00 0,00 0,00 8,67 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,24 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,62 0,00 0,80 0,00 0,07 0,37 0,00 0,13 0,00 0,00 156,45 22,95 3,00 0,00 0,00 0,12 0,07 193,486

10 à 11 0,00 0,00 0,00 8,67 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,24 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,62 0,00 0,80 0,00 0,07 0,37 0,00 0,13 0,00 0,00 156,45 22,95 3,00 0,00 0,00 0,12 0,07 193,486

11 à 12 0,00 0,00 0,00 8,67 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,24 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,62 0,00 0,80 0,00 0,07 0,37 0,00 0,13 0,00 0,00 156,45 22,95 3,00 0,00 0,00 0,12 0,07 193,486

12 à13 0,00 0,00 0,00 8,67 24,11 7,32 0,00 0,00 0,00 0,24 2,41 0,00 0,00 0,00 0,00 0,62 0,00 0,00 0,00 0,07 0,37 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 43,7965

13 à 14 0,00 0,00 0,00 8,67 24,11 7,32 0,00 0,00 0,00 0,24 2,41 0,00 0,00 0,00 0,00 0,62 0,00 0,00 0,00 0,07 0,37 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 43,7965

14 à 15 0,00 0,00 0,00 8,67 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,24 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,62 0,00 0,80 0,00 0,07 0,37 0,00 0,13 0,00 0,00 156,45 22,95 3,00 0,00 0,00 0,00 0,00 193,291

15 à 16 0,00 0,00 0,00 8,67 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,24 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,62 0,00 0,80 0,00 0,07 0,37 0,00 0,13 0,00 0,00 156,45 22,95 3,00 0,00 0,00 0,00 0,00 193,291

16 à 17 0,00 0,00 0,00 8,67 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,24 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,62 0,00 0,80 0,00 0,07 0,37 0,00 0,13 0,00 0,00 156,45 22,95 3,00 0,00 0,00 0,00 0,00 193,291

17 à 18 0,00 0,00 0,00 8,67 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,24 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,62 0,00 0,00 0,00 0,07 0,37 0,00 0,13 0,00 0,00 156,45 22,95 3,00 0,00 0,00 0,00 0,00 192,491 240,7517 18 à 19 0,00 108,30 47,41 8,67 24,11 0,00 0,00 6,33 6,60 0,24 2,41 0,00 1,23 4,60 0,56 0,62 0,00 0,00 3,39 0,07 0,37 8,82 0,00 0,00 9,70 0,00 0,00 0,00 7,30 0,03 0,00 0,00 5 252,0017 19 à 20 0,00 108,30 47,41 8,67 24,11 0,00 0,00 6,33 6,60 0,24 2,41 0,00 1,23 4,60 0,56 0,62 11,25 0,00 3,39 0,07 0,37 8,82 0,00 0,00 9,70 0,00 0,00 0,00 7,30 0,03 0,00 0,00 5

20 à 21 0,00 0,00 47,41 8,67 24,11 0,00 0,00 0,00 6,60 0,24 2,41 0,00 1,23 4,60 0,56 0,62 0,00 0,00 3,39 0,07 0,37 8,82 0,00 0,00 9,70 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 118,78975

Promotion 2008 XIII Annexes

21 à 22 0,00 0,00 47,41 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 6,60 0,00 0,00 0,00 1,23 4,60 0,56 0,00 0,00 0,00 3,39 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9,70 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 73,48825

22 à 23 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,39 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9,70 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 13,09

23 à 24 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,39 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9,70 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 13,09

Tableau A4. 9 : Puissance demandée par heure – Communes : Ambatoasana – Ankisabe - Mahavelona

Promotion 2008 XIII Annexes

i = 5 Eclairage i = 1 Ménage type 1 i = 2 Ménage type 2 i=3 CSB i = 4 Administration & école i = 6 PME i = 7 Eglise s publiques TOTAL j = 3 [kW] j = 1: j = 2 j = 3 j = 4 j = 5 j = 6 j = 1: j = 2 j = 3 j = 4 j = 5 j = 6 j = 7 j = 8 j = j = 11 j = j = 1 j = 2 j = 2 j = 1 j = 2 j = 9 j = 3 j = 1 lampe j = 3 j = 1 j = 2 mach j = 3 j = 4 Heure lampe lampe lampe radio radio radio lampe lampe lampe radio radio radio télé télé 10 fer à 12 lampe radio radio j = 1lampe lampe radio lecteur frigo 75W autres décortiqueur soudure à synthétiseur sono 13W 45W 75W 10W 150W 300W 13W 45W 75W 10W 150 300W 40W 90W frigo repasser ordi 75W 10W 10W 75W 10W bois

0 à 1 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,01 0,00 0,00 0,00 0,00 6,65 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9,66

1 à 2 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 6,65 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9,66

2 à 3 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 6,65 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9,66

3 à 4 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 6,65 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9,66

4 à 5 0,00 33,61 16,22 0,00 0,00 0,00 0,00 2,77 4,29 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 6,65 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 66,54

5 à 6 0,00 33,61 16,22 0,00 0,00 0,00 0,00 2,77 4,29 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,38 0,00 0,00 3,01 0,00 0,40 0,00 0,00 0,00 6,65 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 67,32

6 à 7 0,00 0,00 0,00 2,46 7,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,21 1,13 0,00 0,00 0,00 0,00 0,38 0,00 0,00 0,00 0,04 0,40 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 11,65

7 à 8 0,00 0,00 0,00 2,46 7,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,21 1,13 0,00 0,00 0,00 0,00 0,38 0,00 0,00 0,00 0,04 0,40 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 11,65

8 à 9 0,00 0,00 0,00 2,46 7,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,21 1,13 0,00 0,00 0,00 0,00 0,38 0,00 0,00 0,00 0,04 0,40 0,00 0,08 0,00 0,00 72,10 16,20 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 100,03

9 à 10 0,00 0,00 0,00 2,46 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,21 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,38 0,00 0,40 0,00 0,04 0,40 0,00 0,08 0,00 0,00 72,10 16,20 0,00 0,00 0,00 0,09 0,00 92,36

10 à 11 0,00 0,00 0,00 2,46 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,21 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,38 0,00 0,40 0,00 0,04 0,40 0,00 0,08 0,00 0,00 72,10 16,20 0,00 0,00 0,00 0,09 0,00 92,36

11 à 12 0,00 0,00 0,00 2,46 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,21 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,38 0,00 0,40 0,00 0,04 0,40 0,00 0,08 0,00 0,00 72,10 16,20 0,00 0,00 0,00 0,09 0,00 92,36

12 à13 0,00 0,00 0,00 2,46 7,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,21 1,13 0,00 0,00 0,00 0,00 0,38 0,00 0,00 0,00 0,04 0,40 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 11,65

13 à 14 0,00 0,00 0,00 2,46 7,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,21 1,13 0,00 0,00 0,00 0,00 0,38 0,00 0,00 0,00 0,04 0,40 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 11,65

14 à 15 0,00 0,00 0,00 2,46 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,21 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,38 0,00 0,40 0,00 0,04 0,40 0,00 0,08 0,00 0,00 72,10 16,20 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 92,27

15 à 16 0,00 0,00 0,00 2,46 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,21 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,38 0,00 0,40 0,00 0,04 0,40 0,00 0,08 0,00 0,00 72,10 16,20 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 92,27

16 à 17 0,00 0,00 0,00 2,46 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,21 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,38 0,00 0,40 0,00 0,04 0,40 0,00 0,08 0,00 0,00 72,10 16,20 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 92,27

17 à 18 0,00 0,00 0,00 2,46 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,21 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,38 0,00 0,00 0,00 0,04 0,40 0,00 0,08 0,00 0,00 72,10 16,20 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 91,87

18 à 19 0,00 33,61 16,22 2,46 7,04 0,00 0,00 2,77 4,29 0,21 1,13 0,00 0,45 2,93 0,43 0,38 0,00 0,00 3,01 0,04 0,40 5,27 0,00 0,00 6,65 0,00 0,00 0,00 3,59 0,00 0,00 0,00 90,87

19 à 20 0,00 33,61 16,22 2,46 7,04 0,00 0,00 2,77 4,29 0,21 1,13 0,00 0,45 2,93 0,43 0,38 7,50 0,00 3,01 0,04 0,40 5,27 0,00 0,00 6,65 0,00 0,00 0,00 3,59 0,00 0,00 0,00 98,37

20 à 21 0,00 0,00 16,22 2,46 7,04 0,00 0,00 0,00 4,29 0,21 1,13 0,00 0,45 2,93 0,43 0,38 0,00 0,00 3,01 0,04 0,40 5,27 0,00 0,00 6,65 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 50,90

21 à 22 0,00 0,00 16,22 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,29 0,00 0,00 0,00 0,45 2,93 0,43 0,00 0,00 0,00 3,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 6,65 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 33,98

22 à 23 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 6,65 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9,66

23 à 24 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 6,65 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 9,66

Tableau A4. 10 : Puissance demandée par heure – 12 villages sélectionnés

Promotion 2008 XIII Annexe

 Calcul de l’énergie consommé pour une année n

Energie consommée = surface sous la monotone de charge E (n) = S1 (n) + S2 (n)

Figure A4. 1 : Surface de l’énergie demandée [19]

Promotion 2008 XIII Annexe

 Evolution de la demande énergétique

Année Ambatoasana Ankisabe Mahavelona Trois 12 villages communes sélectionnés cibles 2009 149 757 [kWh] 266 395 [kWh] 383 292 [kWh] 799 145 [kWh] 354 284 [kWh] 2010 153 079 [kWh] 269 442 [kWh] 389 849 [kWh] 811 745 [kWh] 362 010 [kWh] 2011 156 500 [kWh] 272 621[kWh] 396 701 [kWh] 824 840 [kWh] 370 041[kWh] 2012 160 025 [kWh] 275 936 [kWh] 403 862 [kWh] 838 450 [kWh] 378 387 [kWh] 2013 163 655 [kWh] 279 394 [kWh] 411 345 [kWh] 852 596 [kWh] 387 061[kWh] 2014 167 393 [kWh] 283 000 [kWh] 419 164 [kWh] 867 298 [kWh] 396 076 [kWh] 2015 171 244 [kWh] 286 761[kWh] 427 336 [kWh] 882 579 [kWh] 405 446 [kWh] 2016 175 211 [kWh] 290 684 [kWh] 435 875 [kWh] 898 460 [kWh] 415 185 [kWh] 2017 179 296 [kWh] 294 776 [kWh] 444 799 [kWh] 914 966 [kWh] 425 307 [kWh] 2018 183 504 [kWh] 299 044 [kWh] 454 124 [kWh] 932 122 [kWh] 435 826 [kWh] 2019 187 839 [kWh] 303 495 [kWh] 463 868 [kWh] 949 952 [kWh] 446 760 [kWh] 2020 192 303 [kWh] 308 138 [kWh] 474 052 [kWh] 968 483 [kWh] 458 124 [kWh] 2021 196 901[kWh] 312 980 [kWh] 484 693 [kWh] 987 743 [kWh] 469 934 [kWh] 2022 201 637 [kWh] 318 031[kWh] 495 813 [kWh] 1007 761 [kWh] 482 209 [kWh] 2023 206 516 [kWh] 323 298 [kWh] 507 434 [kWh] 1028 567 [kWh] 494 967 [kWh] 2024 211 540 [kWh] 328 792 [kWh] 519 578 [kWh] 1050 190 [kWh] 508 227 [kWh] 2025 216 716 [kWh] 334 523 [kWh] 532 268 [kWh] 1072 664 [kWh] 522 009 [kWh] 2026 222 046 [kWh] 340 500 [kWh] 545 529 [kWh] 1096 023 [kWh] 536 332 [kWh] 2027 227 537 [kWh] 346 733 [kWh] 559 387 [kWh] 1120 299 [kWh] 551 219 [kWh] 2028 233 192 [kWh] 353 235 [kWh] 573 868 [kWh] 1145 531[kWh] 566 691[kWh] 2029 239 017 [kWh] 360 017 [kWh] 589 002 [kWh] 1171 755 [kWh] 354 284 [kWh] 2030 245 017 [kWh] 367 090 [kWh] 604 816 [kWh] 1199 011[kWh] 362 010 [kWh] 2031 251 197 [kWh] 374 467 [kWh] 621 342 [kWh] 1227 339 [kWh] 370 041[kWh] 2032 257 562 [kWh] 382 162 [kWh] 638 611 [kWh] 1256 781[kWh] 378 387 [kWh] 2033 264 118 [kWh] 390 187 [kWh] 656 658 [kWh] 1287 381[kWh] 387 061[kWh]

Tableau A4. 11 : Evolution de la demande énergétique

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Annexe 5 : ENCOMBREMENT D’UNE CENTRALE EQUIPEE D’UNE TURBINE BANKI  Encombrement de la bâche :

Ex = D + 0.5 Ey = l + 0.1

 Détermination de la longueur en x : lx

En prenant une longueur de 1.5 m de part et d’autre des groupes pour les espaces de manœuvre, on a une marge total de 3 m un seul groupe.

Par récurrence, on a : 1 groupe : Lx = Ex + 3 2 groupes : Lx = 2Ex + (3+1.5) 3 groupes : Lx = 3Ex + (3+3) n groupes : Lx = ngroupe Ex + [3+( ngroupe - 1)1.5] Enfin on a, pour n groupe : Lx = ngroupe (Ex + 1.5) – 1.5 [m]

 Détermination de la longueur en y : Ly

La place occupée par le groupe tout entier tient compte de la largeur de la roue et de la bâche de protection, des paliers, de l’alternateur, des organes de transmission et éventuellement de l’organe de réglage.

Seule la largeur de la bâche de protection peut être calculée pour les turbines Banki en ajoutant 10 cm à la largeur de la roue. On estime que les espaces occupés par les autres organes ont pour largeur de 6m avec les marges de manœuvre.

 Profondeur au-dessous du plancher : Lz1

La profondeur au-dessous du plancher dépend du type de la turbine. Elle doit permettre l’emplacement de diffuseur pour les turbines à réaction et l’évacuation correcte de l’eau turbinée pour les turbines à action.

On suppose que Lz1 = 2.5 [m]

 Hauteur de la salle des machines : Lz2

La hauteur dans la salle des machines doit permettre le démontage de la roue. On l’évalue au moins à trois fois du diamètre extérieur de la turbine.

Lz2 = 3D [m]

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Annexe 6 : AMENAGEMENT D’UNE CENTRALE HYDROELECTRIQUE DU SITE DE LILY  Contrat de concession pour la construction et l’exploitation d’une centrale de production d’électricité du site de Lily sur la rivière de Lily.

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 Programme d’étude et de réalisation

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Annexe 7 : LOGISTIQUE DE LA CENTRALE THERMIQUE [17]

Prix Montan DESIGNATION Unité Quantité unitaire t MOBILIERS DE BUREAU Chaises Pièce 6 6000 36000 Tables Pièce 2 40000 80000 Sous Total 116000 FICHES DE FACTURATION ET DE TRAVAIL Support facturation clients Pièce 1219 100 121900 Fiche relevé clients Pièce 406 300 121900 Fiches pour rapports consommations Pièce 813 300 243800 Sous Total 487600 OUTILS POUR TRAVAUX DE RESEAU ET INSTALLATIONS Metrix digital Pièce 1 70000 70000 Trousseau de clé électricien Pièce 1 70000 70000 Torche Pièce 2 10000 20000 Grimpettes Pièce 2 42000 84000 Echelle de 6m mini Pièce 1 440000 440000 Escabeau Pièce 1 140000 140000 Poulie Pièce 4 40000 160000 Corde m 20 2000 40000 Tarrière de 14 Pièce 1 50000 50000 Tarrière de 18 Pièce 1 52000 52000 Pic Pièce 4 3000 12000 Pelle Pièce 4 2000 8000 Bêche Pièce 4 3600 14400 Truelle Pièce 2 5790 11580 Pinceau Pièce 4 840 3360 La masse Pièce 2 17000 34000 Barre pince Pièce 2 9990 19980 Aiguille Pièce 4 2950 11800 Niveau Pièce 1 5200 5200 Chignole Pièce 1 26500 26500 Foret mécanique de 6- 8 - 10 - 12 Pièce 1 6500 6500 Porte lame de scie à métaux Pièce 1 6000 6000 Lame de scie Boîte 1 10000 10000 Scie à bois Pièce 2 7500 15000 Sous Total 1310320 TENUES DE TRAVAIL Casques Pièce 7 10000 70000 Combinaisons Pièce 7 10500 73500 Imperméables Pièce 11 10000 110000 Paire de gant Pièce 7 5000 35000 Paire de bottes Pièce 7 22000 154000 Sous Total 442500 TOTAL 1868820

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Annexe 8 : ELEMENTS FINANCIERS NECESSAIRES POUR LA PRE- ELECTRIFICATION  Frais des personnels

Personnels Nombre Nombre Salaire Charges Assurances Frais Montant de mois d'agent [Ariary/mois] 13% [Ariary] médicaux annuel s [Ariary] [Ariary] 1 chef d'usine 12 1 600 000 78 000 96 000 38 700 8 270 700 06 techniciens pour les maintenances du réseau et de 12 6 300 000 39 000 96 000 21 750 25 114 500 la centrale & branchement (agent de quart) 03 releveurs et secrétaire 12 3 200 000 78 000 96 000 18 700 10 352 100 comptable 01 Gardien 12 2 150 000 39 000 96 000 14 250 4 756 500 TOTAL 12 1 250 000 234 000 384 000 93 400 48 493 800

Tableau A8. 1 : Frais des personnels avec les différentes charges sociales

 Dotations aux amortissements

Anné Taux Dotation aux amortissements (Ariary) Valeur Valeur e Rubriques et d'amort Total sur 5 résiduelle à d'acquisitio d'acq postes issemen ans la 5éme n (Ariary) uisitio t (%) année n Année 1 Année 2 Année 3 Année 4 Année 5 Immobilisations incorporelles Frais de 27 186 développement 27 186 882 2008 20% 5 437 376 5 437 376 5 437 376 5 437 376 5 437 376 0 882 immobilisables Total 27 186 immobilisations 27 186 882 5 437 376 5 437 376 5 437 376 5 437 376 5 437 376 0 882 incorporelles Immobilisations corporelles Constructions (bâtiments, 20 000 000 2008 2% 400 000 400 000 400 000 400 000 400 000 2 000 000 18 000 000 ouvrages d'infrastructure) Matériels et outillages de : 25 000 25 000 000 2008 20% 5 000 000 5 000 000 5 000 000 5 000 000 5 000 000 0 - de production 000 - de transport et 225 000 000 2008 3% 6 428 571 6 428 571 6 428 571 6 428 571 6 428 571 32142857 192 857 143 de distribution - de bureau (logistique de la 1 868 820 2008 10% 186 882 186 882 186 882 186 882 186 882 934 410 934 410 centrale électrique) Total 12 015 60 077 immobilisations 271 868 820 12 015 453 12 015 453 12 015 453 12 015 453 211 791 553 453 267 corporelles 17 452 87 264 TOTAL 299 055 702 17 452 829 17 452 829 17 452 829 17 452 829 211 791 553 829 149

Tableau A8. 2 : Tableau des annuités d’amortissement

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 Frais du combustible et autres

Prix unitaire du gasoil : 2100 Ariary/ l.

Productio Consommation en Autres coûts annuels Production Coût du gasoil (Ariary) n gasoil (l) (Ariary) annuelle journalièr Pièces [kWh] Jour Année Jour Année Lubrifiant e [kWh] d'usure 2349,0 857 389,4 707,53 258 249,82 1 485 820 542 324 627 21 692 985 5 423 246 2401,1 876 408,1 723,23 263 978,35 1 518 780 554 354 526 22 174 181 5 543 545 2455,3 896 174,9 739,54 269 932,19 1 553 035 566 857 599 22 674 304 5 668 576 2511,6 916 719,1 756,49 276 120,22 1 588 637 579 852 460 23 194 098 5 798 525 2570,1 938 071,5 774,11 282 551,64 1 625 640 593 358 453 23 734 338 5 933 585

Tableau A8. 3 : Charges variables annuelles

 Charges annuelles d’exploitation à la première année

Charges directes [Ariary] 1- Frais de personnel 48 493 800 2- Combustible 542 324 628 3- Frais d'entretien 5 247 500 4- Frais de communication 1 800 000 5- Assurance incendies 192 150 6- Assurance dommages électriques 634 250 7 - Pièces d'usure groupe électrogène 5 423 246 8 - Lubrifiant 21 692 985 9 - Taxes assimilées 619 800 Total charges directes avant 626 428 360 amortissement 10 - Amortissement 17 452 829 TOTAL DES CHARGES 643 881 189

Tableau A8. 4 : Les charges annuelles d’exploitation à la première année

 Fonds de roulement

Dépenses au démarrage jusqu'au premier mois de la Montant première année d’exploitation (Ariary)

Achats matières premières : combustible, lubrifiant 47 001 467,74

Services extérieurs 150 000,00 Frais des personnels 4 041 150,00 Assurances 1 446 200,00 Besoin en fonds de roulement initial 52 638 817,74

Tableau A8. 5 : Fonds de roulement initial

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Annexe 9 : ELEMENTS FINANCIERS NECESSAIRES POUR LA SOLUTION PROPOSEE  Dotations aux amortissements

Taux Valeur Année Dotation aux amortissements (Ariary) valeur Rubriques et d'amor total sur 10 valeur résiduelle d'acqui d'acqu total sur 15 ans résiduelle à postes tisseme ans à 15 éme année sition (Ar) isition Année 1 ... Année 5 Année 6 ... Année 15 10éme année nt (%) Immobilisations incorporelles Frais de développement 27 186 882 2008 20% 5 437 376 ... 5 437 376 ... 27 186 882 27 186 882 0 0 immobilisables Total .. immobilisations 27 186 882 5 437 376 ... 5 437 376 27 186 882 27 186 882 0 0 . incorporelles Immobilisations corporelles Constructions (bâtiments, 20 000 000 2008 2% 400 000 ... 400 000 400 000 ... 400 000 4 000 000 6 000 000 16 000 000 14 000 000 ouvrages d'infrastructure) Matériel de 25 000 000 2008 20% 5 000 000 ... 5 000 000 ... 25 000 000 25 000 000 0 0 production - de transport 225 000 000 2008 3% 6 428 571 ... 6 428 571 6 428 571 ... 6 428 571 64 285 714 96 428 571 160 714 285 128 571 428 - de bureau (à renouveller après 1 868 820 2008 10% 186 882 .... 186 882 186 882 ... 186 882 1 868 820 2 803 230 0 0 10 ans) Extension du réseau à 93 800 000 2014 3% ... 2 814 000 ... 2 814 000 14 070 000 28 140 000 79 730 000 65 660 000 Mananasy Hydroélectricité 743 361 600 2014 4% ... 29 734 464 ... 29 734 464 148 672 320 297 344 640 594 689 280 446 016 960 à Samitaha Total .. immobilisations 271 868 820 12 015 453 ... 12 015 453 39 563 917 39 563 917 257 896 854 455 716 441 851 133 565 654 248 388 . corporelles TOTAL 299 055 702 17 452 829 ... 17 452 829 39 563 917 ... 39 563 917 285 083 736 482 903 323 851 133 565 654 248 388

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Annexe 10 : VALEURS LIMITES APPLICABLES AU GRAND-DUCHE DE LUXEMBOURG, POUR LES MOTEURS ALIMENTES EN GAZ NATUREL ET EN GASOIL EMISSION VALEUR LIMITE Poussière 20 mg/m3 (groupes électrogène de secours : 80mg/m3) Monoxyde de carbone 300 mg/m3 Oxyde d’azotes : Moteur à allumage par compression alimentée avec du gasoil d’une puissance calorifique : ≥ 3 MW 500 mg/m3 ≤ 3 MW 1 000 mg/m3 moteur à allumage par compression alimentée 500 mg/m3 au gaz naturel : Tableau A10. 1 : Valeurs limites des émissions atmosphériques en gaz naturel et en gazoil

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Annexe 11 : PROGRAMME DE RAJOUT DE LA SOURCE DE PRODUCTION PENDANT UNE PERIODE DE 25 ANS

Année Pointe de Puissance installée [kW] réseau [kW] Début rajout Suppression Fin 2009 122 138 138 2010 125 138 2011 128 138 2012 130 138 2013 133 138 2014 333 120 & 380 138 500 2015 339 500 2016 345 500 2017 351 500 2018 358 500 2019 365 500 2020 372 500 2021 379 500 2022 387 500 2023 395 500 2024 403 500 2025 412 500 2026 421 500 2027 430 500 2028 440 500 2029 450 500 2030 460 500 2031 471 500 2032 482 500 2033 494 500

Tableau A11. 1 : Programme de rajout de la source de production

Année 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Phase 1 : 12 villages sélectionnés

Phase 2 : Commune Ankisabe

Phase du projet Phase 3 : Communes Ambatoasana et Mahavelona

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Tableau A11. 2 : Echelle des phases d’électrification

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Annexe 12 : ECHELONS DES TENSIONS AUX RESEAUX ELECTRIQUES

Classes de Très basse Basse Moyenne Haute tension Très haute tensions tension tension (BT) tension (HT) tension (TBT) (MT) (THT) Plage de 50 V < BT ≤ 1 kV < MT ≤ 35 kV < HT ≤ 300 kV < TBT ≤ 50 V variation 1 kV 35 kV 300 kV THT Domaines - appareils d’application - jouets domestiques, - réseaux - transit de s électriques, - appareils urbains, - réseaux de puissances - appareils industriels, - réseaux transport à élevées, dans des - réseaux industriels, grande -interconnexion locaux très industriels, - réseaux de distance. s des réseaux. humides. - réseaux distributions. ruraux.

Tableau A12. 1 : Classe de tension des réseaux électriques [12]

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Annexe 13 : REGIMES DU NEUTRE L’énergie électrique peut transiter sous deux formes : soit par un courant continu, soit par un courant alternatif. Actuellement, le système à courant alternatif triphasé est universellement adopté à cause de leurs avantages propres (faible déséquilibre). Pour la sécurité, il est nécessaire de définir le régime du neutre. On distingue trois types du régime du neutre : régime TT, régime IT, régime TN. a. Identification du régime du neutre

La première lettre définit la situation du neutre de transformateur par rapport à la terre. Elle peut être : T : liaison avec la terre, I : isolation par rapport à la terre ou liaison avec la terre par une grande impédance. La deuxième lettre décrit la situation de masse d’utilisation avec le conducteur neutre, soit N (liaison de masse avec le neutre), soit T (liaison de masse avec la terre).

b. Différents régimes du neutre

 Régime TT

Ce régime est facile à mettre en œuvre, à exploiter, et à maintenir. Au premier défaut, il se coupe impérativement. De plus, le risque d’incendie et le courant de défaut sont faibles. La tension de contact a pour valeur :

Uc : la tension de contact, Id : le courant de défaut, Rm : la résistance de mise à la terre, UL : la tension d’utilisation.

 Régime IT

Au premier défaut, le courant de défaut s’écrit :

Comme les résistances du neutre Rn et d’utilisation Ru sont négligeables, et l’impédance Z (propriété du régime IT) est suffisamment grande, Id est infiniment petit. Il faut mettre en place le CPI (Contrôleur Permanent d’Isolation). Le court circuit entre les phases se présente au deuxième défaut. La protection se fait à partir du disjoncteur.

 Régime TN

Il existe deux catégories du régime TN qui sont le régime TNS et TNC. La troisième lettre indique la position du conducteur de protection PE et le conducteur du neutre N. Elle peut être confondue (C) ou séparée (S).

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Annexe 14 : METHODE DE MESURE DU DEBIT D’UN COURS D’EAU

Le débit s’obtient par le produit de la vitesse moyenne d’écoulement V par la section du cours d’eau S. Pour avoir ces données, on applique la méthode suivante.

On fait une graduation sur un fil ou une corde, qui a de longueur un peu plus longue que la largeur du cours d’eau, tous les dix centimètres. On tend ce fil ou cette corde à la perpendiculaire du cours d’eau de façon que, solidement maintenu sur les berges, il affleure le niveau supérieur du liquide. La profondeur moyenne est obtenue à partir de la moyenne des mesures de profondeurs du lit du cours d’eau, tous les dix centimètres. Le produit de cette profondeur moyenne par la largeur offre la « surface d’écoulement : S ». A dix mètre, de part et d’autre de ce fil perpendiculaire, on fixe des bâtons dans la rivière à la perpendiculaire de chacune des graduations de dix centimètres marquées. On lance en amont un objet flottant (liège ou petite bouteille vide, bouchée) et on mesure le temps que met cet objet à parcourir la distance mesurée. En faisant la moyenne, on obtient la « vitesse moyenne du cours d’eau : V».

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A NNE XE 15 : DIFFERENTS TYPES DE TURBINE

 Turbine PELTON

Elle est réservée pour une haute chute à débit faible. Avec son axe horizontal, des augets sur son cercle périphérique, animent la turbine en recevant le choc de l’eau. Pour éviter la corrosion, elle est construite à partir des matériaux synthétiques très rigides qui la donnent une durée de vie de 15 ans en moyenne. Un injecteur composé d’une buse, d’une aiguille et d’un déflecteur constitue le système de distribution. Le schéma suivant représente la turbine PELTON :

Figure A15. 1 : Turbine PELTON [5]

 Turbine FRANCIS

Ce type de turbine est destiné pour une basse ou moyenne chute (5 à 100m) et au débit inférieur à 30 m3/s). Avec ses aubes (8 à 15) ayant une surface gauche et de profil de type « aile d’avion », la roue reçoit l’eau qui a été progressivement accélérée en devant suivre un cheminement spiralé à section progressivement réduite, décroissante. Un ensemble de directrices mobiles parallèles à l’axe de rotation de la roue forme le distributeur qui sert à éviter le choc en régulant la vitesse et à prédéfinir la direction de l’eau convenable à l’entrée de la roue.

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Figure A15. 2 : Turbine FRANCIS [5]

 Turbine KAPLAN ou turbine à hélice

Ses hélices à axe parallèle au flux caractérisent la turbine à hélice. Elle convient à la chute basse et se différencie à la turbine KAPLAN par le type des pales (fixes pour la première turbine et mobiles pour celle de la deuxième). Cette dernière se diffère par la possibilité de fonctionner sous plusieurs gammes de débits.

Figure A15. 3 : Turbine KAPLAN [5]

 Turbine BANKI ou Crossflow

Avec une chute de 3 à 200m et de débit 0.2 à 9 m3/s, la turbine BANKI ou encore la turbine Mitchell se distingue par ses ailettes à la fois à l’entrée et à la sortie de la roue.

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ANNE XE 16 : DIFFERENTES FONCTIONS DES RESEAUX D’ENERGIES

Pour dimensionner un réseau électrique, sa fonction est un grand point à savoir. Dans la suite, on va voir les différentes fonctions possibles d’un réseau d’énergie.

 Réseaux d’utilisation

Ils alimentent directement les appareils domestiques ou des petits moteurs par les basses tensions en utilisant généralement les réseaux radiaux. Ils doivent être faciles à isoler.

 Réseaux industriels

Ce type de réseaux illustre les réseaux intérieurs aux usines. Ils utilisent les basses tensions allant de 500 V à 600 V.

 Réseaux de distribution

Ils ont pour rôle de fournir aux réseaux d’utilisations la puissance dont ils ont besoins. En général, ils saisissent deux échelons de tensions (BT et MT) grâce aux alimentations d’un groupe important d’usagers. Un poste équipé d’un transformateur MT/BT et plusieurs départs BT seront installés.

 Réseaux de répartition

Avec quelques dizaines de kilomètres, ils fournissent la puissance à valeur de 40 à 110 kV aux réseaux de distributions. Ils sont alimentés, soit par des usines locales d’électricités, soit surtout des postes du réseau de transport. Ils n’alimentent pas directement les usagers mais ils pourraient prendre le rôle du réseau de transport.

 Réseaux de transport

En utilisant les tensions allant de 110 à 730kV, ils assurent les transits de puissances importantes sur des distances de 100 jusqu’à plusieurs centaines de kilomètres. La capacité de la ligne englobe les tensions HT et THT.

 Réseaux d’interconnexion

Ils garantissent les liaisons entre les réseaux de transport puissants qui ont pour rôles bien distincts de :  Secourir réciproquement des réseaux en cas d’avaries,  Echanger les énergies produites par les différents réseaux pour minimiser le coût total de production.

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ANNE XE 17 : STRUCTURES TOPOLOGIQUES DES RESEAUX

Le transit d’une puissance entre une centrale et une ou plusieurs postes nécessite une sécurité suffisante. Grâce à sa structure topologique, le degré de sécurité varie l’un par rapport aux autres. Ainsi, en fonction de l’utilisation du réseau, le choix de ses caractéristiques principales dépend aussi de sa structure topologique. On distingue les structures topologiques les plus utilisées suivantes.

 Réseaux radiaux

C’est une structure comme un arbre qui a plusieurs artères ramifiées. Ce type de réseau est une structure simple, peu onéreuse et facile à gérer (sécurité).

 Réseaux bouclés

Plusieurs sources en parallèle débitent ce type de réseau. La sécurité d’alimentation augmente en fonction du nombre des tronçons des boucles. Les inconvénients se posent sur le contrôle et la protection nécessitant des dispositifs plus complexes et des installations plus coûteuses.

 Réseaux maillés

Ils se caractérisent par :

o La possibilité des plusieurs sources à débiter sur le réseau, o Les lignes bouclées comme des mailles d’un filet, o La meilleure sécurité (existence, à leurs deux extrémités, des appareils de coupures et des isolants en cas de pannes)

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Promotion 2008 XXXI II Bibliographi

BIBLIOGRAPHIE

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WEBOGRAPHIE : [23] http : //w.w.w.arc-en-tech.ch [24] http : //w.w.w.csc.org.mg [25] http : //w.w.w.edbm.gov.mg [26] http: //w.w.w.instat.mg [27] http : //w.w.w.retscreen.net : Logiciel d’analyse de projets propres [28] http : //w.w.w.Schneider.com/Schneider_electrique_guide de conception des réseaux électriques [29] http : //w.w.w.anpe.nat.tn/up_pdf

Promotion 2008 XXXI II Auteur : RALIMANARIVO Sedraniaina Adresse : Lot III-D-11 Est Hôpital MIARINARIVO – ITASY Téléphone : 032 42 061 53 e-mail : sedra_aina @yahoo.fr

Titre de mémoire :

ETUDE SUR L’ELECTRIFICATION RURALE DE LA REGION DE L’ITASY. CAS DES TROIS COMMUNES : AMBATOASANA – ANKISABE – MAHAVELONA

Nombre de pages : 142 Nombre de tableaux : 95 Nombre des figures : 76

Le projet d’électrification rurale des trois communes de la région de l’Itasy : Ambatoasana, Ankisabe et Mahavelona se divise en deux phases. D’une part, la première phase, concernant les douze villages prioritaires de ces trois communes pendant les cinq premières années consiste à installer un groupe électrogène de 170 kVA, pour une pré- électrification rurale. L’investissement initial coûte 351 694 520 Ariary. D’autre part, en aménageant une centrale hydroélectrique à Samitaha pour la commune d’Ankisabe et en faisant une extension du réseau de la JIRAMA à Mananasy pour les communes d’Ambatoasana et de Mahavelona, le coût d’investissement de rajout et de renouvellement pour la deuxième phase est de 839 030 420 Ariary.

The project of rural electrification of the three communes of the region of Itasy: Ambatoasana, Ankisabe and Mahavelona are divided into two phases. On the one hand, the first phase, relating to the twelve priority villages of these three communes during the first five years consists in installing a power generating unit of 170 kVA, for a rural pre- electrification. The initial investment costs 351 694 520 Ariary. On the other, by arranging a hydroelectric power station to Samitaha for the commune of Ankisabe and by making an extension of the electric system in JIRAMA to Mananasy for the communes of Ambatoasana and Mahavelona, the investment cost of addition and renewal for the second phase is of 839 030 420 Ariary.

Mots clés : électrification rurale, centrale thermique, groupe électrogène, microcentrale hydroélectrique, extension du réseau de la JIRAMA, coût d’investissement.

Directeur de mémoire : Monsieur RAKOTONIAINA Solofo Hery