ETUDES ECONOMIQUES
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final Table des Matières Page
8. Etudes économiques 1 8.1 Eléments de base 1 8.1.1 Options d’approvisionnement en énergie électrique et critères d’évaluation 1 8.1.2 Coûts économiques considérés 1 8.1.3 Distinction entre localités non électrifiées et localités déjà électrifiées 2 8.1.3.1 Localités non encore électrifiées 2 8.1.3.2 Localités déjà électrifiées 3 8.1.4 Raccordement au RI 3 8.1.4.1 Situation actuelle 3 8.1.4.2 Programme prioritaire de raccordement de la SOMELEC 3 8.1.4.3 Le présent modèle - Détermination de la distance qui justifie le raccordement 4 8.1.5 Centres araignées 4 8.2 Projection de l’évolution des coûts des combustibles 5 8.3 Coûts des groupes diesel dans l’option "réseau isolé" 6 8.3.1 Localités déjà électrifiées 6 8.3.1.1 Coûts de remplacement de capacité existante à la fin de la durée de vie 6 8.3.1.2 Coûts de capacité additionnelle pour satisfaire la demande 7 8.3.1.3 Coûts d’opération des groupes existants 7 8.3.1.4 Coûts d’opération des nouveaux groupes 8 8.3.2 Localités non encore électrifiées 9 8.3.2.1 Coûts de capacité diesel à installer pour satisfaire la demande 9 8.3.2.2 Coûts d’opération 9 8.4 Coûts des postes élévateurs dans l’option "réseau isolé" 10 8.4.1 Justification du besoin d’avoir sous certaines conditions de postes élévateurs 10 8.4.2 Localités non électrifiées – Estimation grossière 11 8.4.3 Localités non électrifiées approvisionnées par à un centre araignée – Estimation plus précise 12 8.4.4 Localités électrifiées 12 8.5 Coûts et production des systèmes PV 12 8.5.1 Remarques générales 12 8.5.2 Système PV sans batteries 13 8.5.3 Système PV avec batteries 14 8.6 Coûts d’approvisionnement par le RI 15 8.6.1 Coûts des lignes 15 8.6.2 Coûts des postes 16 8.6.2.1 Postes 90/30/15 kV et extension du poste dans le lieu de départ de la ligne 90 kV 16 8.6.2.2 Postes 33/15 kV 16 8.6.2.3 Postes 33/0,4 kV 16 8.6.3 Coûts de l’énergie fournie par le réseau interconnecté 17
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8.6.3.1 Production et coûts des centrales hydroélectriques raccordées au RI 17 8.6.3.2 Production et coûts d’énergie d’autres énergies renouvelables raccordées au RI 17 8.6.3.3 Production et coûts d’énergie des centrales thermiques raccordées au RI 18 8.7 Coûts dans l’option "centre araignée" 21 8.7.1 Coûts tenus compte dans la comparaison avec l’option "réseaux isolés" 21 8.7.2 Coûts d’exploitation des groupes diesel 21 8.7.3 Coûts des lignes 22 8.7.4 Coûts des postes 22 8.7.5 Bénéfices non pris en compte 23 8.8 Résultats 23 8.8.1 Remarques sur la base de données 23 8.8.2 Comparaison des options "réseau isolé" 24 8.8.2.1 Groupes diesel – Groupes diesel plus centrales PV sans batteries 24 8.8.2.2 Groupes diesel – Groupes diesel plus centrales PV avec batteries 25 8.8.3 Comparaison des options "réseau isolé" et "raccordement au RI" 26 8.8.4 Comparaison des options "réseau isolé" et "centre araignée" 29
Liste des Annexes
Annexe 8.1: Liste des localités non électrifiées examinées dans le présent rapport Annexe 8.2: Liste des localités électrifiées Annexe 8.3: Couts d’opération des centrales existants (2009 – 2012) Annexe 8.4: Production brute moyenne des systèmes PV (KW PAR MWc) Annexe 8.5: Pointes mensuelles (en % de la pointe annuelle) et pointes horaires (en % de la pointe journalière) Annexe 8.6: Scénario haut : Comparaison des options réseau isolé et rac-corde-ment au RI Annexe 8.6: Scénario haut: Comparaison des options "réseau isolé" et "raccordement au RI" Annexe 8.7: Scénario moyen: Comparaison des options "réseau isolé" et "raccordement au RI" Annexe 8.8: Scénario faible: Comparaison des options " réseau isolé " et " raccordement au RI" Annexe 8.9: Ligne Kiffa – Tintane – Aioun el Atrouss: Comparaison des options "réseau isolé" et "raccordement au RI" Annexe 8.10: Comparaison des coûts des options "réseau isolé" et "centre araignée"
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Tableau 8-1: Centres araignées examinés Tableau 8-2: Coûts des postes élévateurs 0,4/33 kV Tableau 8-3: Localités qui ont besoin de postes 33/15 et coûts de ces postes (Euros) Tableau 8-4: Disponibilité des centrales hydroélectriques pour l’approvisionnement de la Mauritanie Tableau 8-5: Caractéristiques des centrales thermiques raccordées au RI Tableau 8-6: Consommation moyenne et coût moyen en 2012 des diesels existants dans les centres araignées (g/kWh) Tableau 8-7: Longueur des lignes 33 kV à construire pour les centres araignées (km) Tableau 8-8: Coûts des postes 15/33 et 33/15 (Euros) Tableau 8-9: Localités proposées d’être raccordées au RI Tableau 8-10: Quelques paramètres principaux des centres araignées
Liste des Figures
Figure 8-1: Développement du prix du pétrole brut en US$ 2012 par baril Figure 8-2: Comparaison des options "centre araignée" et "réseaux isolés" Figure 8-3: Production journalière d’un système PV (kW par MWc)
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8. Etudes économiques
L'objectif des études économiques est de déterminer pour les localités mauritaniennes l'approvision- nement en énergie électrique à moindre coûts économiques.
8.1 Eléments de base
8.1.1 Options d’approvisionnement en énergie électrique et critères d’évaluation
Les options analysées dans le présent rapport sont :
(1) - Réseau isolé alimenté par des groupes diesel (2) - Réseau isolé alimenté par des groupes diesel et d’un système photovoltaïque sans batteries (3) - Réseau isolé alimenté par des groupes diesel et d’un système photovoltaïque avec batteries (4) - Connexion au réseau interconnecté (RI) (5) - Installation d’un centre araignée (centrale diesel qui approvisionne plusieurs localités par l'intermédiaire d'un réseau 33 kV)
Les options 2 et 3 sont aussi appelées "système hybride" dans le présent rapport.
Les analyses visent notamment à déterminer pour quelles localités le raccordement au réseau inter- connecté est la solution à moindre coût. La somme des valeurs actualisées des coûts annuels (VAC)- également appelée "Coûts totaux actualisés sur une période", est le critère d’évaluation1.Pourleslo- calités qui sont considérées comme candidats pour le raccordement au RI, la somme de leurs VACs dans le cas de raccordement au RI est comparée avec la somme de leurs VACs dans l’option "réseau isolé" qui coûte le moins chère parmi les trois options "réseau isolé".
Pour certaines localités dont le raccordement au RI coûte plus cher que l’approvisionnement par un réseau isolé, l’option de les raccorder à un centre araignée est examinée. La décision quelle option on devrait réaliser dans ce cas est basée sur la comparaison des sommes des VACs dans les deux op- tions – réseau isolé ou centre araignée.
8.1.2 Coûts économiques considérés
La comparaison des options d’approvisionnement est faite à travers les valeurs actualisées des coûts (VAC). Les coûts comprennent les coûts d’investissement, y compris les coûts de remplacement d’équipement, les coûts de production, les coûts d’exploitation et d’entretien et les valeurs résiduelles. Celles-ci sont déduites des autres coûts à l’année d’horizon (2030).
Les coûts du réseau BT à installer dans les localités qui ne sont pas encore électrifiées n’entrent pas dans la comparaison des options parce qu’ils sont supposés être identiques dans chaque option
1 Parmi les localités non électrifiées dont les options d’électrification sont analysées, il y a plusieurs qui sont très petites (moins de 50 ménages en 2030). Il se peut que pour ces localités ni l’installation d’un réseau isolé ni le raccordement au RI ne soit pas faisable au plan économique. Les analyses faites dans le présent rapport comparent différentes options d’électrification mais ne déterminent pas si les options sont faisables au plan économique. Pour cela, il faudrait que les bé- néfices d’électrification dépassent les coûts dans la comparaison des bénéfices et coûts actualisés. Pour les options exami- nées dans le présent rapport, cela est sans doute le cas pour la grande majorité des localités. Mais il se peut que cela ne s’applique pas aux très petites localités. Pour celles-ci, une autre option comme, par exemple, l’installation des systèmes PV individuels soit l’option qui est faisable au plan économique.
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d’électrification. La période de calcul est la période 2012 – 2030. Cela n’implique pas qu’il y a des coûts dans chaque année de cette période. Si, par exemple, les travaux d’électrification d’une localité ont lieu en 2015 et l’approvisionnement commence en 2016, il n’y a pas de coûts en 2012, 2013 et 2014.
Les coûts sont des coûts économiques. Par conséquent, ils sont hors taxes et hors d’autres frais im- putés par les autorités publiques. Les coûts économiques n’incluent pas des coûts de financement.
Le taux d’actualisation retenu est de 10%.
8.1.3 Distinction entre localités non électrifiées et localités déjà électrifiées
8.1.3.1 Localités non encore électrifiées
La liste des localités qui ne sont pas encore électrifiées et dont les coûts d’électrification sont estimés dans la présente étude comprend 157 localités. Ces localités sont les chefs-lieux des communes ou des localités dont le nombre de ménages est jusqu’à 2030 au moins de 500. L' Annexe 8.1 contient la liste de ces localités. La liste contient aussi neuf sites qui sont liés aux stations de pompage d’eau dans le Wilayah de Hodh Charghi (station de pompage Derwich et station de pompage Boughla).
La VAC des options d’électrification dépend de l’année d’électrification qui est une variable dans le modèle. Dans les options "Réseau isolé", les travaux d’électrification ont lieu dans l’année d’électrification. Dans l’option "Raccordement au RI", les travaux de construction de la ligne et des postes commencent dans l’année avant l’électrification et les coûts d’investissement sont attribués à cette année.
Dans l’année d’électrification, l’approvisionnement des clients commence en moyenne mi de l’année et leur demande est donc la moitié de leur demande annuelle. Le développement de la demande est décrit dans la section 3 "Prévision de la Demande "du présent rapport. L’exception est la demande du Projet Dhar de la SNDE ; voir l’Encadre 1.
Encadre 1 : Demande des champs captant dans le Wilayah Hodh Charghi Le Projet Dhar prévoit la construction de deux champs captant et des stations de pompage associées. Le consultant a reçu un document qui donne les puissances dont les champs et les stations de pom- page ont besoin. Les puissances sont :
- (1) CC Derwich et SP0 354 kW, SP1 136 kW, SP2 108 kW, SP3 42 kW ;
- (2) CC Boughla et SP4 243 kW, SP5 71 kW, SP6 36 kW, SP7 25 kW, SP8 22 kW.
Dans le modèle, les puissances sont appliquées jusqu’à 2030. Dans le Scénario Bas, les puissances sont converties en demande d’énergie avec d’un facteur de charge de 0,35. Dans le Scénario Haut, le facteur de charge augmente chaque année d’un point de pour cent. Dans le Scénario Moyen, l’augmentation annuelle est la moitié (= 0,5 points de pour cent).
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8.1.3.2 Localités déjà électrifiées
La liste des localités qui sont déjà électrifiées comprend la vaste majorité des localités qui avaient au début de 2012 un réseau isolé alimenté par des groupes diesel2. Les localités ont été électrifiées par la SOMELEC, l’APAUS ou l’ADER. Leur nombre total est de 43. La liste se trouve dans l’Annexe 8.2. Elle n’inclut pas les localités raccordées au RI.
Pour les localités qui sont déjà électrifiées, il y a toujours l’option de continuer avec le système actuel, c’est-à-dire avec l’approvisionnement par un réseau isolé alimenté par des diesels. Le modèle déter- mine les coûts d’investissement et d’opération de cette option jusqu’en 2030. Dans la comparaison des coûts de cette option avec ceux d’autres options, le calcul de la VAC ne tient pas compte des coûts de l’option "système actuel" jusqu’à l’année où les autres options sont mises en service.
La demande dans les localités qui sont déjà électrifiées se développe comme décrit dans la section 3 "Prévision de la Demande "du présent rapport.
8.1.4 Raccordement au RI
8.1.4.1 Situation actuelle
Le RI est actuellement le réseau de l’OMVS. La situation de raccordement se présente comme suit :
Une ligne 225 kV raccorde Nouakchott et Rosso au réseau de l’OMVS au poste de Dagana qui est localisé au Sénégal. Les villages de Béni Nadji et de Keur Macène sont raccordés au poste de Rosso par l'intermé- diaire d’une ligne 90 kV entre Rosso et Béni Nadji et d’une ligne 33 kV entre Béni Nadji et Keur Macène. Les deux villages ont profité du raccordement de la station de pompage d’eau Aftout Es- saheli qui est à environ 6,5 km de Béni Nadji et raccordée par une ligne 33 kV au poste à Béni Nadji. Boghé et Kaédi sont alimentés par une ligne de 90 kV issue du poste OMVS de Matam. Le poste de Matam est localisé au Sénégal.
8.1.4.2 Programme prioritaire de raccordement de la SOMELEC
Le programme prioritaire de la SOMELEC concernant le raccordement d’autres localités au RI est présenté ci-dessous3. Les années de raccordement présentent les estimations du consultant.
Nouadhibou en 2015 par la construction d'une ligne 225 kV double terne issue du poste de la fu- ture centrale Duale. Sélibabi en 2014 au poste de Bakel au Sénégal par une ligne 90 kV et l’extension de cette ligne jusqu’à Kiffa (190 km). Le consultant estime que Kiffa pourrait être raccordée en 2017. Guerrou en 2017 par une ligne 33 kV entre Kiffa et Guerrou. Aleg en 2018 à travers d’une ligne 90 kV issue du poste de Boghé.
2 L’électrification de villages par la SOMELEC a continué en 2011. Les données reçues de la SOMOLEC en septembre 2012 indiquent que sept villages ont été électrifiés entre fin 2011 et mi 2012. Dans le présent modèle, ces villages font encore partie des localités non électrifiées. Il s’agit de : Tiguent (Trarza), Amourje (Hodh Charghi), Ould Yenge (Guidimagha), Mbagne (Brakna), N’Beiket Lehwach (Tagant ?), Moudjeria (Tagant) et Boumedeide. 3 Source ; SOMELEC, Programme de Développement : Phase Prioritaire/Développement des Lignes 2011/2015.
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Boutilimit en 2019 par une ligne 33 kV entre Aleg et Boutilimit. Magtalahjar en 2019 par une ligne 33 kV entre Aleg et Magtalahjar. Tintane en 2018 par une ligne 90 kV issue du poste de Kiffa.
Il s’agit, bien entendu, des plans dont le financement n’est pas encore assuré. Dans les calculs du raccordement au réseau interconnectée – voir le paragraphe 8.6 –, il est supposé que les plans sont réalisés. Sauf pour Nouadhibou, l’impact sur les coûts serait cependant minime si cela n’est pas le cas.
8.1.4.3 Le présent modèle - Détermination de la distance qui justifie le raccordement
Le modèle permet d’examiner la faisabilité du raccordement au RI pour toutes localités. Le raccorde- ment est faisable au plan économique si la VAC des coûts du RI - coûts de raccordement plus coûts de l’énergie fournie par le RI - est inférieure à la VAC de l’option "réseau isolé".
Le problème dans ce calcul est que la VAC des coûts de raccordement dépend de la distance de la localité au point de raccordement le plus proche. Cette distance n’est pas connue à ce stade parce qu’elle dépend de l’évolution du RI et donc du raccordement d’autres localités. C’est pour cette raison que le modèle calcule la distance à partir de laquelle le raccordement coûte aussi cher que l’option "Réseau isolé alimenté par des groupes diesel". Si la distance de raccordement au RI est plus courte, le raccordement est l’option recommandée.
Cette distance peut se définir comme la limite d'extension du RI. Cette distance est une valeur intrin- sèque à chaque localité qu'elle soit électrifiée (par un moyen autre que le raccordement au RI) ou non. Elle dépend de la demande en énergie de la localité, du différentiel entre le coût de l'énergie sur le RI et le coût de l'énergie produite localement et du type de ligne de raccordement au RI (niveau de ten- sion et coûts unitaires.
Si le raccordement au RI concerne plusieurs localités, on peut montrer que le raccordement est plus économique que la solution "réseau isolé" pour chacune des localités si la somme des limites d'exten- sion au RI de chaque localité est inférieure à la somme des longueurs des différentes lignes permet- tant de raccorder ces localités au RI.
8.1.5 Centres araignées
Un centre araignée approvisionne plusieurs localités qui sont liées au centre par un réseau MT 33 kV. La production d’électricité se fait normalement à partir des groupes diesel installés dans le centre.
Dans le présent rapport, cinq centres araignées sont examinés dont les centres sont Atar, Bassiknou, Djigueni, Néma et Tidjikja. Ces centres sont déjà électrifiés. Les localités qui sont prévues d’être rac- cordées aux centres comprennent quelques localités qui sont aussi déjà électrifiées. Dans le modèle, la capacité des groupes diesel installés dans ces localités fait partie de la capacité disponible pour le centre araignée4.
4 Théoriquement, la SOMELEC pourrait transporter les groupes qui existent dans d’autres localités au centre. Cela faciliterait l’exploitation et l’entretien de ces groupes mais il reste à déterminer si le bénéfice dépasse les coûts de transport et d’installation au centre. Il n’est non plus évident que la capacité qui existe dans d’autres localités est installée dans le centre quand elle a atteint la fin de sa durée de vie.
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Le tableau suivant présente les centres araignées dont la faisabilité est examinée.
Tableau 8-1: Centres araignées examinés
Centre Centre Centre Centre Centre Atar Bassiknou Djigueni Néma Tidjikja
Localités racc. Localités racc. Localités racc. Localités racc. Localités racc. Aoujeft * Vassale Nere * Koubenni * Timbedgha * Rachid * Ain Ehel Taya * M’Berre Medbougou * Oualata * Lekcheb Chinguetti * Gneibit Kheiri Voulanyia * Touil * El Ghediyee * Choum * Tenwaghtin Hassi M’Hadi Jreiv Nimlane El Medah El Mabrouk1 Achimim N’Beika * Tawaz Koumbi Saleh Pompage Derwich # Maudjeria * ElMeaden Feirenni PompageBoughla& N’Teirgunt Kser El Barke Noual Treidat Charghiye Hassiatyle Gougul Zemal Bengou Ghligue Ehel Ewdje Mebrouk Bou Steila Mavdanech Amourj * Adel Begrou Beribave Agoueinit * Localité déjà électrifiée # Comprend : CC Derwich et SP0, SP1, SP2.1 + SP2.2 Achimim, SP3 direction Timbedgha & Comprend : CC Boughla et SP4, SP5.1 + SP5.2 Adel Begrou, SP6 Amourj, SP7 Hassi Atyle, SP8 direction Adel Begrou
8.2 Projection de l’évolution des coûts des combustibles
L’évolution des coûts des combustibles est supposée suivre l’évolution du prix du pétrole brut, mesuré en Ouguiya par baril.
Dans ce scénario de référence de l’EIA (Energy Information Administration), qui est montré dans la fi- gure 8.1, le prix du pétrole brut augmente de 95 US$/baril en 2012 à 138 US$/baril en 2030. Le taux de change de 295 UM par US$, qui reflète le taux de change vers mi 2012, est appliqué pour trans- former les prix en Ouguiya par baril. Les coûts économiques des produits pétroliers qui sont utilisés en Mauritanie pour l’approvisionnement en énergie électrique se développent dans le modèle comme le prix du pétrole brut en UM/baril. En 2012, ce prix est d’environ 28 000 UM/baril (= 95*295) ; en 2030 il est d’environ 40 700 UM/baril (= 138*295).
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Figure 8-1: Développement du prix du pétrole brut en US$ 2012 par baril 5
Source : http://www.eia.gov/forecasts/aeo/er/early_prices.cfm.
8.3 Coûts des groupes diesel dans l’option "réseau isolé"
Les diesels font toujours partie des options d’approvisionnement pour les localités électrifiées et non électrifiées qui sont examinées dans la présente étude.
8.3.1 Localités déjà électrifiées
8.3.1.1 Coûts de remplacement de capacité existante à la fin de la durée de vie
La base de données contient les groupes existants, leur puissance installée et l’année d’installation. Cette année plus 15 ans est dans le modèle considérée comme année de remplacement. Dans les cas où le calcul donne une année avant 2013, le remplacement a lieu en 2013.
Le coût de capacité diesel est de 530 Euros par kW installé. Ce coût inclut le coût d’équipement, de transport et d’installation.
5 La figure 8.1 montre les prix du pétrole brut en US$ 2010. Dans le présent modèle, les prix en US$ 2010 sont supposés re- fléter aussi les prix en US$ 2012. En août 2012 quand le présent rapport a été préparé, le prix moyen du pétrole brut en 2012 en US$/baril n’était pas encore connu. Il se peut que le prix du pétrole brut en US 2012 soit un peu différent du prix montré dans le Graphique pour 2012 (95,3 US$/baril). Mais vu que chaque projection a des marges d’erreurs, cette diffé- rence n’est pas significative.
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La durée de vie des nouveaux diesels est de 15 ans. Si, par exemple, 200 kW de la capacité existante sont remplacés en 2014, 200 kW sont de nouveau remplacés en 2029.
8.3.1.2 Coûts de capacité additionnelle pour satisfaire la demande
Le modèle détermine la première année à partir de laquelle la pointe annuelle dépasse la capacité installée. De plus, le modèle compare la capacité installée avec la pointe en 2030. Si la pointe en 2030 dépasse la capacité installée, la différence est ajoutée comme décrit ci-dessous. CAP dénote la capacité additionnelle à installer pour satisfaire la demande jusqu’à et compris 2030.
La première année dont la localité a besoin de capacité additionnelle est avant 2018 : un tiers de CAP installé dans la première année de besoin additionnelle, un tiers installé six ans plus tard et un tiers installé 12 ans plus tard. La première année dont la localité a besoin de capacité additionnelle est entre 2018 et 2023 : 50% de CAP installé dans la première année de besoin additionnelle et 50% 6 ans plus tard. La première année dont la localité a besoin de capacité additionnelle est 2024 ou plus tard : CAP installé dans la première année de besoin additionnelle.
Le coût des diesels est de 530 Euros/kW et la durée de vie de 15 ans.
Exemple 1 : Calcul de la capacité additionnelle à installer
La capacité installée est de 500 kW. En 2017, la demande soit de 495 kW et en 2018 de 515 kW. Le modèle installe dans ce cas de capacité additionnelle en 2017. La capacité installée est la différence entre la demande en 2030 et la demande en 2017. Si la demande en 2030 est de 975 kW, au total 480 kW sont ajoutés, dont 160 kW en 2017, 160 kW en 2023 et 160 kW en 2029.
8.3.1.3 Coûts d’opération des groupes existants
Le consultant a reçu de la SOMELEC des fichiers qui montrent les coûts de production et de distribu- tion de ses centrales. Les données couvrent la période 2008 – juin 2012. L’Annexe 3 montre les coûts de combustibles et les autres coûts directs de la production (frais de personnel, pièces de rechange, travaux d’entretien réalisés par des services externes, etc.) dans les années 2009 – 2011 et les pre- miers six mois de 2012. Les coûts sont présentés en Ouguiya par kWh.
A une exception, les coûts des combustibles6 en 2012 constituent les coûts de référence pour le mo- dèle qui compare les différentes options d’approvisionnement en énergie électrique. L’exception est la localité de Tichitt dont les coûts des combustibles étaient, selon le fichier de la SOMELEC, de 162 UM/kWh dans les premiers six mois de 2012. Ce coût est de loin le plus élevé et probablement pas représentatif pour le futur. Le modèle calcule pour Tichitt avec 120 UM/kWh. Dans les autres localités, les coûts des combustibles variaient dans les premiers six mois de 2012 entre 65,3 UM/kWh (Aleg) et 118,3 UM/kWh (M’Bout). Le coût moyen était de 90 UM/kWh.
Pour les localités pour lesquelles les données n’étaient pas disponibles (12 localités au total), les coûts des combustibles ont été fixés à 95 UM/kWh. Ces localités sont des localités que la SOMELEC
6 Les coûts des combustibles comprennent les coûts du gasoil, de l’huile et du lubrifiant. Pour 9 des 26 localités, les coûts de l’huile et du lubrifiant ne sont pas mentionnés. Pour les autres localités, les coûts du gasoil comptent en moyenne pour 98,1% des coûts totaux des combustibles.
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a reprises de l’APAUS ou de l’ADER. Les localités sont presque entièrement des petites localités et beaucoup sont difficilement accessible. Les données de la SOMELEC indiquent que dans ces locali- tés le coût de combustibles est supérieur à la moyenne.
Rappelons que les coûts des combustibles augmentent dans le modèle en fonction du prix de pétrole comme décrit dans le paragraphe 8.2.
Les autres coûts d’opération variaient énormément d’une année à l’autre et d’une localité à l’autre ; voir l’Annexe 8.3. Les grandes variations annuelles ne recommandent pas d’utiliser les coûts dans les six premiers mois de 2012 comme coûts de référence. C’est pourquoi les coûts de référence utilisés par le modèle ont été fixés par le consultant. Dans les localités qui sont depuis longtemps approvi- sionnées par la SOMELEC, les coûts en 2012 ont été fixés entre 3,0 et 8,0 UM/kWh ; l’exception est M’Bout avec 10 UM/kWh. Les coûts correspondent à 3% - 8% des coûts des combustibles. Pour les localités reprises de l’APAUS ou de l’ADER, le modèle calcule avec 10 UM/kWh ce qui correspond à 9% - 13% des coûts des combustibles ; voir l’Annexe 3.
Les autres coûts augmentent dans le modèle en fonction de la demande d’énergie7.
8.3.1.4 Coûts d’opération des nouveaux groupes
Si des nouveaux groupes sont utilisés, leur coût de combustibles en 2011 est calculé comme étant le coût des groupes existants multiplié par la consommation spécifique des nouveaux groupes, fixée à 230 g/kWh (≈ 0,27 litre/kWh), et divisée par la consommation spécifique des groupes existants en 2011 ; voir l’Encadre 2.
Encadre 2 : Consommation spécifique de gasoil des groupes diesel en 2011 La SOMELEC a fourni des données qui ont permis de calculer la consommation spécifique en 2011. Toutes valeurs présentées ci-dessous sont celles des groupes fonctionnant au gasoil.
Dans 21 localités qui étaient depuis longtemps approvisionnées par la SOMELEC, la consommation spécifique variait entre 237 g/kWh (Sélibabi) et 335 g/kWh (M’Bout) ; la consommation moyenne était de 272 g/kWh.
Dans 10 localités qui étaient reprises de l’APAUS ou de l’ADER, la consommation spécifique variait énormément ; entre 192 g/kWh (Ouadane) et 462 g/kWh (Tichitt). Les valeurs ne sont pas toujours re- présentatives parce qu’elles ne reflètent que la consommation dans quelques mois de 2011 ; entre cinq mois et neuf mois. C’est pourquoi quelques valeurs ont été remplacées dans le modèle par des valeurs qui semblent être plus raisonnables.
Pour 12 localités qui étaient encore approvisionnées par les délégataires de l’APAUS ou de l’ADER, des données sur la consommation de gasoil et la production des groupes n’étaient pas disponibles. Le modèle calcule pour ces localités avec une consommation spécifique en 2011 de 280 g/kWh.
Les autres coûts (frais de personnel, coûts d’entretien, pièces de rechange, etc.) des nouveaux groupes sont obtenus en multipliant les coûts des groupes existants avec la relation entre la consom- mation spécifique des nouveaux groupes et la consommation spécifique des groupes existants. Vu
7 Dans les localités où les autres coûts constituent en 2012 un faible pourcentage par rapport aux coûts des combustibles (moins de 5%), l’augmentation des coûts par kWh est identique à l’augmentation de la demande d’énergie. Dans les autres localités, l’augmentation des autres coûts est égale à 50% de l’augmentation de la demande.
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final -8-9-
que la consommation spécifique des nouveaux groupes est plus faible, les autres coûts d’opération des nouveaux groupes sont également plus faibles.
Exemple 2 : Calcul des coûts d’opération dans les localités qui sont déjà électrifiées
Coûts des combustibles : En 2012, la puissance installée dans une localité est de 300 kW, le coût de combustibles de 85 UM/kWh et la consommation spécifique de 260 g/kWh. En 2013, 100 kW de la puissance installée soit remplacé par un nouveau groupe de 100 kW qui consomme 230 g/kWh. Le nouveau groupe est utilisé à partir de 2014. En 2014, les groupes existants satisfont donc deux-tiers de la demande et le nouveau groupe un tiers. En 2012, le prix du pétrole brut était d’environ 28 120 UM/baril. En 2014, le prix est d’environ 32 550 UM/baril dans le modèle. Le coût de combustibles en 2014 est donc calculé comme suit : Groupes existants : 85*32550/28120 = 98,4 UM/kWh. Nouveau groupe : 98,4*230/260 = 87,0 UM/kWh. Coût moyen : 94,6 UM/kWh. Autres coûts d’opération : Supposons que les autres coûts d’opération des groupes existants soient en 2012 de 4 UM/kWh ce qui correspond à 4,7% des coûts des combustibles. Si, en 2014, la de- mande d’énergie est de 20% plus élevée par rapport à 2012, les autres coûts des groupes existants sont de 20% plus élevés et donc de 4,80 UM/kWh. Les autres coûts des nouveaux groupes (100 kW) sont en 2014 de 4,25 UM/kWh (4,8*230/260).
8.3.2 Localités non encore électrifiées
8.3.2.1 Coûts de capacité diesel à installer pour satisfaire la demande
Si Y représente l’année d’électrification, le besoin en capacité diesel est la pointe dans l’année Y+5 plus une marge de sécurité de 20%. Dans l’année Y+5, de capacité est ajoutée de manière à ce que la capacité installée suffise de satisfaire la demande dans Y+10 plus une marge de sécurité de 20%. Selon ce rythme, de capacité additionnelle est installée tous les cinq ans. Les investissements de remplacement sont calculés à partir d’une durée de vie de 15 ans. Le coût d’investissement des diesels est de 530 Euros/kW.
8.3.2.2 Coûts d’opération
Selon les données obtenues de la SOMELEC pour les premiers six mois de 2012, le coût du gasoil variait entre 242 UM/litre (Barkewol) et 303 UM/litre (Bir Oumougrein)8.Lecoûtmoyenétaitde262 UM/litre. Les coûts sont hors taxes.
Le modèle pour les localités non électrifiées calcule pour 2012 avec 270 UM par litre gasoil ce qui se traduit en 81 UM/kWh (0,30 litre par kWh ≈ 255 g/kWh). En ajoutant 1,2 UM/kWh pour le coût de lubri- fiant, le coût de combustibles est de 82,2 UM/kWh. Cela est inférieur au coût des groupes existants dont le coût moyen en 2012 est estimé à 90 UM/kWh. La différence est due à l’hypothèse que les groupes qui seront installés dans les localités non électrifiées soient plus efficaces en termes de con- sommation spécifique. La consommation spécifique des groupes existants est en moyenne dans
8 Cela exclut deux valeurs extrêmes. Le coût de 45 UM/litre à Moudjeria est certainement dû à un typo. Le coût de 214 UM/litre à Aleg semble trop faible.
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l’ordre de 285 g/kWh9.
Le coût de gasoil et le coût du lubrifiant augmentent en fonction du prix du pétrole brut.
Les autres coûts d’opération – les coûts de maintenance, d’entretien, de réparation etc. – sont estimés à 15% des coûts d’investissement en groupes diesel10. Les autres coûts augmentent proportionnel à la demande d’énergie.
8.4 Coûts des postes élévateurs dans l’option "réseau isolé"
8.4.1 Justification du besoin d’avoir sous certaines conditions de postes élévateurs
Un poste élévateur est nécessaire s’il y a un réseau MT dans une localité qui est approvisionnée par un réseau isolé (pas raccordée au RI, pas raccordée à un centre araignée).
La Figure 8-2 montre que lorsqu’un village comprend plus de deux postes dans la solution "centre araignée" et lignes 33 kV (villages M’Berre et Vassale Nere), alors dans la solution "réseau isolé" il faut tenir compte d’un poste élévateur 0,4/33 kV.
9 Cela suit des données fournies par la SOMELEC pour les premiers six mois en 2012. La moyenne d’environ 285 g/kWh ne tient pas compte de neuf localités qui avaient une très haute consommation - entre 341 et 498 g/kWh. Si on inclut ces va- leurs dans le calcul, la moyenne est de 305 g/kWh. 10 En faisant le calcul avec 15%, les autres coûts comptent pour environ 7% à 10% des coûts totaux d’opération. Ce pourcen- tage correspond à celui dans les petites localités qui sont déjà électrifiées. Il est plus élevé par rapport aux grandes localités déjà électrifiées. Ces localités ont un potentiel d’économies d’échelle ce qui réduit le pourcentage des autres coûts (frais de personnel, coûts d’entretien et de réparation, etc.) dans les coûts totaux d’opération.
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Figure 8-2: Comparaison des options "centre araignée" et "réseaux isolés"
8.4.2 Localités non électrifiées – Estimation grossière
Dans le modèle, un poste élévateur est installé si le nombre de postes 33/BT est plus grand que 1. La fonction ROUNDUP d’Excel est utilisée pour calculer le nombre de postes 33/BT à partir de la for- mule :
Pointe en 2030 (kW)______cos(phi) * Puissance poste 33/BT (kVA)
La valeur du cos(phi) est de 0,80 ; la puissance des postes 33/BT de 160 kVA .
A condition que le nombre de postes est de deux ou plus grand, le coût d’un poste élévateur est cal- culé dans le modèle comme :
Coût du poste élévateur (Euros) = Nombre de postes 33/BT * 12 900 Euros/poste *1,25
La durée de vie des postes élévateurs est de 25 années.
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8.4.3 Localités non électrifiées approvisionnées par à un centre araignée – Estima- tion plus précise
Pour les localités non électrifiées qui sont mentionnées dans le Tableau 8-1, des estimations plus pré- cises ont été faites pour estimer le besoin en poste élévateur dans le cas où la localité n’est pas ap- provisionnée par un centre araignée. Les résultats sont présentés dans le Tableau ci-dessous.
8.4.4 Localités électrifiées
Vassale Nere et Medbougou sont les deux localités électrifiées qui n’ont pas de réseau MT dans les localités mais ont bientôt besoin d’un tel réseau et donc d’un poste élévateur.
Tableau 8-2: Coûts des postes élévateurs 0,4/33 kV
Localitéoustationdepompage Coûtsduposteélévateur (Euros) M’Berre 233 000 Vassale Nere * 233 000 Bou Steila 225 000 Medbougou * 225 000 Amourj 225 000 Adel Begrou 251 000 Pompage : CC Derwich et SP0 243 000 Pompage : SP1 225 000 Pompage : CC Boughla et SP4 233 000 * Localité déjà électrifiée
8.5 Coûts et production des systèmes PV
8.5.1 Remarques générales
Les systèmes PV sont installés comme composantes des systèmes hybrides diesel – PV. Le modèle distingue entre deux cas :
Installation d’un système PV sans batteries. Installation d’un système PV avec batteries.
La capacité installée du système PV dépend la configuration (avec ou sans batteries). Les méthodes utilisées pour déterminer la capacité sont décrites ci-après. La production d’un système PV est dans le modèle une fonction du mois et de l’heure de la journée. Les valeurs sont présentées dans l’Annexe 8.3. La Figure 8-3 montre la production journalière typique d’un système PV.
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Figure 8-3: Production journalière d’un système PV (kW par MWc)
La capacité des diesels est celle d’un système sans PV11. La méthode de calcul de la capacité et du coût est donc la méthode décrite dans le paragraphe 3. La production des diesels est, bien sûr, net- tement plus faible par rapport à un système sans PV.
Si un système PV avec ou sans batteries est ajouté au système actuel, les investissements sont réali- sés dans l’année de la mise en service qui est une variable dans le modèle. L’opération du système PV commence mi de l’année de la mise en service.
8.5.2 Système PV sans batteries
La production maximale d’un système PV a normalement lieu entre 11 h et 13 h ; voir la figure 8.3. La capacité d’un système sans batteries est donc liée à la pointe annuelle entre 11 h et 13 h. Cette pointe est estimée en multipliant la pointe annuelle avec le maximum facteur horaire entre 11 h et 13 h. Les pointes horaires en fonction du mois et de l’heure de la journée sont présentées dans l’Annexe 8.4.
La capacité du système à installer est calculée comme la pointe annuelle entre 11 h et 13 h à l’horizon de huit ans. Exemple : Si un système PV sans batteries est installé en 2015, la capacité du système est la pointe entre 11 h et 13 h dans l’année 2023. En 2023, la capacité est augmentée de manière à ce qu’elle couvre la pointe entre 11 h et 13 h dans l’année 203112.
Les coûts du système PV sont :
Panneaux 1,50 Euros par Wc Onduleur 0,80 Euros par Wc Installation 15% des coûts d’équipement
La capacité de l’onduleur est le maximum des kW injectés dans le réseau plus 10%. Lorsque la de-
11 Dans le cas d’un système avec batteries, on pourrait réduire un peu la capacité des diesels. Mais la réduction n’aurait pas un grand impact sur l’économie du système et ne vaut pas les calculs compliqués qui seraient à faire. 12 Les pointes après 2030 sont estimées en supposant que le taux de croissance annuel soit égal à celui de 2029 à 2030.
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mande d’électricité augmente chaque année, le maximum est le maximum injecté dans l’année de l’horizon (8 années).
La durée de vie des panneaux est de 25 ans et celle des onduleurs de 12 ans.
8.5.3 Système PV avec batteries
La capacité du système à installer est calculée comme la pointe annuelle à l’horizon de huit ans.
Les coûts de ce système PV sont :
Panneaux 1,50 Euros par Wc Onduleur 0,80 Euros par Wc Régulateur de charge 0,40 Euros par Wc Batterie 200 Euros par kWh Installation 15% des coûts d’équipement
La capacité de l’onduleur est le maximum des kW injectés dans le réseau plus 10%. La capacité du régulateur est le maximum des kW injectés dans les batteries plus 10%.
La durée de vie des panneaux est de 25 ans et celle des onduleurs et des régulateurs de 12 ans. La durée de vie des batteries est de 8 ans.
La capacité installée a pour conséquence que le système produit durant les heures de production (7 h – 18 h) nettement plus que la demande. L’excédent est injecté dans les batteries et celles-ci sont dé- chargées durant les heures quand la production du système PV est inférieure à la demande. La de- mande qui n’est pas satisfaite par le système PV et les batteries est satisfait par les diesels. Les cal- culs faits suivants sont faits par mois et par heure (24 heures):
L’énergie injectée dans les batteries est la production horaire du système PV moins la demande horaire, cela à condition que la différence soit positive. L’énergie déchargée des batteries et l’énergie produite par les diesels sont calculées en deux étapes.
Première étape
Soit INJECT l’énergie injectée dans les batteries durant la journée (kWh) ; NBH nombre d’heures par jour où la production du système PV ne suffit pas pour satisfaire la demande ;
Durant les heures où l’énergie produite par le système PV ne suffit pas pour satisfaire la demande, l’énergie injectée par les batteries dans le réseau est le minimum entre (i) lNJECT/NBH et (ii) la de- mande moins l’énergie injectée dans le réseau par le système PV. La demande qui n’est pas satisfaite par l’injection du système PV ou la décharge des batteries est sa- tisfaite par les diesels.
Deuxième étape
Il se peut dans ce calcul que pas toute l’énergie injectée dans les batteries soit déchargée. Dans la
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deuxième étape le restant est supposé être déchargé aussi et la production des diesels réduit de cette charge. Cela à condition que le calcul ne donne pas une valeur négative pour la production des die- sels.
Exemple 3 : Calcul de l’énergie injectée par les batteries et de l’énergie injectée par les diesels
Supposons
(i) qu’un système avec batteries produise entre 6 heures et 18 h 1460 kWh ; (ii) que 780 kWh de cette production soient injectés dans le réseau et 680 kWh dans les batteries ; (iii)que les kWh injectés dans le réseau entre 9 heures et 16 heures suffisent pour satisfaire la de- mande.
Durant les autres 17 heures, la localité a donc besoin de l’électricité injectée par les batteries ou les groupes diesel. Le modèle suppose d’abord que 680*0,85/17 = 34 kWh soit injectée chaque heure entre minuit et 9 heures le matin et entre 16 heures et minuit. Le facteur de 0,85 tient compte des pertes de batteries. Deux cas de figures peuvent se présenter : a) Les 34 kWh dépassent la demande restante (= demande moins l’énergie injectée directement par le système PV). Seule la demande restante est injectée dans ce cas. b) Les 34 kWh ne suffisent pas pour satisfaire la demande. Le restant est injecté par les groupes diesel dans ce cas.
Dans le cas a), les kWh injectés par les batteries sont inférieurs à l’énergie que les batteries pour- raient injecter. C’est pourquoi le modèle examine si les batteries auraient pu injecter plus de 34 kWh durant certaines heures et les diesels, par conséquence, pu produire moins. Ce calcul est fait globa- lement dans le sens que l’énergie pas déchargée (EPD) est comparée avec l’énergie injectée par les diesels (EID). Si EPD ≤ EID, EPD est injectée et la production de diesel est de EID – EPD. Si EPD > EID, EPD n’est pas déchargée.
8.6 Coûts d’approvisionnement par le RI
Les travaux de construction des lignes et des postes sont effectués dans l’année avant la mise en service et les coûts d’investissement sont attribués à cette année.
8.6.1 Coûts des lignes
Les coûts des lignes sont une fonction de la tension et de la distance de la localité au point de raccor- dement. Le modèle calcule avec les coûts suivants en fonction de la tension :
Ligne 33 kV 20 000 Euros par km Ligne 90 kV Sélibabi-Kiffa 93 000 Euros par km (366 mm2 Almelec, 190 km) Ligne 90 kV Boghé – Aleg 72 000 Euros par km (228 mm2 Almelec, 67 km)
La construction des lignes 33 kV a lieu dans l’année qui précède l’année du raccordement au RI. Cette année est fixée par l’utilisateur du modèle.
La construction de la ligne 90 kV entre Sélibabi et Kiffa (190 km) se réparti sur les deux années qui
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précèdent l’année du raccordement au RI. La construction de la ligne 90 kV entre Boghé et Aleg (67 km) a lieu dans l’année avant le raccordement.
La durée de vie des lignes est de 30 ans pour les lignes 33 kV et de 40 ans pour les lignes 90 et 225 kV.
8.6.2 Coûts des postes
8.6.2.1 Postes 90/30/15 kV et extension du poste dans le lieu de départ de la ligne 90 kV
Le coût du poste 90/30/15 kV est de 3,8 millions d’Euros. Durée de vie : 25 années. Un tel poste est à installer à Kiffa et à Aleg.
La construction d’une ligne 90 kV entre Sélibabi et Kiffa nécessite l’extension du poste à Sélibabi. L’extension du poste à Boghé est nécessaire pour la ligne 90 kV entre Boghé et Aleg. Chaque exten- sion coûte 560 000 Euros. Durée de vie : 25 années.
L’installation des postes 90/30 kV et l’extension des postes à Sélibabi et à Boghé respectivement ont lieu dans les années de la construction des lignes 90 kV.
8.6.2.2 Postes 33/15 kV
Les localités qui sont déjà électrifiées et qui ont un réseau MT ont besoin d’un poste 33/15 dans le cas de raccordement en 33 kV au RI. Le tableau ci-dessous présente ces localités et les coûts de ces postes.
Tableau 8-3: Localités qui ont besoin de postes 33/15 et coûts de ces postes (Euros)
Localité Capacité du poste Coûts du poste 33/15 (Eu- 33/15 kV ros) Guerou 5,0 MVA 730 000 Boutilimit 2,0 MVA 420 000 Kankossa 0,8 MVA 370 000 Bababé 1,0 MVA 370 000 Maghtalajar 1,0 MVA 370 000 M’Boud 0,8 MVA 370 000 Maghama 0,8 MVA 370 000
8.6.2.3 Postes 33/0,4 kV
Localités non électrifiées : La division de la pointe en 2030 par 128 kW (= 160 kVA) donne le nombre de postes 33/0,4 kV à installer. La puissance des postes est supposée être de 160 kVA et le coût d’un tel poste de 12 900 Euros. Durée de vie : 25 années.
Localités électrifiées : Les localités qui sont déjà électrifiées mais sans réseau MT ont besoin de
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postes 33/0,4 dans le cas de raccordement au RI. Le modèle suppose que un ou plusieurs postes 160 kVA chacun sont nécessaires. Coût : 12 900 Euros par poste. Durée de vie : 25 années.
8.6.3 Coûts de l’énergie fournie par le réseau interconnecté
8.6.3.1 Production et coûts des centrales hydroélectriques raccordées au RI
Le tableau suivant indique la puissance maximale et le productible disponible pour la Mauritanie des centrales hydroélectriques existantes (Manantali), en construction (Félou) et planifiées.
Tableau 8-4: Disponibilité des centrales hydroélectriques pour l’approvisionnement de la Mauritanie
Centrale Disponible Puissance maximale pour la Productible pour la Mauri- àpartirde Mauritanie (MW) tanie (GWh/an) Manantali avant 2000 30,00 121 Félou 2013 18,00 105 Gouina 2016 35,00 141 Gourbassi 2017 6,25 26 Bouréya 2021 40,25 179 Koukoutamba 2023 70,25 215 Badoumbé 2025 17,50 103 Source : Section 5 "Etude de l’Offre" de la présente étude.
Dans le modèle, le productible est injecté dans le RI dans chaque scénario.
Le prix de Manantali en 2012 est estimé à 23,0 UM/kWh. Ce prix augmente dans le modèle en fonc- tion du prix des produits pétroliers et donc en fonction du prix du pétrole brut en UM par baril.
Le prix d’achat des autres centrales hydroélectriques est calculé dans le modèle à partir d’un prix hy- pothétique de 31 UM/kWh en 2012 (≈ un tiers de plus par rapport au prix de Manantali). Le prix de 31 UM/kWh augmente aussi en fonction du coût du pétrole brut.
8.6.3.2 Production et coûts d’énergie d’autres énergies renouvelables raccordées au RI
Les énergies renouvelables prises en compte sont deux projets qui sont en cours de développement à Nouakchott ; voir section 5 "Etude de l’Offre" de la présente étude.
Une centrale solaire de 15 MWc avec une production estimée de 23,5 GWh/an. Un parc éolien de capacité installée de 30 MW avec une production estimée de 63,7 GWh/an.
Les scénarios supposent que ces deux projets sont mis en service en 2014.
La centrale solaire est un don du Kuwait. Les coûts de l’énergie injectée par le parc éolien sont esti- més à 33 UM/kWh. Ces coûts sont constants dans le modèle jusqu’à 2030.
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Le coût de l’énergie éolienne de 33 UM/kWh est calculé à partir des hypothèses suivantes : coûts d’investissement 1500 Euros par kW, construction en 2013, exploitation à partir de 2014, coûts d’entretien et d’exploitation 2% des coûts d’investissement, durée de vie 25 années, taux d’actualisation 10%.
Les hypothèses supposent indirectement que les investissements et l’exploitation sont réalisés par des Mauritaniens ; par exemple, par la SOMELEC ou des sociétés locales. Si le parc éolien est réalisé par des sociétés étrangères qui vendent l’énergie produite à la SOMELEC, il faut tenir compte des coûts de financement et du profit que les sociétés envisagent de réaliser13. Il est estimé que les coûts sont dans ce cas au moins 10% plus élevés.
8.6.3.3 Production et coûts d’énergie des centrales thermiques raccordées au RI
La production des centrales thermiques qui injectent dans le RI se base sur les résultats indiqués dans la section 5 "Etude de l’Offre" de la présente étude. Les caractéristiques des centrales dans le Scénario Haut sont présentées dans le tableau suivant. On constate qu’à partir de 2015, ce sont la nouvelle centrale Duale plus, à partir de 2022, des cycles combinés qui produisent presque toute l’énergie thermique.
13 Si les projets sont réalisés par des sociétés mauritaniennes, ces sociétés doivent aussi financer les investissements et leur objectif serait aussi de réaliser un profit. Mais dans l’analyse économique, les coûts de financement et le profit ne sont pas àconsidérer,parcequ’ils’agitdestransfertsentremembresdupays.(Celanécessite,ausensstrict,quedescréditssoient mis à disposition par des institutions dont les propriétaires sont des Mauritaniens).
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Tableau 8-5: Caractéristiques des centrales thermiques raccordées au RI
Centrale Situ- Puissance Existante: Nouv.: Production annuelle Coûts en ation disponible Dernière 1ère dans le Scénario Haut 2012 (MW) année année (GWh) UM/kWh Ksar Exist. 2,5 2014 Négligeable 64,00 Arafat 1 avant 33,7 GWh en 2012 et 25 Exist. 20,0 2013 55,00 réhabilitation GWh en 2013 Arafat 1 après 145,4 GWh en 2014 ; négli- Plan 39,0 2014 55,00 réhabilitation geable après ≈ 65 GWh/an jusqu’à 2014 ; Arafat 2 Exist. 8,75 2020 55,00 négligeable après 284,3 GWh en 2012, 2013 Wharf Exist. 36,0 2014 51,60 et 2014. 20,4 GWh en 2015, négli- 48,30 Nouadhibou Exist. 20,0 2013 geable après (*) 1331,2 GWh en 2015, 515,8 GWh en 2016, en con- 466,0 GWh en 2017, Duale Phase 1 180,0 2015 45,50 struction 12,7 GWh en 2018 ensuite augmentation chaque année jusqu’à 495,7 GWh en 2030 Cycle Comb. 1 Plan 120,0 2016 949,9 GWh en 2016 et 2017 ; varie à partir de 2018 45,50 Cycle Comb. 2 Plan 120,0 2018 entre 1515 et 1900 GWh (*) Production après raccordement de Nouadhibou au réseau interconnecté. Production en 2013 et 2014 selon le besoin de la ville de Nouadhibou, estimé dans le Scénario Haut à environ 85 GWh en 2013 et 96 GWh en 2014.
Sources Rapport ”Etude de l’Offre” du présent projet sauf coût. Coûts : Les coûts reflètent les coûts des combustibles. L’estimation des coûts des centrales exis- tantes (Ksar, Arafat, Wharf) se base sur une statistique de la SOMELEC indiquant les coûts des combustibles dans les six premiers mois de 2012.
Le présent modèle utilise les productions dans le Scénario Haut pour estimer les productions dans les autres scénarios. L’approche suppose que les productions des centrales soient proportionnelles à la production totale des centrales thermiques.14.
En 2012, les coûts par kWh pour les combustibles sont ceux présentés dans le Tableau 8.5. Les coûts augmentent dans le modèle en fonction du coût du pétrole brut.
Les autres coûts directs – autres que les coûts des combustibles – des centrales thermiques sont
14 La section 5 « Etude de l’Offre » présente aussi un tableau qui montre les productions annuelles des centrales thermiques dans le Scénario Moyen. La différence principale est que les cycles combinés ne sont pas nécessaires. La production de la centrale Duale est plus élevée à partir de 2022 mais la capacité suffit pour produire le besoin en énergie thermique. Le pré- sent modèle ne calcule pas dans le Scénario Moyen avec les productions du rapport « Etude de l’Offre » mais utilise la ré- partition du Scénario Haut pour estimer la production des centrales. Que cela donne pour les coûts d’exploitation presque le même résultat est notamment dû à l’hypothèse que la centrale Duale et les cycles combinés ont le même coût de combus- tible par kWh.
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dans le modèle liés aux coûts des combustibles. Les pourcentages sont :
Ksar 18% Arafat 1 et Arafat 2 15% Wharf 6% Autres 5%
Les pourcentages fixés pour Ksar, Arafat 1, Arafat 2 et Wharf se basent sur les autres coûts directs en 2011 et dans les six premiers mois de 2012.
Exemple 4 : Energie injectée dans le RI et coûts des centrales en 2014 dans le Scénario Moyen
En 2014, la demande du RI est dans le Scénario Moyen de 573,6 GWh. Cette demande est satisfaite comme suit : Centrales hydroélectriques 226,0 GWh Parc éolien 63,7 GWh Centrales PV 23,5 GWh Centrales thermiques 260,4 GWh
La production injectée par les centrales hydroélectriques est réalisée par Manantali (121 GWh) et Fé- lou (105 GWh). La production injectée par les centrales thermiques se réparti entre les centrales sui- vantes :
Arafat 1 76,4 GWh Arafat 2 34,8 GWh Wharf 149,3 GWh
La répartition se base sur la contribution des centrales dans le Scénario Haut en 2014 comme indiqué dans le rapport " Etude de l’Offre " du présent projet. Les valeurs sont de 29% (Arafat 1), 13% (Arafat 2) et de 57% (Wharf). Ces pourcentages sont appliqués pour calculer la production injectée par les centrales en 2014 dans le Scénario Moyen et aussi dans le Scénario Bas.
Le calcul du coût par kWh est présenté ci-dessous. Le facteur 1,157 tient compte de l’accroissement du prix réel du pétrole brut en Ouguiyas (UM/baril) entre 2012 et 2014. Les autres facteurs tiennent compte des autres coûts directs des centrales (salaires du personnel, coûts d’entretien, etc.).
Manantali 20,4 *1,157 =23,6 UM/kWh Félou 26,8 *1,157 = 31,1 UM/kWh Eoliennes 30 UM/kWh Centrales PV 1 UM/kWh Arafat 1 et 2 55,0 * 1,157 * 1,15 = 73,2 UM/kWh Wharf 51,6 * 1,157 * 1,06 = 63,3 UM/kWh
Les productions injectées et les coûts donnent un coût moyen de 44,7 UM/kWh. Ce coût entre dans le calcul des coûts d’approvisionnement par le RI si une localité est raccordée en 2014.
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8.7 Coûts dans l’option "centre araignée"
8.7.1 Coûts tenus compte dans la comparaison avec l’option "réseaux isolés"
Dans la comparaison des coûts actualisés d’un centre araignée avec les coûts actualisés de l’alternative "réseau isolé", les coûts d’investissement en groupes diesel (coûts de remplacement plus coûts de capacité additionnelle) ne sont pas pris en compte. La comparaison suppose donc que ces coûts soient identiques dans les deux options. Cela défavorise le centre araignée parce qu’on peut s’attendre à ce que la capacité installée soit plus faible. La raison de ne pas tenir compte des coûts des capacités installées est que les calculs seraient compliqués et nécessiteraient d’abord de fixer les critères de sécurité d’approvisionnement qui peuvent varier d’une localité à l’autre15.
La comparaison porte sur les coûts suivants :
Centre araignée : coûts d’exploitation des diesels, coûts d’investissement en lignes et postes de transport, coûts de maintenance et d’entretien des lignes et postes de transport Réseaux isolés : coûts d’exploitation des diesels, coûts d’investissement en poste élévateur (si ap- plicable)
8.7.2 Coûts d’exploitation des groupes diesel
Un bénéfice d’un centre araignée est que le centre réduit les coûts d’exploitation des groupes diesel. Le coût des combustibles est plus faible parce qu’il ne faut pas transporter des petites quantités aux villages dont beaucoup sont difficilement accessible. Les autres coûts d’exploitation (frais de person- nel, coûts d’entretien, coûts de réparation etc.) sont aussi plus faibles parce que la concentration des diesels dans un centre plus, éventuellement, quelques grandes localités facilite beaucoup la disponibi- lité de personnel bien formé et la logistique associée avec les travaux d’entretien et de réparation.
Concernant les coûts d’exploitation, le modèle suppose que les groupes diesel qui sont déjà installés sont utilisés jusqu’à la fin de leur durée de vie et ensuite remplacés. La consommation spécifique des diesels existants a été estimée à partir de leur consommation en 2011. La consommation spécifique des nouveaux diesels est de 230 g/kWh.
Les coûts d’exploitation en 2012 – coûts de combustibles et autres coûts directs – ont été estimés à partir des coûts des centrales existantes. Le coût de combustibles augmente dans le modèle en fonc- tion du prix du pétrole brut en UM par baril. Les autres coûts augmentent en fonction de la demande. Les coûts d’exploitation par kWh d’un centre araignée sont plus faibles que les coûts dans les localités raccordées au centre.
15 Si, par exemple, la demande à l’horizon de cinq années dans une petite localité est estimée à 80 kW, il faut déterminer si on installe deux diesels à 100 kW ou un seul diesel à 100 kW. La haute sécurité d’approvisionnement nécessite l’installation de deux diesels pour qu’on puisse produire si une machine tombe en panne. Si, cependant, les coûts de l’énergie non distri- buée sont considérés minimes parce qu’il n’y a aucune utilisation productive de l’électricité dans la localité, un diesel suffit.
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Tableau 8-6: Consommation moyenne et coût moyen en 2012 des diesels existants dans les centres araignées (g/kWh)
Centre araignée Centre araignée Centre araignée Centre araignée Centre araignée Atar Bassiknou Djigueni Néma Tidjikja Localités raccordées au centre qui ont des diesels Atar, Bassiknou, Djigueni, Néma, Tidjikja, Aoujeft, Vassale Nere Koubenni, Medbou- Timbedgha, Rachid Ain Ehel Taya, gou, Voulanyia Oualata, Chinguetti Touil Consommation moyenne spécifique des diesels existants (g/kWh) 270 265 280 255 255 Coût moyen de combustibles en 2012 des diesels existants (UM/kWh) 85,0 92,0 95,0 78,0 82,0 Autres coûts directs en 2012 des diesels existants (UM/kWh) 3,0 6,0 7,0 3,0 4,0 Source : Estimation du consultant.
8.7.3 Coûts des lignes
Les lignes sont des lignes 33 kV dont le coût est de 20 000 Euros par km. Le tableau ci-dessous montre les kilomètres à installer.
Tableau 8-7: Longueur des lignes 33 kV à construire pour les centres araignées (km)
Centre araignée Centre araignée Centre araignée Centre araignée Centre araignée Atar Bassiknou Djigueni Néma Tidjikja 317,4 178,0 312,9 658,7 338,2
Durée de vie des lignes : 30 ans. Coûts d’entretien des lignes : 2% des coûts d’investissement.
8.7.4 Coûts des postes
L’approvisionnement par un centre araignée nécessite dans le centre l’installation d’une poste 15/33 kV et dans les localités raccordées au centre l’installation des postes 33/15 ou 33/0,4. Les coûts du poste 15/33 et des postes 33/15 sont présentés dans le tableau ci-dessous.
Tableau 8-8: Coûts des postes 15/33 et 33/15 (Euros)
Centre Coûts poste 15/33 Localité (Centre) Coûts poste 33/15 (Euros) (Euros) Atar 350 000 Chinguetti (Atar) 360 000 Bassiknou 370 000 Djigueni 400 000 Koubenni (Djigueni) 360 000 Néma 730 000 Timbedgha (Néma) 420 000 Tidjikja 350 000
Durée de vie des postes : 25 ans. Coûts d’entretien des postes : 3% des coûts d’investissement.
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8.7.5 Bénéfices non pris en compte
La comparaison des coûts d’un centre araignée avec la somme des coûts de l’option où toutes locali- tés raccordées au centre ont un réseau isolé ne reflète pas la vraie relation des coûts.
Comme mentionné ci-dessus, un centre araignée nécessite moins de capacité diesel pour assurer que la sécurité d’approvisionnement soit identique à celle des réseaux isolés. Les calculs faits dans cette étude ne tiennent compte de ce bénéfice. Il est indirectement supposé que la capacité diesel dans le centre araignée soit identique à la somme des capacités dans les réseaux isolés. Dans ce cas, le centre assure une plus haute sécurité d’approvisionnement mais ce bénéfice n’est pas quanti- fiable.
Le calcul suppose indirectement aussi que les coûts des nouveaux diesels sont identiques. L’installation de plus grands diesel dans le centre plus, éventuellement, dans quelques grandes locali- tés devrait réduire le coût par kW installé par rapport à l’option "réseaux isolés". Les coûts des réser- voirs de stockage de gasoil devraient aussi être plus faibles si l’option "centre araignée" est réalisée.
Dans le calcul des coûts des alternatives, les coûts d’exploitation des groupes diesel sont dans un centre araignée nettement inférieur à ceux des réseaux isolés. La différence est dans les petites loca- lités dans l’ordre de 20% et dans les grandes localités dans l’ordre de 5%. Il se peut que les vraies dif- férences soient plus élevées, notamment dans les petites localités. L’approvisionnement des petites localités en gasoil est difficile et coûteux parce qu’il faut transporter des petites quantités sur des pistes qui sont souvent en mauvais état. Le risque est élevé de ne pas avoir parfois de gasoil et, par conséquent, de production d’électricité à cause du problème d’accès. Ce problème et la difficulté d’avoir dans les petites localités de personnel bien formé peut aussi se traduire en entretien inadéquat ce qui réduit la durée de vie des groupes diesel et conduit à des interruptions fréquentes de service.
En résume, le calcul sous-estime les bénéfices d’un centre araignée. Par conséquence, l’option "centre araignée" devrait parfois être plus attrayante que l’option "réseaux isolés" même si la VAC de l’option "centre araignée" est plus élevée. Le consultant considère l’option "centre araignée" plus at- trayante tant que la VAC n’est pas de 10% plus élevée.
8.8 Résultats
8.8.1 Remarques sur la base de données
Les résultats présentés ci-après ont été obtenus à partir d’une base de données qui a deux faiblesses majeures : a) Données démographiques
Le dernier recensement de la population a eu lieu en 2000. Le prochain recensement est prévu pour 2013. Pour l’année 2008, l’ONS a publié une estimation de la population dans les Wilayah. Cette es- timation reflète largement le résultat d’une l’extrapolation linéaire du taux de croissance observé entre 199? et 2000. L’ONS nous a confirmé qu’une telle extrapolation n’est pas jugée adéquate pour esti-
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final -8-24-
mer le développement de la population jusqu’en 203016.Leconsultantadoncpréparésaproprepro- jection. Il est évident que cette projection n’est qu’une estimation grossière. b) Données sur la consommation d’électricité dans les moyennes et petites localités
Presque toutes localités qui restent à électrifier sont de taille moyenne (population actuelle entre 1000 et 5000) ou de petites localités (actuellement moins de 1000 d’habitants).
Les localités qui étaient électrifiées par l’APAUS ou l’ADER sont de taille moyenne. Théoriquement, la consommation dans ces localités devrait fournir une bonne base de données pour l’estimation du dé- veloppement de la demande dans les moyennes localités. Le problème est cependant que les don- nées ne couvrent que peu d’années (entre une et quatre) et que l’approvisionnement par des déléga- taires a parfois subi des problèmes. En 2011, la SOMELEC a repris la plus grande partie des localités électrifiées par l’APAUS ou l’ADER mais les ventes de la SOMELEC dans les localités n’étaient pas encore disponibles quand les scénarios de demande ont été préparés.
Cela s’applique aussi aux ventes de la SOMELEC dans les petites localités. L’électrification de petites localités n’a commencé qu’en 2011.
Il s’en suit que l’estimation de la demande dans les moyennes et petites localités ne peut pas seule- ment se baser sur le développement observé en Mauritanie. Les scénarios préparés par le consultant tiennent aussi compte du développement de la demande dans d’autres pays. Le consultant est cons- cient que l’ordre de grandeur des résultats obtenus à partir de cette approche est en moyenne bonne. Mais il se peut que les prévisions pour quelques localités manquent beaucoup de précision ; notam- ment parce que l’estimation du nombre d’habitants est loin de la réalité. Il est fortement recommandé que le modèle utilisé dans le présent rapport soit mis à jour dès que les résultats du prochain recen- sement seront disponibles. La base de données sur les ventes dans les moyennes et petites localités devrait alors permettre d’améliorer les hypothèses sur le développement de la demande.
8.8.2 Comparaison des options "réseau isolé"
Les options "réseau isolé" examinées dans la présente étude sont :
Seulement groupes diesel Groupes diesel et centrale PV sans batteries Groupes diesel et centrale PV avec batteries
Les deux paragraphes suivants présentent les résultats de la comparaison des coûts de ces options.
8.8.2.1 Groupes diesel – Groupes diesel plus centrales PV sans batteries
Les résultats sont considérés comme purement théoriques. Le problème fondamental d’un système hybride solaire – diesel sans batteries est que seuls les diesels doivent compenser les fluctuations de l’énergie produite par la centrale PV. Cela nécessite, entre autres, que de capacité diesel est dispo- nible comme réserve chaude si la production de la centrale PV suffit en principe pour satisfaire la de- mande. L’apparition temporaire de quelques nuages peut réduire l’énergie produite par la centrale PV,
16 L’extrapolation manque déjà parfois de précision à court terme. Cela est mis en évidence si on compare l’estimation du nombre de ménages dans une localité avec le nombre d’abonnés domestiques de la SOMELEC dans cette localité. Pour quelques localités, cela donne un taux d’électrification en 2010 qui est très élevé (> 80%)
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final -8-25-
nécessitant que les diesels injectent dans le réseau pour qu’on puisse satisfaire la demande. Il n’est pas possible d’estimer sérieusement le besoin additionnel en combustible pour le besoin de régulation et cela s’applique aussi à l’impact sur les coûts d’entretien et la durée de vie des diesels. Il y a peu de systèmes hybrides diesel – PV qui sont installés. Au Kenya, où KPLC a ajouté de capacité PV aux centrales diesel, la capacité des systèmes PV est limitée de manière à ce que les systèmes fonction- nent en base load. Ils injectent donc toute la production dans le réseau mais cette production ne dé- passe jamais la charge à satisfaire.
8.8.2.2 Groupes diesel – Groupes diesel plus centrales PV avec batteries
Dans les localités qui ne sont pas encore électrifiées, la VAC du système hybride est toujours entre 6% et 14% plus élevée par rapport à l’option "seulement groupe diesel". La différence est le plus sou- vent de l’ordre de 9%17.
Dans les localités qui sont déjà électrifiées, les résultats sont moins uniformes. Pour la plupart des lo- calités, l’addition d’une centrale PV et des batteries coûtent plus cher que de continuer seulement avec des groupes diesel. Mais il y a quelques localités (dix dans le Scénario Haut) où la VAC du sys- tème hybride est soit plus faible (jusqu’à 5%) ou soit moins de 5% plus élevé par rapport à la VAC de l’option "seulement groupes diesel". La rentabilité de l’addition d’une centrale PV avec des batteries dépend notamment de deux facteurs : la consommation spécifique des diesels existants et les dates de leur remplacement. Plus la consommation spécifique est élevée et plus le remplacement du parc de production n’a pas lieu dans l’avenir proche, plus l’addition d’une centrale PV avec des batteries est rentable.
Pour les localités où l’addition pourrait être rentable et pour lesquelles le raccordement au RI n’est pas recommandé, il est proposé d’améliorer d’abord la base de données – notamment l’estimation de la demande et les hypothèses concernant les futures centrales diesel (années de remplacement, an- nées d’installation de capacité additionnelle, consommation spécifique des diesel - et de décider après si un système hybride est la solution à moindre coût dans le cas de l’option "réseau isolé". Les localités sont : Atar, Aioun El Atrouss, Tintane, Bassiknou, Ouadana et Aoujeft.
Rappelons que les coûts d’investissement d’une centrale PV avec des batteries sont :
Panneaux 1,50 Euros par Wc Onduleur 0,80 Euros par Wc Régulateur de charge 0,40 Euros par Wc Batterie 200 Euros par kWh Installation 15% des coûts d’équipement
Ces coûts supposent que la Mauritanie n’obtienne pas de subvention de l’étranger pour l’installation de la centrale PV.
Pour les localités qui ne sont pas encore électrifiées, il faudrait que les coûts d’équipement (pan- neaux, onduleur, régulateur de charge, batteries) soient subventionnés à hauteur d'environ 20% par une source à l’étranger pour que l’installation du système hybride coûte pour la plupart des localités moins cher (en termes de la VAC) que l’option "seulement groupe diesel". Une subvention de 20% ou plus sera probablement accordée pour certains projets – notamment des projets financés par des bail-
17 Les résultats supposent que l’électrification ait lieu en 2015. Si l’électrification a lieu plus tard, les différences diminuent mais restent presque toujours positives.
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leurs de fonds - mais pas pour toutes localités que le Gouvernement de la Mauritanie envisage d’électrifier18.
8.8.3 Comparaison des options "réseau isolé" et "raccordement au RI"
Le raccordement au RI est recommandé pour les localités qui satisfont le critère suivant :
(VAC(RI)1 + VAC(RI)2 +...+VAC(RI)N) ≤ (VAC(isolé)1 + VAC(isolé)2 +...+VAC(isolé)N) où
VAC(RI) i somme des coûts annuels actualisés si la localité i est raccordée au RI VAC(isolé)i somme des coûts annuels actualisés si la localité i est approvisionné par un réseau isolé alimenté par des groupes diesel
Sauf trois exceptions, le raccordement au RI se fait en 33 kV. Les exceptions sont les lignes Sélibabi – Kiffa, Kiffa – Tintane et Boghé – Aleg dont la tension de la ligne est de 90 kV. Le raccordement de ces localités en 33 kV ne permettrait pas de raccorder d’autres localités en 33 kV au poste de Kiffa, de Tintane et d’Aleg respectivement.
La somme est calculée à partir de l’année de construction du réseau de transport. L’année 2030 cons- titue l’horizon du calcul. A une exception, l’année de la construction du réseau de transport est l’année qui précède l’année de raccordement. L’exception est ligne 90 kV entre Sélibabi et Kiffa. La longueur de 190 km nécessite deux années de construction.
Le critère ne nécessite pas que pour chacune des N localités le raccordement au RI coûte moins cher que l’option "réseau isolé". Par exemple, le raccordement d’Aleg en 90 kV au poste de Boghé n’est pas rentable si seulement Aleg est approvisionnée par cette ligne. Mais la ligne permet le raccorde- ment d’autres localités en 33 kV à partir d’Aleg – notamment la localité de Boutilimit – est les coûts épargnés grâce au raccordement de ces localités surcompensent les coûts additionnels que le rac- cordement d’Aleg engendre par rapport à l’approvisionnement par un réseau isolé.
Si les coûts de l’option "raccordement au RI" sont plus faibles ou plus élevés par rapport aux coûts de l’option "réseau isolé" dépend notamment des coûts d’approvisionnement en énergie et des coûts de la construction et d’entretien de la ligne de raccordement et des postes. Le raccordement au RI per- met de réduire le coût de l'énergie parce qu’on profite de l'énergie produite par les centrales hydro- électrique et celle produite par les grandes centrales thermiques – notamment la nouvelle centrale duale et, dans le cas du Scénario Haut, le cycle combiné. Le coût par kWh des centrales hydroélec- triques et de ces centrales thermiques est nettement plus faible que le coût des groupes diesel. Si la longueur de la ligne à construire pour raccorder la localité est relativement courte ou la demande d’énergie de la localité élevée, les épargnes en coûts d’énergie dépassent les coûts du raccordement.
Les résultats détaillés sont présentés dans les annexes 8.6 (scénario haut), 8.7 (scénario moyen) et 8.8 (scénario bas). Ci-après un résumé est présenté sous forme de la liste des localités dont le rac- cordement au RI est recommandé. Les années de raccordement reflètent l’estimation du consultant ce que la Mauritanie pourrait réaliser à court et moyen terme.
18 La SNIM a informé le consultant qu’elle a installé 3 MWc de capacité PV (sans batteries !) en 2013. Le prix était d’environ 1,85 Euros par kWc. Il se peut donc que les coûts des panneaux et des onduleurs soient plus faibles que ceux utilisés dans le présent rapport. Signalons cependant que même si les coûts payés par la SNIM s’appliquent, le système hybride avec batteries n’est pas encore compétitif par rapport à l’utilisation seule des groupes électrogènes. Mais le seuil de rentabilité ne serait pas loin.
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La comparaison des options est faite pour les localités qui font partie d’un des six groupements. Dans le cas du groupement 2, par exemple, les coûts d’approvisionner Seinou Boussobe, Haire M’Bar, Ei- rou Gueleir et Bababé par des réseaux isolés sont comparés avec les coûts d’approvisionner les loca- lités par le RI ce qui nécessite la construction des lignes 33 kV entre Boghé et les localités.
Tableau 8-9: Localités proposées d’être raccordées au RI
No. Ligne Année de Tension Longueur construction de la ligne de la ligne Boghé – Aleg 2017 90 kV 67 km Aleg –Chegar–Magthalajar –Sangravee 2018 33 kV 132 km 1 Aleg – Aghchorguitt – Boutilimit 2018 33 kV 101 km Aleg – Bou Hdidee (1) 2018 33 kV 18 km
Boghé – Seinou Boussobe – Haire M’Bar – 2 2018 33 kV 45 km Eirou Gueleir - Bababé
Rosso – Mederdra – Taguilalet – Tewvigh – 3 R’Kiz – Belgherbane – Bareinee – Mataa Moulana 2018 - 2020 33 kV 167 km (2)
Sélibabi – Kiffa 2015 - 2016 90 kV 190 km Kiffa – Guerrou (3) 2016 33 kV 53 km 4 Kiffa –Aghorat–EffameLekhzheirat 2017 33 kV 67 km Kiffa –Sani–Kankossa 2017 33 kV 80 km
Kaédi – Woloum Nere – Mbagne – Wendinee 2014 33 kV 39 km Woloum Nere – Evendou – Bagodine – Niabina 2014 33 kV 15 km 5 Kaédi – Diewol – Sythiane Thierno – Tokomadi – 2014 33 kV 94 km Tifonde Cive – Dolol Cive – Dao (4)
Sélibabi – Are – Wempou – Wali Diatang – 2018 – 2019 33 kV 129 km Sagne – Sentiane – Toulel – Maghama Sélibabi –HassiChegare–Tachoutt Boutoukhoulou – Ejare Souneika – Wel Embenny – Agweinit – Ndjadjebine Gandega – Taringue Ehel 2018 – 2019 33 kV 193 km 6 Moulaye Ely – M’Boud Forcha – M’Boud Centre – Foum Gleita – Bouanz Hassi Chegare – Taktake – M’Beidit Essagha – 2019 33 kV 59 km Davour Sélibabi –Ediagly–Gouraye–Budoure–Ghabou 2019 33 kV 85 km Nom en gras : Localité déjà électrifiée
L’information suivante a été obtenue de l’APAUS dans le cadre des commentaires sur le rapport provisoire : (1) Déjà en cours de construction (2) Construction d’une ligne 33 kV entre Bareinee et Rebinet Ehl Cheikh El Hassen en cours. La ligne alimente sur son passage Lemteyin. Rebinet Ehl Cheikh El Hassen est déjà raccordé à Belgherbane. Ligne 33 kV entre Mederdra et Boyr Torres aussi en construction. Cette ligne alimente sur son passage Dar El Baidha.
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(3) A 30 km à l'ouest de Guerrou, l'APAUS a déjà construit une ligne 33KV qui s'étend de Kamour – Djouk -El Ghayra - Lekrayé- Essiyassa - Echram et dont la centrale est située à El Ghayra. (4) La ligne entre Kaédi et Diewol est déjà en cours de construction. La ligne alimente sur son passage Guiraye et Laoueynat.
La comparaison des résultats des scénarios indique que les relations VAC(RI) : VAC(Réseaux Isolés) sont les plus faibles dans le Scénario Haut et les plus élevées dans le Scénario Faible. A peu d’exceptions, elles sont toujours inférieures à 100%. Cela signifie que le raccordement au RI est moins coûteux que l’option "réseaux isolés". Les exceptions concernent dans le Scénario Moyen le groupement 4 (ligne 90 kV Sélibabi – Kiffa et les lignes 33 kV qui partent de Kiffa) et dans le Scénario Faible le groupement 1 (ligne 90 kV Boghé – Aleg et les lignes 33 kV qui partent d’Aleg) et le groupe- ment 4. Dans le Scénario Haut, les coûts de tous les six groupements qui sont interconnectés au RI sont inférieurs aux coûts des options "réseaux isolés". Dans les trois cas décrit ci-dessus où le rac- cordement au RI coûte plus cher, la différence est faible (maximum 8% ; groupement 4 dans le Scé- nario Faible). La conclusion tirée de ces résultats est que le raccordement des six groupements pré- sentés dans le Tableau 1 au RI est recommandée au plan économique.
La construction d’une ligne 90 kV de 135 km entre Kiffa et Tintane n’est pas recommandée dans l’avenir proche. Le raccordement permettrait de raccorder Aioun El Atrouss (déjà électrifiée) et Douei- rara (non électrifiée) au poste de Tintane. Cela serait rentable pour ces localités19 mais les coûts to- taux de l’option "raccordement au RI" sont nettement plus élevés que les coûts totaux de l’option "ré- seau isolé" si le raccordement a lieu jusqu’à environ 2020. Dans le cas du raccordement en 2019, par exemple – dans ce cas la ligne 90 kV entre Kiffa et Tintane serait construite en 2017 et 2018 -, la VAC de l’option "raccordement au RI" est dans le Scénario Haut de 18% plus élevée par rapport à l’option "réseaux isolés". La différence est de 25% dans le Scénario Moyen et de 35% dans le Scénario Faible. Le résultat est dû à la faible demande de Tintane et la longue distance entre Kiffa et Tintane (135 km). L’Annexe 8.9 montre les VACs des deux options.
Ce résultat est établi en considérant que la ligne 90 kV est équipée de conducteurs Almélec de sec- tion 228 mm². Le coût des postes comprend le poste de Tintane - 3,8 mio € - auquel il faut ajouter à Kiffa l'extension d'une travée ligne 90 kV dont le coût est estimé à 0,56 moi €.
Le résultat n’implique pas que le raccordement de Tintane en 90 KV au poste de Kiffa et le raccorde- ment de Doueirara et d’Aioun El Atrouss en 33 kV au poste de Tintane n’est jamais rentable jusqu’à 2030. Si, par exemple, les localités sont raccordées en 2025 - la ligne 90 kV entre Kiffa et Tintane se- rait dans ce cas construite en 2023 et 2024 et les lignes 33 kV à Doueirara et Aioun El Atrouss en 2024 -, la différence entre les VACs serait seulement de 8% dans le Scénario Haut. Si de plus la de- mande de Tintane et d’Aioun El Atrouss est de 20% plus élevée à partir de 2025, le raccordement au RI serait moins coûteux que l’option "réseau isolé". Cela indique qu’il faut suivre le développement de la demande dans les localités non raccordées au RI et refaire de temps en temps les calculs qui com- parent les options d’approvisionnement en énergie électrique.
19 C’est notamment Aioun El Atrouss qui profiterait du raccordement au RI. Aioun El Atrouss est une grande localité qui est déjà électrifiée. Doueirara est une localité non électrifiée de taille moyenne dont l’impact sur la faisabilité économique de la ligne Kiffa – Tintane – Doueirara - Aioun El Atrouss est faible. Doueirara profiterait du raccordement au RI seulement dans le Scénario Haut.
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8.8.4 Comparaison des options "réseau isolé" et "centre araignée"
Cinq centres araignées ont été examinés :
Tableau 8-10: Quelques paramètres principaux des centres araignées
Centre araignée Nombre de localités rac- Demande en 2030 ; cordées au centre Km de lignes 33 kV à Scénario Haut Total Déjà élec.construire GWh MW Atar 8 3 317 21,4 4,4 Bassiknou 4 1 178 6,0 1,3 Djigueni 12 3 313 7,3 1,9 Tidjikja 6 1 338 6,2 1,6 Néma 23 * 3 659 23,9 6,2 * Inclut 9 stations de pompage d’eau
Les résultats qui sont présentés dans l’Annexe 8.10 supposent que les centres soient disponibles en 201520. Les réseaux seront construits en 2014 et, dans le cas du centre araignée de Néma, en 2013 et 2014.
Les résultats indiquent que les coûts des centres araignées sont toujours plus élevés que les coûts des options "réseau isolé". Ce résultat s’explique comme suit : La capacité des groupes diesel dont un centre araignée dispose n’est pas très différente de la somme des capacités installées dans les locali- tés raccordées au centre si ces localités sont approvisionnées par des réseaux isolés. Les groupes installés dans le centre sont un peu plus efficaces en termes de consommation spécifique de combus- tibles et beaucoup plus efficaces concernant les autres coûts directs de fonctionnement (frais de per- sonnel, coûts d’entretien, pièces de rechange, etc.). Les coûts des combustibles sont aussi un peu plus faibles mais la différence entre les coûts totaux de fonctionnement d’un centre araignée et des réseaux isolés n’est pas énorme. Elle ne compense notamment pas les coûts d’investissement en ré- seau de transport qui est construit dans le cas d’un centre araignée.
Comme mentionné dans la description de la méthodologie, les hypothèses sous-estiment probable- ment les bénéfices d’un centre araignée. C’est pourquoi nous considérons l’option "centre araignée" comme étant l’option à préférer si la VAC est jusqu’à 10% plus élevée dans le Scénario Moyen et Haut. Aucun centre ne satisfait ce critère mais les centres araignées de Nema et d’Atar le satisfont presque. Dans le Scénario Haut, la VAC du centre araignée de Nema est de 7% plus élevée et de 12% dans le Scénario Moyen. Les valeurs correspondantes pour le centre araignée d’Atar sont de 9% dans le Scénario Haut et 11% dans le Scénario Moyen. Les trois autres centres araignées, Bassiknou, Djigueni et Tidjikja, sont loin de satisfaire le critère. Leur installation n’est donc pas recommandée.
L’installation des centres araignées d’Atar et de Néma pourrait donc être avantageuse par rapport à l’option "réseaux isolés". Mais il est recommandé d’examiner d’abord les hypothèses avant de prendre une décision. Il s’agit notamment des hypothèses concernant la demande à satisfaire, la capacité de production à installer, la consommation spécifique des groupes, les autres coûts de production (per- sonnel, entretien etc.) et le prix du combustible.
20 Les hypothèses utilisées dans les calculs ont pour conséquence que l’ajournement de la mise en service des centres arai- gnées conduit à des résultats moins favorables pour les centres. L’ajournement réduit les coûts d’investissement en réseau de transport - en termes de coûts actualisés ! – mais on perd des épargnes en coûts de fonctionnement. Que l’ajournement ne donne pas ce résultat s’il s’agit du raccordement au RI est dû à la réduction des coûts d’énergie au cours du temps (ré- duction au prix de 2012). Le coût d’énergie profite de l’augmentation d’hydroélectricité et la disponibilité des centrales ther- miques (duale et cycle combiné) qui sont plus efficaces que les centrales actuelles.
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final -8-30-
Que les résultats obtenus pour les centres araignées de Néma et d’Atar sont les plus favorables n’est pas étonnant si on regarde la longueur du réseau à construire et la demande à satisfaire ; voir le Ta- bleau 8.9.
Il n’y a qu’une petite différence entre la longueur du réseau 33 kV à construire pour les centres d’Atar, de Djigueni et de Tidjikja. Mais la demande d’énergie à satisfaire par le centre d’Atar est nettement plus élevée ; en 2030, presque 200% de plus par rapport à Djigueni et 250% de plus par rapport à Tidjikja. La longueur du réseau à construire pour le centre de Bassiknou est la plus courte mais la demande à satisfaire par le centre de Bassiknou est faible. En 2030, la demande d’énergie est seule- ment de 28% de la demande à satisfaire par Atar. Le réseau à construire pour le centre de Néma est le plus long ; environ le double par rapport à Djigueni et Tidjikja. Mais la demande à satisfaire par Né- ma est nettement plus que le double de la demande à satisfaire par ces centres.
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final ANNEXES
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final Annexe n° 8.1
Liste des localités non électrifiées considérées dans le présent rapport
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final Annexe 8.1:Liste des localités non électrifiées considérées dans la présente étude
Le consultant a été informé après la présentation du rapport provisoire que quelques localités ont entre temps déjà été électrifiées. Il s’agit de : Amourj, Adbel Begrou, Wali Diantang, Mbagne, Davoure (= Dafort), Are (= Arr), Ould Yenge, Wompou, Choum, N’Beika, Maudjeria et El Ghairee (= El Ghayré).
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final Annexe n° 8.2
Liste des localités électrifiées
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final Annexe 8.2:Liste des localités électrifiées
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final Annexe n° 8.3
Couts d’opération des centrales existantes (2009 – 2012)
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final Annexe 8.3:Couts d’opération des centrales existantes (2009 – 2012)
A. Coût de combustibles (UM par kWh)
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final B. Autres coûts directs (UM par kWh)
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final Annexe n° 8.4
Production brute moyenne des systèmes PV (KW par MWc)
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final Annexe 8.4:Production brute moyenne des systèmes PV (KW par MWc)
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final Annexe n° 8.5
Pointes mensuelles (en % de la pointe annuelle) et pointes horaires (en % de la pointe journalière)
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final Annexe 8.5:Pointes mensuelles (en % de la pointe annuelle) et pointes horaires (en % de la pointe journalière)
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final Annexe n° 8.6
Scénario haut : Comparaison des options "réseau isolé" et "raccordement au RI"
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final Annexe 8.6:Scénario haut : Comparaison des options "réseau isolé" et "raccordement au RI"
La ligne 33 kV entre Aleg et Bou Hdidee est déjà en cours de construction.
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final La ligne 33 kV entre Kaédi et Diewol est déjà en cours de construction.
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final Annexe n° 8.7
Scénario moyen: Comparaison des options "réseau isolé" et "raccordement au RI"
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final Annexe 8.7:Scénario moyen : Comparaison des options "réseau isolé" et "raccordement au RI"
La ligne 33 kV entre Aleg et Bou Hdidee est déjà en cours de construction.
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final La ligne 33 kV entre Kaédi et Diewol est déjà en cours de construction.
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final Annexe n° 8.8
Scénario faible: Comparaison des options "réseau isolé" et "raccordement au RI"
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final Annexe 8.8:Scénario faible: Comparaison des options "réseau isolé" et "raccordement au RI"
La ligne 33 kV entre Aleg et Bou Hdidee est déjà en cours de construction.
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final La ligne 33 kV entre Kaédi et Diewol est déjà en cours de construction.
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final Annexe n° 8.9
Ligne Kiffa - Tintane - Aioun El Atrouss: Comparaison des options "réseau isolé" et "raccordement au RI"
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final Annexe 8.9:Ligne Kiffa - Tintane - Aioun El Atrouss: Comparaison des options "réseau isolé" et "raccordement au RI"
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final Annexe n° 8.10
Comparaison des coûts des options "réseau isolé" et "centre araignée"
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final Annexe 8.10: Comparaison des coûts des options "réseau isolé" et "centre araignée"
Mise en service des centres araignées en 2015. Coûts = somme des coûts actualisés sur la période 2015 – 2030 (réseau isolé) et 2014 – 2030 (centre araignée ; construction du réseau de transport en 2014)
Nom de la localité en gras : localité déjà électrifiée
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final Mise en service des centres araignées en 2015. Coûts = somme des coûts actualisés sur la période 2015 – 2030 (réseau isolé) et 2013/14 – 2030 (centre araignée ; construction du réseau de transport en 2013 et 2014 (Néma) et 2014 (Tidjikja).
Nom de la localité en gras : localité déjà électrifiée
Mauritanie: Plan directeur de production et transport de l'énergie électrique en Mauritanie entre 2011 et 2030 - Rapport final