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Développement des Interconnexions et des échanges transfrontaliers :

Problèmes pour l’instauration du marché de l’électricité Ouest africain

--------- El hadj Ibrahima THIAM

Président

AUTORITE DE REGULATION REGIONALE DU SECTEUR DE L’ELECTRICITE DE LA CEDEAO

(ARREC), Accra, GHANA

ERERA FORUM 2012 ARREC November 20 - 21 Novembre

Dakar - Senegal

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Plan

1. Contexte

2. Etat des interconnexions et des échanges actuels

3. Contraintes au développement du marché

4. Perspectives

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CONTEXTE

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LA CEDEAO

15 pays sur un territoire de 6 million km2

Population:262 million;

Taux de croissance annuel:2.6%

PIB réel per capita: USD 400;

Taux de croissance annuel du PIB:4.7%

Quelques données économiques

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1. Important potentiel en énergie primaire

• 30% des réserves prouvées africaines en pétrole brut (3017 Millions tonnes)

• 31% des réserves prouvées africaines de gaz naturel (3581 Milliards de m3)

• 23900 MW de capacité hydroélectrique équipable

• Ensoleillement > 5kwh/ m2 /jour

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2. Potentiel en énergie primaire inégalement répartie

• 91% du Potentiel hydroélectrique concentré dans 5 pays :

NIGERIA (37.6%) GUINEE (25,8%) GHANA (11,4%) COTE D´IVOIRE (10,9%) SIERRA LEONE (5,2%)

• NIGERIA : 98 – 99% des réserves prouvées en pétrole brut et Gaz naturel en Afrique de l’ouest

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3. Faible utilisation de ce Potentiel en énergie primaire

• NIGERIA :18.8 milliards de m3 de gaz brulé sous forme de torchère

• 16% du Potentiel hydroélectrique équipé GHANA (57%)

SIERRA LEONE (5,2%)

NIGERIA (13%)

GUINEE ( 1%)

COTE D´IVOIRE (10%)

4. Consommation d'énergie principalement basée sur le bois de feu et la biomasse

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l 5. Un secteur de l’électricité peu développé

Faible niveau de performance :

• Faible taux d’ électrification

• Faible disponibilité de la capacité installée,

• Pertes élevées (entre 14 et 45% selon pays)

• Niveau bas des tarifs & faible couverture des coûts

• Difficultés de mobiliser le financement des investissements :

• Étroitesse des marchés d'énergie nationaux

• Besoins importants de financement pour développer les infrastructures de production et de transport d'énergie électrique.

Des interconnections transfrontalières limitées

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l Production d’électricité dans les Etats de la CEDEAO en 2010

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Pays

Capacité

Installée

(MW)

Capacité

Disponible

(MW)

1 Sénégal 491 401

2 La Gambie 67 49.2

3 Guinée Bissau 5.6 3.7

4 Guinée 206 113

5 Sierra Leone 107 100

6 Liberia 12.6 12.6

7 Mali 295 285

8 Cote d’Ivoire 1393 1280

9 Ghana 2186 1909

10 Togo/Benin 337 261

11 Burkina Faso 208 170

12 Niger 73 60

13 Nigeria 8985.2 3750

14 Cap Vert 80 75

Total 14446.4 8469.5

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l Disponibilité de l’électricité

Sources d’énergie utilisées pour la production d’électricité en Af.de l’Ouest (CEDEAO)

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Etat des interconnexions

et

des échanges actuels

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Lignes d’Interconnexion Longueur Tension Capacité

de à [km] nom[kV] [MVA]

Interconnexion OMVS 1200 225 250

Prestea (GHN) Abobo (IC) 220 225 327

Akosombo (GHN) Lomé (TOG) 128.7 161 128

Akosombo (GHN) Lomé(TOG) 128.7 161 128

Ferkessédougou(IC) Kodeni(BF) 221.8 225 327

Dapaong (TOG) Bawku (GHN) 65 161 (34.5kV) 182

Nangbéto (TOG) Bohicon (BEN) 80.3 161 120

Momé Hagou (TOG) Avakpa (BEN) 54 161 105

Kara (TOG) Djougou (BEN) 58 161 120

IKEJA WEST (NIG) SAKETE (BEN) 75 330 686

BIRNIN-KEBBI (NIG) NIAMEY (NIGER) 252 132 84.6

KATSINA (NIG) GAZAOUA (NIGER) 72 132 84.6

INTERCONNECTIONS EXISTANTES DE L’EEEOA

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Organisations sous régionales actuelles des échanges transfrontaliers d’électricité :

2 sous-groupes hétérogènes:

- Zone A : Burkina Faso - Cote d’Ivoire – Ghana – Togo - Benin (SONABEL, CIE, VRA, CEB) + Nigeria-Niger;

- Zone B:

OMVS (Mali, Mauritanie, Sénégal)

Disparités dans les contrats dans chaque sous-groupe

Disparités dans l’organisation des marchés nationaux

Fort Besoin d’harmonisation et de normalisation des règles d’exploitation et de sécurité; des dispositions contractuelles et des méthodologies tarifaires

Organisation du Marché

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Contraintes au développement du marché

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Contraintes d’ordre politique

• Instabilité politique/ Fragilité des institutions

• Absence ou faible volonté politique

• une coopération régionale limitée en cours de renforcement

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l 1. Insuffisance de Régulation et de bonne Gouvernance:

• Poids du politique

• Législations et organisations non harmonisées

• Disparités dans l’organisation des marchés nationaux

• Faiblesse des capacités institutionnelles et des ressources

humaines

2. Non-respect des engagements contractuels

• Disparités entre les arrangements contractuels de chaque

sous-ensemble

• Besoins d’harmonisation et de standardisation : règles

d’exploitation et de sécurité, dispositions contractuelles et

tarification

• Manque de mécanisme transparent de résolution des conflits

• Besoins en médiation

Contraintes institutionnelles et juridiques

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3. Manque de transparence dans l’information

• Données d’exploitation techniques et économiques

• Tarifs, charges de transit…...

4. Besoin d'établir des principes pour l’ouverture du marché et l’introduction de la concurrence

Contraintes institutionnelles et juridiques (suite)

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PERSPECTIVES

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1. Actions en cours :

Développement des infrastructures

Mise en place d’organes régionaux de gouvernance (SG/EEEOA, WAGPA, ARREC)

Développement des règles communes d’exploitation

Création de cinq zones de réglage et mise en commun de la gestion de la production et des réserves

Evolution attendue de l’offre à moyen terme

Interconnexion de tous les pays à l’horizon 2020

Production suffisante avec la mise en œuvre du schéma directeur de l’EEEOA

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2. Actions à entreprendre :

a) Organisation et ouverture du marché Fiabilisation et rationalisation des échanges existants par l’adoption

de règles techniques et commerciales harmonisées

Elargissement des échanges transfrontaliers via la préparation d’un

marché de court terme

Définition de l’organisation du marché régional de gros et directives

CEDEAO pour la mise en œuvre par les Etats membres (y compris

un calendrier)

b) Actions de régulation Appui à l’amélioration du marché actuel (amélioration des contrats

d’échanges existants)

Harmonisation des institutions et des règles: création et/ou

renforcement des régulateurs, dissémination des meilleures

pratiques,

Préparation de l’ouverture du marché

Adoption des directives

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3. Difficultés persistantes

• Demande toujours supérieure aux capacités de production et délestage fréquent dans presque tous les pays

• Détérioration de la situation financière de la plupart des sociétés d’électricité

• Adoption par certains Etats, compte tenu de cette crise persistante, de solutions non-optimales qui se sont écartées de la vision régionale pour un marché de l’électricité dynamique et durable en Afrique de l’Ouest

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4. Perspectives

• Accroissement des sources de financement en faveur des projets de transport et production par la promotion des partenariats public - privés

• Adopter des approches communes en matière d’exploitation de réseau, de commercialisation et de règles contractuelles

• Promouvoir la communication et le dialogue parmi les acteurs du secteur avec l’instauration d’un mécanisme de transfert des Bonnes Pratiques ;

• Renforcer les capacités des acteurs.

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al • Le potentiel d’expansion des échanges

transfrontaliers est important.

• Une démarche d’intégration régionale énergétique en Afrique créera une situation doublement gagnante pour tous les intervenants concernés.

• Le Power Pool est un facteur clé d’évolution du secteur, en structurant l’espace énergétique ouest africain en un ensemble homogènes permettant la coordination des politiques énergétiques pour mieux répondre aux besoins de croissance et sécuriser l’accès à l’énergie.

4. Perspectives (suite)

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l CONCLUSION

La résorption durable du déficit d’électricité dans la

région passe par la mise en commun et le partage

optimal des ressources énergétiques régionales

entre les Etats

Ensemble, construisons un marché

de l’électricité dynamique et

profitable à tous.

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