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Etude d’électrification rurale

RAPPORT FINAL OCTOBRE 2007

REPUBLIQUE DEMOCRATIQUE DU CONGO

PROJET MULTISECTORIEL D’URGENCE, DE REHABILITATION ET DE RECONSTRUCTION « PMURR »

BANQUE MONDIALE

Projet Multisectoriel d’Urgence, de Réhabilitation et de Reconstruction (PMURR) Étude d’Électrification Rurale

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ÉTUDE D’ÉLECTRIFICATION RURALE

TABLE DES MATIÈRES

1. INTRODUCTION.................................................................................................. 6

2. ANALYSE COMPARATIVE................................................................................. 6 2.1 MALI..........................................................................................................................................7

2.1.1 Etat du marché de l’électricité.........................................................................................7 2.1.2 Etat des lieux du secteur de l’électrification rurale .........................................................7 2.1.3 Organisation Institutionnelle de l’Electrification Rurale...................................................8 2.1.4 Organisation Juridique en Vigueur .................................................................................9 2.1.5 Organisation Financière du Secteur .............................................................................11 2.1.6 Conclusions ..................................................................................................................11

2.2 SENEGAL...............................................................................................................................12 2.2.1 Etat du marché de l’électricité.......................................................................................12 2.2.2 Etat des lieux du secteur de l’électrification rurale .......................................................12 2.2.3 Organisation Institutionnelle de l’Electrification Rurale.................................................12 2.2.4 Organisation Juridique en Vigueur ...............................................................................13 2.2.5 Organisation Financière du Secteur .............................................................................14 2.2.6 Conclusions ..................................................................................................................15

2.3 BENIN .....................................................................................................................................15 2.3.1 Etat du marché de l’électricité.......................................................................................15 2.3.2 Etat des lieux du secteur de l’électrification rurale .......................................................16 2.3.3 Organisation Institutionnelle de l’Electrification Rurale.................................................16 2.3.4 Organisation Juridique en Vigueur ...............................................................................17 2.3.5 Organisation Financière du Secteur .............................................................................18 2.3.6 CONCLUSIONS............................................................................................................18

2.4 CAMEROUN ...........................................................................................................................19 2.4.1 Etat du marché de l’électricité.......................................................................................19 2.4.2 Etat des lieux du secteur de l’électrification rurale .......................................................19 2.4.3 Organisation Institutionnelle de l’Electrification Rurale.................................................20 2.4.4 Organisation Juridique en Vigueur ...............................................................................21 2.4.5 Organisation Financière du Secteur .............................................................................22 2.4.6 CONCLUSIONS............................................................................................................22

2.5 MAURITANIE..........................................................................................................................23 2.5.1 Etat du marché de l’électricité.......................................................................................23 2.5.2 Etat des lieux du secteur de l’électrification rurale .......................................................24 2.5.3 Organisation Institutionnelle de l’Electrification Rurale.................................................24 2.5.4 Organisation Juridique en Vigueur ...............................................................................25 2.5.5 Organisation Financière du Secteur .............................................................................26 2.5.6 CONCLUSIONS............................................................................................................26

2.6 BILAN DE L’ETUDE COMPARATIVE ...................................................................................28 2.6.1 Caractéristiques des pays ............................................................................................28


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2.6.2 Consommation d’Energie et Ressources Naturelles ....................................................30 2.6.3 Etat des Lieux du Secteur de l’Electrification Rurale....................................................32 2.6.4 Organisation Institutionnelle de l’Electrification Rurale.................................................35

3. ASPECT INSTITUTIONNEL ...............................................................................39 3.1 ENSEIGNEMENTS TIRÉS D’EXPÉRIENCES RÉCENTES – CONDITIONS DE SUCCÈS .39 3.2 CRÉATION D’UNE AGENCE CONGOLAISE D’ÉLECTRIFICATION RURALE (ACER) ....42

3.2.1 Structure nationale et antennes régionales ..................................................................42 3.2.2 Rôle des divers acteurs dans l’électrification rurale .....................................................43 3.2.3 Rôle et Attributions de l’ACER......................................................................................47 3.2.4 Composition – Organisation de l’ACER........................................................................47 3.2.5 Modalités de mise en œuvre ........................................................................................50

4. ASPECTS JURIDIQUES ....................................................................................55 4.1 ANALYSE DES TEXTES JURIDIQUES DU SECTEUR DE L’ÉLECTRICITÉ......................55

4.1.1 Introduction ...................................................................................................................55 4.1.2 Création de la SNEL : monopole de fait .......................................................................55 4.1.3 La libéralisation du secteur ...........................................................................................57 4.1.4 La tutelle .......................................................................................................................60 4.1.5 Le cadre institutionnel des différentes instances..........................................................61 4.1.6 Conclusions ..................................................................................................................63

4.2 CONTRAINTES ET LACUNES DU CONTEXTE JURIDIQUE EN CE QUI CONCERNE LE DEVELOPPEMENT DE L’ELECTRIFICATION RURALE.....................................................63 4.2.1 La nouvelle constitution et le secteur de l’énergie........................................................64 4.2.2 Le régime foncier des cours d’eau et sites hydroélectriques .......................................65 4.2.3 Dispersion institutionnelle dans le domaine de l’électrification rurale ..........................66 4.2.4 Exercice de la tutelle.....................................................................................................66 4.2.5 Conclusion ....................................................................................................................66

5. MODALITÉS DE FINANCEMENT ......................................................................67 5.1 SOURCES DE FINANCEMENT .............................................................................................67

5.1.1 Etat des lieux ................................................................................................................67 5.1.2 Sources de financement envisagées............................................................................69

5.2 CRÉATION D’UN FONDS SPÉCIAL D’ÉLECTRIFICATION RURALE................................71

6. MANUEL DE PROCÉDURES.............................................................................72 6.1 CONDITIONS RELATIVES À LA SITUATION GLOBALE DU PAYS ..................................72

6.1.1 Analyse des agglomérations.........................................................................................72 6.1.2 Analyse de l’infrastructure ............................................................................................75 6.1.3 Analyse des activités économiques : consommation d’eau potable et d’électricité .....78

6.2 ANALYSE DES SOURCES POTENTIELLES D’ÉNERGIE ..................................................80 6.2.1 Hydroélectricité .............................................................................................................80 6.2.2 Énergie solaire ..............................................................................................................81 6.2.3 Énergie éolienne...........................................................................................................82 6.2.4 Biomasse et bio carburants ..........................................................................................82 6.2.5 Premières conclusions concernant le potentiel en sources renouvelables..................83 6.2.6 Autre ressource non renouvelable : extension du réseau ............................................84


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6.3 SITUATION ACTUELLE DE L’ÉLECTRIFICATION..............................................................84 6.4 ÉVALUATION DU MARCHÉ D’ÉLECTRIFICATION RURALE ............................................85

6.4.1 Méthodologie générale .................................................................................................85 6.4.2 Classification des villes.................................................................................................86 6.4.3 Estimation de l’énergie nécessaire ...............................................................................87 6.4.4 Analyse des options techniques ...................................................................................90 6.4.5 Électrification autonome : le photovoltaïque.................................................................97

6.5 ÉVALUATION DES OPPORTUNITÉS GLOBALES D’ÉLECTRIFICATION ........................99

7. PROJETS D’ÉLECTRIFICATION RURALE.....................................................105 7.1 EVALUATION DES BESOINS EN ÉNERGIE..................................................................... 105

7.1.1 Secteur résidentiel ..................................................................................................... 105 7.1.2 Secteur industriel : ..................................................................................................... 106 7.1.3 Eclairage public :........................................................................................................ 106 7.1.4 Besoins sociaux et collectifs : .................................................................................... 106

7.2 INVENTAIRE DES SOURCES ÉNERGÉTIQUES .............................................................. 107 7.3 CARACTÉRISTIQUES DES PROJETS.............................................................................. 107 7.4 DOSSIER D’APPEL D’OFFRES ......................................................................................... 108

8. CONCLUSIONS................................................................................................109

ANNEXE 1 : ANALYSE COMPARATIVE DONNÉES GÉNÉRALES ....................111

ANNEXE 2 : CADRE INSTITUTIONNEL ACTUEL ET STRUCTURES EXISTANTES DU DOMAINE DE L’ELECTRIFICATION RURALE........................119

ANNEXE 3 : TEXTES JURIDIQUES ET RÉGLEMENTAIRES PROPOSÉS..........123

ANNEXE 4 : DONNÉES COMPLÉMENTAIRES AU MANUEL DE PROCÉDURES .......................................................................................................135

ANNEXE 5 : FICHES PROJETS.............................................................................155

ANNEXE 6 : DOSSIER TYPE D’APPEL D’OFFRES .............................................211


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ACRONYMES

ABERME Agence Béninoise d’Electrification Rurale ADER Agence de Développement de l’Electrification Rurale ACER Agence Congolaise d’Électrification Rurale ASER Agence Sénégalaise d’Electrification Rurale AFD Agence Française de Développement AMADER Agence Malienne pour le développement de l’énergie

Domestique et l’Electrification Rurale AMARAP Agence Malienne de Radioprotection APAUSR Agence pour la Promotion de l’Accès Universel aux Services

Régulés ARM Autorité de Régulation Multisectorielle ARSEL Agence de Régulation du Secteur de l’Electricité ASER Agence Sénégalaise d’Electrification Rurale BOO Build – Own – Operate (Construire – Posséder – Exploiter) CCPS Cellule de Coordination de la Présélection et du Programme

Solaire CEB Communauté Electrique du Bénin CER Concession d’Electrification Rurale CME Cellule de Maîtrise de l’Energie CNE Commission nationale de l’énergie (RDC) CNEA Cellule Nationale des Energies Alternatives CNESOLER Centre National d’Energie Solaire et des Energies

Renouvelables CREE Commission de Régulation de l’Electricité et de l’Eau (Mali) CRSE Commission de Régulation du Secteur de l’Electricité (Sénégal) COPIREP Comité de pilotage de la réforme des entreprises publiques DE Direction de l’Energie DGGT Délégation Globale de Gestion Temporaire DNCN Direction Nationale de la Conservation de la Nature DNE Direction Nationale de l’Energie DNGM Direction Nationale de la Géologie et des Mines EDM Energie du Mali EDM-SA Energie du Mali S.A. ENR Energies Nouvelles et Renouvelables EPA Etablissement Publique à caractère Administratif ERIL Projet d’Electrification Rurale d’Initiative Locale ESKOM Société d’exploitation de Manantali FEM Fonds pour l’Environnement Mondial FER Fonds d’Electrification Rurale FERD Fonds d’Electrification Décentralisé FFEM Fonds Français de l'Environnement Mondial IDA Association Internationale pour le Développement IDH Indice de Développement Humain MHE Ministère de l’Hydraulique et de l’Energie


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MINEE Ministère de l’Energie et de l’Eau MMEE Ministère des Mines, de l’Energie et de l’Eau OMVS Organisation pour la Mise en Valeur du fleuve Sénégal ONAP Office National des Produits Pétroliers PANERP Plan National Energie de Réduction de la Pauvreté PASER Plan d’Action Sénégalais d’Electrification Rurale PDER Plan Directeur d’Electrification Rurale PIL Projet d’électrification rurale d’Initiative Locale PEDASB Projet Energie Domestique et Accès aux Services de Base en

milieu rural PNUD Programme des Nations Unies pour le Développement PPER Programme Prioritaire d’Electrification Rurale PPP Partenariat Public – Privé PREM Programme énergétique multisectoriel PV Photovoltaïque RDC République Démocratique du Congo SANRU Programme de Santé Rural (RDC) SBEE Société Béninoise d’Eau et d’Electricité SENELEC Société Nationale d’Electricité (Sénégal) SENEN Service National des Energies Nouvelles (RDC) SNEL Société Nationale d’Electricité (RDC) SONEB Société National des Eaux du Bénin SONEL Société Nationale d’Electricité du Cameroun SONELEC Société Nationale de l’Eau et de l’Electricité (Mauritanie) SOMELEC Société Mauritanienne d’Electricité SOGEM Société de Gestion de l’Energie de Manantali SRHE Services Régionaux de l’Hydraulique et de l’Energie SSD Société de Services Décentralisés TVA Taxe sur la Valeur Ajoutée ZEM Zones d’Electrification Multisectorielle


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1. INTRODUCTION Le présent rapport constitue la version provisoire du rapport final préparé conformément au contrat signé le 15 décembre 2005 entre SOFRECO et le Ministère des Finances, représenté par le BCMI. Selon les termes de référence, cette étude « devra (…) permettre une bonne exécution d’un programme d’électrification rurale ». Fort justement, ces termes de référence indiquent que : « Plus que des projets et des fonds, il est nécessaire d’avoir des mécanismes, des procédures, des structures de gestion appropriées, des arrangements institutionnels etc. ». C’est exactement dans cette optique que ce rapport a été conçu. Il constitue avant tout une étude sur le cadre institutionnel qui devrait être mis en place pour réussir à mettre en place un programme d’électrification rurale en République Démocratique du Congo (RDC) qui soit pérenne et couvre à terme tout le pays. Ce rapport comprend dans sa première partie une analyse comparative détaillée des démarches entreprises dans plusieurs pays aux conditions similaires à celles qui prévalent en RDC, pour en déduire des leçons et des expériences, ainsi que des conditions de succès d’un programme d’électrification rurale. C’est sur la base de ces expériences vécues dans ces pays et ailleurs dans le monde en voie de développement et émergent, que se fonde l’approche proposée de mise en place d’une Agence Congolaise d’Électrification Rurale (ACER) accompagné d’un Fonds spécial d’Électrification Rurale. La démarche proposée repose sur un partenariat public privé qui apparaît être la clé du succès. Ce rapport comprend également une analyse du système juridique existant et en voie d’adoption pour en relever les contraintes et lacunes avant de proposer les textes juridiques encadrant la mise en place des nouvelles institutions recommandées. Conformément aux termes de référence, ce rapport inclut un manuel de procédures contenant une analyse de la demande potentielle, des sources énergétiques et des orientations de solutions pour alimenter les populations des zones rurales. Enfin, on trouvera une proposition de projets pilotes pour chacune des régions de la RDC.

2. ANALYSE COMPARATIVE Le secteur électrique de la plupart des pays africains a subi une dégradation de sa performance au cours des années, notamment en terme technique (qualité de service), économique et financier, ce qui a conduit les états à engager depuis la fin des années 80 de profondes réformes institutionnelles.

En parallèle à cette évolution, les gouvernements prennent conscience du problème de l’électrification rurale, souvent laissée pour compte par les institutions monopolistiques héritées de l’indépendance et guère plus intéressante aux yeux des opérateurs privés qui les reprennent.

Dans ce chapitre sont passées en revue les mesures de réforme entreprises dans cinq pays africains (Bénin, Cameroun, Mali, Mauritanie et Sénégal) en matière d’électrification rurale. Cette comparaison a pour but de faire ressortir ce qui pourrait être adopté dans le cadre de l’électrification rurale en RDC.


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2.1 MALI 2.1.1 Etat du marché de l’électricité

Après son accession à l’indépendance, le 22 septembre 1960, l’État malien a accordé, le 17 janvier 1961, une convention de concession de la production et de la distribution d’énergie électrique et d’eau sur le territoire de la République à une société dénommée «Énergie du Mali» (EDM), dont l’État détenait 55 % du capital social, part qui sera successivement portée à 94 %, à 97,2 % puis à 100 % et, actuellement, à 40 %.

A l’heure actuelle, la politique énergétique du Mali se définit notamment par un désengagement de l’Etat des activités opérationnelles de l’énergie électrique. Le secteur connaît la libéralisation de son marché avec la privatisation de la société d’Energie du Mali le 21 décembre 2000. 60 % des actions et l’ensemble des biens ont été cédées au consortium SAUR et IPS West Africa le 15 novembre 2000. EDM devient alors EDM-S.A. partenaire privé et concessionnaire du service public de l’électricité et de l’eau potable au Mali pour une période de 20 ans extensible à 25 ans. Cependant, le partenaire qualifiant et majoritaire, SAUR, se serait aujourd’hui retiré du groupement pour ne laisser que le groupe IPS West Africa.

Les opérateurs privés sont responsables de la production, de la distribution et du transport. Ils sont au nombre de trois : (i) le concessionnaire du service public de l’électricité, Electricité du Mali (EDM-S.A.) ; (ii) les Sociétés de Services Décentralisés (SSD) ; et (iii) les auto producteurs (agro-industries, sociétés minières et textiles, etc.).

Les SSD ont été créées en 1999. Ces sociétés fournissent un service électrique rémunéré aux populations rurales des zones concernées. Deux de ces SSD se situent dans les régions de Kayes et Sikasso. Elles produisent, distribuent et vendent les services de l’électricité sur la base de conventions signées avec l’Etat Malien.

2.1.2 Etat des lieux du secteur de l’électrification rurale

Le taux d’électrification du pays est faible avec une moyenne nationale de 10 % et moins de 1 % en milieu rural. Sur les 12 000 localités du pays, seules 55 sont électrifiées.

Les textes législatifs et réglementaires du secteur de l’électricité confèrent une place prépondérante à l’électrification rurale. Cependant, le Plan Directeur de l’Electricité, couvrant la période 1990 – 2000, n’y faisait pas mention. De plus, ce cadre juridique et institutionnel mis en place, ainsi que le régime de l’électricité adopté en 1990, ont longtemps entravé les initiatives privées en raison du monopole accordé à la EDM. L’ouverture du marché et la volonté du gouvernement pour le développement de l’électrification rurale devrait agir dans ce sens.

La première initiative concrète en matière d’électrification rurale est le Projet Énergie Domestique et Accès aux Services de Base en milieu rural (PEDASB) financé par l’Association Internationale pour le Développement (IDA), et la Caisse du Fonds pour l’Environnement Mondial (FEM).


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Dans le cadre de ce projet, les actions prioritaires ont été :

l’appui institutionnel aux services techniques de l’énergie en mars 2003 ;

la mise en place et opérationnalisation de l’Agence Malienne pour le développement de l’énergie Domestique et de l’Electrification Rurale (AMADER) en avril 2003 ;

l’établissement du Plan Directeur et d’un Programme Décennal d’Electrification Rurale en août 2003 ;

la création du Fonds d’Electrification Rurale (FER) en décembre 2003.

Dans ce contexte, 5 à 7 vastes SSD, appelées Zones d’Electrification Multisectorielle (ZEM), et 8 à 10 petites SSD ont été considérées. Une ZEM se définit comme une entité comportant plus de 5 000 consommateurs et de petites sociétés de production. Les petites SSD regroupent quant à elles des communautés rurales isolées avec moins de 1 000 consommateurs ou des petites sociétés de production.

La création de l’AMADER et le cadre institutionnel mis en place en 2000 visent donc à une plus grande pénétration de l’électricité dans les zones rurales et périurbaines. Les chapitres suivants présentent les structures en charge de l’électrification rurale qui comme l’AMADER cherchent à promouvoir son développement.

2.1.3 Organisation Institutionnelle de l’Electrification Rurale

Les activités du secteur de l’énergie sont placées sous la responsabilité du Ministère des Mines, de l’Energie et de l’Eau (MMEE) qui, par la Direction Nationale de l'Energie (DNE), est responsable de la définition de la politique, de la planification générale, de la réglementation, du contrôle et du suivi des activités du secteur.

Le Centre National d’Energie Solaire et des Energies Renouvelables (CNESOLER), service rattaché à la DNE, s’occupe de la recherche et de la vulgarisation des équipements d’énergie renouvelable.

Au niveau régional la DNE est représentée par les Services Régionaux de l’Hydraulique et de l'Energie (SRHE) et au niveau des préfectures par des services subrégionaux.

L’organisation du secteur a été renforcée en 2000 avec la création de la Commission de Régulation de l’Electricité et de l’Eau (CREE) qui est une structure autonome et indépendante, chargée entre autres de :

soutenir le développement du service public de l’électricité ;

défendre les intérêts des usagers et la qualité du service public de l’électricité : la CREE effectue donc la régulation du service public à l’intérieur du périmètre de concession d’EDM-SA et pour des localités possédant une puissance installée supérieure à 250 KW ;

promouvoir et organiser la concurrence entre les opérateurs du secteur de l’électricité ;

définition, approbation et contrôle de la politique tarifaire ;

suivre les transactions entre opérateurs de l’électricité ;

arbitrer les conflits entre les acteurs (opérateurs, Etat, usagers) ;


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assister les autorités compétentes de l’Etat dans l’élaboration des politiques de développement sectorielles ;

contrôler les appels d’offres et les octrois de concessions et délégations de gestion.

Le Mali s’est également doté, en 2003, d’une structure institutionnelle relative à l’électrification rurale : l’AMADER. L’Agence est chargée de la maîtrise de l’énergie domestique et du développement et l’accès des populations rurales et périurbaines aux services d’énergies modernes. Elle doit également assurer pendant 5 ans la mise en œuvre du Projet PEDASB.

Cette entité bénéficie à la fois d'outils financiers (le FER) et d'un environnement institutionnel, juridique et réglementaire. L’AMADER a donc vocation à être la seule agence compétente pour gérer l’électrification de toutes les zones dont la puissance installée prévisionnelle, 3 ans après l’attribution d’une autorisation, n’excède pas 250 kW. Elle régule, contrôle et participe au financement de cette activité. Ses responsabilités sont notamment de : développer les mécanismes pratiques de mise en œuvre des lois et règlements

édictés dans le domaine de l’électrification rurale ; organiser et administrer des appels à candidatures pour l’attribution

d’autorisations sur des zones définies ; instruire les demandes d’autorisation et soumettre au Ministre chargé de l’Energie les recommandations pour l’attribution des autorisations ;

assurer le respect des termes des autorisations ; suivre le secteur dans tous ses aspects économiques, statistiques, techniques ; proposer au Ministre chargé de l’Energie l’évolution des normes techniques

applicables au secteur ; assurer la coordination avec le secteur interconnecté ainsi qu’entre

l’électrification rurale et les autres activités participant au développement rural et utilisant l’électricité ;

attribuer les fonds de faible niveau sous forme de subvention pour le montage de dossiers de demande d’autorisation ;

obtenir et gérer les ressources nécessaires pour le budget de fonctionnement de l’AMADER et les opérations financées par le FER (infrastructures) ;

superviser la familiarisation des clients à l’électricité et la formation des personnels des permissionnaires et des déclarants ;

recevoir et instruire les litiges entre clients, permissionnaires et déclarants au cas où la commission locale de résolution des conflits aura échoué dans sa mission de conciliation et proposer au Ministre chargé de l’Energie les sanctions adéquates ;

décider et administrer les coûts des services suivant les technologies utilisées comme source de production d’énergie, le nombre d’abonnés et le niveau de la subvention accordée aux opérateurs pour les réalisations des infrastructures.

L’AMADER s’impose donc comme organisme clé du développement de l’électrification rurale au Mali.

2.1.4 Organisation Juridique en Vigueur

Après l’échec d’une tentative de participation du secteur privé sous la forme d’une Délégation Globale de Gestion Temporaire (DGGT) mise en place en 1995 et arrêtée en 1998, le Gouvernement a adopté un programme de réformes des secteurs de l’électricité et de l’eau potable dont l’un des objectifs est de libéraliser


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le secteur de l’énergie pour encourager la participation des opérateurs privés et les initiatives de municipalités décentralisées ;

Libéralisation du marché

L’Etat a donc décidé de libéraliser le secteur de l’électricité selon les modalités prévues dans l’Ordonnance n° 00-019/P-RM du 15 mars 2000 portant organisation du secteur de l’électricité et fixant les modalités d’application de celle-ci. Le secteur est donc régi par des textes et des ordonnances qui consacrent entre autres : le désengagement de l’Etat des activités opérationnelles de l’industrie électrique (des opérations productives), la libéralisation du secteur et la clarification du rôle des acteurs (Etat, collectivités territoriales, opérateurs, organe de régulation) et confèrent à l’électrification rurale une nette priorité dans le cadre de la lutte contre la pauvreté.

Les principales modalités de la réglementation sont les suivantes : Conformément aux dispositions de l’article 4 de la loi portant organisation du

secteur de l’électricité, les activités de production, de transport, de distribution, d’importation, d’exportation et de vente d’électricité en vue de satisfaire les besoins du public relèvent du service public de l’électricité et sont déléguées à des opérateurs privés ou publics dans le cadre de concession ou d’Autorisation.

La maîtrise d’ouvrage du service public de l’électricité est assurée par l’Etat à travers la DNE.

Des Opérateurs Privés assurent, dans le cadre d’une délégation de service public du maître d’ouvrage, la fonction de réalisation et/ou de gestion et maintenance des installations d’électricité.

Les auto producteurs produisent de l’électricité pour leur propre usage. Conformément aux dispositions de l’article 9 de l’ordonnance portant

organisation du secteur de l’électricité, EDM-SA est propriétaire des installations de production thermique et hydraulique, de transport et de distribution d’électricité. Ces installations sont considérées comme bien de retour et grevées d’un droit de transfert de fin de concession au profit soit du maître d’ouvrage, soit du nouveau concessionnaire à l’intermédiaire du maître d’ouvrage. EDM-SA a la responsabilité de la gestion des installations de production hydroélectrique, mais celles-ci sont maintenues dans le domaine public de l’Etat. Elle se charge du développement et de l’exploitation des activités précédentes ainsi que de la vente de l’énergie électrique dans la limite de son domaine concédé.

L’achat en gros d’électricité auprès des producteurs indépendants est assuré à titre exclusif par le ou les concessionnaire(s) de transport ou de distribution pendant une période de dix ans au titre de leur qualité d’Acheteur Central sur le réseau qui leur est concédé. A l’expiration de cette période, la CREE pourra autoriser certains producteurs et certaines catégories de consommateur ou distributeur tiers à conclure des conventions de fourniture directe d’électricité entre eux sur la base du décret spécifique adopté en Conseil des Ministres.

Alors que EDM-SA assure à titre exclusif le transport d’électricité haute tension sur le territoire, la distribution d’électricité moyenne et basse tension à l’intérieur des périmètres qui lui sont concédés est assurée à titre exclusif par le concessionnaire.

En mars 2003, le Gouvernement adopte alors un cadre de référence pour le développement de l’énergie domestique et de l’électrification rurale.


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Définition de différentes instances

Les modalités prévues dans l’ordonnance n° 00-021/P-RM du 15 mars 2000 portent création et organisation de la CRE, régulateur du secteur de l’Electricité.

L’AMADER est un EPA, régie par la Loi n°90-110 portant principes fondamentaux de la création, de l’organisation et du fonctionnement des EPAs. A ce titre, l’AMADER est dotée de la personnalité morale et de l’autonomie financière. Elle est créée par la Loi 03-06/AN-RM du 21 mai 2003.

Politique tarifaire

Les tarifs de vente d’électricité sont établis conjointement par la CREE et EDM.SA. Cependant le domaine d’intervention actuel de la CREE est confiné aux périmètres concédés. Pour les autres opérateurs, les prix des ventes sont libres et c’est l’Etat qui fait office de régulateur. Les prix d’achats aux producteurs indépendants sont négociés entre ceux-ci et le concessionnaire du réseau de transport ou distribution. Suivant les dispositions de l’Ordonnance portant organisation du secteur de l’électricité, les tarifs réglementés sont des prix plafonds.

2.1.5 Organisation Financière du Secteur

Etant donné l’importance des financements en électrification rurale, le Mali a connu la création d’un Fonds d’Electrification Rurale (FER).

Le caractère très innovant des schémas d’électrification rurale fait peser des risques particuliers sur les investissements engagés par le secteur privé. Le projet de la Banque Mondiale a donc prévu la conception de ce Fonds et d’un mécanisme de « garantie partielle pour les risques souverains » pour les investisseurs privés.

Mesures d’incitations fiscales et douanières

Afin de soutenir et encourager les efforts des futurs investisseurs pour l’exploitation de mini-centrales, le Gouvernement Malien a prévu des mesures d’incitation fiscales et douanières.

Ainsi, l’arrêté n°04/MEF-56 du 12 Juillet 2004 prévoit que les entreprises adjudicataires de marchés ou contrats de l’AMADER et leurs sous-traitants sont exonérés des impôts, droits et taxes suivants :

Taxe sur la Valeur Ajoutée (TVA) ; Droits d’enregistrement et de timbre sur marchés et /ou contrats ; Taxe sur les contrats d’assurance ; Patente sur marchés ou contrats.

2.1.6 Conclusions

D’après la Revue Sectorielle de l’ENDA, les autorités maliennes ont franchi avec succès l’épreuve de la refonte du cadre juridique et institutionnel du secteur de l’énergie avec l’adoption de l’ensemble des textes prévus. Le défi le plus important qui reste à relever est celui de l’adéquation du cadre nouveau avec les impératifs de développement du secteur et notamment celui de l’électrification rurale.

D’autre part, les outils juridiques mis en place semblent constituer une bonne base au bon déroulement des fonctions attribuées à l’AMADER. Cependant, il convient de signaler qu’il est nécessaire d’avoir une participation accrue du privé pour le développement du secteur de l’électrification rurale. L’AMADER ne dispose pas de ressources financières, techniques et humaines conséquentes.


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2.2 SENEGAL 2.2.1 Etat du marché de l’électricité

Concernant le secteur de l’électricité, la stratégie du Gouvernement dans le sous-secteur de l’électricité conventionnelle s’oriente vers la promotion de la concurrence et de la participation du secteur privé dans les activités de production, de transport, de distribution et de vente d’énergie électrique.

Le Sénégal connaît donc des réformes et une libéralisation du marché. La Société Nationale d’Electricité (SENELEC) n’a plus son monopole de fait. Le pays est dans une phase d’ouverture du marché à des entreprises marchandes sénégalaises et internationales ainsi qu’aux collectivités locales et aux associations. La SENELEC est privatisée. Elle est sous contrat de concession. Cependant, malgré cette privatisation en 1999, l’accord de concession a été résilié et la SENELEC, toujours en concession, est redevenue entièrement publique.

La nouvelle législation a mis en place la Commission de Régulation du Secteur de l’Electricité (CRSE) qui va gérer la production indépendante par appel d’offres.


Des efforts importants ont été consentis par l’Etat ces dernières années pour le développement de l’accès à l’électricité en zones rurales. Le taux d’électrification rurale est évalué à 8 % en 2001 contre 5 % en 1997. Fin 2001, 600 villages sur un total de 13 437 villages pour l’ensemble du pays avaient accès à l’électricité.

Il y a lieu de noter les ressources importantes allouées ces dernières années par l’Etat à l’électrification rurale, de l’ordre de 17 milliards de francs entre 1995 et 2001. Quelques 300 villages dont 169 chefs lieux de communauté rurale ont été électrifiés sur la même période.

La croissance des projets d’électrification rurale figure parmi les objectifs prioritaires du Gouvernement car elle répond aux buts visés par sa stratégie de réduction de la pauvreté.

Le nouveau cadre institutionnel et réglementaire défini en 1998 a créé l’Agence Sénégalaise d’Electrification Rurale (ASER). Un programme pluriannuel d’investissements a alors été proposé. Il a pour objectif de porter le taux d’électrification rurale de 7,4 % en 2001 à 62 % en 2022. Il vise à une plus grande pénétration de l’électricité dans les zones rurales et rappelle la nécessité d’ériger le secteur privé en acteur majeur de l’électrification rurale. Cette nouvelle stratégie opte pour un partenariat public – privé.

Deux mécanismes participent à l’électrification rurale du pays : les Programmes Prioritaires d'Electrification Rurale de l'État (PPER) et les Projets Electrification Rurale d'Initiative Locale (Projets ERILS).


Selon la nouvelle Loi de 1998 régissant le secteur de l’électricité, le Ministre chargé de l'Energie est responsable de la préparation et de la mise en œuvre de la politique générale du secteur définie par le Chef de l’Etat, de la définition du Plan National d’Electrification ainsi que des normes applicables au secteur. Le Ministre accorde les licences et les concessions, sur recommandation de la CRSE.

Aux termes de la loi n° 98-29 et du décret n° 98-333, la CRSE est chargée de la régulation des activités de production, transport, distribution et de vente d'énergie électrique.


C984 13

L’ASER est une unité autonome de service publique créée par décret n° 99-1254 du 30 décembre 1999. La création de l'ASER affirme le caractère spécifique et prioritaire accordé à l'électrification rurale.

Elle a pour missions : l’élaboration des PPER sur la base du plan d’électrification défini par le Ministre

chargé de l’énergie ; la sélection des opérateurs et la préparation des dossiers pour l’attribution des

concessions en relation avec la Commission ; l’assistance technique et l’assistance financière aux opérateurs attributaires de

concessions d’électrification rurale ; et le suivi-contrôle de l’exécution des PPER.

L’ASER s’est donc vu confier la mise en œuvre du Plan d’Action Sénégalais d’Electrification Rurale (PASER) qui se constitue : Des PPER. Chaque année, l’ASER définit les PPER à mettre en œuvre, avec

pour objectif la couverture progressive du territoire. Après avoir sélectionné un bureau d’étude par appel d’offre international, l’ASER détermine pour un périmètre ou une concession, les taux de desserte des marchés d’électrification rurale en rapport avec les options technologiques possibles. Les PPER sont mis en œuvre par des opérateurs privés concessionnaires, sélectionnés par appels d’offres lancés par l’ASER et instruits par la CRSE.

Des projets ERIL. Ces projets plus petits sont complémentaires des PPER. Il s’agit surtout d’autoriser un modèle de vente de services par une gestion communautaire (collectivités locales, ONG, groupement d’usagers), là où il n’est pas prévu l’attribution de concessions dans un avenir proche. Lorsqu’il existe un projet ERIL dans une concession qui lui est attribuée, l’opérateur de cette dernière peut reprendre l’ERIL après conclusion d’un accord avec l’opérateur ERIL sous l’égide de la CRSE.

L’objectif de ce fonctionnement en concession est de constituer des marchés agrégés et compacts d’une taille et d’une durée économique suffisante pour attirer les investisseurs et opérateurs privés et contribuer au développement des usages productifs et sociaux.


Réforme du secteur de l’électricité

En 1998, le Gouvernement de la République du Sénégal a réformé le secteur de l'électricité afin de garantir l'approvisionnement du pays en énergie électrique au moindre coût et élargir l'accès des populations à l'électricité, notamment en zones rurales. Des innovations majeures ont été apportées par la loi n° 98-29 du 14 avril 1998 relative au secteur de l'électricité, parmi lesquelles :

La SENELEC bénéficie d'un contrat de concession pour continuer à exploiter ses réseaux interconnectés et secondaires, mais perd le monopole de production et de distribution.

Elle a aussi la qualité d'Acheteur unique en gros de toute l'électricité qui sera produite au Sénégal ou importée pour satisfaire la totalité des besoins, et ce jusqu’au 31 mars 2009. La SENELEC est responsable pour la durée de sa concession, du développement de la production en recourant à des installations nouvelles qui lui sont propres ou par recours à la production indépendante. Le recours à la production indépendante se fera par appels d'offres lancés par la CRSE et auxquels la SENELEC pourra postuler en concurrence avec des producteurs indépendants.


14 C984

Concernant le régime de propriété des installations SENELEC de production, de transport et de distribution, le Gouvernement a décidé dans un avenant à la Loi passé en 2001 de les ramener toutes à la propriété de l'État. Ces installations restent à la disposition de la SENELEC dans le cadre de la concession de service public ; à la fin de la concession, les installations mises à la disposition de la SENELEC ainsi que celles construites par elle seront reprises par l'État.

La SENELEC voit son périmètre se restreindre à l’électrification urbaine et aux villes, villages déjà sous son contrôle. La distinction entre concessions SENELEC et concessions d’Electrification Rurale est bien marquée. La SENELEC reste, sur demande, fournisseur d’énergie pour l’opérateur de la concession rurale, c’est-à-dire qu’elle peut vendre le kWh moyenne tension à un tarif contrôlé par la CRSE.

Politique tarifaire

La tarification des services d’électricité est établie et contrôlée par la CRSE. Les tarifs de l’électricité sont donc soumis à régulation, sur la base des plafonds de prix.

Les conditions tarifaires et la période d’application seront définies au cas par cas dans le cahier des charges du titulaire de licence de vente ou de concession d'électrification rurale.

La définition des tarifs par le Ministère chargé de l’Energie et la CRSE autoriseront les niveaux de revenus suffisant pour permettre au titulaire de concessions d'obtenir un taux de rentabilité normal compte tenu des dépenses prévisionnelles d'amortissement, de production ou d'achat de l'électricité, de salaires, d'autres frais d'exploitation y compris les taxes et impôts, sans oublier les coûts provenant du respect des obligations réglementaires et ceux liés au respect des obligations de service public.

Un tarif unique pour un service énergétique identique sera appliqué aux usagers abonnés à l’intérieur d’une même concession rurale. Ce tarif peut cependant varier d’une concession à l’autre. Pour chaque concession, le montant initial des tarifs ainsi que les différents niveaux et prix de forfaits seront fixé par la CRSE.

Le tarif sera basé sur : Un tarif uniforme de l’électricité pour les ventes au kWh à l’intérieur de chaque

concession ; Un système de tarification forfaitaire pour les clients à consommations modeste

dans les concessions rurales ; L’instauration d’un système de préfinancement via la facture de services

connexes additionnels comme la maîtrise de l’énergie ou les installations intérieures. Plus la connexion initiale.


En matière d’investissement, le concessionnaire a libre choix de la technologie pour optimiser sa rentabilité. L’essentiel des investissements doit être réalisé sur les 3 premières années. Pour atteindre les objectifs de rentabilité sur le capital propre du concessionnaire et réduire les risques à l’investissement, un mécanisme de subventions sera mis en place.

En matière de financement, l’ASER pourra apporter des subventions d’investissement aux opérateurs chargés de l’électrification rurale ; elle pourra également leur accorder des prêts à des taux bonifiés. En outre, ses activités pourront s’étendre à d’autres domaines, par exemple l’octroi de crédits directs à des promoteurs, comme les fournisseurs ou les distributeurs de systèmes solaires photovoltaïques domestiques.


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Subventions

Les subventions ne porteront pas directement sur le tarif mais uniquement sur les investissements réalisés pendant les 3 premières années. La subvention ne couvre donc pas les coûts de fonctionnement. Cependant, la diminution des montants à amortir permettra un abaissement global des coûts et l’application de tarifs plus abordables.

Un dispositif ad hoc d’ajustement des subventions alimenté par une ligne de financement du Fonds Mondial de l’Environnement est envisagé pour atténuer les barrières d’adoption des Energies Nouvelles et Renouvelables (ENR) tout en maintenant la pression concurrentielle entre les filières technologiques.

Fonds d’Electrification Rurale

Le fonds mis en place par l’ASER a pour objectif : De gérer une ligne de subvention qui sera délivrée en fonction des résultats

effectivement réalisés par les concessionnaires bénéficiaires ; D’appuyer le développement de PREMs contribuant à la réduction de la

pauvreté et à l’accès à l’électricité des services productifs et sociaux de base.

Ce fonds constitue avant tout un mécanisme pérenne pour le financement du développement de l’électrification rurale au Sénégal. Il permettra notamment aux usagers d’avoir des factures compatibles avec leurs revenus.

L’Etat du Sénégal est en train de mettre en place les modifications nécessaires dans le domaine fiscal pour rendre le cadre législatif et réglementaire attractif pour les opérateurs d’électrification rurale et les usagers. Il convient de noter déjà l’exonération de TVA sur les factures des usagers à faible consommation et la suppression des droits de douanes sur les équipements relatifs aux installations d’électrification rurale.

2.2.6 Conclusions

Le cadre législatif et réglementaire de la réforme de l’électricité est bien en place et a connu ses premières applications.

La privatisation de la SENELEC a connu des soubresauts et a été reportée à des temps où la conjoncture économique mondiale dans le secteur énergétique sera meilleure. SENELEC fonctionne aujourd’hui tant bien que mal dans le cadre de sa concession mais sous propriété publique et sans intervention privée.

La création de l’ASER a permis de mettre en place un ambitieux programme d’électrification rurale fondé pour l’essentiel sur un partenariat public – privé effectif. Le premier appel d’offre pour une concession PPER est en cours, ainsi que les pré qualifications de la première vague de projets ERILS. La conception du programme paraît très prometteuse et est en tout cas innovatrice, sur le plan institutionnel et sur le plan des mécanismes destinés à attirer des investisseurs étrangers.

2.3 BENIN 2.3.1 Etat du marché de l’électricité

Dès janvier 2005, le Gouvernement avait déjà adopté et mis en place progressivement les mesures suivantes : la séparation des activités liées à l’eau des activités liées à l’électricité de la

Société Béninoise d’Eau et d’Electricité (SBEE), afin de mieux développer chacune de ces filières ;


16 C984

la création d’une Autorité de régulation des secteurs de l’électricité et de l’eau, afin de contrôler et assurer l’équité entre les principaux acteurs ;

l’ouverture du secteur de l’électricité à la participation du secteur privé, notamment dans la branche relative à la production d’électricité ;

la création (en juillet 2004) d’une agence d’électrification rurale afin de promouvoir et superviser les activités d’électrification des zones défavorisées.

Le Bénin vendait jusque là l’énergie électrique sous son coût de production. C’est une des raisons pour laquelle la privatisation de la SBEE et la fin du monopole de l’Etat ont été préconisés dans un contexte d’économie libérale. Il convient de signaler qu’en 2002 les prix de l’électricité et de l’eau ont été réajustés.


A la fin 2004, le taux d’accès à l’électricité varie de 79,11 % sur le littoral à 4,64 % à Atacora. Ce taux au niveau national est de 22,05 %. Il a augmenté entre 1990 et 2004 de 11 %. Cet accès à l’électricité paraît particulièrement inégalitaire puisqu’en majorité les localités rurales éloignées n’en bénéficient pas. Plusieurs de ces localités ont été pré-électrifiées dans le cadre de projets de pré-électrification rurale, ce qui démontre à suffisance les difficultés rencontrées par la SBEE pour mobiliser les capitaux nécessaires à l’extension et à la densification de son réseau de distribution.

Néanmoins, le Bénin place l’électrification rurale dans les stratégies de lutte contre la pauvreté et de développement local. C’est pourquoi, le pays s’est doté alors en décembre 2003 d’une agence d’électrification rurale, nommée l’Agence Béninoise d’Electrification Rurale et de Maîtrise d’Energie (ABERME), dont les statuts furent adoptés en juillet 2004.

Le pays avait auparavant déjà créé en 2002 une Cellule de Coordination de la Présélection et du Programme Solaire (CCPS). Il s’agissait alors de la première initiative en matière d’électrification rurale.

Un schéma directeur d’électrification rurale a été élaboré et sa mise en œuvre est prévue pour démarrer courant de l’année 2006.


Le secteur de l’Energie est sous tutelle du Ministère des Mines, de l’Energie et de l’Hydraulique (MMEH). Par le biais d’une loi de 2001, il est prévu de préciser le rôle de l’Etat qui devrait avoir pour missions notamment : d’assurer la planification, le contrôle et le développement du secteur, ainsi que

la coordination des actions des différents acteurs de celui-ci ; de suivre, d’animer, de coordonner et d’évaluer la politique d’investissement et

de financement du service de l’énergie électrique ; de fixer par voie réglementaire les normes et spécifications techniques

applicables aux installations électriques ; de coordonner et/ou d’assurer aux plans administratif, technique et financier,

l’assistance nécessaire à la gestion et au développement de l’électrification rurale ;

de prendre des actes réglementaires relatifs à la fixation des tarifs après avis consultatif de l’Autorité de régulation.

La Direction de l’Energie (DEN), rattachée au MMEH, est responsable de préparer, en liaison avec les structures nationales compétentes, la politique du gouvernement


C984 17

dans le secteur de l’Energie, y compris les aspects réglementaires, et de veiller à sa mise en œuvre. Elle assure également la tutelle des entreprises énergétiques publiques.

L’ABERME est placée sous la tutelle du Ministère et est un établissement public à but non lucratif, doté de la personnalité morale et de l’autonomie organisationnelle et financière. Elle a pour mission de soutenir la mise en œuvre de la politique de l’Etat dans le domaine de la maîtrise de l’énergie et de l’électrification rurale. Les activités de l’ABERME sont financées par le fonds d’électrification rurale et de maîtrise de l’énergie mobilisé par décret.

Ses attributions sont plus précisément :

de faire les études stratégiques, d’élaborer les programmes nationaux et régionaux de développement ;

de réaliser les projets pilotes de démonstration ; d’appuyer le montage de projets par divers acteurs à travers la stimulation de

l’initiative locale, l’assistance technique et la prestation de services divers ; de promouvoir la maîtrise de l’énergie et l’investissement privé dans

l’électrification rurale ; d’instruire les projets d’investissement sollicitant le bénéfice des mesures de

promotion de la maîtrise de l’énergie et de l’électrification rurale ; de contribuer au développement et au renforcement du secteur privé national ; de contribuer à la recherche et au développement de solutions technologiques

novatrices et à moindres coûts ; de mobiliser et gérer le fonds d’électrification rurale, et les subventions de

l’électrification rurale.

La CCPS est chargée de la mise en œuvre de la politique de l’Etat en matière de pré-électrification en milieu rural. La politique de Pré-électrification en milieu rural est uniquement la désignation d’un ensemble de projets visant à l’installation de groupes électrogènes.

La troisième structure impliquée dans le secteur de l’Electrification Rurale est l’autorité de régulation des secteurs de l’électricité et de l’eau. Cependant, le rôle de cette dernière sera précisé par le projet en cours d’élaboration.


Le Bénin est en phase d’achèvement de son processus de réforme du cadre législatif et institutionnel du secteur de l’électricité. En effet, le Bénin qui n’avait pas de code national d’électricité a fait adopter par son gouvernement un projet de code de l’électricité.

Ce projet de loi devait être examiné en décembre 2004 par le Parlement. Pour l’instant, le secteur de l’Energie, sous tutelle du MMEH, régi par le décret n° 2001 – 170 du 07 mai 2001. Cette loi a pour objet de définir : les orientations de la politique générale d’organisation du secteur de l’électricité

en République du Bénin ; le cadre juridique au sein duquel sont exercées les activités de production, de

transport, de distribution, d’importation et d’exportation de l’énergie électrique en République du Bénin ;

les modalités de participation des entreprises privées au secteur de l’électricité, notamment le régime de propriété et d’usage des installations électriques et des biens à affecter à leur exploitation ;


18 C984

la mise en place des règles de concurrence et des modalités de contrôle liées à la mission de service public de production, de transport, de distribution, d’importation et d’exportation de l’énergie électrique .

Le principe de la responsabilité exclusive de l’Etat Béninois dans les activités de transport, de distribution, d’importation et d’exportation de l’énergie électrique sera maintenu dans le cadre de cette loi.

En revanche, afin de s’adapter aux exigences de développement du secteur, il est prévu que les personnes privées au moyen d’accord ou de convention (concession ou autres) prennent une part désormais à ces activités.

Autres principaux acteurs du secteur

La Communauté Electrique du Bénin (CEB) a été créée à la suite de l’Accord et Code Daho-Togolais de l’électricité du 27 juillet 1967, avec pour objectif de fournir de l’énergie électrique de qualité, en quantité suffisante et à moindre coût aux deux Etats (Bénin/Togo). Il s’agit donc d’un organisme binational qui exploite des ressources hydroélectriques depuis cette date. Elle possède le monopole de production hydroélectrique, du transport et des importations d’électricité dans chaque pays. Elle est sous la tutelle d’un Haut Conseil Interétatique composé de ministres des deux pays.

La SBEE a été créée par l’ordonnance n° 73-13 du 7 février 1973. C’est un établissement public à caractère industriel et commercial qui gérait à la fois le secteur de l’eau et de l’électricité. Elle assurait le transport, la distribution de l’énergie électrique au Bénin, ainsi que la captation, l’épuration, la distribution d’eau et l’évacuation des eaux usées. Suite au changement dans les réformes, la SBEE devient la Société Béninoise de l’Electricité et ne s’occupe plus du secteur de l’eau. La SBEE est sous la tutelle du MMEH mais, dispose d’un statut paraétatique qui lui donne une certaine autonomie de gestion.

Les auto-producteurs désignent toute personne physique ou morale produisant de l’électricité pour son compte personnel. En particulier au Bénin il s’agit d’industriels installés dans des zones où il n'y a pas de réseaux interconnectés.

Politique tarifaire

Le Bénin n’ayant pas encore achevé sa réforme du cadre législatif et institutionnel, il est particulièrement difficile de trouver des informations particulières sur la politique tarifaire du secteur. On peut seulement supposer que l’autorité de régulation du secteur qui devrait voir le jour soit consultée à ce sujet.


L’ABERME est financée par les dotations de l’Etat, les subventions des bailleurs de fonds, les dons et les legs, et une partie des taxes sur le kWh d’électricité et sur le litre d’essence vendus.

Outre le financement des activités de l’ABERME, le fonds d’électrification rurale est destiné aux subventions de l’électrification dont les montants peuvent varier de 60 à 70 % du total des investissements.

2.3.6 CONCLUSIONS

Les mesures entreprises en matière d’électrification rurale au Bénin sont très traditionnelles. Elles ont été conduites jusqu’à présent par la SBEE, société d’Etat verticalement intégrée. Cependant, celle-ci connaît à l’heure actuelle de sérieux problèmes financiers, avec des arriérés de paiement à l’encontre de la CEB. Ces


C984 19

difficultés financières se traduisent par des délestages et des risques pour l’activité économique du pays. La Banque Mondiale et le FMI poussent donc le Gouvernement à la privatisation du SBEE.

La Revue Sectorielle de ENDA conseille de mettre en place un cadre propice à la participation du secteur privé à l’investissement et la gestion des infrastructures en milieu rural. Cela passe notamment par un dispositif d’incitation à l’investissement. L’absence apparente de ce dernier semble être une contrainte à l’augmentation du taux d’électrification rurale.

Les quelques initiatives en matière d’électrification rurale sont essentiellement des centrales diesel isolées avec des coûts de revient élevés. Le gouvernement devra être actif dans la promotion des énergies renouvelables et rendre, par exemple, systématique l’exonération d’impôt sur leurs équipements.

2.4 CAMEROUN

2.4.1 Etat du marché de l’électricité

En juillet 2001, l'ancien opérateur, Société Nationale d’Électricité du Cameroun (SONEL), est privatisé sous le nom de AES-SONEL. La compagnie américaine AES a payé 69 millions de dollars pour acquérir 56 % des actions de la SONEL. Elle a ainsi obtenu pleine responsabilité de la gestion de trois segments du marché, à savoir la production, le transport et la distribution de l’électricité pour une période de 20 ans. AES-SONEL devient concessionnaire du réseau électrique camerounais.

Un premier plan énergétique national du Cameroun avait été adopté en 1989. Le deuxième est en préparation au Ministère de l’Energie et de l’Eau (MINEE). Pour améliorer l’offre de services énergétiques, le Gouvernement indique quelques programmes prioritaires dans le secteur de l’électricité, les produits pétroliers et l’électrification rurale. Un « Plan National Energie de Réduction de la Pauvreté » (PANERP) a été élaboré en juin 2005, avec le soutien du PNUD et de la Banque Mondiale, et vise principalement le renforcement de la fourniture d’énergie électrique pour améliorer le fonctionnement des services sociaux (centres de santé et établissements scolaires).

Le secteur reste caractérisé par un faible taux d’accès des ménages à l’électricité dans l’ensemble du pays, et plus spécifiquement dans les zones rurales. Ce taux est de 47,4 % en 2004. Cette situation a pour causes : les coûts élevés de raccordement des ménages et des établissements sociaux au réseau électrique du concessionnaire de service public AES-SONEL, aussi bien en zone urbaine que dans les zones rurales.


Au Cameroun, seulement 2 111 localités sont électrifiées, soit uniquement 21 % des ménages des zones rurales. Il reste plus de 10.000 localités non électrifiées parmi lesquelles 103 chefs lieux d’unités administratives et près de 80 localités totalisant chacune plus de 10 000 habitants. En 2004, le pays compte environ 455 000 abonnés desservis par le concessionnaire du service public dont environ 65 000 en zones rurales.

Le Gouvernement souhaite promouvoir un programme d’électrification décentralisée avec une possibilité de participation du secteur privé. Dans cette optique, il s’est doté d’organes pour le renforcement institutionnel du secteur en vue d’améliorer l’accès et la qualité du service sur tout le territoire national. C’est pourquoi il crée l’Agence d’Electrification Rurale (AER) en 1999, en tant qu’agence d’exécution du Gouvernement et de mise en œuvre des projets d’électrification rurale.


20 C984

Pour trouver des solutions au manque d’accès à l’énergie des populations rurales, le Gouvernement a élaboré un Plan Directeur d’Electrification Rurale (PDER) à partir duquel ont été préparés plusieurs programmes d’électrification rurale dont le financement est ouvert aux bailleurs de fonds. Les échéances du premier programme sont de 2005 à 2009.


Depuis 1998, le gouvernement camerounais a passé une série de lois et décrets consacrant la réforme du secteur de l’électricité. Le cadre institutionnel-type est le suivant : l’Etat, chargé d’une mission de planification et de contrôle technique du

secteur ; les opérateurs privés : concessionnaires ou producteurs indépendants ; les organes de régulation et d’arbitrage ; les structures en charge du développement de l’électrification rurale.

L’Etat avec le Ministère de l’Energie et de l’Eau (MINEE) est chargé de la conception et de la mise en œuvre de la politique énergétique nationale. L’Etat est le garant de la notion de Service Public vis-à-vis de la population. Cependant, il est prévu la possibilité de délégation de ce service public au moyen d’Accords ou de Conventions sous forme juridique de concession (obligatoire pour toute production, transport et distribution hydraulique d’électricité), licence (pour des producteurs indépendants), autorisation (pour sa propre production, pour un réseau de distribution inférieur à 100 kW ou des lignes d’électricités privées), déclaration (consommateur-producteur indépendant avec une puissance comprise entre 0,1 et 1 MW) et un régime de liberté pour les producteurs de moins de 0,1 MW.

La politique de développement du secteur de l’électrification rurale est exécutée sous la responsabilité du Ministère de l’Energie à travers son organe technique qu’est la Direction de l’Electricité. Le rôle de cette administration chargée de l’électricité est la définition des politiques, la coordination, la promotion, la planification et le suivi en matière d’électrification au plan national.

La Direction Nationale de l’Energie (DNE) gère des activités d’investissement dans le secteur de l’électrification rurale.

L’ARSEL est un établissement public administratif doté de la personnalité juridique et de l’autonomie financière. Il a pour objectif d’assurer la régulation, le suivi et le contrôle des activités relatives à la fourniture d’électricité. L’ARSEL dans le cadre de sa mission assure les fonctions d’investigations et de sanctions. Elle doit veiller à la fois sur les intérêts des consommateurs et aussi sur ceux des investisseurs. Elle a aussi pour mission de : veiller à l’équilibre financier du secteur ; promouvoir la concurrence et la participation du secteur privé dans toutes les

activités du secteur dans un contexte de transparence ; soumettre après avis conforme pour signature à l’autorité compétente les

contrats de concessions ainsi que les demandes de licences et d’autorisation ; mettre en œuvre et contrôler le système tarifaire ; assurer le respect de la législation relative à la protection de l’environnement ; assurer le contrôle et le suivi et l’évaluation des réalisations ; appliquer les sanctions aux opérateurs défaillants.


C984 21

Les ressources nécessaires à son fonctionnement proviennent des redevances perçues sur les titres, les frais d’instruction, les subventions, les produits des amendes et également des dons et des legs destinés au secteur.

L’AER, créée en septembre 1999, est également un établissement public doté de la personnalité juridique et de l’autonomie financière. Elle est chargée de promouvoir l’électrification rurale. A ce titre, elle accorde aux opérateurs et aux usagers l’assistance technique et éventuellement financière nécessaire au développement de l’électrification rurale. Elle a pour mission : la réalisation d’étude et d’enquête débouchant sur des solutions économiques

applicables au milieu rural ; d’élaborer des dossiers techniques en liaison avec les administrations

concernées pour le compte des communautés rurales ; la négociation des financements nécessaires à l’électrification rurale ; d’assister les opérateurs en matière d’électrification rurale, dans la préparation

de leurs dossiers ; d’élaborer des mécanismes de gestion communautaires et de maintenance des

installations d’électrification en milieu rural ; d’encadrer les communautés rurales bénéficiaires des installations

d’électrification en milieu rural dans la gestion et la maintenance de celles-ci.

Les ressources de l’AER proviennent d’une partie des redevances, de subventions de l’Etat, des dons et legs. L’agence perçoit notamment 1 % des revenus des compagnies d’électricité.

AES-SONEL doit opérer dans son périmètre de concession et, en dehors de celui-ci, l’électrification reste du ressort de l’AER et de la Direction de l’Electricité.

Les opérateurs privés assurent dans le cadre d’une délégation de service public du maître d’ouvrage, la fonction soit de réalisation soit de gestion et maintenance des installations électriques.

Les collectivités territoriales (régions et communes) obtiennent de l’Etat certaines responsabilités. La commune assure la maîtrise d’ouvrage du service public de l’électricité. Elle est responsable vis-à-vis de sa communauté de la gestion, de la maintenance et du développement des installations électriques ainsi que de toutes activités nécessaires à leur bon fonctionnement. L’Etat détermine par la loi le domaine des compétences des collectivités locales.


Libéralisation du marché et réformes

Les principales réformes intervenues dans le secteur de l’électricité au Cameroun jusqu’à présent sont les suivantes : L’Etat cède 56 % de ses actions à AES en juillet 2001. AES-SONEL est la

compagnie électrique nationale et a obtenu une concession de 20 ans sur la production, le réseau de transmission et la distribution ;

La loi n° 98 /019 du 24 décembre 1998 portant régime fiscal des concessions de services publics ;

La loi n° 98 /022 du 24 décembre 1998 Régissant le secteur de l’électricité précise également le rôle de l’Etat (cf. 5.2) ;

La loi n° 99 /016 du 22 décembre 1999 Portant statut général des établissements publics et, des entreprises du secteur de l’Electricité ;


22 C984

Le décret n° 99 /125 du 15 juin 1999, portant organisation et fonctionnement de l’ARSEL ;

Le décret n° 99 /193 du 8 septembre 1999, portant organisation et fonctionnement de l’AER ;

Le décret n° 99 /210 du 22 septembre 1999, portant admission de certaines entreprises du secteur public et parapublic à la procédure de privatisation ;

Le décret n° 2000 /462 du 26 juin 2000, portant renouvellement des concessions, licences, autorisations en cours de validité lors de l’entrée en vigueur de la loi n° 98 /022 du 24 décembre ;

Le décret n° 2000/464/PM du 30 juin 2000 sur les activités du secteur de l’Electricité.

Ces textes de lois et décrets ont pour objet de : Définir les activités de production, de transport, de distribution, de fourniture,

d’importation, d’exportation et de vente de l’électricité, réalisées par toute personne morale ou physique de droit public ou privé sur le territoire national ;

Fixer les modalités de production, de transport, de distribution, d’importation, d’exportation et de vente d’électricité ;

Favoriser le recours à l’initiative privée et l’instauration d’un régime de concurrence dans le secteur de l’électricité ;

Préciser les modalités de contrôle et de régulation des activités du secteur, déterminer les règles de protection de l’environnement et des intérêts des consommateurs sur le plan des tarifs, des conditions de fournitures d’électricité et de sécurité des services.

Politique tarifaire

Les tarifs sont définis dans le cadre du contrat de concession et sont renégociés tous les 5 ans, sous le contrôle de l’ARSEL. Si les tarifs du service public d’électricité sont plus bas que les coûts réels, l’Etat s’engage à soutenir financièrement celui-ci.

Les prix de l’électricité sont donc régulés et rendus publics par l’ARSEL, bien que difficiles d’accès. La structure des prix de 2002 et 2004 définissent 3 types principaux de consommateurs : basse tension (ménages, petits commerces, électrification publique), moyenne tension (commerces plus importants) et haute tension (industries).


Le Cameroun n’a pas encore mis en place une organisation financière précise. Malgré tout, la DNE est responsable des activités d’investissement dans le secteur de l’électrification rurale. Cette direction doit également initier une politique claire en matière de subventions.

Pour rendre le secteur de l’électrification rurale plus attractif, des mécanismes de subventions par enchères négatives doivent être mis en place pour dynamiser le secteur ainsi que des incitations fiscales et douanières. Il incombe à la DNE un rôle d’animation, de coordination et de mobilisation des ressources pour assurer la pérennité d’un tel mécanisme.

L’AER, quant à elle, dispose d’environ 800 000 millions de CFA par an provenant de redevances, de subventions de l’état, de dons et de legs.

2.4.6 CONCLUSIONS


C984 23

L’agence d’Electrification Rurale ainsi que l’Agence de Régulation du Secteur de l’Electricité sont opérationnelles bien que se heurtant à de nombreux problèmes de ressources financières.

Selon la Revue Sectorielle de ENDA et l’étude de faisabilité juridique détaillée, le problème principal de l’AER relève de son mandat qui n’inclut pas d’activités opérationnelles de maîtrise d’œuvre, de supervision, d’exécution de projets concrets dans le secteur de l’électrification rurale. Les outils juridiques mis en place ne donnent pas la latitude à l’agence d’être l’instrument clé de l’électrification rurale au Cameroun. L’Agence censée superviser la gestion des opérations quotidiennes dans le secteur, n’est confinée qu’à un rôle d’assistance technique et de conseil au gré des structures nationales et privées qui souhaitent la solliciter.

Toujours selon ENDA, il serait souhaitable de : définir clairement les missions des institutions en charge de l’électrification

rurale et éviter le chevauchement du mandat de l’AER et des collectivités territoriales notamment ;

faire la nette distinction entre zone rurale, zone urbaine ou encore périurbaine non réglée par la loi, définir le périmètre de concession de l’AES – SONEL et régler les problèmes des poches internes d’électrification rurale à l’intérieur de la concession ;

rendre systématique les fonds d’électrification rurale ; mettre en place une politique fiscale avantageuse pour le développement de

l’électrification, surtout rurale ; adopter une politique tarifaire et de subvention adéquate, respectivement

supportable par les bénéficiaires et acceptable par les autorités gouvernementales et les investisseurs.

L’ARSEL paraît inefficace par manque notamment de ressources humaines ou de communication de ses activités.

En conclusion, l’ajustement du dispositif législatif et réglementaire s’avère nécessaire pour atteindre les objectifs d’électrification rurale au Cameroun.

2.5 MAURITANIE 2.5.1 Etat du marché de l’électricité

L’électricité est essentiellement consommée dans les deux villes principales du pays, Nouakchott et Nouadhibou. La capacité électrique publique installée est essentiellement d’origine thermique (70 MW environ). La Mauritanie peut également compter sur 15 % de l’énergie produite par le barrage de Manantali, de l’OMVS dont elle est partie prenante avec le Mali et le Sénégal.

Les taux de desserte électrique varient en fonction de la localisation des utilisateurs. Il est très faible en milieu rural, environ 4,62 % des villages. En moyenne, 15 % de la population de la Mauritanie est électrifié, à savoir 10 % en milieu rural. En milieu urbain, par exemple à Nouakchott, 30 % de la population a accès à l’électricité ; à Nouadhibou, ce sont 35 % des habitants, et la ville d’Atar est-elle couverte à 45 %.

Le secteur de l'électricité est, depuis l'année 1999, entré dans un processus de restructuration dans le cadre de la politique de libéralisation de l'économie. Le monopole de production et de distribution de l'énergie électrique concédé à l'opérateur public a été aboli en 1999 et, le 29 juillet 2001, la Société Nationale d'Eau et d'Electricité (SONELEC) a été scindée en deux nouvelles entités, la partie électrique revenant à la Société Mauritanienne d'Electricité (SOMELEC). En 2003,


24 C984

la SOMELEC assure donc le service électrique dans un périmètre de 20 villes totalisant 974 000 habitants, soit 83 % de la population urbaine.

Le Gouvernement a tenté de privatiser la SOMELEC. On y a finalement renoncé car il y eut une seule offre jugée insuffisante.

Depuis janvier 2005, la réforme du secteur est toujours en cours, et la SOMELEC devrait connaître un désengagement de l’Etat au profit du privé.

D’autre part, la stratégie politique du Gouvernement est d’améliorer significativement les taux de desserte des populations et contenir les tarifs à des niveaux supportables pour les ménages et compétitifs pour les activités productives.


Dans le cadre de la déclaration de politique pour le développement des secteurs de l’énergie et de l’eau, un des objectifs du Gouvernement est de promouvoir l’électrification rurale sur la base de nouveaux outils institutionnels. Le Gouvernement a donc mis en place une vraie politique d'électrification rurale destinée à l'électrification de 3 500 villages hors réseau de la SONELEC. Dans le cadre de cette politique, il a appuyé la création en 2000 de l’Agence de Développement d'Electrification Rurale (ADER).

Un plan d’investissement 2001 – 2010 pour l’électrification rurale a été défini par l’Agence de Promotion de l’Accès Universel aux Services (APAUS) qui comporte un volet relatif à l’électrification rurale.


Le dispositif institutionnel actuel de l’énergie résulte des analyses et dispositions contenues dans la Déclaration de politique pour le développement des secteurs de l’eau et de l’énergie, adoptée par le Gouvernement le 23 septembre 1998.

Le Ministère de l’Hydraulique et de l’Energie (MHE), chargé de l’Energie, définit et suit l’exécution de la politique électrique en associant l’Autorité de Régulation Multisectorielle (ARM), notamment pour les questions relatives aux normes et à la stratégie d’électrification décentralisée. Il assure, sous consultation de l’ARM, la préparation des textes législatifs et réglementaires (projets de loi, décrets, arrêtés relatifs au secteur de l’électricité). Le Ministre délivre et modifie les licences sur proposition de l’ARM. Il se charge de l’homologation des tarifs. Il donne l’accord des projets de tracé d’ouvrages, établis par les opérateurs.

Sous l’autorité du MHE, la Direction de l’Electricité (DE/MHE) est chargée des plans directeurs de production et transport d’électricité et assure la coopération sous-régionale et régionale. La DE s’occupe du suivi des activités de production, transport, distribution d’électricité. Elle définit les plans directeurs d’électrification rurale et se charge du suivi de l’exécution des programmes d’électrification urbaine et rurale. La promotion des ENR est attribuée à la DE ainsi que la normalisation et la réglementation du secteur. Les ENR (adaptées à l’électrification rurale) relèvent plus particulièrement de la Cellule Nationale des Energies Alternatives (CNEA) du MHE, rattachée à la DE.

Créée lors de la libéralisation du secteur des télécommunications, l'Autorité de Régulation Multisectorielle (ARM) (ou Autorité de Régulation de Mauritanie) a vu ses pouvoirs étendus au domaine de l'électricité. Conformément à la loi n°2001-18 portant sur la régulation multisectorielle, l’ARM veille à l’application du code d’électricité et notamment à la mise en œuvre des procédures d’attribution et d’exécution des autorisations, licences et concessions dans des conditions


C984 25

objectives, transparentes et non discriminatoires. Elle contrôle le respect des obligations. Elle définit les principes tarifaires. Elle a une responsabilité de la continuité des services, de la protection de l’intérêt général et du respect de la concurrence dans le secteur de l’électricité. L’Autorité est en charge des procédures de sanction. La principale ressource de l’ARM est la redevance annuelle versée par les opérateurs.

L'Agence pour la Promotion de l'Accès Universel aux Services Régulés (APAUSR) doit apprécier les besoins des services de base, dont l'électricité, et décider de l'allocation des financements nécessaires aux programmes de mise à niveau des infrastructures. Elle est l’organe de promotion de l’ARM et gère le Fonds d’Accès Universel aux Services.

L’ADER, créée sous le régime d’association d’intérêt publique, a pour mission la planification, la promotion et la consolidation de l'électrification rurale. L'ADER exerce ses activités principalement dans les domaines du solaire, du thermique et de l'éolien. En collaboration avec la Cellule Nationale de Maîtrise de l’Energie (CNME/MHE) et la Direction de l’Energie, l’ADER peut jouer un rôle pour la promotion de l’utilisation du solaire, l’animation et la vulgarisation des technologies, des essais sur le terrain et des activités de recherche/développement sur les volets viabilités et acceptabilité. L’ADER est monteur/opérateur de systèmes assurant la garantie de service.


Dans la ligne de la Déclaration du 23 septembre 1998, une série d’actes juridiques a été posée. Ce sont notamment : La loi 2001-18 du 25 janvier 2001, portant sur l’ARM ; La loi 2001-19 du 25 janvier 2001, portant Code de l’Electricité qui définit le

principe de licences accordées pour la production, le transport, la distribution, la vente et l’achat d’énergie électrique ;

Le décret 2001-88/PM, du 29 juillet 2001, portant scission de la SONELEC en SOMELEC et SNDE. Dans le cadre du contrat de plan signé en 1995, la SONELEC devait assurer la production, le transport et la distribution d’eau et d’électricité. Ses fonctions reviennent donc de droit à la SOMELEC ;

Le décret 047-2002/PM, du 11 mars 2002, fixant les attributions du Ministre de l’Hydraulique et de l’Energie et l’organisation de l’administration centrale de son département ;

Les déclarations de politiques sectorielles en matière d’Eau et d’Electricité (1998) ;

La déclaration de développement des secteurs de l'hydraulique et de l’énergie (septembre 1998).

Le Code de l’Electricité définit plusieurs objectifs : la libéralisation du secteur de l’électricité, le développement harmonieux de l’offre d’électricité dans le cadre des lois en vigueur, la création des conditions économiques permettant la rentabilisation des investissements dans le secteur de l’énergie électrique, le développement de la consommation de l’énergie électrique pour toutes les couches de la population et pour l’industrie, le respect des conditions d’une concurrence juste et loyale et des droits des utilisateurs et des opérateurs.

Des mesures sont également prises pour définir correctement le statut des nouveaux organes institutionnels que sont l’ADER et l’APAUSR. L’ADER qui est une agence de droit privé mauritanien régie par la loi 64 – 098,

est reconnue d’utilité publique. Elle a été créée le 15 février 2000 ;


26 C984

La convention du 11 mai 2000 entre le Gouvernement et l’ADER. Cette convention de délégation de maîtrise d’ouvrages engage l’ADER à exécuter le programme d’électrification rurale fixé par le Gouvernement. Il s’agit de procurer de l’électricité aux 3 500 villages ruraux ;

Créée par l’Ordonnance n°2001-06 du 27 juin 2001, l’APAUSR a pour objet la mise en place de conditions propices à l’émergence d’initiatives, en particulier privées, qui peuvent garantir aux populations l’accès permanent à ces biens et services ;

Le décret 2002-06, du 7 février 2002, fixant les règles d’organisation et de fonctionnement de l’APAUSR.

Politique tarifaire

Le Code de l’Electricité comporte un volet sur la régulation des tarifs : Les tarifs de l’électricité sont homologués par le Ministre chargé de l’Energie.

Les principes permettant la définition des tarifs de l’électricité sont définis par l’ARM.

Les conditions tarifaires restent en vigueur pendant une période déterminée qui sera définie au préalable dans le cahier des charges du titulaire de la licence.

Cependant, depuis 2001, l’ARM n’a encore rien mis en place et les tarifs sont restés à leur niveau. Une étude tarifaire vient d’être réalisée sur financement de la Banque Mondiale.


Le Gouvernement s’est engagé à mettre à la disposition de l’ADER les fonds nécessaires à la réalisation du programme d’électrification rurale de la Mauritanie. En effet, la convention du 11 mai 2000, passée entre le Gouvernement et l’ADER, institue le Fonds d’Electrification Rurale Décentralisée (FERD), comme instrument spécialisé de financement, et mentionne l’engagement du Gouvernement à mobiliser les ressources nécessaires à la dotation du Fonds.

L’APAUSR dispose du Fonds d’Accès Universel aux Services. Etant donné le rôle de l’APAUSR dans le cadre de l’accès à l’énergie des populations rurales, il est préconisé que celle-ci assure une communication active avec les partenaires de l’accès universel, pour canaliser sur le FERD les financements visant à l’électrification.

Concernant le financement proprement dit du FERD, la redevance sur le kWh urbain (de préférence au-dessus d’un seuil social, tel que 30 kWh) devrait commencer à être prélevée pour alimenter logiquement ce fonds, soit directement, soit à travers le fonds d’accès universel.

2.5.6 CONCLUSIONS

Le CDMT (Cadre de Dépenses à Moyen Terme du Secteur de l’Energie 2004-2006) préparé par le Ministère des Affaires économiques et du développement, émet différentes observations sur le rôle des organes institutionnels définis précédemment. Dans un premier temps, il faudrait particulièrement que l’électrification rurale soit planifiée et portée par l’Etat, mais que dans cette démarche, on aménage le plus possible de créneaux pour l’intervention d’opérateurs privés intéressés à acquérir la maîtrise professionnelle et à toujours progresser sur le terrain des performances.


C984 27

Une attention particulière doit être portée sur le risque de chevauchement des activités de l’ADER et de l’APAUSR. Cependant, à ce stade, la coexistence même partielle de l’APAUSR et de l’ADER dans la promotion de l’électrification rurale : exerce un effet de trouble au sein des institutions mauritaniennes ; risque de déstabiliser le système des responsabilités (dans des projets

multisectoriels où l’APAUSR interviendrait sur l’eau ou l’électricité sans délégation expresse de maîtrise d’ouvrage) ;

met des bailleurs de fonds en position interrogative réservée ; décourage des opérateurs extérieurs (fournisseurs de techniques, etc.) très

sensibles à la stabilité des contextes où ils interviennent.

Un autre problème très important de l’électrification rurale en Mauritanie est le manque de financement. Il conviendra de bien veiller à doter l’ADER de ressources suffisantes, à travers le FERD, ce à quoi le Gouvernement s’est engagé dans la convention passée avec l’ADER.


28 C984

2.6 BILAN DE L’ETUDE COMPARATIVE 2.6.1 Caractéristiques des pays

BENIN CAMEROUN MALI MAURITANIE SENEGAL RDC Population (millions d’hab.) 7,9 17,4 12 3,18 9,8 62,6

Caractéristiques de la population

50,7 % de femmes 44,6 % de moins

de 15 ans

49,9 % de femmes 41,2 % de moins

de 15 ans

51,7 % de femmes

46,2 % de moins de 15 ans

50,4 % de femmes Plus de 50 % de

femmes

50,2 % de femmes 43,6 % de moins de

15 ans

50,38 % de femmes 47,4 % de moins de 15

ans Population rurale (% de la pop. totale) 60,1 48,7 70 53 52,6 68,24

Population en dessous du seuil de pauvreté 33 48 64

(de 75,9 à 30,1) 45,6 54 75

Espérance de vie (an) 53,04 52 48 53,12 59,3 51,46 Superficie (km²) 112 622 475 650 1 241 231 1 030 000 196 722 2 343 000 Densité moyenne de population (hab. / km²) 51,5 (de 9,6 à 500) 36 8 (de 1 à 30) 2,5 (de 0,13 à 18,5) 48 (25 % région

Dakar) 26.72

Organisation administrative du pays

12 départements, 77 communes

10 régions, 49 départements, 215 arrondissements et

316 communes rurales

8 régions, 703 communes dont

670 en milieu rural

13 régions, 53 départements et 208 communes

11 régions, 34 départements, 67

communes dont 324 communes rurales

10 provinces et une ville province

IDH 0,420, 158ème 0,512, 135ème 0,386, 164ème 0,438, 152ème 0,431, 154ème 0,431, 155ème PNB (Mrds $) 8,34 10,3 11 0,75 18,36 6,02 PIB/hab. ($) 1100 2400 1200 2200 1800 700 Revenu par ménage - 1,9 % à 36,6 % 1,8 % à 40,4 % 2,5 % à 30,2 % 2,6 % à 33,5 % - Index Gini1 - 44,6 50,5 39 41,3 - Taux de chômage (%) - 30 14,6 40 48 Presque 90

1 Plus cet indice est élevé et plus la répartition des revenus du foyer est inégale. Dans les pays sub-sahariens, il est souvent proche de 50.


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L’ensemble des pays affiche des taux de PIB par habitant faibles variant de 1100 $ (Bénin) à 2400 $ (Cameroun). Le Cameroun jouit notamment des recettes tirées de l’exportation des produits pétroliers. Le PIB par habitant en RDC est largement plus bas que dans les autres pays (700 $).

Tous les pays concernés ainsi que la RDC ont un Indice de Développement Humain (IDH) parmi les plus faibles du monde. Ces pays occupent les places entre la 135ème (Cameroun) et 164ème place (Mali). Le Cameroun se démarque légèrement avec un IDH plus élevé. Le RDC a un IDH comparable aux autres pays étudiés, occupant ainsi la 155ème place.


30 C984

2.6.2 Consommation d’Energie et Ressources Naturelles

BENIN CAMEROUN MALI MAURITANIE SENEGAL RDC Consommation d’énergie *source Enerdata

0,301 tep/hab./an 0,4 tep/hab./an 0,268 tep/hab./an 0,30 tep/hab./an et 0,16 sans la biomasse

0,31 tep/hab./an 0,29 tep/hab./an

Type d’énergie Energies traditionnelles (biomasse à 69 %)

Biomasse (76 %) et hydroélectricité (97 % de production d’électricité)

Energies traditionnelles et produits pétroliers

Biomasse, hydrocarbures Biomasse (92 %)

Biomasse (94,6 %), hydroélectricité

Consommation électrique * source PNUD

75 kWh/hab./an 226 kWh/hab./an 34 kWh/hab./an 160 kWh/hab./an 180 kWh/hab./an 89 kWh/hab./an

Taux de desserte

Moins de 5 % de population rurale à accès, 22,05 % ménages avec accès à l’électricité

47,4 % ménages avec accès à l’électricité

10 % 55 localités électrifiées sur 12 000.

10 % dans les zones rurales pour une moyenne de 15 %

10 % (zones rurales) et 57 % (zones urbaines) soit 33 % en moyen

6 % en moyenne soit 1 % en zones rurales et 30 % en zones urbaines

Ressources énergétiques

Dépendance en énergie électrique (90 % importés)

Hydroélectricité, éolien et solaire appréciable, pétrole, faibles en gaz

Hydroélectricité, combustibles ligneux et EnR (solaire, éolien)

Potentiel solaire et éolien, pas de ressources en hydrocarbures

Peu de ressources, dépendance énergétique (pétrole et hydroélectricité), solaire et biomasse

Abondantes ressources hydroélectriques, biomasse, solaire, géothermie, pétrole


C984 31

La consommation annuelle d’énergie par habitant de nos 5 pays comparatifs est du même ordre de grandeur (environ 0,30 tep/hab./an) que celle de la RDC (0,29 tep/hab./an). La moyenne africaine étant de 0,470 tep/hab./an et la consommation d’énergie commerciale en Afrique Subsaharienne de 0,67 tep/hab./an, il s’agit des taux les plus faibles du monde.

Tous les pays dépendent des sources d’énergie traditionnelle pour leur consommation d’énergie et d’électricité. La biomasse occupe la place la plus importante (variant entre 69 et 95 %).

L’électricité est essentiellement de nature hydraulique ou thermique, avec une forte dépendance vis-à-vis des produits pétroliers. Enfin, dernière constatation, l’électricité consommée représente une faible part dans les bilans énergétiques des pays (moins de 10 %). Dans la structure de consommation, l’électricité varie entre 2 % (Mali, Bénin) et 6,6 % (Sénégal). Il n’est pas étonnant de constater la faible consommation d’électricité par habitant. A l’exception du Cameroun, celle-ci ne dépasse pas 200 kWh/hab./an. La RDC connaît un niveau de consommation (89 kWh/hab./an) qui se rapproche de celui du Bénin et du Mali sans être loin de celui de la Mauritanie et du Sénégal.

Le taux de desserte varie entre 10 %(Mali) et 47,4 % (Cameroun). La RDC a un taux proche de celui du Mali. Concernant les zones rurales, les populations ont très peu d’accès à l’électricité variant de moins de 5 % (Bénin où la situation est proche de celle de la RDC) à 10 % (Mali, Mauritanie, Sénégal).

Tous ces pays sont principalement dépendants des produits pétroliers. Ils disposent également d’un certain potentiel hydroélectrique et de grandes ressources en EnR (éolien, solaire).

Nous concluons donc que la RDC connaît en matière d’énergie une situation assez similaire aux autres pays étudiés, ayant une expérience en électrification rurale. Cette étude comparative permettra donc de faire ressortir des idées déjà adoptées et s’appliquant éventuellement à la RDC.


32 C984

2.6.3 Etat des Lieux du Secteur de l’Electrification Rurale

BENIN CAMEROUN MALI MAURITANIE SENEGAL

Privatisation

En cours, les problèmes de la SBEE poussent à la privatisation

56 % des actions à AES en juillet 2001

OUI de EDM, 60 % des actions au consortium SAUR et IPS le 15 novembre 2000

En cours à cause d’un projet de privatisation annulé

OUI de la SENELEC en 1999, résiliée par la suite.

Désengagement de l’Etat

Progressif avec une privatisation non encore effective

OUI OUI, libération du marché Envisagé par la réforme en cours

OUI, libéralisation du marché

Production, distribution de l’opérateur

Assuré par la SBEE, ayant un statut para-étatique, auto-producteurs pour les zones non connectées

AES-SONEL par concession pour 20 ans et producteurs indépendants

Responsabilité des opérateurs privés : EDM-SA, SSD et auto-producteurs

Fin du monopole de la SONELEC

Plus de monopole pour la SENELEC

Service public SBEE en l’attente du nouveau cadre institutionnel

AES-SONEL concessionnaire, Etat garant du service public

EDM-SA concessionnaire SONELEC pour l’instant

SENELEC concessionnaire

Agence de Régulation

Prévu par le projet de loi, Autorité de Régulation des secteurs de l’électricité et de l’eau

ARSEL créée par le décret n°99/125 du 15 juin 1999

CREE créée par l’ordonnance n°00-21/P-RM du 15 mars 2000, et en activité effective

ARM créée par la loi n°2001-18 en 2001, avec en parallèle l’APAUSR. Peu active

CRSE créée par la loi n°98-29 et le décret n°98-333 et en activité effective

Agence d’Electrification Rurale

ABERME créée en décembre 2003, fonctionnelle en juillet 2004

AER créée par le décret n°99/193 du 8 septembre 1999

AMADER créée par la loi n°03-06/AN-RM du 21 mai 2003. Projet actif

ADER régie par la loi 64-098 et créée le 15 février 2000. Début d’activité

ASER créée par le décret n°99-1254 du 30 décembre 1999. Projet actif


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Politiques en matière d’ER

Schéma directeur d’électrification rurale prévu pour démarrer courant 2006

Projet d’un programme d’électrification avec participation du privé Plan et programme d’Electrification Rurale

Etablissement d’un plan directeur et d’un programme d’ER en août 2003

Politique d’ER adoptée, plan d’investissement et plan directeur d’ER

PPER, ERILS, Premier appel d’offre de PPER en cours.

Cadre juridique et institutionnel

Mise en place progressive depuis 2005

Engagé en 1998 avec la réforme du secteur

En place depuis 1990 Restructuration depuis 1999 En place depuis 1998

Organisation financière du secteur

Subventions à l’ER reçues par l’ABERME

Fonds d’Electrification Rurale (FER) alimenté par la taxe sur le kWh et des dons

Pas précise Besoin d’une

politique claire en matière de subventions

Incitations fiscales et douanières envisagées


Mécanismes de garantie partielle pour les investisseurs privés

Mesures d’incitation fiscales et douanières

Fonds nécessaire mis normalement à disposition par l’Etat (FERD) alimenté par la redevance du secteur et le fonds d’accès universel


Mécanisme de subventions prévu

Prêts et taux bonifiés envisagés

Octroi de crédits directs

Exonération de TVA et mesures douanières


34 C984

Alors que la quasi-majorité des pays africains a autrefois nationalisé le secteur électrique, la démarche actuelle est plutôt au désengagement de l’État et à la participation du secteur privé. Les 5 pays étudiés n’en sont pas au même stade : le Mali, le Cameroun et Sénégal ont déjà privatisé leur opérateur historique alors que le Bénin et la Mauritanie sont en cours de processus.

Le Gouvernement des pays considérés a mis en place un cadre juridique et institutionnel du secteur de l’électricité qui permet la libéralisation du marché.

Les fonctions de production, distribution et transport d’électricité sont alors confiées dans la majeure partie des cas à l’ancien opérateur privatisé. Des auto-producteurs ont cette responsabilité pour des zones bien délimitées et souvent non couvertes par l’opérateur privé.

Le service public est assuré par concession de l’opérateur privé. Dans l’attente d’un cadre institutionnel bien défini, celui-ci est garanti au Bénin par l’opérateur SBEE possédant un statut para-étatique.

La réforme du secteur de l’électricité engendre également la création d’une agence de régulation et d’une agence d’électrification rurale. Les pays adoptent une politique spécifique en matière d’électrification rurale comprenant notamment la définition de plan directeur d’ER, de programme d’ER et l’élaboration de projets divers, la plupart du temps avec le souhait de voir une participation effective du secteur privé.

L’organisation financière encadrant le secteur de l’électrification rurale n’est pas très claire dans certains pays. Cependant, dans tous, plusieurs mécanismes sont envisagés ou déjà en place comme le Fonds d’Electrification Rurale Décentralisé (FERD), les subventions et les incitations fiscales et douanières.


C984 35


Structure 1 : MINISTERES Structure 2 : REGULATEUR Structure 3 : AGENCE

BENIN

Direction de l’Energie sous tutelle du Ministère des Mines, de

l’Energie et de l’Eau (MMEE)

Rôle: Elaboration et mise en œuvre

de la politique énergétique ; Assurer la planification, le

contrôle et le développement du secteur ainsi que la coordination des acteurs ;

Proposition des réglementations applicables aux activités (normes et spécifications techniques) ;

Suivre, animer, coordonner et évaluer la politique d’investissement et de financement du secteur ;

Coordonner, assurer l’assistance technique à la gestion et au développement de l’ER ;

Prendre des actes réglementaires vis-à-vis de la fixation des tarifs.

Autorité de Régulation des Secteurs de l’Electricité et de l’Eau prévue par le projet de loi mais non

définie

Agence Béninoise d’Electrification Rurale et de Maîtrise de l’Energie (ABERME)

Rôle: Réaliser des enquêtes et des études pour

des solutions d’électrification rurale ; Élaborer des programmes nationaux et

régionaux de développement, coordonner et suivre leur mise en œuvre ;

Réaliser des projets pilotes de démonstration ;

Proposer des mesures d’incitation et d’encouragement à l’investissement du privé dans l’ER ;

Instruire des projets d’investissement ; Contribuer à la recherche et au

développement de solutions technologiques novatrices et à moindres coûts ;

Établir les dossiers d’appel d’offre pour les concessions ;

Mobiliser et gérer les fonds d’électrification rurale.


36 C984

SENEGAL

Ministère de l’Energie

Rôle: Préparation et mise en œuvre

de la politique générale ; Définition du Plan national

d’électrification ; Définition des normes

applicables au secteur ; Accorder les licences et

concessions sur recommandation de la CRSE.

Commission de Régulation du Secteur de l’Electricité (CRSE)

Rôle: Prise en charge de la

régulation des activités de production, transport, distribution et de vente de l’énergie électrique.

Agence Sénégalaise d’Electrification Rurale (ASER)

Rôle: Mise en œuvre du Plan d’Action

Sénégalais d’Electrification Rurale (PASER) ;

Définition des Programmes Prioritaires d’Electrification Rurale (PPER).

CAMEROUN

Ministère de l’Energie et de l’Eau (MINEE) avec la Direction de

l’Electricité et la DNE

Rôle: Définition des politiques, de la

coordination, de la promotion, de la planification et du suivi en matière d’électrification au plan national ;

Contrôle de toutes les activités du secteur ;

Tarification de l’électricité assurée ;

Détermination des standards et normes ;

Signature des contrats de concession et délivrance des licences et autorisations ;

Responsabilité des activités d’investissement de l’ER.

Agence de Régulation du Secteur de l’Electricité (ARSEL)

Rôle: Assurer la régulation, le

contrôle des activités relatives à la fourniture d’électricité ;

Veiller à l’équilibre financier du secteur ;

Promouvoir la concurrence et la participation du secteur privé ;

Soumission des contrats de concession, des demandes de licences et d’autorisation ;

Mise en œuvre et contrôle du système tarifaire ;

Assurer le respect de la législation de la protection de l’environnement ;

Appliquer les sanctions.

Agence d’Electrification Rurale (AER)

Rôle: Promouvoir l’électrification rurale ; Assistance technique et éventuellement

financière ; Réalisation d’études et d’enquête pour le

choix de solutions économiques ; Élaboration des dossiers techniques ; Négociation des financements nécessaires

à l’ER ; Elaboration des mécanismes de gestion

communautaires et de maintenance des installations d’ER ;

Encadrement des bénéficiaires des installations pour la gestion et la maintenance de celles-ci.


C984 37

MALI

Ministère des Mines, de l’Energie et de l’Eau (MMEE)

Rôle: Définition de la politique, de la

planification générale, de la réglementation, du contrôle et du suivi des activités du secteur.

Direction Nationale de l'Energie (DNE)

Rôle: Élaboration de la politique

énergétique nationale ; Coordination et contrôle

technique des services régionaux, sous-régionaux et des services rattachés ;

Évaluation du potentiel des ressources énergétiques et mise en valeur ;

Étude, contrôle, supervision des travaux pour les ouvrages énergétiques ;

Veiller au respect des prescriptions techniques et des normes de sécurité ;

Participation aux actions de coopération.

Commission de Régulation de l’Electricité et de l’Eau (CREE)

Rôle: Soutenir le développement du

service public de l’électricité ; Défendre les intérêts des

usagers et la qualité du service public de l’électricité ;

Promouvoir et organiser la concurrence entre les opérateurs du secteur de l’électricité ;

Approuver et contrôler les tarifs ;

Suivre les transactions entre opérateurs de l’électricité ;

Arbitrer les conflits entre les acteurs (opérateurs, Etat, usagers) ;

Assister les autorités compétentes de l’Etat dans l’élaboration des politiques de développement sectorielles ;

Contrôler les appels d’offres et les octrois de concessions et délégations de gestion.

Agence Malienne pour le développement de l’énergie Domestique et de l’Electrification

Rurale (AMADER)

Rôle: Dans la maîtrise de l’Énergie Domestique

et du Développement et l’Accès des populations rurales et périurbaines aux services d’énergies modernes ;

Assurer, pendant 5 ans, la mise en œuvre du Projet Énergie Domestique et Accès aux Services de Base en milieu rural (PEDASB).

Centre National d’Energie Solaire et des Energies Renouvelables (CNESOLER)

Rôle: Recherche ; Vulgarisation des équipements d’énergie

renouvelables.


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MAURITANIE

Direction de l’Energie sous tutelle du Ministère de l’Hydraulique et

de l’Energie (MHE)

Rôle: Définition de la politique de

développement du secteur, des normes et de la stratégie d’électrification décentralisée ;

Préparation des textes législatifs et réglementaires ;

Délivrer et modifier les licences sur proposition de l’Autorité de Régulation.

Autorité de Régulation Multisectorielle (ARM)

Rôle: Veiller à l’application du code

de l’électricité, de la mise en œuvre des procédures d’attribution et d’exécution des licences et autorisation ;

Assurer le respect de la concurrence dans le secteur de l’électricité ;

En charge des procédures de sanction.

Agence de Développement d’Electrification Rurale (ADER)

Rôle: Planification, promotion et consolidation de

l’électrification rurale ; Exercice dans le domaine du solaire, du

thermique et de l’éolien ; Rôle d’animation, de vulgarisation des

technologies ; En charge des essais sur le terrain et des

activités de R&D sur les volets viabilité et acceptabilité.

Agence pour la Promotion de l’Accès Universel aux Services Régulés (APAUSR)

Rôle: Apprécier les besoins des services de

base ; Décider de l’allocation des financements

nécessaires aux programmes de mise à niveau des infrastructures (dont l’électricité).


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La présentation des structures en charge de l’électrification rurale de ces 5 pays nous amène à constater qu’ils ont adopté un système quasi similaire. Trois organes sont clairement impliqués dans le développement de l’électrification rurale : une instance gouvernementale (le ministère de l’énergie), un organe régulateur et une agence d’électrification rurale.

Tout d’abord, le ministère de l’énergie a souvent un rôle dans la définition de différentes mesures comme la politique générale, le système tarifaire, le plan d’électrification ou encore les normes. Il pose donc les bases institutionnelles et réglementaires nécessaires à l’électrification rurale.

Afin de garantir une régulation transparente, chaque pays a créé ou prévoit de créer une agence de régulation. Son but principal est d’assurer la bonne fourniture d’électricité, de garantir des tarifs réalistes et adaptés au pouvoir d’achat des consommateurs, de suivre le bon déroulement des démarches de concessions, licences ou autorisations et de promouvoir la concurrence et la participation du secteur privé.

Enfin, tous les pays se sont dotés d’une agence d’électrification rurale. Elle vise avant tout à promouvoir l’électrification rurale, à veiller au bon déroulement des programmes d’ER et de leurs projets. Elle cherche également à faire de la vulgarisation et de l’animation auprès des populations. Du point de vue financier, les pays ont créé un Fonds d’Electrification Rurale dont l’Agence a le plus souvent la charge.

En conclusion, on voit donc se dessiner un cadre institutionnel type : L’Etat chargé d’une mission de planification et de contrôle technique du

secteur ; Un organe de régulation et d’arbitrage ; Une structure nationale en charge du développement de l’électrification ;

et tout ceci entouré par des opérateurs privés ou non sous concessions, possédant une licence ou une autorisation, voir même des producteurs totalement indépendants.

3. ASPECT INSTITUTIONNEL 3.1 ENSEIGNEMENTS TIRÉS D’EXPÉRIENCES RÉCENTES – CONDITIONS DE

SUCCÈS

Les expériences décrites au chapitre précédent « Analyse comparative » ainsi que celles menées dans divers autres pays africains et asiatiques ont permis de tirer des enseignements précieux sur les facteurs de succès et les raisons des échecs dans le domaine de l’électrification rurale en pays en voie de développement. Dans la plupart des pays où le secteur public, via son fournisseur monopolistique, a essayé d’implanter un programme d’électrification rurale, cela n’a pas marché et cela n’a pas débouché sur un service de grande échelle fiable offert aux populations rurales. Une des raisons mise en évidence est notamment la rentabilité moins importante des zones rurales par rapport aux zones urbaines, si bien que l’opérateur monopolistique se tourne d’avantage vers les zones rentables. L’opérateur national ne possède pas non plus les moyens de supporter l’électrification rurale avec des tarifs nationaux uniques, ni même de financer le développement des zones rurales par le recours aux institutions bancaires car le plus souvent, ces sociétés sont déjà sous capitalisées et surendettées.


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Cette situation est également vraie pour la RDC, où les faibles performances sont également dues à : une mauvaise gestion l'interventionnisme de l'Etat le manque de volonté politique l'absence de textes juridiques et réglementaires

comme nous pouvons le constater à travers les chiffres du financement de l’électrification rurale pour l’année 2005.

Dotations des organismes publics pour l’électrification rurale en RDC

2005 (k$) 2006 (k$) SENEN (PPTE 2004 et 2005) 554 - SNEL (PPTE 2004 et 2005) 1800 - Don de l’État à SNEL Interventions économiques 846,4 8245,76 TOTAL 3200,4 8245,76

Le secteur public ne perçoit généralement pas non plus l’intérêt et quelques fois n’a pas la capacité de concevoir les solutions les moins coûteuses et de mettre en place les procédures de gestion commerciale les plus efficaces pour mener à bien les programmes d’électrification rurale et les exploiter de manière rentable et pérenne. La participation du secteur privé offre de bien meilleures chances d’y arriver. C’est pourquoi le rôle du secteur public devrait se limiter à l’élaboration des politiques incitatives à la prise d’intérêt par les investisseurs privés dans l’électrification rurale, notamment par une politique et des pratiques équitables en matière tarifaire sous la supervision d’une autorité de régulation aussi indépendante dans ces décisions que possible. Pour attirer des investisseurs privés dans des schémas d’exploitation d’énergie électrique, l’expérience a montré par ailleurs que l’exploitation doit avoir une taille suffisante (au moins 10 000 clients potentiels), présenter un potentiel d’expansion intéressant et s’exercer dans la durée (typiquement de 20 à 25 ans). Il est évident pour tous que l’électrification rurale n’est pas rentable pour un investisseur à moins qu’elle soit fortement subventionnée. La première remarque à cet effet est que les subventions ne doivent jamais s’appliquer aux dépenses récurrentes ; c’est un fait unanimement admis. Cependant, par le passé, des subventions d’équipement ont été accordées aux projets sans mettre en place de conditions incitant à la performance et à l’efficacité. Aujourd’hui, les meilleures pratiques dans le domaine parlent d’« output based aid », i.e. de subventions accordées en proportion aux extrants attendus, et évidemment sur la base de procédures de passation de marchés compétitives. L’électrification rurale est et doit être comme tout autre projet d’électrification, un facteur de développement, d’autant plus encore aujourd’hui dans le contexte de l’élaboration des stratégies de réduction de la pauvreté. Or, de par le monde, on a constaté que les usages productifs de l’électricité ne se concrétisent pas automatiquement une fois les infrastructures rurales mises en place. Il s’agit donc d’élaborer des programmes multisectoriels établissant un lien entre les services électriques et l’amélioration de la productivité et de la disponibilité des services sociaux, accélérant de ce fait la réduction de la pauvreté. Idéalement, la priorité devrait être accordée aux zones où il existe déjà une demande pour des services qui opèrent à l'aide d'électricité ; souvent ce seront de zones de croissance agricole où existent des entreprises rurales et où les revenus sont d'origine rurale.


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Cependant, en vue de stimuler la demande, il serait souhaitable de fournir une assistance technique et de proposer un type de services dont les entreprises rurales ont besoin. Sur le plan des usages de l’électricité et des services que cela procure, les zones rurales sont complètement différentes des zones urbaines. La conception et la gestion des programmes d’électrification rurale doit en tenir compte. Les coûts unitaires de connexion par abonné sont nettement plus élevés du fait de la moindre densité de populations ; les consommations sont aussi souvent plus réduites : les abonnés domestiques en zone rurale sont moins fortunés en moyenne, ils achètent moins d’appareils ménagers et le coût de la connexion et de l’installation intérieure est souvent pour eux un obstacle rédhibitoire à l’accès à ce service. Une attention particulière doit être apportée à l’introduction de technologies innovatrices et adaptées pour réduire les coûts aux usagers tout en minimisant l’octroi de subventions, ce qui passe souvent par l’utilisation de technologies décentralisées. Il convient d’envisager l'apport de ressources financières afin de répartir les coûts entraînés par les branchements sur une longue période, considérer également de prendre des dispositions en vue de procurer une assistance financière destinée au crédit/la location d'appareils ménagers électriques. On peut aussi offrir des tarifs plus bas pour les petites consommations (tranche sociale) afin que les bénéfices de l'électrification puissent profiter au plus grand nombre de personnes. De nombreuses analyses de Programme d’Électrification Rurale qui furent exécutés dans le monde, ont été réalisées. Elles ont permis d’identifier un certain nombre de constantes auxquelles sont attribuées le succès ou l’échec de ces programmes. Ainsi, est-il nécessaire que le Gouvernement s’engage de manière soutenue et continue vis-à-vis des objectifs du projet. Outre l’établissement d’une politique volontariste, cela passe par des mesures budgétaires appliquées sans compromis, la volonté de ne pas intervenir dans les pratiques tarifaires à des fins électoralistes ou partisanes. Il faut également mettre en place des institutions publiques compétentes et décentraliser les décisions. La décentralisation dans l’électrification rurale est un maître mot. Elle s’applique aux décisions mais aussi aux technologies. L’électrification par extension des réseaux électriques n'est pas toujours la solution la plus rentable ; la décentralisation des modes de prestation et des sources d'énergie, telles que le photovoltaïque, les micro centrales hydroélectriques et d’autres sources d'énergies renouvelables, devrait être envisagée tout en s'assurant que ce sera l'option de développement la moins coûteuse qui sera choisie. Le principe de neutralité technologique devrait être promu, laissant aux investisseurs le soin de déterminer la solution optimale sur le plan économique, financier et opérationnel. Il est possible d’intéresser le secteur privé à investir dans un programme d’électrification rurale, même si le pays est pauvre, mais l’investisseur privé exigera pour ce faire la mise en place préalable d'un cadre juridique et d'options de gestion des risques, y compris la garantie de règles équitables en termes de compétition et la possibilité de récupérer l'ensemble de ses investissements avec un rendement adéquat sur ses fonds propres. Le régime tarifaire doit garantir que les programmes sont financièrement viables et n'épuiseront pas les ressources opérationnelles. Une fois les subventions déduites des charges à couvrir, les tarifs doivent permettre de supporter le coût total de la production, du transport et de la distribution, en plus des coûts d'opération et de maintenance. Ils doivent également couvrir les coûts de renouvellement du capital éventuel et fournir un rendement adéquat.


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Pour les consommations mensuelles réduites, qui sont souvent la majorité dans les zones rurales, un tarif selon le niveau de service, sans compteur, peut s’avérer plus optimal sur le plan financier. Les moyens techniques de limitation tant en puissance qu’en énergie rendent aujourd’hui ces innovations possibles à moindre coût. L’approche typique par projets pilotes ayant un effet de démonstration, qui fut suivie par le passé par de nombreux bailleurs, a montré ses limites ; elle ne donne pas une mesure exacte de la viabilité des projets. C’est pourquoi, aujourd’hui, la Banque Mondiale et plusieurs institutions financières privilégient l’approche institutionnelle de mise en place de cadres organisationnels pérennes qui survivront aux périodes, par essence de durée limitée, où les donateurs interviennent. Dans la conception des projets et programmes d’électrification rurale, les populations locales peuvent apporter une participation très positive. Outre les grands programmes visant la couverture de toute une région, des initiatives locales doivent être encouragées, en leur procurant des avantages financiers comme des subventions, et un support technique et managérial. De plus, comme cela fut fait ailleurs, en Thaïlande notamment, l’apport des populations locales en main d’œuvre et matériaux ne devrait pas être négligé durant la construction et l’exploitation des installations.

3.2 CRÉATION D’UNE AGENCE CONGOLAISE D’ÉLECTRIFICATION RURALE (ACER)

3.2.1 Structure nationale et antennes régionales Le cadre institutionnel type réfère à une structure nationale chargée de l’électrification rurale. Les termes de référence de l’étude distinguent entre une structure de conception stratégique et une structure d’exécution. Il est à noter que nulle part ailleurs une telle distinction n’est opérée. Les agences nationales telles ASER, AMADER, ADER, etc. n’ont pas pour mission d’exécuter à proprement parler des projets d’électrification rurale. Elles en sont des maîtres d’œuvre, d’ailleurs le plus souvent délégués (de la part du Ministère de tutelle) et dans l’exécution, n’ont pour rôle que la définition des programmes, la recherche des financements extérieurs, la passation des marchés au sens large du terme, incluant la conception des documents d’appels d’offres jusqu’à la négociation des contrats, et la supervision des contrats passés. Le ministère de tutelle est en charge de l’élaboration des politiques en matière d’électrification rurale, de l’adoption des tarifs qui lui seront recommandés par une agence de régulation, et de délivrance des concessions et autres approbations et autorisations telles que la Loi doit le prévoir, sur recommandation soit de l’Agence d’électrification rurale, soit de l’Agence de régulation. C’est donc le rôle de l’Agence d’Électrification rurale de concevoir les programmes d’électrification rurale conformément aux politiques générales édictées par le Ministère de tutelle, d’animer le secteur et de pourvoir à son exécution, la réalisation des projets étant confiée à des institutions qui les mettront en place et les exploiteront selon un cahier des charges partie de leur contrat. La forme que prend le contrat peut a priori, tel que défini dans le rapport de démarrage être un affermage, une concession ou une délégation de gestion. Il n’est donc pas nécessaire de distinguer entre les deux structures ; au contraire, les séparer conduirait immanquablement à des problèmes de coordination et de


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compatibilité, voire des conflits de juridiction, entre les concepteurs et les gestionnaires de la réalisation. Cette structure doit non seulement être unique mais également être d’envergure nationale. En effet, il importe pour rallier le soutien des investisseurs privés, surtout étrangers, que l’approche de l’électrification rurale soit unique sur tout le territoire de la RDC, que les façons de faire soient les mêmes, que la réglementation soit la même, que les principes tarifaires, mais pas nécessairement les niveaux de ces tarifs, soient les mêmes, que les normes techniques soit nationales, tout en permettant la diversité technologique en fonction des spécificités territoriales. Il faut que l’investisseur discute avec un seul interlocuteur national afin de limiter son risque et de lui procurer la meilleure lisibilité et la plus grande confiance dans l’approche nationale unifiée. Par ailleurs, il y aura avantage, en raison de la grande étendue du territoire congolais, à créer des antennes régionales de l’ACER, pour permettre l’accès des populations rurales aux informations et pour permettre aux fonctionnaires de faire remonter l’information spécifique des provinces vers le siège national. Leur rôle en serait donc l’information et l’animation des populations rurales en matière d’électrification : information sur les programmes accessibles, les subventions et leurs critères d’octroi, le processus d’autorisation de réalisation et d’exploitation, le recours à la compétition, les usages et les appareillages électriques, etc. C’est aussi à cet endroit que les demandes spécifiques des populations rurales notamment en matière de projets d’initiatives locales (voir plus loin) seraient adressées. Ces antennes serviraient encore de point de contrôle et de supervision rapproché des futurs opérateurs régionaux ou locaux qui se seraient implantés, sous l’autorité de l’ACER, dans ces régions. Le pouvoir de ces antennes régionales devrait être adapté pour des raisons d’efficacité mais également limité pour s’attacher à conserver à l’autorité centrale les recommandations de licences et autres autorisations d’exploiter les entités (concession, affermage ou délégation de gestion).

3.2.2 Rôle des divers acteurs dans l’électrification rurale 3.2.2.1 Ministère de tutelle

La tutelle de l’électrification rurale devrait revenir au Ministère chargé de l’Énergie, ou en tout cas de sa partie électricité (si ce secteur devait être éventuellement séparé du reste de l’énergie), comme tout autre domaine relié au secteur électrique. Il ne convient pas en effet de distinguer le domaine de l’électrification rurale du reste de l’énergie électrique, car à terme, une fois tout le pays électrifié, il n’y aura plus de différence à faire entre le régime rural et le régime urbain, comme cela est le cas dans tous les autres pays du monde complètement électrifié. Cette remarque s’applique d’ailleurs aussi à la régulation du secteur, comme on le verra plus tard. Le rôle du Ministère chargé de l’Énergie est par ailleurs le même en ce qui concerne l’électrification rurale, que pour l’électrification urbaine. Il est responsable de l’élaboration de la politique générale et de la planification stratégique du secteur. Il est aussi normal que ce soit le Ministre qui délivre les autorisations et concessions dont il sera question dans le Code de l’Énergie en préparation. Cependant, afin d’accroître la transparence du processus, et par la même limiter la perception du risque chez les investisseurs et entrepreneurs, il conviendrait que ce Code ou ses règlements d’application définissent clairement les critères d’attribution sur une base objective, et que ce soit le rôle de l’Autorité de régulation d’instruire les


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demandes avec obligation pour cette dernière de donner les raisons de refus au cas échéant. Ainsi les attributions du Ministre chargé de l’Énergie pourraient se lire à peu près comme suit :

Le Ministre chargé de l’Énergie, responsable de la normalisation technique du

sous-secteur de l’électricité, conçoit, propose et met en œuvre la politique arrêtée par le Chef de l’État dans le domaine de la production, transport, distribution et vente d’énergie électrique, dont les buts sont les suivants : o promouvoir le développement rationnel de l’offre d’énergie électrique dans le

cadre de la politique sectorielle en vigueur ; o s’assurer de l’équilibre économique et financier du sous-secteur ; o s’assurer de la continuité et de la régularité de la fourniture d’énergie

appropriée en quantité et en qualité aux besoins des consommateurs au meilleur prix ;

o promouvoir la concurrence et la participation du secteur privé en matière de production, de transport, de distribution et de vente d’énergie électrique.

o préparer la législation et la réglementation relatives au sous-secteur de l’électricité et veiller à leur respect.

o agréer les opérateurs et délivrer les autorisations d’approvisionnement électrique, sur recommandation de l’Agence de régulation ainsi que tout changement et/ou remplacement des opérateurs du sous-secteur de l’électricité.

3.2.2.2 Agence de Régulation

Le principe de mettre en place une autorité de régulation dans le secteur électrique est acquis, mais à ce jour aucun texte n’existe pour définir son rôle et ses attributions, encore son fonctionnement. On s’en tiendra donc dans cette étude, dont ce n’est pas le mandat d’élaborer la mise en place de l’autorité de régulation nationale pour le secteur électrique, à l’énoncé de principes généraux appliqués d’habitude. D’abord, comme on l’a dit plus haut, l’électrification rurale ne représente pas en soi un domaine qu’il faille réguler en créant une autorité spécifique. En effet, les mêmes principes directeurs se doivent d’être appliqués à tout le pays, sans discrimination de traitement ni envers les consommateurs qui doivent être protégés sur tout le territoire de la même façon, ni envers les opérateurs qui doivent avoir aussi la même confiance dans l’institution qui régule selon les mêmes critères. L’application de ces critères unifiés peut cependant conduire à des résultats différents, et donc à des tarifs, par exemple, différenciés en raison des spécificités de chaque zone rurale, notamment sur le plan des coûts de livraison de l’énergie électrique en raison de sources différentes. On peut aussi simplifier l’application des tarifs en admettant là où cela se justifie techniquement et économiquement des tarifs forfaitaires selon le niveau de service, sans compteur. Pour des consommations très modestes, de l’ordre de quelques kWh par mois, comme cela est souvent le cas dans les zones rurales peu développées, on peut imaginer, comme cela s’est fait ailleurs en Afrique, un tarif à trois ou quatre niveaux, allant de deux ou trois lampes pour une puissance maximale de 100 W et une utilisation de quelques heures par jour, à un tarif au compteur pour ce qui dépasse par exemple 500 ou 1 000 W de puissance souscrite.


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Toute autorité de régulation reçoit habituellement des attributions consultatives auprès du ministère de tutelle et des attributions plus directement décisionnelles. Au titre de ces dernières, l’autorité de régulation devrait être responsable notamment :

• d’instruire les demandes de concession ou d’autorisation d’approvisionnement

électrique (production, transport, distribution, vente d’énergie électrique, importation - exportation) ;

• de veiller au respect de leurs termes respectifs et en particulier à la continuité du service en quantité et en qualité ;

• d’apporter toutes modifications aux concessions et autorisations ou à leur cahier des charges conformément au Code à venir ;

• d’assurer le respect de la concurrence dans le sous-secteur de l’électricité, et • de déterminer la structure et la composition des tarifs appliqués aux entreprises

titulaires de concessions et d’autorisations conformément aux dispositions du Code.

Le Ministre chargé de l’Énergie pourrait consulter l’autorité de régulation sur sa politique sectorielle, sur les projets de textes législatifs et réglementaires, et les projets d’arrêtés sur les droits et obligations des entreprises du secteur, l’accès des tiers au réseau, les relations des entreprises avec leurs clients. L’autorité de régulation devrait aussi avoir le droit d’enquêter au niveau des opérateurs et des consommateurs, d’entreprendre des poursuites, de recevoir les plaintes des consommateurs et d’imposer des sanctions (avec droit de recours évidemment). On notera à propos des relations avec les consommateurs un problème particulier au niveau du monde rural. Certains consommateurs pouvant être moins bien armés pour mener le processus devant des instances administratives, d’une part l’autorité devra se rendre accessible dans les zones rurales (notamment à travers les antennes régionales – voir plus haut) ; d’autre part, elle devra se doter des moyens d’aider ces consommateurs à formuler leurs plaintes (avec un examen préalable de leur recevabilité) et à les suivre à travers le processus prévu. Un système inspiré de l’ombudsman des pays nordiques serait sans doute approprié.

À propos des tarifs C’est le Code de l’énergie actuellement en gestation qui doit déterminer les principes selon lesquels les tarifs seront déterminés. Ils devraient en tout cas être établis en conformité avec les orientations prises dans le projet de réforme du secteur électrique, à l’étude avec le COPIREP. Ce projet de réforme prône, sauf erreur, un partenariat public – privé tant dans la production que pour la distribution. Le système de fixation des tarifs devra donc veiller à être transparent et complètement objectif de manière à pouvoir attirer les investisseurs privés en toute confiance. Il n’est pas dans le mandat de cette étude de discuter en détail de la régulation économique des prix. On s’en tiendra donc à quelques considérations générales. Par nature la régulation des prix implique un certain compromis (trade-off) entre le besoin d’éliminer les profits excessifs que pourraient avoir tendance à réaliser les entreprises en situation de monopole et la volonté d’inciter à l’amélioration de la productivité. Il existe plusieurs approches pour réaliser ce compromis. On distingue trois grandes classifications de modèles de régulation économique :


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• La régulation du taux de rendement, qui tend à identifier et allouer un certain profit sur les investissements ;

• La régulation basée sur la performance, qui vise à améliorer la performance par certaines mesures incitatives ;

• Le benchmarking, qui établit des comparaisons de performance avec la fourniture des mêmes services dans des conditions similaires.

La méthode de benchmarking ne serait pas applicable en l’état en RDC qui ne dispose pas de points de référence sur lesquels effectuer la comparaison. Elle ne s’applique bien que dans un même pays, là où plusieurs distributeurs opèrent dans un même environnement économique avec les mêmes coûts d’opération. Selon la méthode du taux de rendement, il est permis à la société de recouvrer ses coûts (plus un certain taux de rendement) si les dépenses sont jugées nécessaires par l’autorité de régulation pour assurer un niveau de service adéquat. Le régulateur est obligé dans ce cas de s’impliquer de manière détaillée dans la planification des activités et les opérations de la société. C’était la méthode traditionnellement utilisée aux États-Unis, et encore actuellement appliquée par la Régie de l’Énergie du Québec. Ses principaux inconvénients sont les suivants :

• Il n’y a aucune incitation à réduire les coûts et accroître l’efficacité ; • Il n’y a aucune incitation à restructurer la société si nécessaire ; • Il pourrait y avoir intérêt à surinvestir, puisque le taux de rendement est

assuré ; • Le régulateur est tenu à des interventions régulières et très détaillées.

Il existe plusieurs formes de la méthode de régulation basée sur la performance, notamment les deux principales : le prix plafond (price cap) et le revenu plafond (revenue cap). On les désigne souvent par IPC – X. Ces méthodes découplent en fait les profits de la société soumise à régulation en fixant un prix ou un revenu plafond. Pendant chaque période « de tarification », normalement de trois à cinq ans, ce prix (ou revenu) plafond est fixé sur la base de l’indice des prix à la consommation et d’un facteur d’efficacité X, et la société est autorisée à garder une partie des épargnes réalisées sur ses coûts. Cette approche encourage à l’efficacité de la part de la société régulée et assure les consommateurs qu’une partie des gains d’efficacité sera reflétée à terme dans des prix plus bas. Cependant, avec la méthode par prix plafond, on encourage à maximiser les ventes, ce qui peut entrer en conflit avec les stratégies d’économie d’énergie et de gestion de la demande. Ce n’est pas le cas de la méthode de contrôle du revenu plafond. Aujourd’hui, on s’entend pour dire que la méthode recommandable est la méthode de contrôle du revenu plafond, qui encourage à l’efficacité, permet aux consommateurs de profiter des avancées technologiques, et est tout à fait compatible avec les objectifs de gestion de la demande. Pour l’électrification rurale, le même type de contrôle « tarifaire » pourrait être retenu (plafonnement des revenus), avec évidemment un niveau suffisant pour garantir la couverture des coûts (compte tenu des subventions en capital au moment de la réalisation) et un profit assez attractif pour les investisseurs. On notera cependant qu’étant donné le niveau de consommation très modeste qui sera sans doute le lot de la majorité des consommateurs ruraux, une tarification forfaitaire (sans comptage) devrait sans doute être envisagée, selon le niveau de service fourni (tarif par lampe, par prise, ou selon les utilisations). Cette méthode est déjà en application dans de nombreux pays en développement. Elle est tout à fait compatible avec l’instauration d’un tarif subventionné au profit des plus petits clients


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(moins de quelques kWh par mois, un niveau beaucoup plus bas que dans les zones urbaines).

3.2.3 Rôle et Attributions de l’ACER L’ACER doit être l’élément moteur du développement de l’électrification rurale en RDC. À cet effet, c’est elle qui doit développer les programmes d’électrification rurale, basés sur la planification faite par le Ministère chargé de l’Énergie. Tel que cela fut dit plus haut dans la section relative aux leçons tirées de l’expérience dans les autres pays, un des facteurs de succès dans ces opérations est la participation active des investisseurs privés ; ainsi l’ACER doit avoir pour priorité la promotion de la participation du secteur privé dans les projets d’électrification rurale. L’ACER est responsable de fournir l’assistance technique et financière requise pour soutenir les initiatives dans le domaine de l’électrification rurale. Elle établira les critères d’éligibilité à ces financements, organisera les appels d’offre compétitifs et recommandera au Ministre chargé de l’Énergie d’accorder les autorisations nécessaires conformément au Code de l’Énergie en préparation. Elle assurera aussi la supervision de l’exécution de ces contrats en tant que Maître d’ouvrage délégué. Sa mission inclut également : L’information la plus large possible de toutes les parties publiques ou privées

en vue de stimuler l’offre et la demande de services d’électrification rurale ; La recherche et la mise en place des financements pour l’électrification

rurale, notamment les relations avec les partenaires financiers ; Une contribution à la recherche et au développement de solutions nouvelles

pour l’électrification au moindre coût ; L’appui au montage des projets en stimulant l’initiative locale, en fournissant

l’assistance technique et financière, et en aidant à la mobilisation des financements ;

La recommandation au Ministre chargé de l’Énergie des appropriations budgétaires nécessaires au programme ;

Le suivi de l’exécution des conventions conclues, sur le plan technique, financier, sur le plan du respect des engagements pris et de la sécurité requise des installations électriques.

3.2.4 Composition – Organisation de l’ACER

L’ACER a essentiellement une double mission nationale, l’élaboration des programmes et stratégies de mise en place de l’électrification rurale, et l’implantation de ces programmes à travers une recherche de partenaires privés investisseurs et de financement gérés dans un Fonds spécial. C’est cette double mission qui doit guider dans son organisation et sa composition. En raison de l’importance des fonds qui seront gérés par l’ACER et de l’absolue nécessité de transparence et de bonne gouvernance que tant les partenaires financiers internationaux que les investisseurs privés étrangers requerront de l’institution, il faut que les organes qui la composent soient autant que possible libérés de l’ingérence du pouvoir politique et des fins partisanes. L’ACER devra donc être dotée d’un Conseil d’administration regroupant toutes les parties intéressées au succès de l’électrification rurale, et d’un Comité de gestion des subventions surveillant la bonne gestion du Fonds spécial qui sera créé.


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Conseil d’Administration Le Conseil d’Administration (CA) de l’ACER devrait être composé de membres des Ministères ayant un intérêt dans l’électrification et le développement rural, notamment sans doute selon la composition du futur Gouvernement, d’un représentant du Premier Ministre, du Ministère des Finances et du Budget, du Ministère chargé de l’Énergie, du Ministère chargé du Développement rural, du Ministère chargé de l’Hydraulique rurale, d’un représentant du pouvoir décentralisé (provinces, communes), d’un représentant du patronat congolais, d’un représentant des consommateurs, d’un représentant des institutions bancaires et de crédit congolaises. Son président, différent du Directeur général de l’ACER, devrait être nommé par le Président de la République parmi une liste de personnes désignées en partie égale par le Gouvernement et l’assemblée parlementaire, pour leurs qualités intrinsèques de gestion et leur expérience dans des domaines pertinents à l’électrification rurale. Le Conseil devrait se réunir à une fréquence à définir, mais pas moins de deux fois annuellement, ou sur demande du Directeur Général ou d’au moins trois de ses membres. Le Conseil devra se doter de règles de fonctionnement, notamment la désignation d’un quorum, de règle de vote et de délibération, ainsi que de règles concernant les conflits d’intérêt et l’éthique. Sa mission sera assez classique pour ce type d’organe de surveillance : · Assurer la bonne exécution de la mission de l’ACER ; · Contrôler les activités de l’ACER ; · Approuver le budget ; · Approuver les orientations de gestion et le programme annuel de l’ACER ; · Autoriser les dépenses importantes ; · Approuver le rapport d’activités et les comptes annuels ; · Faire rapport au Président de la République sur l’exécution de la mission de

l’ACER et sur l’atteinte de ses objectifs.

Direction Générale

Le Directeur Général a aussi des fonctions assez classiques pour ce type de poste. Il est nommé par le Président de la République à partir d’une liste de noms désignés par le Ministre chargé de l’Énergie approuvée par l’assemblée parlementaire. Il ne peut être révoqué que par décret suite à un rapport défavorable du Conseil d’Administration, un vote de l’assemblée parlementaire, ou sur recommandation du Ministre chargé de l’Énergie soutenue par le Conseil d’Administration. Il assiste avec voix consultative au Conseil d’Administration,

Ses fonctions incluent :

· La bonne organisation et le bon fonctionnement de l’ACER ; · La préparation et la soumission au CA du programme annuel, des

orientations de gestion, du budget annuel et des comptes annuels, et du rapport d’activités de l’ACER ;

· La recherche des financements auprès des institutions financières internationales ;

· La promotion de l’ACER et de son programme auprès des partenaires financiers et des investisseurs privés ;

· La présidence du Comité de gestion des subventions ;


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· La soumission des dossiers d’adjudication des concessions et des marchés au Ministre chargé de l’Énergie ;

· La signature des marchés conformément aux règles de passation des marchés de la RDC.

Comité de gestion des Subventions La gestion du Fonds spécial d’électrification rurale (voir paragraphe 5.2 ci-dessous) est confiée à l’ACER, plus spécifiquement au Comité de gestion des subventions, chargé de l’octroi des prêts et subventions aux titulaires des CER et aux promoteurs de PILs. Ce Comité examine les demandes de prêts ou de subvention instruites par l’ACER en relation avec la viabilité financière des projets et les garanties offertes par les demandeurs et assure le suivi des engagements du Fonds et des remboursements. Le Comité est composé de représentants de l’État congolais, notamment du Ministère des Finances, du Ministère chargé de l’Énergie, du pouvoir décentralisé, et des associations de consommateurs, ainsi que du Directeur Général de l’ACER, qui le préside, et du Directeur du Financement de l’Électrification rurale. Ses membres sont nommés par arrêté du Ministre chargé de l’Énergie. Il se réunit autant que de besoin, mais au moins une fois au début de chaque exercice fiscal de l’ACER Sa comptabilité sera assurée selon les règles de comptabilité applicables en RDC. Les règles de délibération et de votation seront fixées par voie réglementaire. Le Président du Comité envoie annuellement un rapport d’activités au Ministre des finances et au Ministre chargé de l’Énergie. Structure de l’ACER Le Directeur général aura la responsabilité de la mise en place et de la gestion du personnel de l’ACER. La structure minimale de l’ACER devrait inclure :

Une Direction Technique : chargée de la conception technique des programmes, notamment de l’établissement et de l’approbation des normes techniques (minima techniques) des programmes d’électrification rurale, de l’assistance technique notamment aux promoteurs de PILs, le suivi, la supervision, le contrôle de la qualité des composants utilisés dans les projets, et l’acceptation des travaux des CER et des PILs ; elle participe à l’élaboration des dossiers d’appel d’offre, aux analyses des offres techniques, donne un appui technique aux soumissionnaires et aux promoteurs des PILs.

Une Direction des Études : chargée des études technico-économiques préparatoires des CER, de la mise en place et de la gestion d’un système d’information géographique (SIG), du maintien de la base de données de l’ACER, du suivi des projets d'électrification rurale afin d'assurer le contrôle des indicateurs de performance de l’ACER.

Une Direction du Financement de l’Électrification rurale : chargée de toutes les activités liées au financement du programme d'électrification rurale et


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de la gestion du Fonds spécial d’Électrification rurale, notamment la comptabilité des ressources de ce Fonds et de leur utilisation, la gestion des comptes bancaires du Fonds, des états financiers du Fonds ; elle établit des relations étroites avec l'Etat, notamment le Ministère des Finances, les bailleurs de fonds, les banques, les Sociétés de Financement Décentralisées (SFD), négocie les conventions avec les partenaires financiers, révise les analyses effectuées par les banques et les SFD. Elle définit les enveloppes financières attribuées aux différents fonds et les conditions d’octroi associées aux différents outils de financement. Elle vérifie le respect par les concessionnaires de leurs engagements financiers et surveille leur performance financière.

Une Direction administrative et financière : chargée de la gestion des ressources humaines, du budget, des salaires, des paiements, de la comptabilité et de l’administration générale quotidienne de l’ACER (logistique, immeuble et bureau, voyages, achats courants) et du soutien informatique ;

Une Direction Promotions des investissements et du secteur privé : chargée des CER et des PILs, elle est l’interlocuteur privilégié des investisseurs avec lesquels elle est en communication constante. Elle prépare les appels d’offre pour les CER et les PILs et conduit le processus jusqu’à l’attribution des concessions, incluant l’assistance aux soumissionnaires, l’analyse des offres et leur négociation. Elle intègre les projets d’usages productifs dans les CER. Elle est chargée des relations et de la promotion du programme de l’ACER auprès des investisseurs privés nationaux et internationaux, et des promoteurs de PILs.

Une Cellule de Passation de marché, bien au fait de procédures de passation des marchés des institutions financières internationales : chargée de la coordination de préparation des documents d’appel d’offre et de la supervision du processus de passation des marchés, en collaboration avec les unités opérationnelles.

Une Cellule Conseil juridique : chargée de préparer et superviser les documents juridiques (documents d’appels, contrats, conventions de concessions) et de vérifier leur cohérence avec les lois et règlements d’application.

Une Cellule Contrôle interne.

Le personnel cadre sera recruté sur concours national.

3.2.5 Modalités de mise en œuvre Des leçons tirées de l’expérience et des contraintes propres à la situation de l’électrification en RDC doivent sortir les principes de la mise en œuvre d’un programme national et extensif de l’électrification rurale de la République Démocratique du Congo. Ces principes doivent naturellement rester cohérents avec ceux qui sous-tendent la réforme du secteur électrique actuellement en discussion. Le principe fondamental doit en être le partenariat public – privé. Il faut mettre en place un système permettant d’attirer les investisseurs privés dans une opération qui normalement ne les intéressent pas en raison de sa rentabilité problématique. Pour ce faire, on a identifié quelques conditions :


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assurer la rentabilité suffisante du capital investi par des subventions sur le coût de construction ;

créer des exploitations atteignant la taille critique ; s’inscrire dans un processus de longue durée ; utiliser des technologies appropriées et optimales au choix de

l’investisseur ; assurer à l’investisseur un environnement stable, fiable, et dénué

d’interférences politiques porteuses de risques incontrôlables. En ce qui concerne les zones urbaines, le secteur électrique en RDC se dirige vers une libéralisation de la production, avec des partenaires privés sous la forme contractuelles de BOO (avec ou sans transfert des installations), y compris éventuellement pour la réhabilitation des installations existantes. En ce qui concerne la distribution et la vente aux clients finaux, le territoire pourrait être divisé en quelques grandes « concessions » où un partenaire privé viendrait participer à l’exploitation et aux investissements de développement et réhabilitation. La forme contractuelle pourrait être la concession là où cela est recevable par la communauté des investisseurs privés, ou l’affermage (moins exigeant en terme d’engagement de la part du partenaire privé). Dans l’électrification rurale, le schéma qui serait de nature à faire progresser le plus vite le taux d’accès des populations à l’électricité avec pour objectif l’atteinte des objectifs de réduction de la pauvreté, est de la même veine : diviser le territoire en un certain nombre de zones, qui pourront être données en exploitation à des partenaires privés investisseurs, sans doute sous la forme contractuelle de la concession, de nature à fiabiliser tant pour le concessionnaire que pour l’autorité concédante les arrangements et obligations mutuels de la transaction. Dans la suite, ces zones concédées d’envergure relativement grande seront désignées sous le nom de Concessions d’électrification rurale (CER). Elles feront l’objet d’appel d’offre et seront financées par des financements importants de source nationale et internationale. Leur mise en place systématique sur tout le territoire risque malheureusement de prendre un certain temps. Le processus de mise en place des financements internationaux est souvent long, sans compter les procédures d’appel d’offre et de mise en place des contrats assez complexes. Pour ne pas retarder indûment les programmes d’électrification rurale qui sont l’initiative de communautés locales organisées autour de coopératives, d’ONG, de communautés religieuses, de groupes de citoyens, ou d’entreprises désireuses d’offrir ce service aux populations, il conviendra d’autoriser, d’encadrer et d’encourager la mise en place de projets d’envergure limitée, à l’échelle de quelques villages par exemple. Cette approche doit rester secondaire en envergure et en allocation de ressources par rapport à aux CER, mais en raison de sa genèse spontanée elle ne doit pas être freinée. Ces projets d’initiative locale seront désignés sous le vocable de PILs (Projet d’Initiative Locale).

3.2.5.1 Les CER

Les CER ont pour objectif un développement structuré et pérenne de l’électrification rurale sur tout le territoire avec l’aide d’investisseurs privés. Plusieurs études effectuées de par le monde montrent que la taille des concessions est un facteur déterminant dans le succès de l’opération. Les partenaires internationaux ne s’intéressent à des exploitations de distribution urbaine qu’à partir de 50 000 clients, et en distribution rurale de l’ordre de 10 à 20 000 abonnés. De plus ils veulent un


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engagement de longue durée, pour leur permettre d’exploiter le potentiel de croissance et recouvrer le capital investi sur une période suffisante (15 à 25 ans). Les zones couvertes par des réseaux interconnectés (zone de Kinshasa et Bas Congo, zone du Kivu, et zone du Katanga) seront exclues des CER, et garderont l’exclusivité en distribution, au moins pour une certaine période et pour les clients domestiques. En dehors de ces zones, et éventuellement de quelques zones urbaines importantes, les CER pourraient être implantées. Afin de ne pas perdre des gains techniques importants, tels que les économies d’échelle à la production, il conviendrait d’inclure à chaque CER une ou plusieurs villes de taille moyenne, ces villes servant en quelque sorte de noyau autour desquelles se développeraient des réseaux MT pour atteindre les zones rurales environnantes. C’est le concept des « centres araignées » qui fut utilisé avec succès pour le développement de l’électrification rurale en Côte d’Ivoire dans les années 80 et 90. On notera encore que dans une CER, il est normal qu’il existe des poches de populations trop éloignées pour qu’il soit justifié économiquement d’amener des réseaux MT ; ces populations seraient desservies par des techniques décentralisées, éoliennes, systèmes photovoltaïques, petits groupes thermiques, bio digesteurs, etc. Un schéma type de ce genre de concession figure ci-dessous.

L’électrification rurale étant par nature peu rentable, il est nécessaire de compléter l’apport des investisseurs privés par un niveau de subvention adéquat pour leur assurer un retour sur l’investissement suffisant. Comment déterminer ce niveau de subvention ? Une étude très approfondie de chaque zone de CER doit être effectuée. C’est une sorte de plan directeur d’électrification de la CER. On y détermine la demande potentielle, la population et ses caractéristiques de croissance, ses revenus, sa capacité et sa volonté de payer ses consommations énergétiques, l’économie de la région, les caractéristiques de la demande par

CENTRES INTÉRIEURS (Diesel, Hydro)

Village isolé (PV)

Village isolé

(BioEn)

Village isolé

(Hydro)

LIGNES MT

AGENCE DE

RÉGULATION

Village isolé

(Éolien)

CENTRE ARAIGNÉE

Régulation (tarif, etc.)

Reporting

Concession : Production / Distribution / Vente


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niveau (des plus petits consommateurs aux clients importants, pour déterminer les niveaux de service à offrir). On procède à un avant projet d’électrification, incluant un premier choix des technologies qui seraient utilisées : raccordement à un réseau existant, petits réseaux autour d’un moyen de production hydroélectrique ou thermique, centres isolés PV, éolien ou autres ENR. Un modèle financier permet de calculer la rentabilité de la CER, basé sur les revenus de la vente à des tarifs adaptés à la capacité de payer des populations locales et sur l’estimation des coûts d’investissement et d’exploitation (incluant l’entretien et le renouvellement des équipements sur toute la durée de la concession, et les frais de gestion). Cela permet de déterminer quel niveau de subvention doit être accoré à l’exploitant de la CER pour lui procurer un taux de rentabilité suffisant sur ces fonds propres (ou un TRI adéquat sur son opération). On peut arriver typiquement à des niveaux de subvention nécessaire de l’ordre de 50 à 80 %. Pour être éligibles aux financements concessionnels des institutions financières internationales, les CER doivent être attribuées selon un processus compétitif, d’autant plus qu’elles jouiront de subventions et sont assorties d’un certain degré de monopole sur leur territoire. Suite à l’étude préparatoire de la CER, dont il est question au paragraphe ci-dessus, la subvention qui sera accordée pour chaque CER est connue et donc on peut attribuer le marché selon la subvention minimale par abonné connecté, c à d au soumissionnaire qui s’engage à connecter le plus grand nombre d’abonnés pour le niveau de subvention annoncé. Bien sûr, le cahier des charges doit être très élaboré. Généralement, pour éviter que l’exploitant n’écrème son marché potentiel d’abonnés en ne raccordant que ceux qui coûtent le moins cher, près des agglomérations plus importantes ou des réseaux MT existants, on prendra soin de l’obliger à raccorder un certain pourcentage de clients dans des zones isolées. Il existe aujourd’hui un mécanisme de financement (le Fonds d’Environnement Mondial, en anglais Global Environment Facility) destiné à promouvoir l’usage de technologies propres sans effet de serre, telles le solaire, les éoliennes, etc. Ces financements permettent de gommer la différence de coûts en faveur de ces technologies, autrement non compétitives dans des électrifications de masse. Il est important de laisser au concessionnaire le choix de la technologie qui lui paraît la mieux adaptée aux circonstances spécifiques de son territoire. Une estimation aura été faite dans l’étude de préparation, mais le principe de la compétition doit lui permettre d’optimiser son installation selon son jugement de professionnel. Il en est de même du système de gestion qu’il mettra en place, notamment sur le plan commercial pour assurer son recouvrement et surtout le développement de sa clientèle. Le déboursé de la subvention doit obéir, c’est un facteur de succès en même temps qu’une condition des partenaires financiers, au principe de l’«output based aid », selon lequel le concessionnaire reçoit l’argent en fonction de son engagement personnel et de l’avancement des travaux. Ainsi la première tranche de la subvention est déboursée lorsqu’il a fait la preuve de sa mise de fonds personnelle ; les tranches suivantes sont déboursées lorsqu’il a fait des travaux permettant le raccordement d’une proportion suffisante d’abonnés, et les dernières tranches lorsque les abonnés sont effectivement raccordés dans les normes requises et en nombre correspondant à son engagement au moment de la remise de son offre. Tout cela est garanti par diverses cautions de bonne exécution conformément aux pratiques habituelles. On notera aussi que l’exploitation doit être garantie par une caution pour toute la durée de la concession ; cette caution, dans une opération de concession de bonne envergure, doit représenter un pourcentage conséquent de son chiffre d’affaires annuel, de manière à ce que l’autorité concédante puisse


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suppléer au cas échéant à une exploitation défaillante ou au départ du concessionnaire. Le contrat de concession devra inclure des clauses de sanctions pour les cas de non-conformité aux normes techniques ou de qualité de service. L’obligation de reporting est à la charge du concessionnaire, avec un contrôle systématique par échantillon, de l’ACER et de l’autorité de régulation. Le tarif, on l’a vu, est établi par l’autorité de régulation sur la base des principes de recouvrement des coûts et du rendement raisonnable pour les investisseurs, tels qu’ils devraient figurer dans le nouveau Code de l’énergie. C’est une condition sine qua non pour attirer les investisseurs, qu’ils soient actifs dans l’électrification rurale ou dans les zones interconnectées urbaines. De plus dans les zones rurales, ils seront fixés en relation avec la capacité de payer des populations rurales, et de ce fait, devraient pouvoir être diversifiés en fonction des spécificités économiques des zones visées. Enfin, comme c’est la tendance dans de nombreux pays, on cherchera à facturer au forfait en fonction du niveau de service. Ailleurs, au Sénégal, les niveaux de service ont été établis en fonction de la puissance (de 50 à 180 W souscrit) pour des durées d’utilisation de quelques heures par jour. Ce n’est que pour les plus gros consommateurs ou pour les usages productifs que l’énergie est facturée au kWh avec un compteur. On a souvent remarqué que l’accès à l’électricité pour les consommateurs domestiques en zones rurales est plus souvent freiné par les coûts de l’abonnement et de l’installation intérieure, qui nécessitent une grosse mise de fonds que par les tarifs mensuels. Pour remédier à cette situation, l’ACER pourra mettre en place avec les concessionnaires des modalités de paiement différées (sur plusieurs années), financées par des lignes de crédit spéciales à même le Fonds de l’Électrification rurale. L’expérience vécue ailleurs dans les pays d’Amérique latine et en Asie montre que l’électrification rurale n’atteint ses objectifs de réduction de la pauvreté et de développement que si on réussit à induire des utilisations productives dans les zones rurales, souvent associées aux activités agricoles. Mais ces usages productifs ne s’induisent pas automatiquement avec l’accès à l’électricité. C’est pourquoi il est recommandé de mettre en place des mécanismes d’aide financière et technique aux usagers pour leur faciliter l’utilisation de l’électricité dans les entreprises. Cela pourra inclure une subvention particulière pour l’achat et l’installation d’appareillages électriques (lignes, postes) pour les usages productifs et des lignes de crédit pour les entrepreneurs qui veulent acquérir des équipements électriques industriels (moulins, scies, équipements de froid, etc.). On peut imaginer mettre en place des conventions spéciales entre les usagers et les concessionnaires s’obligeant mutuellement à fournir des services contre consommation.

3.2.5.2 Les PILs

Dans les zones qui ne sont pas encore en CER ou qui n’y sont pas promises dans un avenir proche à définir, il faut permettre aux collectivités locales qui en ont les moyens financiers (en propre ou par accès au crédit) de développer leur propre projet d’électrification rurale. L’ACER devrait se doter des moyens de leur venir en aide, tant sur le plan financier que pour l’aide au montage. Les porteurs de ces projets doivent être des structures de type associatif, des collectivités locales, ou des privés locaux ayant le soutien et l’accord des populations locales, soutien que l’ACER pourra vérifier avec les pouvoirs décentralisés. Les projets seraient sélectionnés à l’occasion d’appels à propositions


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périodiques, une ou deux fois par année, sur la base de critères objectifs et jusqu’à concurrence des montants de subventions disponibles. Il est probable que ces porteurs de projets ne disposeront pas de connaissances spécialisées pour monter leur projet. L’ACER pourrait leur financer une aide au montage, notamment du dossier de candidature et de demande de financement. Cette aide au montage, d’un montant plafonné selon le type de projet, serait fournie par des bureaux locaux agréés, recrutés par appel d’offre. On peut imaginer des contrats standards au bordereau de prix, afin d’éviter tout problème technique que les porteurs ne seraient pas à même de gérer facilement et qui pourrait rendre ces démarches rébarbatives. L’ACER devra veiller à ce que l’approche des CER ne soit pas détournées par les promoteurs de PILs, pour lesquels les modalités de mise en concurrence seraient plus souples. La taille et le nombre de PILS dans une zone de CER feraient partie des facteurs à prendre en compte. L’attribution des subventions aux PILs devra également être soigneusement réfléchie ; elle ne devrait pas être uniquement fondée sur le coût minimal par abonné, qui pourrait aboutir à une discrimination technologique ou en faveur des habitants des régions plus dotées sur le plan des ressources naturelles (mini-centrales hydro vs PV isolé par exemple). Un critère pondéré sur la base de l’isolement ou du sous développement économique pourrait être élaboré. Enfin, étant donné la préférence pour l’approche par CER inhérente à un programme extensif national et pour protéger le potentiel de croissance aux profits des investisseurs dans les CER, il conviendra de mettre au point des modalités équitables de reprise des PILS par les CER lorsque ces derniers le souhaitent. Cependant, ce processus se devra d’être encadré par l’ACER et l’autorité de régulation pour éviter qu’aucune partie ne soit lésée.

4. ASPECTS JURIDIQUES 4.1 ANALYSE DES TEXTES JURIDIQUES DU SECTEUR DE L’ÉLECTRICITÉ

4.1.1 Introduction Le secteur de l’électricité en RDC est occupé par un opérateur public, la SNEL, et quelques opérateurs privés, les auto producteurs indépendants. La SNEL est une entreprise publique en situation de monopole de fait sur trois segments : la production, le transport et la distribution d’électricité. La tutelle de la SNEL est assurée par deux ministères : la tutelle technique par le Ministère de l’Energie et la tutelle financière par celui du portefeuille qui intervient dans son fonctionnement interne et dans le choix des investissements. Ci-dessous l’analyse des textes régissant la SNEL, l’intervention des privés dans le secteur et la tutelle technique.

4.1.2 Création de la SNEL : monopole de fait La SNEL est un établissement de droit public à caractère industriel et commercial créé par l’ordonnance n°70/033 du 16 mai 1970. Elle est chargée de la production, du transport, de la distribution et de la commercialisation de l’énergie électrique pour l’ensemble du pays.


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Le secteur électrique était régi à l’époque coloniale par décret par les textes suivants : Le décret du 2 juin 1928 fixant les conditions générales de l’énergie électrique, Le décret du 16 avril 1931 portant autorisation de transport de l’énergie

électrique au travers des terrains privés, L’ordonnance loi 61 du 26 février 1953 portant réglementation de l’énergie. L’arrêté royal du 09 octobre 1956 portant règlement général et cahier des

charges générales fixant les principes applicables aux concessions des distributions publiques de l’énergie électrique

Le décret du 31 juillet 1953 sur l’importation et l’exportation de l’énergie électrique.

Le décret du 14 juillet 1930 portant sur la standardisation de l’énergie électrique tel que modifié par le décret du 19 juillet 1950.

L’ordonnance n0 147 bis/AE du 29 décembre 1933 portant règlement sur les installations électriques.

Le décret du 06 mai 1952 sur les concessions et l’administration des eaux des lacs.

Le régime juridique de ces textes était sans doute libéral. Les particuliers comme les personnes publiques avaient accès au secteur moyennant autorisation de la colonie au bénéfice soit d’une concession de distribution soit d’une permission de voirie. Le droit ainsi obtenu englobait la surveillance, l’entretien, la réparation et l’enlèvement des ouvrages. Cependant, le gouverneur général et les gouverneurs de province peuvent réglementer la distribution de l’énergie électrique et en limiter ou en interdire l’utilisation par les divers consommateurs lorsque la production est insuffisante pour tous les besoins de la collectivité. Ayant succédé au comité de contrôle technique et financier institué par l’ordonnance présidentielle n° 67 - 391 du 23 septembre 1967 pour démarrer les travaux d’aménagement du barrage d’Inga, la SNEL reçut de l’Etat, maître d’ouvrage, le mandat de maître d’œuvre pour les travaux de la première étape d’aménagement hydroélectrique du site d’Inga (Art. 3 ord. loi n° 70/033 précitée). Au lendemain de la mise en service de la centrale Inga I, le 24 novembre 1972, la SNEL devint effectivement opérateur d’électricité à l’instant de la REGIDESO autre société d’Etat et entreprise publique de distribution d’eau potable, produisant à partir de ses centrales hydrauliques et thermiques de l’énergie électrique dans toutes les villes où elle était présente ; elle distribuait aussi cette énergie et celle des autres producteurs, à l’exception de Kinshasa et des villes du KATANGA. cfr : ord. n° 78/197 du 5 mai 1978 portant statuts d’une entreprise publique dénommée la régie des distributions d’eau et d’électricité de la République Démocratique du Congo. En 1978, la SNEL reprit les activités électriques de la REGIDESO, y compris ses 41 centrales électriques (hydrauliques et thermiques). De plus, les principales centrales assurant la production et distribution de l’énergie électrique étaient assurées par six sociétés commerciales d’économie mixte qui furent à leur tour absorbées par la SNEL par la loi n° 74/012 du 14 juillet 1974 portant reprise par la SNEL des droits, obligations et activités de six sociétés d’électricité existantes (rachats des parts des actionnaires privés par l’État et cession de la totalité des biens meubles et immeubles des sociétés dissoutes à la SNEL). La SNEL devient producteur, transporteur et distributeur de l’énergie électrique. Depuis lors, avec la mise en service en 1982 de la centrale d’Inga II et de la ligne à très haute tension à courant continu INGA – KOLWEZI, la SNEL contrôle toutes les grandes centrales hydroélectrique et thermique et est l’unique


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entreprise publique de production, transport et distribution de l’énergie électrique dans le pays. Elle hérite, par là, d’un monopole de fait. Il convient cependant, de signaler l’existence des micro et mini centrales des communautés religieuses, de petites centrales thermiques intégrées aux installations d’entreprises isolées ainsi que de centrales des sociétés minières (LUBILANJI 1 et 2, MPIANA – MWANGA et BUDANA) et des forces Armées (KILUBI à KAMINA ), ce qui permet d’aborder la question de la libéralisation du secteur.

4.1.3 La libéralisation du secteur Il n’existe pas de manière explicite de textes de loi sur la libéralisation du secteur de l’énergie électrique. Malgré le monopole de fait auquel il est fait allusion ci-dessus, il faut mentionner deux arrêtés ministériels, à savoir les arrêtés n° 0072/CAB.ENER/94 du 16/11/1994 relatif à l’autorisation de construction de centrales hydroélectriques et l’arrêté ministériel 0074/CAB.ENER/94 fixant les conditions pour l’obtention de l’autorisation de construction de centrales hydroélectriques. Ces deux arrêtés, quoique peu connus, ont le mérite d‘exister et révolutionnent le secteur électrique. En effet, ils autorisent les privés à construire et à exploiter, de manière claire et explicite, supprimant ainsi le monopole de fait accordé à l’opérateur public SNEL. L’arrêté n° 0073/CAB.ENER/94 relatif aux conditions d’agrément des électriciens et des entreprises du secteur est peu pertinent à notre sujet et n’est mentionné ci-dessous que pour être complet.

a) Arrêté n° 0072/CAB.ENER/94 du 16 novembre 1994 instituant l’autorisation de

construire de centrales hydroélectriques

Cet arrêté institue un titre d’autorisation de construction de centrales hydroélectriques et un registre tenu au secrétariat général à l’énergie dans lequel seront enregistrées : les demandes d’autorisation de construction de centrales hydroélectriques

accompagnées de termes de référence du projet ; les autorisations accordées ; les demandes d’autorisation refusées.

Le secrétaire général à l’énergie procédera à l’impression des titres d’autorisation conformes à un modèle fixé. Chaque titre sera imprimé en trois exemplaires, répartis respectivement entre le titulaire de l’autorisation, le service régional de l’énergie de la juridiction et le dernier au dossier.

b) Arrêté ministériel n° 0073/CAB.ENER/94 fixant les conditions d’agrément des

électriciens et des entreprises de service d’électrification

Les prestataires de services dans le secteur sont soumis à une série de conditions. Il est mentionné à l’article 1 : « nul ne peut prêter ses services pour établir un schéma électrique, des maisons de particuliers, ni procéder aux installations électriques quel que soit leur niveau technique sans agrément du ministère ayant l’énergie dans ses attributions ».


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Il faut comprendre en pratique que les bureaux d’études comme toute entreprise de travaux et autres dans le secteur de l’électricité sont assujettis et une taxe est payée auprès du trésor public conformément à la loi 04/16 tel que modifiée et complétée par la loi 08/05 du 15 février 2005 fixant l’assiette, le taux de modalité de recouvrement de taxe et la redevance formant les recettes administratives judiciaires et domaniales ainsi que l’arrêté interministériel qui l’exécute. Pour obtenir cet agrément, la personne physique ou morale doit adresser une demande au Ministère de l’Énergie ou en région de résidence du requérant.

c) Arrêté ministériel n° 0074/CAB.ENER/94 du 16 novembre 1994 fixant les conditions

pour l’obtention de construction

Toute personne physique ou morale qui désire procéder à la construction d’une centrale hydroélectrique doit solliciter au préalable une approbation du projet par demande écrite. Celle-ci est adressée, en double exemplaire au Ministre de l’Énergie. Toute demande comportera les éléments ci-après : · Localisation géographique ; · Descriptions des ouvrages de la centrale ; · Evaluation des besoins énergétiques ; · Rentabilité du projet ; · Budget d’investissement.

Au cas où le titulaire de l’autorisation voudrait procéder à l’exploitation de la centrale à des fins commerciales, il est tenu de conclure une convention de concession de distribution publique de l’énergie électrique avec l’État, représenté par le Ministre de l’Énergie.

L’examen des différents arrêtés ministériels ayant libéralisé le secteur conduit à analyser le rapport de tutelle entre le ministère et la SNEL. Mais auparavant, il convient d’examiner le régime foncier des sites hydrauliques.

d) Le Régime foncier des sites énergétiques Décret du 6 mai 1952 sur les concessions et l’administration des eaux des lacs et des cours d’eau, de la concession des droits d’usage et d’occupation portant sur les eaux ainsi que sur les lits des lacs et des cours d’eau.

La grande caractéristique de ce décret est qu’elle détermine les autorités compétentes pour accorder une concession (le gouverneur de province, le gouverneur général et par arrêté royal) en fonction de la puissance et capacité des ouvrages :

L’article 11 dispose en effet : la concession est accordée par le gouverneur de province : a) pour la production de la force motrice, pour autant que la

puissance théorique maximum soit de 500 c.v ; Article 12 : Le gouverneur compétent est celui de la province dans le quelle se trouve le point de prise d’eau, des terrains au profit de desquels l’usage de l’eau est sollicité et les terrains sur lesquels des sertissages devant être réalisées pour l’exercice du droit concédé. Article 13 : La concession est accordée par le gouverneur général :


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a) si, dans les cas énoncés à l’article 11, le point d’accès à l’eau , un ouvrage d’art quelconque nécessité par l’entreprise, une ligne de transport ou les installations du concessionnaire ne sont pas situés dans la même province.

b) Si, dans les cas visés aux lettres a) et de l’article 11, la demande de concession concerne une puissance théorique supérieure à 500 c.v, et inférieur à 2 000 c.v or un prélèvement d’eau supérieur à trois mètres cubes mais inférieur à dix mètres cubes par seconde.

Article 14 : La concession est accordée par arrêté royal : a) pour la production de force motrice, lorsque la puissance

théorique est de 2 000 c.v ou moins et inférieure à 5 000 c.v b) à des fins agricoles ou industrielles, lorsqu’elle comporte un

prélèvement de dix mètres cubes au moins mais inférieur à 25 mètres cubes ou plus par seconde.

Article 15 : La concession est accordée par décret lorsque la demande concessible une puissance de 5 000 c.v ou plus ou comporte un prélèvement de 25 mètres cubes par seconde ou plus. Article 16 La puissance à concéder, p, en chevaux-vapeur, est définie par la formule : p= QH/75 Dans laquelle Q représente le débit moyen du canal d’adduction à l’entrée de ce dernier, en litres par seconde, et H, la dénivellation en mètres, entre les niveaux moyens de l’eau à l’entrée du canal d’adduction et à la sortie du canal de fuite. Article 17 : Toute concession peut être déclarée d’utilité publique par l’autorité concédante, soit d’office, soit à la demande du concessionnaire, selon les règles établies ci-après. Article 18 Aucune concession n’est accordée qu’après avis de la commission provinciale2 des eaux des provinces intéressées. Article 19 La déclaration d’utilité publique autorise le concessionnaire à utiliser le domaine public en vue de l’exécution des travaux prévus dans l’acte de concession et suivant les conditions qui y sont prévus. Si l’exercice de la concession donne lieu à expropriation il est procédé par les voies légales, poursuites et diligence de la colonie, aux frais du concessionnaire. Article 21 : Toute concession est soumise aux conditions que l’autorité concédante estimera nécessaire dans l’intérêt public.

2 Cette commission provinciale est inexistante à ce jour, ce qui rend ce texte inapplicable.


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Parmi ces conditions figureront obligatoirement : 1°) les règles et délais auxquels seront soumises la construction et l’exploitation des ouvrages et installations établis en vue de l’utilisation de l’eau ainsi que de ceux servant à la production et la distribution de l’énergie. 2°) les mesures à prendre par le concessionnaire en vue d’assurer la protection des sites. 3°) les modalités et les bases qui servent éventuellement à établir les tarifications selon lesquelles le concessionnaire pourra céder à des tiers de l’énergie produite par ses installations a de l’eau dont il dispose. 4°) les redevances dues à la colonie en raison de l’occupation de son domaine prévu en public par les ouvrages et installations du concessionnaire. 5°) le droit pour la colonie d’utiliser ou de concéder les eaux non employées pour le concessionnaire. 6°) l’engagement par le concessionnaire, pour le cas à la colonie jugerait nécessaire de coordonner les exploitations hydro-électriques de la colonie ou d’une région de la colonie celle-ci pourra exercer ses droits de reprise en cours de concession ; 7°) le cas de déchéance de droit concédé.

4.1.4 La tutelle Ordonnance n° 78/196 du 05 mai 1978 portant statuts d’une entreprise publique dénommée Société Nationale d’Électricité en abrégé SNEL, en ses articles 20 et 21.

La tutelle comprend l’ensemble des moyens de contrôle dont disposent les organes tutélaires sur l’entreprise. Ces contrôles sont selon le cas préventifs, concomitants ou à posteriori. Ils peuvent être d’ordre administratif, judiciaire, technique, économique ou financier. Ils s’exercent sur les personnes comme sur les actes et à tous les stades : délibérations, décisions, contrats. Ils peuvent porter sur la légalité et l’opportunité des actes de l’entreprise. La tutelle du Ministère de l’Énergie porte notamment sur les actes ci-après : La conclusion des marchés, des travaux et fournitures ; L’organisation des services, le cadre organique, le statut du personnel, le

barème des rémunérations ainsi que les modifications à y intervenir ; Le rapport annuel ; L’établissement d’agences et bureaux à l’intérieur du pays ; Les acquisitions et aliénations autres qu’immobilières.

Celle du Ministère du portefeuille porte notamment sur ;

Les acquisitions et aliénations immobilières Les emprunts et les prêts ; Les prises et cessions de participations financières; Le plan comptable particulier ; Le budget ou état des prévisions des recettes et des dépenses ; Les comptes de fin d’exercice ; Le bilan

L’augmentation et la réduction du patrimoine de l’entreprise sont approuvées par le Président de la République, sur avis préalable du Ministère du Portefeuille.


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4.1.5 Le cadre institutionnel des différentes instances Dans le rapport de démarrage figure une analyse des institutions jouant un rôle dans le domaine de l’électrification rurale. On trouvera en annexe 2 copie de cette section. MINISTÈRE DE L’ÉNERGIE Le texte en vigueur définissant les missions du Ministère de l’Énergie est le décret n° 03/027 du 16 septembre 2003 fixant les attributions des ministères, spécialement en son article premier, alinéa 15 et 20. L’électricité y tient une place de choix dans les domaines de la production, transport et distribution. Du point de vue organisationnel, outre le cabinet du ministre, ce ministère fonctionne avec un secrétariat général (administration publique) et la commission nationale de l’énergie. SECRÉTARIAT GÉNÉRAL A L’ÉNERGIE Créé par l’ordonnance n° 82/027 du 19 mars 1982, fixant l’organisation et le cadre organisationnel des départements, du conseil exécutif et du commissariat général au plan, en ses articles 1 et 2 complétés par l’annexe 1, ayant trait à la structure administrative d’un département (ministère). Cette ordonnance définit le cadre organisationnel du secrétariat général à l’énergie et détermine trois directions à savoir : les services généraux, la planification et les recherches ainsi que la production et la distribution. Le dit cadre organisationnel a été révisé sur base des recommandations du colloque de GOMA en 1989 sur la redynamisation de l’administration publique et confirmé par la loi budgétaire de 1991 qui a défini six directions :

· Direction des Ressources Générales ; · Direction de la Planification et de la Banque des Données ; · Direction de l’Eau et Hydrologie ; · Direction de l’Électricité ; · Direction des Combustibles Solides, Liquides et Gazeux ; · Direction des Énergies Nouvelles et Renouvelables.

Les hydrocarbures ayant fait l’objet de la création d’un secrétariat général distinct, la cinquième direction, a changé de dénomination en Direction des Combustibles, Explosifs et Inflammables étant donné que seuls les explosifs, le charbon et d’autres produits assimilés constituent ses matières de gestion. La Direction de l’Électricité et celles des Énergies Nouvelles et Renouvelables nous intéressent particulièrement. Au terme du cadre organisationnel susvisé, elles ont pour attributions globales spécifiques :

· la coordination des activités des sous-secteurs ; · l’utilisation rationnelle de l’énergie ; · les bilans de l’énergie ; · l’élaboration des études et projets ; · l’énergie domestique ; · la relation entre l’État, producteurs et consommateurs ; · les études des différents sites de production ; · la promotion et suivi de la construction des centrales publiques et privées

(thermiques et hydroélectriques) ; · l’agrément des auto-producteurs ;


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· les examens des plans de distribution et des lignes ; · la tarification du courant et les taxes ; · le photovoltaïque.

L’électrification rurale bénéficie d’un bureau pour l’inventaire des sites de petites puissances, l’inventaire des groupes électrogènes, les études économiques et le choix de matériel approprié. LA COMMISSION NATIONALE DE L’ÉNERGIE Elle a été créée par l’ordonnance n° 81/022 du 14 février 1981. C’est un organe de conseil, d’études et de coordination. Elle a pour rôle :

· la définition de la politique énergétique du pays à court, moyen et long terme ;

· l’adaptation continuelle de cette politique aux réalités du moment ; · l’élaboration annuelle des mesures concrètes d’application de cette

politique en accord avec le plan national de développement ; · l’élaboration de mesures d’encadrement de la politique énergétique sous

forme d’un code énergétique. Normes et standards Décret royal du 14 juillet 1930 sur la standardisation modifié par les décrets des 31 et 19 juillet 1950

Sont considérées comme tensions normales et sont seules admises comme basses tensions dans les distributions publiques et dans les distributions privées d’électricité :

· les tensions de 110 et 220 volts en courant continu ; · les tensions de 110 et 220 volts entre phase et neutre, et · les tensions de 190 et 380 volts entre phases en courant alternatif,

l’emploi d’un quatrième fil étant autorisé. · Toute tension supérieure à 375 volts ventre phase et neutre, c’est-à-dire

toute tension considérée comme haute tension, est admise en courant alternatif.

· Dans les réseaux de transport et de distribution de l’énergie en courant alternatif, la fréquence de 50 périodes par seconde est seule admise exception faite pour le courant monophasé réservé à la traction, pour laquelle la fréquence de 162/3 périodes par seconde pourra être utilisée.

· Le gouverneur de province pourra permettre des dérogations aux dispositions de ce décret.

Politique tarifaire de la SNEL Arrêté ministériel n° 010/CAB/MENIP/98 du 28 avril 1998 fixant les tarifs de l’électricité

Les tarifs d’électricité de la SNEL sont déterminés en fonction de la source de production qui est soit thermique soit hydraulique. Pour le secteur thermique, les tarifs sont fixés localement après concertation entre la SNEL, la FEC et les autorités politico-administratives. Quoique élevés comparativement au niveau de vie moyen de la population, ces tarifs négociés ne permettent pas de couvrir la totalité des charges d’exploitation, de maintenance et d’investissement qui doivent être assurées par la Direction Générale. La conséquence en est que la plupart des centres thermiques sont à l’arrêt.


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A l’inverse du secteur thermique, les tarifs du secteur hydroélectrique, qui est essentiellement interconnecté, sont nationaux. Ils sont proposés par la SNEL et fixés, après négociations au sein de COSU3, par le Ministère de l’Économie Nationale. Les tarifs du secteur hydroélectrique en République Démocratique du Congo n’obéissent pas au principe universel de l’équilibre interne et externe selon lequel, d’une part, un client ne peut être facturé en dessous du prix de revient et, d’autre part, le client le plus éloigné de la source de production a un tarif plus élevé étant donné que son alimentation a nécessité un plus grand investissement. En effet, bien que le prix de revient de l’électricité par niveau de tension se présente comme suit : Haute Tension (HT) : 0,03 USD/kWh Moyenne Tension (MT) : 0,078 USD/kWh Basse Tension ( BT) : 0,104 USD/kWh

L’arrêté ministériel n° 010/CAB/MENIP/98 du 28 avril 1998 avait fixé les tarifs basse tension en dollars US afin de mettre la SNEL à l’abri des fluctuations de la monnaie nationale par rapport aux devises étrangères. Conformément au dit arrêté, les abonnés domestiques étaient facturés en francs congolais en leur appliquant le taux du premier fixing du mois de l’édition de la facture. Le Gouvernement, afin de protéger les clients basse tension domestique et de favoriser l’accès à l’électricité des 94 % des congolais qui en sont privés, dicte à la SNEL, pour cette catégorie de consommateurs, des tarifs beaucoup plus bas que leur prix de revient et lui demande de répercuter ce manque à gagner sur les clients industriels haute tension, moyenne tension et les abonnés basse tension semi-industriels et commerciaux (ASIC). Cela revient au mode de tarification communément appelé « tarification à la valeur d’usage ».

4.1.6 Conclusions Le secteur de l’électricité est géré dans un cadre institutionnel hybride, régi par des textes législatifs de base, souvent anciens, adaptés de ceux de l’ancienne puissance coloniale, et des textes réglementaires ou statutaires marquant le plus souvent le souci de l’État à gérer directement le secteur (loi 1978). On constate l’absence des mesures d’application des dispositions tutélaires légales d’où le dysfonctionnement de celles-ci.

4.2 CONTRAINTES ET LACUNES DU CONTEXTE JURIDIQUE EN CE QUI CONCERNE LE DEVELOPPEMENT DE L’ELECTRIFICATION RURALE Parmi les contraintes juridiques qui pourraient entraver le développement du secteur de l’électrification rurale, on peut dénombrer :

l’absence d’un cadre juridique et réglementaire approprié, le code

énergétique, i.e la nouvelle loi régissant le secteur de l’énergie, se faisant toujours attendre ;

la promulgation de la nouvelle constitution pour la 3ème république, déjà en vigueur avec l’exigence de la mise en conformité des textes existants ;

le régime foncier des cours d’eaux et par conséquent des sites hydroélectriques ;

3 le comité de suivi des prix et tarifs de vente d’eau potable et d’électricité, COSU, a été créé par arrêté ministériel du Ministre de l’Économie Nationale, Industrie, petites et moyennes Entreprises n° 004/CAB/MENIPME/96 du 07/02/1996.


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la dispersion institutionnelle dans différents ministères et services des activités relatives à l’électrification rurale.

4.2.1 La nouvelle constitution et le secteur de l’énergie. La promulgation de la constitution ne constitue pas en soi une contrainte ; elle pose cependant des limites et bouleverse l’arsenal juridique en plus de poser éventuellement un problème réel de droit, faute de s’y conformer. En effet, la nouvelle constitution répartit les pouvoirs entre le national et les provinces de manière différente. On peut lire à l’article 201 : « La répartition des compétences entre le pouvoir central et les provinces est fixée par la présente constitution. Les matières sont soit de la compétence exclusive du pouvoir central soit de la compétence concurrente du pouvoir central et des provinces, soit de la compétence exclusive des provinces ». Ainsi, en matière énergétique, elle accorde comme matière exclusive du pouvoir central, « l’élaboration des programmes énergétiques d’intérêt national et la coordination des programmes d’intérêt national et la coordination des programmes d’intérêt provincial ». (Art 202 point 25). À la lecture de cette disposition, on peut se poser la question de savoir la valeur et la forme ou nature juridique que prendrait un programme énergétique afin qu’il s’impose à une province ou soit opposable à tous. Aussi, quelle serait la ligne de démarcation entre l’intérêt national et l’intérêt provincial car plus loin, à l’article 204 point 19 relevant les matières exclusives des provinces, il est repris l’élaboration des programmes énergétiques d’intérêt provincial et leur exécution conformément aux normes générales du planning national. Dans ces deux dispositions on retrouve des programmes à chaque degré (national et provincial) et un planning national. Il faudra clarifier les définitions et les contenus de chacun de ces « programmes » au risque de se retrouver avec des situations confuses, éventuellement conflictuelles. Par ailleurs, on peut relever à l’article 202 point 26 comme matière exclusive du pouvoir central, la protection contre les dangers occasionnés par l’énergie ou par les radiations et l’élimination des substances radioactives. Probablement s’agit-il ici de l’énergie nucléaire, ce qui n’est pas explicite. Cependant, le choix opéré par le législateur de garder le nucléaire à la compétence exclusive du pouvoir central suppose non seulement que cette technologie ne doit pas être accessible aux provinces, ou relève de la coopération internationale rentrant dans les attributions du gouvernement central. À l’article 202 point 36 f, on cite « La législation économique concernant… les sources d’énergies ….et la conservation des ressources naturelles ». Le projet du Code d’électricité, en discussion actuellement dans les instances du Ministère de l’Énergie, distingue les sources d’énergie primaires, sources d’énergie renouvelables et les sources d’énergie secondaires :

Les sources d’énergie primaires sont celles existantes dans leur état naturel qui peuvent être soit utilisées directement en tant que combustible comme matières organiques (pétrole, huile, charbon, ……., gaz) soit


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dérivées des sources d’énergie renouvelable (hydraulique, solaire, éolienne, géothermique , biomasse, etc.).

Les sources d’énergie renouvelables sont celles qui existent naturellement et qui sont inépuisables à l’échelle des temps humains.

Les sources d’énergie secondaires sont celles résultant de la conversion des ressources d’énergie primaires, avec perte d’une portion du capital original d’énergie par un procédé quelconque de transformation.

Pour les matières en partage entre le pouvoir central et les provinces (article 203 point 19), on note « la réglementation sur les régimes énergétiques … » (régime ; du latin régimen : gouvernement). Il s’agit en réalité des règles qui gouvernent le secteur énergétique. Au regard de l’inflation réglementaire notée par les juristes de la RDC, il n’est pas évident que l’on pourra éviter des collisions, et il serait recommandable que les garde-fous soient installés en vue de déterminer de manière claire le rôle de chacun dans l’édiction de règlements. Et au point 24 de ce même article, « la production, le transport, l’utilisation et l’exploitation de l’énergie » relèvent des deux pouvoirs. Il est certes vrai que l’importance du secteur énergétique pour le développement du pays requiert l’implication du pouvoir provincial mais aussi central surtout pour les grands projets de production ou les interconnections de grande puissance, l’exportation de l’énergie, etc. Mais il ne faudrait pas non plus trop contraindre l’initiative locale notamment en ce qui concerne l’électrification rurale avec les micro ou mini centrales et technologies adaptées. Dans les matières relevant de la compétence concurrente du pouvoir central et des provinces, toute loi provinciale incompatible avec les lois et règlements d’exécution nationaux est nulle ou abrogée de plein droit, dans la mesure ou il y a incompatibilité. La législation nationale prime sur la législation provinciale. Parmi les matières exclusives des provinces (article 204), on reconnaît l’« Organisation et fonctionnement des services publics, établissements et entreprises publiques provinciales dans le respect de la législation nationale ». Peut-on organiser et faire fonctionner un service ou une entreprise que l’on n’a pas créé ? S’agit-il d’un oubli ou doit-on supposer par parallélisme de forme, qu’il est aussi de la compétence exclusive de la province, la création des services publics, établissements publics et entreprises publiques. Dans ce dernier cas, s’agirait-il de la fin des entreprises nationales dans ce domaine ? Que deviennent alors des entreprises existantes ? Quelles que soient les réponses à ces questions, il faudra soit réviser la constitution soit refondre les lois du secteur.

4.2.2 Le régime foncier des cours d’eau et sites hydroélectriques Au paragraphe 3.1.3 ci-dessus, est défini le régime foncier des cours d’eau et sites hydroélectriques selon le Décret du 06 mai 1952 sur les concessions et l’administration des eaux des lacs et des cours d’eau. Il définit le régime de concessions les concernant. Ce régime de concession est caduc et plus du tout utilisé de nos jours au profit du régime de l’autorisation institué par les arrêtés N° 0072/CAB Ener /94 du 16 novembre 1994 instituant l’autorisation de construire des centrales hydro-électriques et N° 0074/CAB Ener / 94 du 16 novembre 1994 fixant les conditions pour l’obtention de l’autorisation de construction. Implicitement ces arrêtés confèrent un droit de propriété sur le site, tels que cités ci-dessus, et aux termes de ces


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arrêtés, seul le ministre ayant l’énergie dans ses attributions est autorisé à le faire par voie d’unité quelle que soit la puissance. Il le fait d’autorité sans tenir compte d’aucune concurrence (appel d’offre, adjudication gré à gré, etc.) conformément à l’ordonnance n°69-279 du 5 décembre 1969 relative aux marchés publics de travaux de fourniture, de transport et de prestation. La Commission provinciale des eaux (voir art. 18 dudit décret) n’existe pas, ce qui rend l’application du décret impossible.

4.2.3 Dispersion institutionnelle dans le domaine de l’électrification rurale

Les institutions qui interviennent dans le développement de l’électrification rurale (voir Annexe 2) sont très nombreuses, peu coordonnées et leur rôle est mal défini. De plus aucune n’assume le rôle de chef d’orchestre d’une partition pourtant très difficile à jouer. Il s’agit de :

Le Service national des énergies nouvelles en sigle SENEN, créé au sein du Secrétariat Général au Développement Rural par arrêté N° 0017/CAB/VPM/AGRIDRAL/93 du 23 juillet 1993.

La Cellule d’électrification rurale au sein de la société nationale d’électricité.

La division d’électrification rurale au sein du secrétariat général à l’énergie. Le département de l’électricité au sein de la commission nationale de

l’énergie. SANRU (santé en milieu rurale du ministère de la santé).

On notera une grande dispersion, révélatrice de l’absence de planification au sommet de l’Etat et sujette à bien des empiétements déplorés par les acteurs à ce jour. Le rôle recommandé pour l’ACER (voir plus haut) recouvre celui de toutes ces institutions en ce qui concerne l’électrification rurale et il serait recommandable soit de verser les départements concernés dans l’ACER soit de supprimer les institutions devenues redondantes afin d’éviter tout conflit de juridiction qui serait préjudiciable à la réussite de la nouvelle approche et de la crédibilité de la nouvelle ACER par rapport aux bailleurs de fonds et aux investisseurs privés.

4.2.4 Exercice de la tutelle Cette question devra être revisitée à la lumière des décisions qui seront prises quant à la réforme du secteur électrique (actuellement en gestation au COPIREP), mais aussi à la lumière de la constitution qui, on l’a dit plus haut, reprend en son article 204 point 10 comme matière de la compétence exclusive des provinces l’organisation et le fonctionnement des services publics, établissements et entreprises publics provinciaux dans le respect de la législation nationale.

4.2.5 Conclusion Outre le Code de l’énergie, incluant les dispositions concernant l’électricité, aujourd’hui toujours inexistant, et qui devrait mettre à jour et unifier les divers textes souvent vieillots encore d’application, le véritable problème pour le futur électrique du Congo provient de la nouvelle Constitution. On a vu plus haut que plusieurs champs sont à la fois de juridiction centrale et provinciale, ce qui ne manquera pas de causer des heurts, mais certains pouvoirs accordés aux provinces sont de nature à empêcher la mise en place d’institutions ou de réglementations nationales.


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Il y a des exemples dans le monde où l’énergie est de compétence des États ou provinces, dans les états fédéraux tels que le Canada et les Etats-Unis. Cela n’est pas sans conséquence. Il y a dans ce cas des agences de régulation provinciales, des utilités publiques provinciales, des lois provinciales et toute interférence centrale (fédérale en l’occurrence) dans le champ des compétences provinciales fait l’objet d’âpres discussions. Au Congo, quelles pourraient être les conséquences dans le champ de l’électrification rurale ? Il serait très difficile d’avoir une agence nationale d’électrification rurale. Cela signifierait des procédures différentes, des modes de gestion différents, des modes de passation de marchés différents fondés sur des critères propres à chaque province. Cela serait de nature à éloigner les investisseurs privés qui n’auraient pas de lisibilité sur les programmes. D’autre part, les provinces favorisées par la nature sur le plan hydraulique par exemple, ou minier, auraient des ressources énergétiques ou financières nettement plus favorables et attireraient plus facilement les investisseurs. Leur territoire se développerait plus rapidement au dépens des autres moins favorisés, ce qui mettrait à mal toute notion de solidarité dans la nation. Comment réagiraient les bailleurs de fonds internationaux ? À ce jour, il n’y a guère d’exemple de crédits accordés à des institutions qui ne jouissent pas de la garantie de l’État central. De même, l’accès au crédit privé ne serait pas accordé aussi facilement aux provinces « moins riches ». Sur le plan de la régulation, les pouvoirs sont pour le moins partagés, sinon en grande partie accordés aux provinces. Chaque province édicterait donc ses tarifs, les établirait sur des critères qui lui sont propres, les appliquerait aussi de manière diversifiée, etc. L’investisseur privé ferait donc face au Congo à dix ou plus régimes différents dans l’électrification rurale (ou centralisées d’ailleurs), ce qui ne serait certes pas de nature à lui faciliter la vie, ni à lui donner confiance a priori. On trouvera en annexe 3 les propositions de textes juridiques pour :

Les amendements au futur Code de l’énergie en ce qui concerne la création de l’ACER, et les principes d’établissement des tarifs notamment en zone rurale ;

Les décrets portant création, organisation et fonctionnement de l’ACER et du Fonds d’électrification rurale.

5. MODALITES DE FINANCEMENT 5.1 SOURCES DE FINANCEMENT 5.1.1 Etat des lieux

Actuellement, les options de financement du programme d´électrification rurale (ER) par lÉtat en usage en RDC sont au nombre de trois :

i) Les inscriptions budgétaires ; ii) La garantie de lÉtat et assurance du service de la dette pour les prêts

rétrocédés á la SNEL ou dáutres entreprises du secteur d´électricité ; iii) La conversion d’une partie de la dette en contributions aux investissements.

Les activités des différents services de lÉtat intervenant dúne forme ou dúne autre dans le domaine de l’électrification rurale sont financés par inscriptions budgétaires de lÉtat, notamment :


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· budget annexe ; · budget dínvestissement sur fonds propres de lÉtat ; · budget dínvestissement sur financement de léxtérieur ; · budget Pays Pauvres Très Endettés (PPTE) ; · budget dínterventions économiques.

Par ailleurs, dans le passé, le Gouvernement a garanti le remboursement des prêts des bailleurs de fonds, qui étaient rétrocédés à la SNEL aux conditions convenues dans les conventions de crédit. Pour les prêts rétrocédés, lÉtat assurait aussi le service de la dette. Actuellement, cette forme de financement est de moins en moins faisable, surtout en raison de léndettement et du service de la dette énorme de la SNEL. Néanmoins, il n'y a aucune raison de léxclure pour les autres entreprises du secteur de l´électricité, notamment les sociétés régionales ou locales de production ou distribution, qui se constitueront au cours de la réforme institutionnelle du secteur. La SNEL finance également dans la mesure de ses moyens des projets d’électrification rurale à même ses fonds propres, par le biais de sa Cellule d’Électrification rurale. Dans le cadre de l’accord avec la Banque Mondiale, l’Etat a versé un total de 12 millions de dollars à la SNEL pour rembourser une partie de ses dettes. En 2004, il avait versé un total de 4 millions et la même somme est envisagée pour 2006. Une partie de ces fonds a été utilisée pour les travaux d’électrification au Bas Congo. Il a été vu au paragraphe 2.1 ci-dessus que les montants en sont extrêmement limités, et certes pas en proportion avec les immenses besoins qu’un programme extensif d’électrification rurale nécessiterait. Les bailleurs de fonds, et particulièrement les institutions multilatérales telles la Banque Mondiale et la Banque Africaine de Développement sont d’importants contributeurs au financement des infrastructures. Actuellement en RDC, ils ont mis en place des mécanismes de coordination et de contrôle des financements. En principe, les projets réalisés directement en régie par des services congolais et financés de l’extérieur, sont coordonnés par le biais du Bureau Central de la Coordination (BCECO), tandis que les réalisations exécutées par appel d’offre sur financement extérieur, sont coordonnées par le biais du Bureau de Coordination des Marchés des Infrastructures (BCMI). Ce n’est aujourd’hui qu’une partie des projets en cours qui sont consacrés au financement de l’électrification rurale Certaines organisations bilatérales, la coopération belge et américaine notamment, ont par le passé contribué à certaines opérations d’électrification rurale de petite envergure Elles sont pour le moment pratiquement à l’arrêt. Dans son Plan Directeur à l´horizon 2015, la SNEL prévoyait l´électrification de 775 localités pour lénsemble du pays, cést à dire, sur les quelques 80 000 localités recensées. Ces localités candidates à l´électrification ont été choisies selon des critères administratifs, économiques, démographiques et sociaux. On y trouve 11 chefs lieux de province et trois villes. Les 761 autres localités peuvent être considérées comme rurales. Le coût de ce programme d´électrification est estimé à environ 3 milliards 266 millions de dollars. La SNEL escomptait participer au financement de ce programme dans l’ordre de 10 à 15 %


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sur ses fonds propres. Par la suite, la SNEL prendrait en charge la totalité des frais de fonctionnement et d’entretien. La répartition des coûts par province est récapitulée au tableau ci-dessous.

Coût estimatif du programme d’électrification de la SNEL par province (millions US $) Item Province Coût total 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Bas Congo Kasai Occidental et Oriental Equateur Katanga Oriental Bandundu Nord Kivu Sud Kivu Maniéma

188 628 307 843 384 401 171 219 125

Total 3.266

5.1.2 Sources de financement envisagées Le financement d’un programme d´électrification rurale d’envergure, cela a été dit plus haut à de nombreuses reprises, devrait se baser sur línitiative privée appuyée par lÉtat par lóctroi de subventions. En fait, la proposition de réforme institutionnelle du secteur de l’énergie se base sur la considération que la réalisation dún programme de grande envergure d’électrification rurale ou urbaine dépasse largement les capacités de lÉtat et des bailleurs des fonds et ne serait possible qu’avec la participation la plus large possible du secteur privé. Le Gouvernement de la RDC doit de ce fait privilégier le partenariat public – privé (PPP) comme instrument principal du programme d’électrification rurale. Les ressources du programme d’électrification rurale comprennent les options suivantes :

· Inscriptions budgétaires de l’Etat ; · Contributions de la SNEL au programme d´électrification rurale ; · Financement par taxes ; · Financement par redevance ; · Financement de l’électrification rurale par les partenaires au

développement ; · Revenus tarifaires ; · Bénéfices du régime fiscal et douanier.

En principe, les projets dínvestissement de l’ACER devraient être inscrits dans les budgets dínvestissement sur financement de léxtérieur de la même manière que les projets de la SNEL actuellement ; il serait soumis à des mécanismes similaires au BCECO, BCMI. Les différents projets d´électrification rurale, actuellement inscrits par différents services de lÉtat (CNE, SENEN, SANRU, etc.) seront dans le futur des projets ACER inscrits dans le budget dínvestissement sur fonds propres de lÉtat, dans le budget Pays Pauvres Très Endettés (PPTE) et le budget dínterventions économiques. Les salaires et autres primes des agents de lÁCER seraient financés sur fonds propres de lÁCER, cést à dire sur financement par taxes ou redevance hors du trésor de lÉtat.


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Ces dispositions devraient permettre d'éviter à l'ACER de connaître les difficultés relevées lors de l'expérience de l'Office des Voiries et Drainage (OVD), de l'Office des Routes et du Service National de l'Hydraulique Rural (SNHR) qui n'a pas abouti aux résultats escomptés suite à la non-rétrocession par l'Etat des fonds perçus sous forme des taxes par ses services spécialisés. Du côté de la SNEL, les contributions directes à l’électrification rurale se feront plus réduites en raison de sa situation financière précaire d’une part et d’autre part, d’autant plus que dès la création de l’ACER, la SNEL n’aura plus l’électrification rurale dans sa mission. Par contre, le prélèvement d’une partie des recettes de l’exportation de l’énergie hydroélectrique produite par des grands barrages tels INGA pour le développement du secteur électrique et de l’électrification rurale en particulier est en discussion au sein de la SNEL et pourrait certes contribuer de manière significative au financement d’investissements importants. Il y eut par le passé un exemple intéressant de ce système de taxation : le fonctionnement de l’Office des Voiries et Drainage (OVD) était assuré par des taxes perçues par l’Etat, particulièrement la taxe sur les carburants (50 % de son produit assurant 80 % des frais de fonctionnement de l’OVD) et la taxe sur la circulation routière (20 % de son produit assurant 20 % des frais de fonctionnement de l’OVD). Dans de nombreux pays, le financement de l’électrification rurale est assuré par une redevance perçue sur chaque kWh vendu et reversée dans un fonds spécial d’électrification. Cette option a également déjà fait l’objet de discussion au sein de la SNEL et semble être tout à fait possible. Elle pourrait produire des sommes importantes, surtout si le recouvrement des factures s’améliorait sensiblement et si les tarifs de l’électricité sont ajustés pour permettre le recouvrement des coûts par toutes les catégories d’usagers. Les bénéfices du régime fiscal et douanier peuvent provenir des exonérations des impôts directs de toutes natures exigibles au titre de ses activités, à l’exception des impôts sur les salaires, et de la prise en charge par l’Etat de la fiscalité indirecte perçue à l’importation des matériels et équipements dont l’usage est requis pour l’exécution du programme d’électrification rurale. Ils contribuent à réduire les coûts d’installation et d’exploitation des systèmes électriques ruraux. Dans le cadre de sa politique générale d’électrification rurale, l’Etat devrait prendre des mesures fiscales à l’avantage de ce secteur. Le Code des Investissements par exemple doit reprendre le secteur de l’électrification rurale dans la liste des secteurs éligibles. Il ne devrait pas faire, comme c’est souvent le cas ailleurs, de discrimination à l’encontre des zones rurales ou des grandes entreprises, au contraire. D’autre part, le secteur de l’électrification rurale étant un secteur essentiellement capitalistique à longue période d’amortissement, les avantages accordés doivent prendre en considération le fait que les concessionnaires seront amenés à faire des investissements d’expansion réguliers ainsi que de renouvellement. La durée des avantages doit donc être prise en compte. Les capitaux investis proviendront en grande partie de l’étranger. En plus des risques commerciaux habituels, les investisseurs devront donc supporter un risque de change de très longue durée ; le régime des investisseurs étrangers devrait être analysé à la lumière de cette contrainte. Enfin, il y aurait sans doute lieu de prévoir une déduction d’impôt pour les particuliers congolais participant à la création d’une entreprise d'électrification rurale nouvelle ou souscrivant au capital d’une société en dessous d’une taille à définir ; cette réduction d’impôt serait bien entendu nécessairement plafonnée.


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5.2 CRÉATION D’UN FONDS SPÉCIAL D’ÉLECTRIFICATION RURALE Les diverses sources de financement nationales et internationales devraient être gérées et canalisées dans un Fonds spécial d’Électrification rurale (FER). Ce Fonds est un fonds d’investissement dont la gestion sera confiée à l’ACER. Il est chargé de régler les modalités d’octroi de subventions et de prêts éventuels aux opérateurs privés des CER et PILs. Tel qu’on l’a vu plus haut, il existe au sein de l’ACER un Comité de gestion des subventions dont le fonctionnement est réglé en accord avec celles de ce FER. Les ressources du FER seront tel qu’on l’a vu au paragraphe précédent :

· La redevance d’électrification rurale ; · La dotation annuelle allouée par l’État à l’ACER ; · Les financements des partenaires au développement ; · Le produit des prêts et placements faits par le Fonds ; · Les subventions, dons, legs faits par des particuliers nationaux ou étrangers,

des États, des collectivités locales ou tout autre organe et fondation ; · Le produit des taxes éventuelles destinées à l’électrification rurale ; · Le produit des bonifications de la SNEL provenant des exportations

d’électricité.

Ces ressources serviront à financer : · Les subventions, prêts ou garanties aux opérateurs privés d’électrification

rurale, dans les CER ou les PILs ; · Des lignes de crédit à taux bonifié auprès des banques et établissements

financiers ; · Les subventions et prêts faits aux promoteurs des usages productifs

d’électricité (voir paragraphe 2.2.5) ; · Certaines opérations d’électrification rurale hors programme avec

justification appropriée.

Il conviendra de mettre en place un mécanisme de financement des opérateurs d’électrification rurale, tant pour les CER que pour les PILs. Ce mécanisme devra utiliser les institutions financières existant au Congo, les banques commerciales et les Sociétés Financières Décentralisées (SFD, qui regroupent les Caisses d’Épargne, les Caisses de Crédit Mutuel et autres institutions de micro crédit) présentes dans les régions ; dans un premier temps, il faudra en effectuer un diagnostic approfondi pour en mesurer les capacités, les forces et les faiblesses, ainsi que la fiabilité et la crédibilité financière et éventuellement prendre les mesures qui s’imposent pour les renforcer afin qu’elles puissent rendre les services attendus. Trois types de financements doivent être envisagés : un fonds de subvention aux opérateurs, un fonds de financement des banques et sociétés financières décentralisées, et un fonds de garantie pour les financements accordés par les banques. Le financement de l’électrification rurale pose des problèmes nouveaux dans la plupart des pays, problèmes pour lesquels les banques ne sont généralement pas outillées. Ainsi les prêts sont souvent de longue durée et les banques n’ont pas toujours les ressources d’une durée équivalente. D’autre part, la demande de prêts s’adresse aux zones rurales et de la part de nouvelles entreprises dans des domaines nouveaux que les banques financent peu. Pour faire face à ces problèmes, le FER pourra pourvoir aux besoins de ressources longues pour endosser des prêts long terme pour financer les investissements de départ mais aussi les investissements d’expansion des concessionnaires ; le FER


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pourra aussi assumer au moins au départ une part du risque lié à des emprunteurs sans historique pour encourager les institutions financières à s’engager. Le FER pourra réduire pour partie les risques de défaillance des emprunteurs pour quelque cause que ce soit dans la durée par le biais d’un fonds de garantie ; il participera à l’abaissement du coût financier des prêts pour les emprunteurs en bonifiant les taux, tout en veillant par un ajustement adéquat des conditions de crédit (taux, période de grâce) à ne pas sur-subventionner les concessionnaires. Les sociétés financières décentralisées, instruments de micro-finance, pourront financer les installations et les équipements des clients productifs et des clients de services sociaux, avec un soutien en refinancement du FER. Le FER ouvrira des comptes dans une ou plusieurs banques commerciales gestionnaires du FER (le FER n’étant pas un établissement financier en tant que tel) : un compte de subvention, un compte de financement, et, éventuellement dans une deuxième phase, un compte de garantie et un compte de bonification. Le FER aura par ailleurs conventionné des banques commerciales et sociétés financières décentralisées, par des contrats de service et d’engagements mutuels. C’est dans ces banques conventionnées que les concessionnaires CER ouvriront leur comptes de concession. Un des comptes du concessionnaire (le compte central de concession) servira à alimenter un compte de projet, où sera versée leur quote-part aux investissements (fonds propres plus prêts commerciaux éventuels), la subvention du FER et les bonifications (de prêt). Le deuxième compte du concessionnaire est un compte de renouvellement où le concessionnaire est obligé de verser un certain pourcentage de ses recettes annuelles pour garantir le renouvellement des installations, qui ne peut faire l’objet de subvention. C’est dans le compte central du concessionnaire que ce dernier recevra des sociétés financières décentralisées les versements de ses clients ; ces derniers constitueront en effet dans les SFD un compte épargne énergie dans lequel seront déposés les versements mensuels, le forfait de raccordement et le dépôt de garantie. Les SFD seront l’instrument de financement des forfaits de raccordement et des installations intérieures des clients qui en font la demande. Pour les concessions PILs, le schéma est le même ; on y ajoute la composante aide au montage qui s’adresse aux promoteurs de PILs, mais qui est payée directement aux bureaux d’étude agréés par le FER, via un compte spécial FER supplémentaire des banques conventionnées.

6. MANUEL DE PROCEDURES 6.1 CONDITIONS RELATIVES À LA SITUATION GLOBALE DU PAYS

6.1.1 Analyse des agglomérations 6.1.1.1 Démographie

La population actuelle de la RDC est estimée aujourd’hui, selon les sources, entre 50 et 62.6 millions d'habitants4, permettant de retenir le chiffre de 55.9 millions pour 2006, qui semble l’estimation la plus probable.. Malgré une forte croissance démographique, la population est caractérisée par une densité moyenne assez

4 Le “2006 The Little Data Book on Africa” de la Banque Mondiale (www.worldbank.org/africa), cite 55.9 millions. L’ouvrage de la CIA, World Factbook, cite 62.6 millions, ce chiffre basé sur quelques paramètre tels que la natalité, le SIDA, la mortalité etc. Le « World Developpment Indicators » cite 57.5 millions pour 2005.


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faible (21,5 hab./km2) selon une estimation de 1999. La répartition de la population sur le territoire est illustrée par le tableau 1.

POPULATION EN 1995

DENSITÉ POPULATION EN 2000

DENSITE REGION SUPERFICIE

EN km² X 1000 (hab./km²) x 1000 (hab./km²)

KINSHASA 9 965 4 669 468.5 5 922 594.3BAS CONGO 53 855 2 835 52.6 3 353 62.3BANDUNDU 295 073 5 201 17.6 6 053 20.5EQUATEUR 403 292 4 820 12 5 561 13.8PROVINCE ORIENTALE 503 239 5 566 11.1 6 263 12.4

MANIEMA 132 250 1 205 9.1 3 523 26.6NORD KIVU 59 483 3 453 58.1 4 202 70.6SUD KIVU 65 130 2 991 45.9 3 644 55.9KATANGA 496 887 6 085 12.2 7 390 14.9

KASAI ORIENTAL 168 216 3 830 22.8 4 564 27.1KASAI

OCCIDENTAL 156 967 3 382 21.5 3 963 25.2

TOTAL 2 344 357 44 037 18.8 54438 23.2

Tableau 1 : Projection de la population de la RDC (à partir du recensement de 1984)

Le centre du pays, notamment la région forestière de la Cuvette, connaît ainsi des densités comprises entre 1 et 5 hab./km² (c.f. figure 1). Les plus importantes zones de peuplement se situent en périphérie : dans la région du Bas Congo, entre Kinshasa et la côte atlantique ; dans le Congo méridional (dans les régions du Kwilu, Kasaï et la région minière du Katanga) ; enfin, et surtout, dans les hautes terres du Kivu. La répartition en périphérie de la population contribue au rôle central des régions. Ces dernières sont mal intégrées au territoire national dans un pays où le centre géographique s’avère plus répulsif qu'attractif.

Figure 1 : Densité de population en RDC

6.1.1.2 Urbanisation

Densité de population rurale

Plus de 150 hab./km² 30 – 150 hab./km² 10 – 30 hab./km² Moins de 10 hab./km²

Population urbaine (2000)

5 000 000 hab. 1 000 000 hab. 500 000 hab. 100 000 hab. 10 000 hab.


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Alors que le pays ne comptait pas de villes au XIXème siècle, les zones urbaines abritent aujourd'hui 44,3 % des Congolais. Kinshasa, la capitale, avec près de 8 millions d'habitants, est la deuxième agglomération de l'Afrique subsaharienne après Lagos. Après Kinshasa, les agglomérations principales sont celles de Mbuji-Mayi, Lubumbashi, Kisangani, Kananga. Le tableau 2 suivant contient le taux d’urbanisation et l’évolution prévisible pour la prochaine décennie.

Tableau 2 : Evolution du taux d’urbanisation par province de la RDC entre 2005 – 2015

TAUX D'URBANISATION 2005 2010 2015

PROVINCE POP. CENTRES URBAINS

POP. TOTALE

TAUX URB.

POP. CENTRES URBAINS

POP. TOTALE

TAUXURB.

POP. CENTRES URBAINS

POP. TOTALE

TAUX URB.

BANOUNDU 985759 6393497 15% 1125097 7214392 16% 1285924 8140685 16%BAS, CONGO 920128 3366777 27% 1056520 3802822 28% 1215003 4295341 28%EQUATEUR 974761 6559914 15% 1134129 7561712 15% 1320854 8716500 15%

KASAI OCCIDENTAL 1041982 4060255 26% 1216850 4575081 27% 1423991 5155185 28%

KASAI ORIENTAL 2271368 5467189 42% 2832897 6442388 44% 3540207 7591537 47%

KATANGA 3946106 7759240 51% 5113682 8941269 57% 6097908 10303365 59%KINSHASA 7639013 7639013 100% 9524433 9524433 100% 11875202 11875202 100%

MANIEMA 261950 1539684 17% 297325 1800459 17% 337625 2105401 16%NORD KIVU 694349 5081646 14% 815558 5942319 14% 960966 6948764 14%

ORIENTALE 1366268 6898239 20% 1555861 7672989 20% 1775882 8534752 20%SUD KIVU 961474 4591743 21% 1163194 5369442 22% 1407998 6278859 22%

RDC 21063158 59357197 35% 25835546 68847307 38% 31241560 79945591 39%

Tableau 3 : Représentation de la distribution des centres urbains par rapport à la taille des centres urbains:

TAILLE DES VILLES NOMBRE POP. 1984 POP. 2000 % TX 84-2000 Plus de 1 million d'habitants 3 3 715 374 8 150 668 15 5.03200.000 à 1 million d'habitants 9 17 760 193 3 225 306 6 3.86100 à 200.000 habitants 12 874 235 1 595 703 3 3.8350 à 100.000 habitants 14 595 597 950 574 2 2.9610 à 50.000 habitants 102 1 652 644 12 547 058 23 2.74Moins de 10.000 habitants 40 157 377 1 226 425 2 2.30

Ensemble des villes 180 8 755 420 16 695 634 31 4.12Population rurale (hors villes) 37 742 366 69 Population totale 54 438 000 100

Les villes congolaises se sont étendues de façon spontanée au cours des quarante dernières années. Le milieu urbain congolais est caractérisé par l’explosion spatiale des villes. Celle-ci est liée à la faible densité d'occupation de l'espace.

La dimension des parcelles est relativement grande de 300 à 500 m² mais la surface construite est faible (moins de 100 m² dans la plupart des cas). La taille de ces parcelles explique la faible densité d'occupation du sol (100 à 500 hab./ha) et le fait que les villes ne soient pas aussi nettement différenciées de l’espace rural qu’en Europe.


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6.1.2 Analyse de l’infrastructure 6.1.2.1 Transport

L’espace congolais (c.f. figure 2) apparaît aujourd’hui fractionné, car les noyaux de peuplement sont isolés les uns des autres.

L’infrastructure aérienne, centrée sur Kinshasa, est la seule à étendre l’influence de la capitale aux principales villes de l’intérieur et à quelques centres secondaires. Les liaisons s’effectuent à un rythme réduit et la capacité se limite, par sa propre nature, à des produits de haute valeur ne représentant qu’une partie infime des consommations.

Figure 2 : L’infrastructure en RDC:

Route non revêtue Voie ferrée

Voie naviguée Aéroport international

Aéroport national

Route revêtue


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Il n’existe pas de réseau routier. Le pays compte uniquement des tronçons parcourant des zones de population dense sur une infrastructure très dégradée.

Par contre les liaisons avec l’extérieur, à l’Est et au Sud-est notamment, sont considérablement facilitées par des réseaux routiers et ferroviaires en bon état de fonctionnement dans les pays voisins.

La voie fluviale est fondamentale dans la Cuvette du fait des investissements dans l’industrie du bois. En attendant des liaisons terrestres, ce moyen de transport est le seul à assurer la liaison entre le Bandundu et l’Equateur et Kinshasa.

En conclusion, la situation actuelle des infrastructures de communication, notamment les voies routières et fluviales, reflète un état de délabrement total et constitue un handicap majeur pour l’électrification rurale en R.D.C

6.1.2.2 Énergie électrique

Le potentiel de la RDC se traduit par un potentiel hydroélectrique exploitable d’environ 100 000 MW dont près de la moitié (44 000 MW) est concentrée sur le seul site d’Inga, ce qui fait de ce dernier le plus grand gisement d’énergie hydraulique au monde. L’énergie hydraulique utilisable dissipée annuellement par les rapides et les chutes d’Inga s’élève à environ 370 000 GWh.

A ce jour, les aménagements hydroélectriques en exploitation en RDC de puissance égale ou supérieure à 50 kW, sont estimés à une quarantaine. Parmi ces aménagements, quinze sont gérés par la SNEL et un appartient à la Communauté Economique des Pays des Grands Lacs (CPGL) avec une quote-part de 1/3 pour la RDC.

La puissance globale installée (c.f. tableau 4) est évaluée à 2 516 MW dont 2 426 MW pour SNEL (y compris Ruzizi II qui s’élève à 9,7 MW) ; les auto-producteurs se partagent les 90 MW restants. La plupart des auto-producteurs (environ 90 %) sont des entreprises minières. En raison des problèmes d’exploitation (diminution des réserves, vieillissement, manque de pièces de rechange, etc.) et des prix des produits miniers sur le marché international, il y a eu une baisse des activités et certains aménagements hydroélectriques privés sont soit à l’abandon, soit sous-exploités. De même, leur âge (plus de quarante ans pour la plupart) et la puissance réduite ne sont pas de nature à encourager certaines initiatives de réhabilitation des installations visant, soit la relance des activités minières, soit l’exploitation des centrales à des fins commerciales.

Nbre Puissanceinstallée

(MW)

Nbre Nbre de

Groupe

Puissanceinstallée

(MW)

Nbre Puissanceinstallée

(MW)BANDUNDU 2 0.177 2 2 0.177 2 0.18BAS-CONGO 2 1 868.7 2 28 2.35 2 2.35EQUATEUR 2 10.87 2 5 0.37 2 0.37PROVINCE ORIENTALE

10 33.55 8 25 4.45 8 4.45

KASAI OCCIDENTAL

3 1.92 3 5 1.92 3 1.92

KASAI ORIENTAL 4 13.00 4 10 13.05 2 13.05MANIEMA 6 13.22 6 15 13.22 2 2.92NORD KIVU 10 2.80 10 14 2.80 10 2.80SUD KIVU 8 43.63 7 13 5.43 4 1.03

KATANGA 11 527.92 5 35 15.62 2 0.42

TOTAL 63 2515.85 49 150 59.39 37 17.79

EN EXPLOITATION EN EXPLOITATION DE <10 MW EN EXPLOITATION DE <2 MW

PROVINCE

Tableau 4 : 30 ans histoire, SNEL, 2000.


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La production annuelle ne dépasse guère 6 500 GWh, soit moins de 1 % du potentiel total exploitable. La production hydraulique totale pour l’année 2000 a été de 5 819 581 MWh/an. A cette production, il faut ajouter la petite production de quelques centrales thermiques (54 en 2000) avec une puissance nominale de 30 MW. Cependant, beaucoup de ces centrales étaient à l’arrêt ou en reconversion. Le tableau suivant présente une production non constante et en voie de réduction. Le second tableau donne la capacité en transport d’énergie électrique des lignes HT/MT et BT en 2000 et la figure 3 synthétise l’ensemble de l’infrastructure électrique de la RDC.

Il est à noter que l'ensemble des données ci-dessus mentionnées ont été fournies par le représentant désigné par la SNEL, seul habilité à remettre ces renseignements.

DESIGNATION VALEUR (2000)

Nbre de sous-stations MT/MT 49 Nbre de cabines MT/BT 2.797 Longueur des réseaux MT (km) 3.096 Longueur des réseaux BT (km) 11.653 Nbre de sous-stations MT/MT 49


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Figure 3 : Infrastructure électrique de la RDC, 30 ans histoire, SNEL, 2000.

6.1.3 Analyse des activités économiques : consommation d’eau potable et d’électricité

À l’annexe 4, paragraphe 1, est présentée une description plus détaillée de l’ensemble des activités pour les secteurs : Agriculture, Pêche et élevage, Mines et industries ainsi que la Santé. Ceux-ci contribuent à la demande énergétique selon les régions.

La production et la distribution de l’énergie électrique et d‘eau en RDC sont confiées à la Société Nationale d’Electricité (SNEL) et à la Régie Nationale de Distribution d’Eau (REGIDESO). Les deux sont des sociétés de droit public à caractère industriel, technique et commercial.

En dépit de l’énorme potentiel énergétique et hydrographique du pays, la consommation d’eau et d’électricité reste faible et déséquilibrée sur l’ensemble du territoire. Dans les deux cas, beaucoup de centres urbains et de villes en sont dépourvus.

L’essentiel de la consommation d’eau est concentrée à Kinshasa, des villes et centres urbains du Bas-Congo, du Katanga, de Kisangani et accessoirement de l’Est du pays (Goma et Bukavu). Les villes de Mbuji-Mayi et Kananga éprouvent par exemple d’énormes difficultés pour s’approvisionner en eau.


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Plusieurs centres ont une consommation inférieure à 50 000 m3/an. La consommation par habitant dans la plupart des centres est largement inférieure au besoin journalier de 20 litres/jour/personne, la norme du PNUD/QPS de 1998. Dans bon nombre de centres, la population a donc recours de plus en plus à l’approvisionnement par l’eau de source, l’eau de rivière et de puits.

Aux multiples problèmes techniques de la REGIDESO (vétusté du matériel et des équipements, manque d’énergie, insuffisance de produits chimiques d’épuration, fuites, fraude, etc.) s’ajoute celui de la pauvreté des ménages qui n’arrivent pas à payer le raccordement individuel au réseau, ou leur facture d’eau.

La consommation totale en énergie électrique était estimée à 129.6 kWh/jour/habitant en 1996 (WORLDBANK, 2001) en 1998, seuls 3.5 % de la population avaient accès à l’électricité (PNUD/OPS, 1998). On estime aujourd’hui que près de 6 % seulement de la population de la RDC a accès à l’électricité.

De façon absolue, Kinshasa et les villes minières du Katanga (Kolwezi, Likasi et Lubumbashi) se démarquent par une consommation importante, alors que Kisangani, Borna, Matadi, Mbuji-Mayi et Bukavu ont des consommations assez faibles. S’agissant de la consommation domestique, il faut noter que dans la plupart des ménages la consommation est relativement faible du fait de leur incapacité à se procurer les appareils électroménagers susceptibles d’être utilisés dans la préparation des repas ou la conservation au frais des denrées alimentaires à cause de leur faible pouvoir d’achat. Pour la majorité d’entre eux, l’électricité demeure encore une énergie trop coûteuse ; la population continue alors de cuisiner au charbon (cas des ménages urbains) ou au bois.


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Figure 4 : Consommation d’eau et d’électricité en RDC.

6.2 ANALYSE DES SOURCES POTENTIELLES D’ÉNERGIE

6.2.1 Hydroélectricité 6.2.1.1 Réseau hydrographique

Le pays est pourvu d'un réseau hydrographique dense et bien réparti. il couvre plus de 2 300 000 km², soit les deux tiers du bassin du fleuve Congo. Seules deux régions n’appartiennent pas au bassin du fleuve : le nord-ouest du Mayombe drainé par un petit fleuve côtier, le Shiloango, et les abords des lacs Idi Amin et Mobutu, rattachés au bassin du Nil.

Le fleuve Congo est le cinquième fleuve du monde avec une longueur de 4 374 km. Il est le second par son débit (en moyenne 39 000 m3/s et 151 000 m3/s pour l’Amazone) et par la superficie de son bassin hydrographique (plus de 6 millions de

Consommation inférieure à 50000 m3

Pas d’abonnement

29.106 m3

1,7.106 m3

Consommation en m3 (moyenne 1993-1994)

77.106 m3

50 - 91

5 - 20 20 - 50

Consommation par habitant (litre/jour/habitant)

< 5

Source : Régie de distribution de l’eau (REGIDESO, 1994)

Pas de raccordement

81.106

Ligne à haute tension

Consommation en MWh (1985)

1975.106

9200

200 - 750 750 - 3245

Consommation par habitant (kWh/an/habitant) 28 - 200

Consommation inférieure à 5000 MWh

Source : Société Nationale d’Electricité (SNEL, 1983), Atlas Jeune Afrique (1978), Carte République du Zaire (IGNB et IGZa, 1988)


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km² pour l’Amazone). Il se caractérise par un débit très régulier dû à la répartition de ses affluents de part et d'autre de l'équateur. Le plus faible débit enregistré est de 23 000 m3/s, et le plus fort de 80 000 m3/s (1961). Entre les débits minimal et maximal le rapport est en général de 1 à 2 pour le Congo, de 1 à 4 pour le Kasaï, de 1 à 6 pour le Kwango (de 1 à 4 pour l'Amazone). Ces chiffres illustrent l'énorme potentiel énergétique du bassin et de ses possibilités de navigation intérieure (16 300 km), qui sont cependant gênées par les rapides, les bancs de sable et une végétation abondante (c.f. figure 5).

Figure 5 : Etendue et répartition régulière des voies fluviales.

6.2.1.2 Conclusions

Malheureusement on ne dispose pas de cartographie détaillée du relief ni de tableaux hydrauliques, mais la simple évaluation des cartes et données précédentes, nous permet de proposer le classement géographique, présenté en Annexe 4 paragraphe 2.1.2) dans le tableau 21, concernant le potentiel pour les petits aménagements.

6.2.2 Énergie solaire 6.2.2.1 Ensoleillement

Le niveau d’irradiation sur un plan horizontal, pour 4 mois type (janvier, avril, juillet, octobre) permet d’évaluer l’ensoleillement des régions. Selon la figure 11 de l’Annexe 4 paragraphe 2.2), l’ensoleillement est plus fort en janvier dans le Nord et à l’inverse fort dans le sud au mois de juillet. Pour le mois d’avril, le soleil rayonne de manière quasi similaire sur l’ensemble du pays. Enfin en octobre, l’ensoleillement est beaucoup plus faible dans le Nord que dans le sud. De ces observations, il est possible de conclure sur la capacité d’utilisation de l’énergie solaire.

6.2.2.2 Conclusions

D’après l’information retenue concernant l’ensoleillement, le tableau 22 de l’Annexe 4 paragraphe 2.2 permet de tirer les conclusions principales sur l'emploi de l’énergie solaire. Le tableau estime ce potentiel selon des régions de la RDC.


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6.2.3 Énergie éolienne 6.2.3.1 Régime de vents

De la même manière que pour l’énergie solaire, nous estimons le potentiel en se basant sur 4 mois type. Les graphes présentés en Annexe 4 paragraphe 2.3 – figure 12 montrent la vitesse moyenne de vents à 50 m sur l’ensemble du pays.

6.2.3.2 Conclusions

On ne peut pas dire que la RDC soit un pays particulièrement doté de ressources éoliennes. La plupart des régions se situent au-dessous de 5 m/s (vitesse de démarrage des éoliennes rapides) en permanence, même il n’y a pas beaucoup de sites avec des vitesses au-dessous de 3 m/s (vitesse de démarrage des machines lentes ou multi pale utilisées jadis pour l’extraction d’eau).

Même si les données pour une hauteur de 50 m sont supérieures a celles à 10 m., il faut considérer qu’il s’agit de données régionales et que dans certains cas, des conditions particulières permettraient de rendre possible quelques installations.

Le tableau 23 de l’Annexe 4 paragraphe 2.3 montre les estimations concernant le potentiel éolien moyen tout en considérant des emplacements particuliers pour quelques régions.

6.2.4 Biomasse et bio carburants

La biomasse inclut plusieurs technologies, qui ont en commun l’utilisation de composés organiques normaux (ex : produits du bois) comme matière première. Il s’agit donc de :

1. Combustion des déchets de la sylviculture et production de l'électricité au moyen d'un cycle de Rankine (vapeur et turbine). Le terme biomasse est généralement utilisé pour cette technologie.

2. Bio carburants (combustibles liquides dérivés des huiles végétales, des graisses, des alcools, etc.)

3. Gazéification (non-combustion) : la production d'un gaz combustible à faible valeur calorifique comme le CO (quand seulement de l'air est employé, et au moyen d'une combustion incomplète), généralement appelée gaz pauvre5 ; la production d'un gaz combustible à valeur calorifique moyenne CO + CH4 (quand de l'air et la vapeur sont employés, au moyen de réaction de Fisher Trops). Les deux technologies sont actuellement à l’étude en Europe et d'autres pays mais aucune technologie commerciale utilisant la biomasse n'est en service6.

4. Liquéfaction et Hydrolyse : traitement thermochimique en étude aussi.

Le terme « Biomasse » fait en général référence implicitement à la technologie 1 (c.f. tableau 5).

5 Ces dispositifs étaient utilisés pour alimenter des moteurs quand aucun autre carburant liquide ou gaz n'étaient disponible. Le carburant utilisé était cependant du charbon parce que le charbon a un pouvoir calorifique relativement haut comparé à la biomasse, toutefois dans beaucoup de pays pauvres comme l'Espagne après la guerre civile, la biomasse a aussi été employée. 6 Il y a quelques usines (Allemagne, Afrique du Sud) que produisent du gaz bleu, mais elles emploient le charbon en tant que matière première. Ces usines fonctionnent toujours mais pour des raisons non commerciales (indépendance énergique dans la période de ségrégation dans le cas de l'Afrique du Sud).


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Tableau 5 : Caractéristiques principales de la biomasse.

AVANTAGES INCONVÉNIENTS Aucune consommation de combustible fossile Investissements élevés

La puissance minimale pour les centrales (au-dessus de 20 MW) est supérieure aux besoins de l’électrification rurale.

Bonnes ressources en RCD

Une gestion appropriée des déchets forestiers ou cultures énergétiques est nécessaire pour réussir les objectifs écologiques (aucune consommation du bois)

Aucune émission de CO2 lors de l’utilisation de déchets ou cultures énergétiques. Entretien coûteux

COUT: environ 2000 USD/kWe pour une centrale de taille moyenne (plus de 10 MWe) ou on ne considère pas la gestion de la biomasse

Les bio carburants (bio alcools et bio diesel) présentent un potentiel de production important en RDC ce qui permettrait de diminuer sa dépendance vis-à-vis du pétrole. Cependant du point de vue de l’objet de l’étude, cela ne présente aucune amélioration pour la production d’énergie électrique par des groupes diesel (ce qui fait l’objet des prochains paragraphes). Le combustible doit être transporté de la centrale jusqu’au lieu d’utilisation.

Le bio diesel est en Europe à un coût compris entre 150 % et 200 % de celui du diesel (taxes non comprises).

La possibilité de développer la production nationale de bio carburants reste un important atout à considérer dans le futur, mais il n’est pas réaliste de l’introduire dans l’étude d’électrification rurale à court et moyen terme.

6.2.5 Premières conclusions concernant le potentiel en sources renouvelables

Selon le tableau présentant la densité de population par rapport à la disponibilité de sources renouvelables (Annexe 4 paragraphe 2.5 tableau 24), on peut tirer les conclusions suivantes:

La plus grande partie du pays dispose de ressources renouvelables en abondance, notamment hydrauliques (à l’exception de la province de Equateur située dans la cuvette centrale et le bas fleuve).

Dans le cas de la province du Bas Congo, l’absence de ressources renouvelables peut être largement compensée par une extension du réseau, étant donné la petite zone considérée et la proximité au réseau.

Dans le cas de la province de Equateur, la faible densité de population et sa géographie indiquent une population très éparse avec des petits noyaux ou hameaux. L’électrification pourrait être réalisée pour les services publics (tels que l’éclairage, écoles, et centres de santé) avec des systèmes photovoltaïques qui pourraient être étendus à quelques maisons. Cette possibilité, plutôt considérée comme une pré-électrification, permettrait d’améliorer de manière significative les conditions de vie de la population. Cette solution s’applique avec une rentabilité raisonnable pour toute la région (avec un coût supérieur pour les provinces de l’Equateur et Tsuhapa) et aussi pour le district de Mai Ndombe (Bandundu).


84 C984

6.2.6 Autre ressource non renouvelable : extension du réseau

L’extension du réseau ne présente en général guère de difficultés du point de vue technique. Cette solution exige néanmoins d’être dans la situation optimale où les critères économiques le permettent.

Le coût d’électrification spécifique est fonction de la relation MWh/km de ligne et il est d’autant plus élevé que ce ratio se réduit. Par exemple, l’extension du réseau pour un village ou une population éparse situé à coté d’une ligne peut être aussi coûteuse qu’une petite ville éloignée de plusieurs kilomètres.

Le Plan directeur 2015 de la SNEL, prévoyait l’extension des réseaux de transport suivant les quatre grands axes suivants:

Cependant, d’après les informations fournies jusqu’à présent aucun de ces projets n’a été réalisé, en dehors du tronçon de ligne 220 kV Makuku – Bandundu.

6.3 SITUATION ACTUELLE DE L’ÉLECTRIFICATION

La plupart des villes sont électrifiées, soit par la SNEL, soit par des producteurs indépendants.

Seules quelques centres et cités sont électrifiés (une centaine sur 8000 potentiels) La SNEL compte 25 centrales hydroélectriques dont le barrage d’Inga, la plus importante, pour une puissance installée de l’ordre de 2400 MW. Les autres villes sont approvisionnées par des centrales hydroélectriques de moindre importance ou des centrales thermiques, Le tableau 6 ci-dessous présente quelques données sur les consommations par province en 2000.

Axe 1 – Au départ des centrales d’Inga, : o La seconde ligne HT Inga – Kinshasa ; o La ligne HT Maluku – Bandundu – Mbandaka ; o La ligne HT Maluku – Kenge – Kikwit.

Axe 2 – Au départ des centrales du Katanga, pour l’alimentation du Nord Katanga et des provinces desdeux Kasaï : o La ligne 220 kV Kolwezi – Kamina – Mwene Ditu – Mbuji Mayi – Kananga ; o La ligne 132 kV Mwene Ditu – Gandajika – Kabinda.

Axe 3 – Au départ des centrales de Ruzizi : o L’alimentation du Nord-Kivu par la ligne 110 kV Goma – Butembo – Beni ; o L’alimentation du Maniema par la ligne 110 kV Bukavu – Kalima – Kindu.

Axe 4 – Au départ de la centrale de Mobayi, pour l’alimentation du Nord-Equateur : o Ligne 132 kV Mobayi – Gbadolite – Businga – Gemena – Libenge ; o Lignes 132 kV Bunsinga – Lisala – Bumba.


C984 85

Tableau 6 : Taux de desserte actuel (2000).

TAUX DE DESSERTE PAR PROVINCE EN 2000

N PROVINCE POP. TAILLE

MOYENNE DES MENAGES

NOMBREDE

MENAGES

NOMBRE D'ABONNES

EN 2000

NBRE MENAGES

PAR POINT

ALIMENTE

NBRE MENAGES

ELECTRIFIES

TAUX DE .DESSERTE

1 2 3 4 = 2/3 5 6 7 8 1 BANDUNDU 5666008 5.5 1030183 581 2.1 1220 0.12%2 BAS-CONGO 2980731 5.1 584457 32912 2 65824 11.26%3 EQUATEUR 5690837 6.0 948473 3070 2.1 6447 0.68%4 ORIENTALE 6201717 4.7 1319514 16903 2.1 35496 2.69%5 KASAI

OCCIDENTAL 3603362 5.4 667289 1363 2.2 2999 0.45%

6 KASAI ORIENTAL

4639608 5.6 828501 529 2.2 1164 0.14%

7 KATANGA 6733475 5.2 1294899 40977 1.4 57368 4.43%8 KINSHASA 6126824 6.3 972512 197737 2. 395474 40.67%9 MANIEMA 1316680 5.4 243830 121 2 242 0.10%10 NORD KIVU 4345631 5.4 804746 4925 2.4 11820 1.47%11 SUD KIVU 3926685 5.4 727164 13437 2.4 32249 4.43% RDC 51231556 9421569 312555 610302 6.48%

Cet approvisionnement est malheureusement souvent interrompu par des coupures intempestives à cause des problèmes techniques résultant de la vétusté du matériel ou de la pénurie du carburant.

Pour faire face à l’irrégularité de l’approvisionnement, certaines industries se dotent de plus en plus de leur système autonome de production d’électricité (SOMINKI – MIBA qui étaient déjà des producteurs indépendants avant même la création de la SNEL). La plus grande partie des centres urbains ne sont pas raccordés au réseau interconnecté de la SNEL mais disposent de l’électricité provenant de producteurs indépendants.

Kananga, Kikwit, et Mbandaka, disposent de réseaux alimentés par des centrales thermiques de la SNEL, dont le service est parfois précaire.

Bandundu est connectée au réseau national à partir de Kinshasa via une ligne 220 kV.

6.4 ÉVALUATION DU MARCHÉ D’ÉLECTRIFICATION RURALE

6.4.1 Méthodologie générale

L’évaluation du marché d’électrification rurale sera réalisée sur la base du Plan Directeur 2015 (voir Annexe 4 paragraphe 3).

Les axes principaux de ce Plan qui s’applique à notre étude sont :

L’approche « top-down » : les localités de plus haut rang ou déjà électrifiées ont priorité sur les petits noyaux.

L’électrification est réalisée notamment par extension du réseau, renouvelant les installations existantes ou améliorant leurs prestations.

Cependant, il ne faut pas conclure que la prise en compte de ces approches mènent à l’électrification de « grands noyaux » contrairement aux « petits » ou aux zones « rurales ».


86 C984

Notre étude essayera de compléter celle du Plan Directeur en incluant les principes suivants :

L’approche « bottom-up » : les consommateurs non considérés dans le Plan sont connectés, notamment ceux des « groupements » ou « autres centres » définis comme ruraux.

L’électrification se concentre sur des aspects peu développés dans le Plan comme l’utilisation de technologies à bas coût.

Cette considération présente l’avantage d’être cohérente avec le Plan directeur 2015 et les statistiques utilisées. Elle permet aussi de visualiser l’électrification globale du pays, et non seulement l’électrification « rurale ».

Il faut souligner que la distinction « rural – urbain », est loin d’être claire. Ceci fait notamment l’objet de discussion dans ce rapport. L’expression « électrification rurale » ne sera pas définie du point de vue de la planification ou de l’assignation de ressources dans le Manuel de procédures. Par conséquent, la détermination du futur marché d’électrification se fera selon cette définition :

« Est rural tout ce qui n’est pas chef lieu de province, autre ville, chef lieu district, chef lieu territoire, ou autre cité et qui n’a pas été considéré dans le Plan directeur 2015 ».

Sont exclues de la définition même, les cités, même à caractère nettement « rural » qui sont électrifiées par le plan directeur (par exemple celles se trouvant sous le tracé d’une ligne HT ou MT.

Evidemment certains noyaux importants (villes ou cités) qui n’étaient pas pris en compte par le Plan Directeur 2015, ont été inclus dans notre étude mais leur traitement a été séparé de celui des groupements plus spécifiquement ruraux. Par ailleurs, certains groupements ou petites cités à caractère rural peuvent avoir été considérés dans le Plan Directeur et non par notre étude. Il faut souligner que leur traitement est plus ciblé dans le Plan Directeur que dans la présente étude car elle se borne à l’extension du réseau, qui au final est la solution optimale.

6.4.2 Classification des villes

Le Plan Directeur classe les localités en 6 types avec priorité consécutive pour l’électrification :

1. Chef lieu de province

2. Autre ville

3. Chef lieu district

4. Chef lieu territoire

5. Autre cité

6. Autre centre

Ce classement ne tient pas compte du nombre d’habitants ni du niveau d’activité économique mais seulement du niveau hiérarchique d’après l’administration congolaise. En général, cependant la population est proportionnelle à la catégorie de la ville.

Dans cette étude, ce même classement sera conservé afin d’éviter des incohérences. Cependant, il sera simplifié à deux niveaux : Ville-Cité (à caractère


C984 87

plus ou moins urbain) et Autres Centres ou Groupements7 (à caractère nettement rural).

Il faut souligner que ce classement considère plus la population du noyau que sa densité, car la population totale n’est pas tellement différente.

CLASSIFICATION NOYAUX DE POPULATION8

PROVINCE TOTAL CENTRES

Population totale

estimée (2015)

Chef lieux, villes et cités

Population moyenne par

ville-cité (2015)

Groupe

Population moyenne par groupement

(2015)

BANDUNDU 881 8 140 685 115 11 182 766 8 949 BAS, CONGO 428 4 295 341 68 17 868 360 8 556 EQUATEUR 927 8 716 500 111 11 900 816 9 063 KASAI OCCIDENTAL 520 5 155 185 63 22 603 457 8 165 KASAI' ORIENTAL 831 7 591 537 101 35 052 730 5 550 KATANGA 628 10 303 365 125 48 783 503 8 361 KINSHASA 4 11 875 202 3 - 1 - MANIEMA 355 2 105 401 41 8 235 314 5 630 NORD KIVU 117 6 948 764 28 NV 89 NV ORIENTALE 1399 8 534 752 223 7 964 1176 5 747 SUD KIVU 213 6 278 859 29 48 552 184 26 472 RDC(hors Kinshasa en quelques cas) 6303 79 945 591 907 21 011 5396 8 051

Tableau 7 : Classification des noyaux de population de la RDC utilisée pour l’étude.

Une première catégorisation du point de vue de l’électrification rurale des différents centres peut être proposée (c.f. tableau 7).

Centres à caractère urbain : 907 en RDC avec une population moyenne en 2015 de 21 000 habitants.

Centres ou groupements de population nettement ruraux : 5 396 avec une population moyenne en 2015 de 8 000 habitants.

6.4.3 Estimation de l’énergie nécessaire 6.4.3.1 Secteur domestique

La méthodologie appliquée se base sur les considérations suivantes9 :

• Pour les abonnés existants la consommation spécifique restera inchangée.

• Pour les abonnés futurs, la consommation spécifique se présentera de la manière suivante :

o 20% auront une consommation spécifique égale à celui des abonnés existants actuellement.

o 80% de ces abonnés auront une consommation spécifique de 1200 kwh/an

7 On a associé le titre Autres Centres (du Plan Directeur) avec le titre Groupement (des Estimations de Population par Territoire 2004), afin de corréler les données. 8 NOTES 1. La répartition géographique des noyaux de population a été obtenue du document facilité par le Ministère de Dev. Rurale : Estimations de la population par territoire en 2004 et nombre de collectivités et groupements 2. La population totale par province provient du Plan directeur 2015 3. NV les données de Nord Kivu ne sont pas cohérentes par conséquent on a mal estimé. 9 Plan directeur 2015, page 12 du tome I


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La consommation domestique peut être évaluée à partir des expressions suivantes10 :

Pour les noyaux qui ne sont pas électrifiés actuellement :

( )2008.02.0)/( ×+××⎟⎠⎞

⎜⎝⎛= CA

nPakwhE ; où

P : population de la province ;

n : nombre de membres type par ménage ;

CA : 4 100 pour le milieu urbain11, et 1 200 kWh/an pour les autres centres (rural).

Pour les noyaux qui sont électrifiés actuellement et où on prévoit d’augmenter le taux de desserte:

( )12008.02.0)/( ×+××⎟⎠⎞

⎜⎝⎛= CA

nPakwhE ; où CA, consommation actuelle de ces

centres.

La puissance de pointe peut être déterminée par la relation :

EEP ×+×= 1.1)1.1( βα

P est la puissance de pointe demandée en MW ;

E est l’énergie demandée en MWh ;

Le coefficient 1,1 tient compte des pertes de l0 % ;

les paramètres α et β s’obtiennent à partir de l’analyse de l’évolution passée de la consommation d’énergie électrique ainsi que de la puissance appelée correspondante soit: α = 0.1675 x 10-3 et β = 4.4 x 10-3 pour les autres centres où les demandes d’énergie ne sont pas à prédominance industrielle.

10 Plan directeur 2015 11 Le Plan directeur 2015 prévoit 4600 KWh/a pour les villes, 3600 KWh/a pour les cités, mais nous avons considéré une moyenne.


C984 89

PLAN DIRECTEUR 2015 (NOTAMMENT EXTENSION DU RESEAU) A ELECTRIFIER AUTRES SOURCES HORIZON 2015

MILIEU URBAIN MILIEU URBAIN MILIEU RURAL

HORIZON 2015

PROVINCE NBRE

CENTRES ELECTRIFIES

NBRE MENAGES

ELECTRIFIES (1)

TAUX DESSERTE

%

ENERGIE (MWh/an)

NBRE VILLES

NBRE MENAGES

TOTALE MWh/an

NBRE CENTRES

(3)

NBRE MENAGES

TOTALE MWh/an

TOTALE A ELECTRIFIER

MWh/an BESOINS

TOTAUX 2015

BANDUNDU 169 64 311 4.3 199 355 92 169 493 301 698 620 1 246 320 498 528 800 226 999 581 BAS, CONGO 100 78 761 9.4 431 780 49 159 475 283 865 279 603 988 241 595 525 460 957 240 EQUATEUR 101 74 460 5.1 268 479 83 145 682 259 315 743 1 232 608 493 043 752 358 1 020 837 KASAI OCCIDENTAL 50 72 523 6.6 174 597

49 191 179 340 299 421 690 962 276 385 616 683 791 280

KASAI' ORIENTAL 51 107 059 7.6 245 568

80 525 121 934 715 700 723 452 289 381 1 224 096 1 469 664

KATANGA 78 434 832 23.6 1 795 005 95 737 843 1 313 360 455 808 742 323 497 1 636 857 3 431 862 MANIEMA 17 12 709 3.8 32 982 31 49 814 88 669 307 327 366 130 946 219 616 252 598 NORD KIVU 78 50 855 4.0 190 995 15 127 102 226 241 N/V 1 108 851 443 541 669 782 860 777 ORIENTALE 80 92 641 5.9 297 394 194 285 206 507 667 1125 1 438 057 575 223 1 082 890 1 380 284 SUD KIVU 50 49 420 4.3 143 341 19 211 320 376 150 144 902 011 360 805 736 955 880 296

RDC(hors Kinshasa en quelques cas)

775 1 037 571 7.0 3 779 496 709 2 602 235 4 631 979 4794 9 082 357 3 632 943 8 264 922 12 044 418

Tableau 8 : Estimation de l’énergie domestique nécessaire selon le Plan Directeur et les précisions à l’horizon 2015.


90 C984

6.4.3.2 Secteur industriel - commercial

Le secteur industriel – commercial ne sera pas considéré dans l’étude car il n’y a pas de données actualisées et son futur reste difficile à prévoir. On peut faire remarquer qu’en 2000, la consommation de ce secteur ne représentait qu’un peu plus du 10 % de la consommation totale moyenne de 6 500 000 GWh.

6.4.4 Analyse des options techniques

Trois solutions techniques sont envisagées pour l’électrification rurale :

1. Connexion au réseau central ;

2. Mini et micro réseaux isolés à partir de sources notamment renouvelables ;

3. Electrification autonome.

Chacune a ses avantages et inconvénients et est applicable (parfois indispensable) pour certaines régions où on constate l’absence d’alternative réalisable.

Il faut indiquer que ce classement a été réalisé seulement du point de vue méthodologique, mais d’autres combinaisons mixtes sont possibles, même recommandables. Par exemple, une électrification par réseau peut être combinée de façon optimale avec des modules photovoltaïques là où le ratio kW/km est trop réduit.

6.4.4.1 Connexion au réseau central

La connexion au réseau central géré actuellement par la SNEL est l’alternative la plus performante dans le cas où celle-ci est concevable d’un point de vue économique.

L’extension du réseau actuel est le noyau du Plan directeur 2015 qui prévoit une augmentation du taux de desserte actuel hors Kinshasa de 2,95 % jusqu’à 7 % (tableau 9).


C984 91

PLAN DIRECTEUR 2015 2000

DESSERTE

PROVINCE

NBRE MENAGES

TAUX DESSERTE

% MENAGES

ELECTRIFIESNBRE

MENAGES TOTAUX

NBRE MENAGES

ELECTRIFIES (g)

TAUX DESSERTE

%

DIFF. TAUX

DESSERTE % (i)

ENERGIE (MWh/an)

BANDUNDU 1030183 0.12 1220 1480125 64311 4.34 3521 199355BAS, CONGO 584457 11.26 65824 842224 78761 9.35 -17 431780EQUATEUR 948473 0.68 6447 1452750 74460 5.13 654 268479KASAI OCCIDENTAL 667289 0.45 35496 1096848 72523 6.61 1369 174597KASAI' ORIENTAL 828501 0.14 2999 1405840 107059 7.62 5340 245568KATANGA 1294899 4.43 57368 1839887 434832 23.63 433 1795005MANIEMA 243830 0.10 242 334191 12709 3.80 3703 32982NORD KIVU 804746 1.47 11820 1286808 50855 3.95 169 190995ORIENTALE 1319514 2.69 35496 1580510 92641 5.86 118 297394SUD KIVU 727164 4.43 32249 1162752 49420 4.25 -4 143341

RDC (hors Kinshasa) 8449056 2.95 249161 14765626 1037571 7.03 138 3779496

Tableau 9 : Estimation du taux de desserte par connexion au réseau centrale à l’horizon 2015.

Cependant comme indiqué précédemment, ce développement du réseau n’est pas uniformément répandu entre les différentes catégories de centres, et (étant donné que le nombre de ceux-ci sont aussi différents) entre les provinces (tableau 10).

PLAN 2015 NON ELECTRIFIES

2015 MILIEU PLUTOT URBAIN

NON ELECTRIFIES 2015 MILIEU PLUTOT RURAL

PROVINCE NBRE

CENTRES ELECTRIFIES

NBRE MENAGES

ELECTRIFIES (1)

TAUX DESSERTE

%

POPULATION MOYENNE

PAR CENTRE

NBRE VILLES

POPULATION MOYENNE PAR VILLE

NBRE CENTRES

(3)

POPULATION MOYENNE

PAR CENTRE (3)

BANDUNDU 169 64311 4.3 2093 92 10133 620 11056

BAS, CONGO 100 78761 9.4 4017 49 16598 279 11041

EQUATEUR 101 74460 5.1 4423 83 10531 743 9954

KASAI OCCIDENTAL 50 72523 6.6 7832 49 21069 421 8863

KASAI' ORIENTAL 51 107059 7.6 11755 80 36758 700 5788

KATANGA 78 434832 23.6 28989 95 40387 455 9243

MANIEMA 17 12709 3.8 4037 31 8677 307 5758

NORD KIVU 78 50855 4.0 3521 15 45757 N/V N/V

ORIENTALE 80 92641 5.9 5443 194 6910 1125 6008

SUD KIVU 50 49420 4.3 5337 19 60059 144 33825

RDC hors Kinshasa 775 1037571 7.0 7097 709 19558 4794 8910

Tableau 10 : Comparaison entre le Plan Directeur et les estimations.

La distribution des centres électrifiés est cohérente avec la philosophie « top-down » du Plan directeur 2015.

Les infrastructures qui vont être développées se montent à un montant de 3,265 milliards de dollars.


92 C984

Ces coûts ne sont pas les mêmes pour toutes les régions car la longueur de lignes nécessaire est différente. Cela implique des ratios $ investis/MWh/an différents, ou $/ménage électrifié. Les résultats obtenus sont présentés au tableau 11.

Tableau 11 : Résultats obtenus à partir du taux de desserte et de l’investissement.

TAUX INVESTISSEMENT

PROVINCE NBRE MENAGES TOTAUX

NBRE MENAGES

ELECTRIFIES (d)

TAUX DESSERTE

% ENERGIE (MWh/an) M$

$/ ménage

(h) $/MWh/an

BANDUNDU 1480125 64311 4.34 199355 401.1 6358 2012BAS, CONGO 842224 78761 9.35 431780 188.0 14530 435EQUATEUR 1452750 74460 5.13 268479 307.4 4519 1145KASAI OCCIDENTAL 1096848 72523 6.61 174597 253.5 6847 1452KASAI' ORIENTAL 1405840 107059 7.62 245568 374.3 3597 1524KATANGA 1839887 434832 23.63 1795005 842.8 2233 470MANIEMA 334191 12709 3.80 32982 124.8 10013 3785NORD KIVU 1286808 50855 3.95 190995 171.2 4385 896ORIENTALE 1580510 92641 5.86 297394 383.9 6717 1291SUD KIVU 1162752 49420 4.25 143341 218.6 12728 1525RDC (hors Kinshasa) 12481933 1037571 7.03 3779496 3265.4 4142 864

NOTES d Plan Directeur à l’Annexe 4, paragraphe 3. h Le $/ménage extrêmement élevé pour Bas Congo est dû a l'application d'investissements de transport. a autres régions, et a une faible augmentation du nombre de ménages électrifiés. Le $/MWh est plus ciblé.

Premières conclusions :

On peut tout d’abord conclure de manière générale que les provinces du Bas Congo, Katanga et Nord Kivu, présentent un coût par MWh fourni au dessous de la moyenne, et que par conséquent l’alternative extension du réseau semble être la plus favorables.

Il faut ajouter que le sud des deux Kasaï et Bandungu, pourraient aussi selon le cas profiter de la ligne en CC Inga-Katanga. Ceci est possible si la puissance requise rend réalisable les installations de transformation.

6.4.4.2 Mini et micro réseaux isolés à partir de sources notamment renouvelables

La connexion au réseau est évidemment la solution « idéale » dans la mesure que cela garantit une puissance moins limitée.

Cependant dans certains cas, notamment pour de petits noyaux ruraux éloignés du réseau où le ratio investissement/MWh/an est très élevé et la consommation très faible, d’autres alternatives peuvent être plus avantageuses et performantes.

Ainsi le Plan directeur 2015 (voir Annexe 4, paragranphe 3) prévoit les consommations par ménage suivantes:

Villes, chef lieux, cités à électrifier : 1,78 MWh/an (soit 150 kWh/mois) en moyenne.

Autres centres à électrifier (nettement ruraux) : 400 kWh/an (soit 33 kWh/mois) en moyenne.


C984 93

La consommation prévue pour un ménage rural est de l’ordre de 1 kWh/jour, domaine de fonctionnement des énergies renouvelables, installations centralisées ou autonomes.

L’étude sera néanmoins conduite par comparaison avec la possibilité de connexion au réseau central qui est encore l’option optimale.

Énergie hydraulique

L’énergie hydraulique est l’énergie renouvelable présentant le plus d’avantages pour les réseaux isolés : haute puissance, bas coût et régularité. Cependant, les investissements sont variables dépendant des travaux de génie civil liés à la technologie. Parfois le coût par kW est plusieurs fois supérieur à celui des générateurs diesel. Il est donc nécessaire de réaliser des études détaillées de la demande (surtout l’aspect régularité) et de la disponibilité hydraulique.

Il faut alors prendre en compte la disponibilité de débit d’eau, et avoir une combinaison débit – chute appropriée, et il faut disposer de données hydrauliques sur une période suffisamment longue surtout pour les projets à coûts élevés.

Le paragraphe 6.2.1 montre une estimation qualitative du potentiel par région et district, en considérant l’hydraulicité et l’orographie.

L’évaluation du potentiel hydraulique d’un site précis requiert des études détaillées qui durent (si on ne dispose pas déjà de données hydrologiques) plusieurs années.

La Commission Nationale de l’Energie a publié en février 2002, l’« Etude des possibilités d’électrification des territoires de la RDC par micro centrales hydroélectriques » (voir Annexe 4), où on identifie quelques 800 sites hydrauliques possibles de puissance variable au dessus de 500 kW).

La plupart de ces sites identifiés n'a pas donné lieu à des études détaillées avec données de puissance (hauteur et débit) et de coûts.

Pour les sites où cette donnée de coût n’a pas été fournie, un coût unitaire générique de 2 400 $/kW retenu altère la qualité des résultats.

A partir des données valables (au moins hauteur et débit), le tableau 12 a été élaboré.


94 C984

A ELECTRIFIER EN 2015 POTENTIEL HYDRAULIQUE ESTIME

VILLES, CHEF LIEUX, CITES MILIEU RURAL

CONNEXION RESEAU 2015 ETUDE DE LA COMISSION NATIONALE D'ENERGIE

PROVINCE NBRE

VILLES

PUISSANCE POINTE

PAR VILLE MW

MWh/an CENTRES

PUISSANCE POINTE

PAR CENTRE

(RURALE) MW

MWh/an (k)

$/ ménage $/ MWh

NOMBRE IDENTIFIE

(j)

NBRE SITES PRE

EVALUESMW MHh/an

(n) M$ (p) $/kw (p)

$/ menge

(q) $/MWh/an

(p)

BANDUNDU 92 0.9 301698 620 0.28 498528 6358 2012 43 9 51 222854 121 2384 558 544 BAS-CONGO 49 1.4 283865 279 0.30 241595 14530 435 32 4 9 37230 20 2400 N/V 548 EQUATEUR 83 0.8 259315 743 0.24 493043 4519 1145 42 8 176 770880 584 3320 664 758 PROVINCE

ORIENTALE 194 0.7 507667 1125 0.20 575223 6717 1291 41 12 118 517313 283 2400 594 548

KASAI OCCIDENTAL 49 1.7 340299 421 0.24 276385

6847 1452 50 3 9 39420 22 2400 633 548

KASAI ORIENTAL 80 2.7 934715 700 0.17 289381

3597 1524 40 19 98 431211 236 2399 787 548

MANIEMA 31 0.8 88669 307 0.17 130946 10013 3785 20 15 342 1497741 821 2400 569 548 NORD KIVU 15 3.3 226241 N/V N/V 360805 4385 896 20 15 309 1351668 732 2371 543 541 SUD KIVU 19 4.3 376150 144 0.69 360805 12728 1525 15 10 326 1427880 782 2400 613 548 KATANGA 95 3.1 1313360 455 0.25 323497 2233 470 30 5 30 131838 72 2399 830 548

TOTAL 709 1.6 4631979 0.27 3550207 4142 864 333 100 1468 6428035 3674 2560 654 572

Tableau 12 : Corrélation entre zones à électrifier et potentiel hydroélectrique.

NOTES n 8 760 h et 50 % de facteur d'utilisation. k Il n'y pas de données valables pour le Nord Kivu. On a donc considéré la même demande que pour le Sud Kivu. p Ces investissements ont été obtenus par application d'un ratio. Ils ne sont pas détaillés. j Nombre de sites identifiés y compris ceux qui ne sont pas évalués. q Par comparaison, on a considéré seulement un coût supplémentaire de 250 $/ménage pour le transport et la distribution.


C984 95

On peut alors constater que les ressources hydrauliques identifiées et pré-évaluées dépassent largement les besoins non satisfaits par le Plan directeur 2015.

Voici le taux de couverture par région (les aménagements hydrauliques et réseaux peuvent être cependant interrégionaux) :

A ELECTRIFIER EN 2015 POTENTIEL HYDRAULIQUE ESTIME

VILLES, CHEF LIEUX, CITES MILIEU RURAL ETUDE DE LA COMISSION NATIONALE D'ENERGIE

PROVINCE PUISSANCE

POINTE TOTALE

MW MWh/an

PUISSANCE POINTE TOTALE MW (k)

MWh/an (k) MW MHh/an (n)

% COUVERTURE MWH TOTAUX

% COUVERTURE MW TOTAUX

BANDUNDU 79.9 301698 173.0 498528 51 222854 28 20 BAS-CONGO 69.5 283865 82.4 241595 9 37230 7 6 EQUATEUR 69.2 259315 179.2 493043 176 770880 102 71

PROVINCE ORIENTALE 139.3 507667 223.4 575223 118 517313 48 33

KASAI OCCIDENTAL 81.5 340299 100.7 276385 9 39420 6 5

KASAI ORIENTAL 212.1 934715 119.0 289381 98 431211 35 30

MANIEMA 24.0 88669 53.4 130946 342 1497741 682 442 NORD KIVU 50.2 226241 99.7 360805 309 1351668 230 206 SUD KIVU 81.6 376150 99.7 360805 326 1427880 194 180 KATANGA 293.5 1313360 115.6 323497 30 131838 8 7

TOTAL 1101.0 4631979 1246.1 3550207 1468 6428035 79 63

Tableau 13 : Taux de couverture par région.

NOTES n 8 760 h et 50 % de facteur d'utilisation. k Il n'y pas de données valables pour le Nord Kivu, on a alors considéré la même demande que pour le Sud Kivu.


D’après l’analyse de l’étude de la Commission Nationale de l’Energie :

D’un point de vue strictement énergétique, dans l’ensemble, on pourrait arriver à un taux de couverture des besoins pour les centres non considérés par le Plan directeur 2015 au dessus du 70 %.

Les provinces de Maniema, Nord Kivu, et Sud Kivu disposent de ressources bien au dessus des besoins.

Par contre le Kasaï Occidental et le Katanga disposent de ressources très limitées (dans le cas du Bas Congo, il faut considérer que l’étude se limite au mini hydraulique et non aux grands barrages)

Il faut souligner que dans certains cas les résultats peuvent entrer en concurrence avec d’autres estimations, mais il faut insister que l’analyse a été faite sur les données valables d’une étude de la Commission, qui sont les seules disponibles en ce moment.


96 C984

Énergie éolienne

Comme indiqué précédemment, la RDC n’est pas un pays particulièrement doté de ressources éoliennes. La plupart des régions se situent en permanence au dessous de 5 m/s (vitesse de démarrage des éoliennes rapides).

Cependant, il y a quelques provinces où le niveau global des vents est élevé. On pourrait alors considérer son utilisation pour de la génération électrique :

POTENTIEL EOLIEN

m/s PROVINCE

J A JJ O Moyenne Potentiel KASAI OCCIDENTAL Kasai < 5 < 5 < 5 5 <5 Bas Lulua < 5 5 6 6 5.5 Haut KASAI ORIENTAL Sankuru < 5 < 5 < 5 <5 <5 Bas Tshilinge < 5 5 6 6 5.5 Haut Kabinda < 5 5 6.5 6.5 6 Très haut KATANGA Tanganika < 5 5 6.5 6.5 6 Très haut Haut Lomami < 5 < 5 5.5 5.5 5 Normale Lualaba < 5 5 5 5 5 Normale Kolwezi < 5 < 5 <5 <5 <5 Bas Haut katanga < 5 < 5 5 6 5 Normale

Tableau 14 : Potentiel éolien.

Un coût moyen du système installé de 4 060 $/kW (avec 400 $/kW d’un groupe diesel d’appui) a été choisi pour une vitesse moyenne de calcul de 6 m/s. A cela s’ajoute 150 $/ménage pour la distribution (en général, il ne faut pas de lignes de transport HT) (c.f. tableau 15).

Tableau 15 : Résultats de l’option technique utilisant l’énergie éolienne.

A ELECTRIFIER EN 2015 EOLIEN (1)

MILIEU URBAIN MILIEU RURAL

CONNEX RESEAU

2015 Coûts à 6 m/s (seulement éolienne installée)

PROVINCE MENAGES

PAR VILLE

PUISSANCE POINTE

PAR VILLE MW

PAR VILLE

MWh/an

MENAGES PAR

CENTRE

PUISSANCE POINTE

PAR CENTRE

(RURALE) MW

PAR CENTRE MWh/an

$/ménage M$/ ville

$/ ménage

M$/ Centre

$/ ménage

KASAI OCCIDENTAL 3902 1.7 6945 1641 0.24 656

6847 7.7 1882 2.7 742

KASAI ORIENTAL 6564 2.7 11684 1034 0.17 413 3597

12.4 1790

3.6818

KATANGA 7767 3.1 13825 1777 0.25 711 2233 14.5 1765 4.5 730

Moyenne RDC 1.6 6533 0.27 758 4142


C984 97


A la vue de ces résultats, il faut remarquer :

La différence de coût par ménage entre ville (plutôt urbain) et centre (rural) est due à la consommation spécifique plus élevée du ménage urbain par rapport à celle du ménage rural.

On n’a pas considéré le réseau de distribution, car on ne dispose pas de données.

Tous les systèmes isolés éoliens doivent avoir une énergie d’appui : le photovoltaïque pour les individuels, et en général des générateurs diesel pour des grandes et moyennes installations.

Les installations éoliennes doivent être soigneusement choisies. En effet, l’irrégularité des vents est bien plus élevée que celle des eaux.

La nécessité d’un système d’appui, à fioul pour les grands systèmes. Cela nécessite une infrastructure routière correcte pour assurer le transport.

Ce type d’installations devrait être réservé en général pour des faibles puissances dans des centres peu dispersés et relativement proches de l’aérogénérateur ; ou bien pour des petites puissances avec appui photovoltaïque.

6.4.4.3 Génération thermique

La production d’énergie d’origine thermique est une alternative à l’extension du réseau. Même s’il y a beaucoup d’avantages liés à cette alternative (générateurs accessibles, investissement moyen, installation facile) son application doit être étudiée soigneusement.

Le coût du combustible est élevé.

Le combustible doit être fourni régulièrement (problème d’accessibilité).

La maintenance doit être réalisée par des spécialistes.

Ce type d’application devrait être considéré pour les situations suivantes :

Lorsque il faut fournir des quantités appréciables d’énergie électrique (inabordables avec le photovoltaïque, comme dans le cas d’un hôpital).

Lorsqu’il faut compter sur une énergie d’appui : aménagements hydrauliques ou demandes irrégulières, photovoltaïque.

6.4.5 Électrification autonome : le photovoltaïque

L’énergie photovoltaïque étant donné son coût et les limitations inhérentes à sa nature (la taille de l’installation) ne doit être considérée ni comme une alternative additionnelle à la mini hydraulique ou l’éolienne, ni, bien sur, à la connexion à réseau.

Elle ne devrait être considérée que lorsque celles-ci ne sont pas possibles.

A titre indicatif, une analyse d’une installation photovoltaïque de base (3 lampes de basse consommation + TV B/N + Radio) dans la localité de Mbdaka (Equateur) a été conduite (c.f. tableau 16).

Tableau 16 : Résultats de l’analyse d’une installation photovoltaïque de base.


98 C984

Identification Nom du projet Exemple type Lieu du projet Mbandaka (Equateur, Dist. Equateur)

Données solaires Station météorologique la plus proche du projet - Mbandaka Latitude du lieu du projet °N 0.05

Mois Moyenne

horizontale(kWh/m²/j)

Températuremoyenne

(°C)

Moyenne sur

le champ PV

(kWh/m²/j)

Fraction solaire

mensuelle (%)

Janvier 4.44 24.7 4.65 41% Février 4.89 25.2 4.87 42% Mars 5.06 25.1 4.68 41% Avril 5.06 25.2 4.27 38% Mai 4.75 25 3.70 33% Juin 4.31 24.3 3.28 30% Juillet 3.97 23.6 3.13 29% Août 4.14 23.8 3.46 31% Septembre 4.67 24 4.19 38% Octobre 4.81 24.3 4.68 41% Novembre 4.64 24.1 4.81 42% Décembre 4.33 24.6 4.60 40% Annuel Période d'utilisation Rayonnement solaire sur l'horizontale MWh/m² 1.67 1.67

Rayonnement solaire sur la surface inclinée MWh/m² 1.53 1.53

Température moyenne °C 24.5 24.5 Charge

Description CA/CC Charge (kW)

Heures par jour (h/j)

Jours par semaine

(j/semaine)

Radios CC 0.1 5 7 Eclairage CC 0.04 5 7 TV CC 0.25 4 7 Autres CC 0.05 2 1 Demande énergétique en CC par an MWh 0.63

Définition du système Configuration du système PV PV/batterie/génératrice Nombre de jours d'autonomie requis j 1 Tension nominale de la batterie V 24 Rendement de la batterie % 0.85 Niveau maximal de décharge % 0.7 Capacité nominale de la batterie Ah 103 Type de module PV - mono-Si Rendement nominal du module PV % 11.7% Puissance nominale du champ PV kWp 0.18 Rendement au m² kWh/m² 151.22 Rendement global du système PV % 0.10 Facteur d'utilisation du système PV % 0.15 Énergie renouvelable captée MWh/an 0.24 Énergie renouvelable fournie MWh/an 0.23 KWh/an 233


C984 99

Investissement

Ut $ $ Modules PV kWp 0.18 5750 1035 Structure portante M² 1.5 100 154 Batteries (103 Ah et V) kWh 2.5 65 161 Installation du système kWp 0.18 300 54 Formation h-p 6 65 390 Frais imprévus 90 TOTAL$ 1883

L’extension de ce module photovoltaïque de base dans le milieu rural (son application dans les villes est néanmoins aussi possible) à des provinces avec plus d’irradiation solaire est présenté dans le tableau 17.

Tableau 17 : Extension d’un module PV au milieu rural.

A ELECTRIFIER EN 2015 DENSITE 2000

MILIEU RURAL

CONNEXION RESEAU

2015

SYSTEME PHOTOVOLTAIQUE BASIQUE

PROVINCE

hab./km² MENAGES

PAR CENTRE

PUISS POINTE PAR CENTRE (RURALE) MW

PAR CENTRE MWh/an

$/ménage $/ménage M$/ centre

PAR CENTRE MWh/an

BANDUNDU 20.5 2010 0.28 804 6358 1883 3.8 468EQUATEUR 13.8 1659 0.24 664 4519 1883 3.1 387

PROVINCE ORIENTALE 12.4 1278 0.20 511 6717 1883 2.4 298

KASAI OCCIDENTAL 25.2 1641 0.24 656 6847 1883 3.1 382

KASAI ORIENTAL 27.1 1034 0.17 413 3597 1883 1.9 241

KATANGA 14.9 1777 0.25 711 2233 1883 3.3 414

TOTAL 0.27 758 3852 NOTES : 1 Le module est composé de panneau + 3 lampes basse consommation + TV B/N + Radio : 0.18 kWp; 233 KWh/an; 1883 $

6.5 ÉVALUATION DES OPPORTUNITÉS GLOBALES D’ÉLECTRIFICATION

Les résultats de l’étude réalisée dans les pages précédentes sont synthétisés dans le tableau 18, où l’on montre :

1. CONNEXION RESEAU 2015 : coûts de connexion tels que prévus pour 2015 par le Plan Directeur. Les coûts spécifiques par province permettent d’évaluer le coût marginal de connexion au réseau central.

$/ménage : le $/ménage extrêmement élevé pour le Bas Congo est dû à l'application d'investissements de transport nécessaires à d’autres régions, et à une faible augmentation du nombre de ménages électrifiés. Le $/MWh est plus ciblé dans ce cas.

$/MWH/an : coût par MWh/an fourni dans la province.

2. HYDRAULIQUE : évaluation des ressources hydrauliques

ETUDE CNE : Seules les identifications pré évaluées ont été considérées (au moins avec la puissance disponible).


100 C984

o % couverture MWh totaux : % des besoins des ménages non électrifiés en 2015 par le Plan directeur qui pourraient être couverts par de la mini hydraulique.

o $/ménage : les investissements pour la centrale ont été obtenus par application d'un ratio, ils ne sont pas détaillés. A titre de comparaison, seul un coût supplémentaire de 250 $/ménage a été pris en compte pour le transport et la distribution.

o $/MWh/an : on a considéré 8 760 h et un facteur d'utilisation de 50 %.

Evaluation qualitative : considérant l’hydrologie et l’orographie.

3. SOLAIRE

kWh/m²-jour (moyenne) : d’après les données globales de la NASA.

$/ménage : analyse d’une installation photovoltaïque de base (3 lampes de basse consommation + TV B/N + Radio) dans la localité de Mbdaka (Equateur), et extension aux provinces restantes en fonction de l’irradiation.

Evaluation qualitative : d’après les données globales de la NASA.

4. EOLIEN

m/s moyenne : d’après les données globales de la NASA.

$/ménage en ville : on a considéré un coût moyen du système de 4 060 $/kW installé (qui tient compte d'un groupe diesel d'appui d’une valeur de 400 $/kW) pour une vitesse moyenne de calcul de 6 m/s, et on a ajouté aussi 150 $/ménage pour la distribution (en général il ne faut pas de lignes de transport HT).

$/ménage rurale : idem.

Evaluation qualitative : d’après les données globales de la NASA.


C98 101

HYDRAULIQUE CONNEXION RESEAU 2015

ETUDE CNE SOLAIRE EOLIEN

PROVINCE

$/ménage $/MWH/an %

couverture MWh

totaux

$/ménage (q)

$/MWh/an (p)

Evaluation Qualitative

kWh/m²-jour

(moyenne) $/ménage

(k) Evaluation Qualitative

m/s moyenne

$/ménage en ville

$/ménage rurale


BANDUNDU 6358 2012 28 558 544 ELEVE Mai

Ndombe Presque

nul 5.5 1755 Elevé <5 Bas

Kwilu Elevé 5.4 1795 Elevé <5 Bas Kwango Très élevé 5.4 1795 Elevé <5 Bas

BAS-CONGO 14530 435 7 N/V 548 Lukaya Elevé 4.5 2145 Bas <5 Bas Cataractes Très élevé 4.5 2145 Bas <5 Bas Bas fleuve Bas 4.5 2145 Bas <5 Bas Boma Très bas 4.5 2145 Bas <5 Bas

EQUATEUR 4519 1145 102 664 758 Nord Ubangi Normale 5.8 1678 Très élevé <5 Bas Sud Ubangi Normale 5.5 1755 Elevé <5 Bas Mongala Presque

nul 5.4 1795 Elevé <5 Bas

Equateur Presque nul 5.1 1883 Normale <5 Bas

Tsuhapa Presque nul 5.1 1883 Normale <5 Bas

PROVINCE ORIENTALE

6717 1291 48 594 548

Bas Huele Normale (occident) 5.8 1678 Très élevé <5 Bas

Haut Huele Elevé (orient) 5.8 1678 Très élevé <5 Bas

Ituri Elevé 5.1 1883 Normale <5 Bas Tshopo Normale

(occident) 5.1 1883 Normale <5 Bas


102 C984

HYDRAULIQUE CONNEXION RESEAU 2015

ETUDE CNE SOLAIRE EOLIEN

PROVINCE

$/ménage $/MWH/an %

couverture MWh

totaux

$/ménage (q)

$/MWh/an (p)


kWh/m²-jour

(moyenne) $/ménage

(k) Evaluation Qualitative

m/s moyenne

$/ménage en ville

$/ménage rurale


KASAI OCCIDENTAL

6847 1452 6 633 548 1882 742

Kasai Elevé (sud) 5.1 1883 Normale <5 Bas

Lulua Elevé (sud) 5.1 1883 Normale 5.5 1882 742 Elevé

KASAI ORIENTAL

3597 1524 35 787 548 1790 818

Sankuru Normale (occident) 5.1 1883 Normale <5 Bas

Tshilinge Très élevé 5.4 1795 Elevé 5.5 1790 818 Elevé Kabinda Très élevé

(occident) 5.4 1795 Elevé 6 1790 818 Très élevé (occident)

MANIEMA 10013 3785 682 569 548 Elevé (orient) 5.0 1930 Bas <5 Bas

NORD KIVU 4385 896 230 543 541 Très élevé 4.9 1980 Bas <5 Bas SUD KIVU 12728 1525 194 613 548 Très élevé 5.0 1930 Bas <5 Bas KATANGA 2233 470 8 830 548 1765 730

Tanganika Très élevé 5.5 1755 Elevé 6 1765 730 Très élevé (occident)

Haut Lomami

Elevé 5.6 1716 Très élevé 5 Normale

Lualaba Très élevé 5.5 1755 Elevé 5 Normale Kolwezi Très élevé 5.8 1678 Très élevé <5 Bas Haut

katanga Très élevé 5.8 1678 Très élevé 5 Normale

Tableau 18 : Evaluation des opportunités globales d’électrification rurale.


C98 103

En conclusion, plusieurs alternatives technologiques se présentent selon les provinces. Le classement suivant propose une technologie adaptée aux conditions particulières de chaque région :

1. Régions où l’électrification par extension de réseau est l’alternative prioritaire et optimale

C’est le cas des provinces du BAS CONGO, NORD KIVU, ET KATANGA. Les régions du SUD DE KASAÏ OCCIDENTAL ET ORIENTAL aux alentours de la ligne Inga-Katanga peuvent aussi être considérées. En général, cela serait toujours le cas là où une ligne HT traverse un territoire.

2. Régions où l’on peut développer des micro-réseaux hydroélectriques

Cette technologie s’adapte particulièrement aux conditions des provinces de l’EQUATEUR, MANIEMA, NORD KIVU, et SUD KIVU (d’après les données de la CNE). Elle pourrait être auto-suffisante avec appui éventuel de générateurs diesel.

3. Régions où l’on peut développer des micro-réseaux hydrauliques combinés avec d’autres sources et l’électrification autonome

Il s’agit des provinces de BANDUNDU, ORIENTALE, et KASAI ORIENTAL, où l’on dispose de ressources hydrauliques mais avec un taux de couverture inférieure à 100 %.

Les autres sources pourraient être :

o Electrification autonome solaire (irradiation élevée pour les trois provinces) ;

o Eoliennes pour des petits noyaux du KASAI ORIENTAL.

4. Régions où l’on ne dispose pas de sources locales en quantité suffisante

Ce serait le cas en particulier du KASAI OCCIDENTAL, mais cela pourrait aussi être le cas dans quelques districts d’autres provinces (Mongala, Equateur, Tsuhapa, Mai Ndombe).

Les sources locales pourraient être :

o Electrification autonome solaire ;

o Eoliennes pour des petits noyaux des districts de Tshilinge et Kabinda ;

o Et centrales diesel et connexion au réseau, évidemment, ou ceci s’avère possible.

Ces différentes alternatives sont représentées sur la carte ci-jointe.


104 C984

Figure 6 : Résumé des alternatives technologiques selon les provinces.


C984 105

7. PROJETS D’ELECTRIFICATION RURALE Comme demandé par les Termes de Référence, le consultant a procédé à la préparation de fiches projets d’électrification de 11 localités susceptibles de faire l’objet d’une réalisation d’installations de production et de distribution d ‘énergie électrique. Après avoir, en concertation avec les autorités concernées et notamment la Commission Nationale de l’Energie (CNE), sélectionné à priori des localités pouvant présenter les critères nécessaires à ces installations, le consultant, accompagné d’un représentant de la CNE, a visité les sites envisagés et effectué les investigations et enquêtes devant lui permettre d’évaluer les besoins en énergie de la localité, de retenir la source d’énergie la mieux adaptée au site et de définir le réseau de distribution minimum indispensable

7.1 EVALUATION DES BESOINS EN ÉNERGIE. Les besoins d’une localité sont essentiellement constitués de : - besoins domestiques ou résidentiels - besoins des petites et moyennes industries (minoteries, huileries, artisanat, etc.) - éclairage public - besoins sociaux et collectifs (postes de santé et de police, écoles, églises, etc.) La puissance totale demandée par localité est la somme des quatre puissances déterminées ci-après.

7.1.1 Secteur résidentiel La consommation domestique peut être estimée en kWh/an par rapport à sa population et sa composition, selon l’expression suivante : E = (P/n) x (0,2 x 1200 + 0,8 x 200) = P/n x 400 où il est admis que chaque ménage consomme 400 kWh par an, P désignant la population de la localité et n le nombre de personnes par ménage. La puissance de pointe P appelée par le réseau, exprimée en MW, peut ensuite être déterminée par la relation : P = a x (1,1 x E) + b x (1,1 x E)0,5 Le facteur 1,1 tient compte des pertes de distribution alors que E est la consommation annuelle exprimée en MWh/an. Les coefficients a et b sont déduits de l’analyse des données observées dans les localités semblables. Pour les localités à faible concentration industrielle, ils prennent respectivement les valeurs 167,5 x10-6 et 0,00044. La méthode Tractebel utilise la relation suivante pour déterminer la puissance appelée dans les localités à électrifier : P1 = K1 x C1 avec :K 1 = nombre de ménages x puissance installée par ménage C1 = s x d x h, facteur de composition, qui intègre le coefficient de simultanéité s (toutes les charges ne sont pas branchées au même instant), le coefficient de diversité d (tous les consommateurs n’ont pas le même niveau social) et le coefficient d’utilisation h (tous les équipements ne sont pas généralement à leur puissance nominale).


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Les valeurs de s pour les ménages sont généralement comprises entre 0,6 et 0,7, soit en moyenne 0,65. De même, les valeurs moyennes de d et h pour les ménages sont respectivement 0,7 et 0,6. La puissance moyenne installée par ménage est un mix entre les ménages. Le ministère de l’énergie recommande de considérer que 90% des futurs abonnés d’une localité à électrifier auront une puissance installée de 1 kW alors que 10% souscriront une puissance de 5 kW, soit une moyenne de 1,4 kW par ménage. Ceci semble trop élevé, les ménages ruraux où trois à quatre points lumineux et une à deux prises sont généralement suffisants. Dans toutes les localités, il a été admis qu’un ménage est constitué de 6,5 personnes, cette approche étant adaptée par localité sélectionnée selon l’appréciation du consultant. Il en résulte que P = 0,273 x K, exprimée en kW.

7.1.2 Secteur industriel : La méthode Tractebel s’applique aussi au secteur des PMI avec comme valeurs respectives pour s, d, h, 0,65, 0,5 et 0,6 et la puissance appelée par les petites et moyennes industries est égale à: P2 = K2 x 0,195, exprimée en kW où K2 est la somme des puissances installées ou à prévoir dans les différentes industries. Le tableau ci-après donne les puissances unitaires de certaines catégories de PMI, telles que retenues par la Commission Nationale de l’Energie. Industries puissance unitaire en kW Minoterie 20 Moulin 7 Rizerie 20 Huilerie/Savonnerie 30 Abattoir 10 Chambre froide 60 Pompage d'eau 50 Petit artisanat 3

7.1.3 Eclairage public : La consommation de l’éclairage public dépend du nombre de points lumineux N et de la puissance installée par point lumineux. Il a été admis : - 12 heures d’éclairage par jour de 18h à 6h, - chaque point lumineux de 3 tubes fluorescents de 25 W, soit 75 W, - une distance uniforme entre les points lumineux de 40 mètres. Si la centrale est Solaire Photovoltaïque (PV), la puissance par point lumineux sera limitée à 10 W.

7.1.4 Besoins sociaux et collectifs : Les besoins sociaux correspondent à la consommation d’hôpitaux ou dispensaires, poste de police ou de gendarmerie, écoles, centres religieux ou paroisses. La puissance installée de chacune des institutions est estimée égal à 500 W et les coefficients de simultanéité supposés égaux à 1 par mesure de sécurité, sauf lorsque les entités visitées sont de grande importance ou capacité. Lorsque la fourniture d’énergie est basée sur le solaire ou l’éolien, la puissance unitaire des lampes sera limitée à 12 W ou 20 W.


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7.2 INVENTAIRE DES SOURCES ÉNERGÉTIQUES En matière de ressources énergétiques, la RDC dispose d’un énorme potentiel en micro-hydraulique dépassant largement les besoins estimés pour 2015 dans les provinces de Maniema, Nord et Sud Kivu. Par contre, seules quelques régions telles que Lulua, Tsilinge, Kabinda et Tanganika présentent des vitesses de vent comprises entre 5,5 m/s et 6,0 m/s nécessaires au démarrage d’éoliennes, mais leur irrégularité nécessite un générateur d’appoint pour garantir la fiabilité de l’approvisionnement. De même, le niveau d’ensoleillement en RDC permet d’envisager la production d’énergie solaire photovoltaïque aussi bien en système individuel que collectif, mais cette solution est limitée par son coût très élevé et un faible niveau de service fourni. De l’ensemble des sources possibles de production ou d’approvisionnement en énergie électrique précédemment évoquées, le consultant a retenu au vu des conditions locales d’implantation : - l’approvisionnement par raccordement à un réseau MT ou HT existant à proximité, - la production à partir d’une centrale thermique à moteur alimenté en bio diesel ou en gazole, - la production à partir de mini-centrales hydrauliques, - la production par des batteries de modules photovoltaïques.

7.3 CARACTÉRISTIQUES DES PROJETS Le tableau ci-après résume les caractéristiques de l’ensemble des projets retenus dont les fiches détaillées sont jointes en annexe.

N° province localité population source de production puissance Evaluation du coût1 Bandudu Lusanga 7 000 centrale thermique 340 kW 1 100 kUSD à moteur bio-diesel 2 Equateur Wendji Secli 7 000 centrale solaire 140 kWc 1 900 kUSD à champ photovoltaïque 3 Kinshasa Mbankana 8 000 centrale hydroélectrique 130 kW 660 kUSD au fil de l'eau 4 Bas Congo Kivulu 3 500 centrale thermique 50 Kw 550 kUSD à moteur bio-diesel 5 Nord Kivu Saké 28 000 centrale hydroélectrique 220 kW 650 kUSD à conduite forcée 6 Nord Kivu Kirotshé-Sasha 2 000 centrale hydroélectrique 40 kW 405 kUSD à conduite forcée 7 Sud Kivu Ciherano 70 000 centrale hydroélectrique 150 kW 470 kUSD au fil de l'eau 8 Orientale Simbilyabo 6 000 raccordement 80 kW 570 kUSD au réseau MT 9 Kasaï occidental Tshibashi-Katuambi 5 000 centrale hydroélectrique 230 kW 590 kUSD à conduite forcée

10 Kasaï oriental Bakwa Lubadi 6 000 centrale thermique 100 kW 350 kUSD à moteur diesel

11 Katanga Tumbwe 1 500 raccordement 40 kW 800 kUSD au réseau HT


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7.4 DOSSIER D’APPEL D’OFFRES La réalisation des installations d’électrification, identifiées par les fiches projets ci-dessus, s’inscrivant dans le cadre du Programme Multisectoriel d’Urgence de Réhabilitation et de Reconstruction (PMURR) qui bénéficie d’un crédit de l’Association Internationale de Développement (IDA), les appels d’offres en vue de leur exécution doivent se conformer aux dispositions du Dossier Type d’Appel d’Offres (DTAO) élaboré par la Banque Mondiale pour être utilisé dans les marchés financés par l’IDA et respecter le diagramme de la procédure ci-après.

DIAGRAMME DE LA PROCEDURE I II III

Dossier d’appel

d’offres Emis par le Maître

de l’ouvrage

L’Offre Déposée par le

Soumissionnaire

Documents contractuels Emis par le Maître de l’ouvrage et

remis par le Soumissionnaire

Avis d’appel d’offres Instructions aux soumissionnaires Données particulières de l’appel d’offres Cahier des clauses administratives générales Cahier des clauses administratives particulières Cahier des charges techniques Modèles de documents et procédures Critères de provenance relatifs aux fournitures, aux travaux et aux services pour des marchés financés par la Banque

Lettre de couverture La soumission Les bordereaux de prix Les documents joints suivants : 1. Garantie d’offre 2. Délégation de

signature 3. Qualifications du Soumissionnaire

(du groupement d’entreprises, si c’est le

cas) 4. Acceptabilité des

Installations 5. Sous-traitants

proposés (si c’est le cas)

6. Divergences (si c’est le cas)

7. Offres variantes (si c’est le cas)

Spécifications techniques et plans (si requis)

Lettre de marché La soumission Les bordereaux de prix Le Cahier des clauses administratives générales Le Cahier des clauses administratives particulières L’Acte d’engagement et ses annexes 1. Termes et procédures de paiement 2. Révision des prix (si applicable) 3. Les assurances requises 4. Le calendrier d’exécution 5. La liste des sous-traitants 6. Etendue des travaux et fournitures

du Maître de l’ouvrage 7. Liste des documents sujets à

approbation ou revue 8. Garanties opérationnelles Modèles et procédures Spécifications techniques et plans Tout autre document accepté comme faisant partie du marché


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En conséquence, le Dossier d’Appel d’Offres comportera, pour faire suite à l’avis d’appel d’offres, les documents mentionnés dans ce diagramme, à savoir : 01 – les instructions aux soumissionnaires telles qu’elles sont définies en section II du DTAO édité par la Banque Mondiale et dont les clauses ne peuvent être modifiées ; 02 – les Données Particulières de l’appel d’offres, rappelées en section III du document cité ci-dessus, qui fournissent aux soumissionnaires les renseignements et données spécifiques à l’appel d’offres ; 03 – le Cahier des Clauses Administratives Générales (CCAG) dont les dispositions, définies en section IV du DTAO, ne peuvent être modifiées ; 04 – le Cahier des Clauses Administratives Particulières (CCAP), établi en conformité avec les dispositions de la section V du DTAO, qui présente les changements et renseignements complémentaires nécessaires, propres à l’appel d’offres ; 05 – le Cahier des Charges Techniques qui définit les prestations, fournitures et travaux requis au titre de l’appel d’offres et rappelle les normes et réglementations exigées pour leur exécution ; 06 – le modèle de la lettre d’offre ; 07 – le cadre des bordereaux des prix ; 08 – le modèle de la lettre de marché ; 09 – l’acte d’engagement et ses annexes 10 – les modèles de garantie de bonne exécution et de restitution d’avance ; 11 – les modèles des certificats d’achèvement et de réception opérationnelle

8. CONCLUSIONS La mise en place d’un programme d’électrification rurale pérenne en RDC s’accompagnera au mieux de la création de l’ACER et de son instrument de financement, le Fonds d’électrification rurale. L’approche repose sur un partenariat public – privé, s’exprimant par la mise en concession de zones rurales, les CER, sans exclure là où le dynamisme des populations le permet, l’éclosion de PILs. Le succès de cette démarche repose sur l’octroi de subventions d’un niveau approprié pour permettre une rentabilité normale aux fonds privés investis en complément aux revenus provenant des tarifs fixés par une autorité nationale de régulation du secteur électrique, à un niveau adapté à la capacité des consommateurs ruraux. Cette approche est tout à fait en phase avec celle plus générale de la réforme du secteur électrique actuellement en gestation au niveau du COPIREP.


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Le partage des compétences entre le pouvoir central et les provinces tel qu’il est fixé par la constitution adoptée en décembre 2005 impose de sérieuses contraintes à la mise en place de ce schéma, en ce sens qu’il n’est pas sûr qu’il y ait encore place dans ce cadre pour des institutions nationales telles que la SNEL d’aujourd’hui ou l’ACER proposée. Cela pourrait exiger des adaptations difficiles notamment pour avoir accès aux financements concessionnels des institutions financières internationales qui accordent généralement leurs crédits aux États. Il convient encore de faire remarquer que ce rapport ne constitue en fait que le début d’un processus de mise en place du programme d’électrification rurale. Il s’est toujours écoulé de nombreuses années entre l’élaboration du cadre, la mise en place effective des institutions, la mise en place des financements internationaux, les études détaillées sur le fonctionnement des institutions, le FER, la mise en place des CER et PILs, les contacts avec les partenaires investisseurs et les appels d’offre. Il convient de s’atteler dès maintenant à la discussion et l’adoption des textes légaux sur la base de ceux qui sont proposés dans ce rapport, et de démarrer les contacts avec les partenaires financiers du Congo qui aideront à la mise en place des nombreuses études détaillées nécessaires.


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ANNEXE 1 : ANALYSE COMPARATIVE DONNÉES GÉNÉRALES 1 INTRODUCTION La présente annexe constitue la partie de l’analyse comparative des cinq pays similaires à la RDC sur le plan de la situation de l’électrification rurale en ce qui concerne les données générales sur l’économie, les caractéristiques et la situation énergétique générale.

2 MALI 2.1 Caractéristiques du pays Pays continental complètement enclavé, le Mali, situé en Afrique de l’Ouest, a une superficie de 1 241 231 km². En plus du district de Bamako, la capital, le Mali est divisé en 8 régions administratives et 703 communes dont 670 communes rurales.

La population du Mali est estimée en 2002 à 12 000 000 d’habitants dont 51,7 % de femmes. Cette population est jeune avec 46,2 % de personnes âgées de moins de 15 ans. Elle est en majorité rurale et caractérisée par une densité moyenne faible et variée d’environ 8 hab./km² (de l’ordre de 1 hab./km² dans les cercles semi désertiques du nord, jusqu’à 30 hab./km² dans la région de Ségou). La population rurale représente 70 % de la population totale. 80 % de la population travaille dans l’agriculture et le reste dans l’industrie et les services. En 2001, le taux de chômage estimé était de 14,6 %.

Au Mali, la pauvreté touche près de 64 % de la population totale du Mali et dont le tiers de cette population vit dans l’extrême pauvreté. L’ampleur de la pauvreté varie selon le milieu de résidence (75,9 % en milieu rural contre 30,1 % en milieu urbain), le secteur d’activité (près de 90 % des emplois des pauvres relèvent du secteur primaire) et le sexe (la pauvreté touche plus les femmes que les hommes). La pauvreté des localités ne s’explique pas toujours par l’inexistence des infrastructures socio-économiques mais parce qu’elles sont non fonctionnelles. Le Mali, par son indice de développement humain de 2000, fait partie des 36 pays à faible développement humain (IDH < 0,5).

Les indicateurs clés représentatifs du pays sont les suivants :

Produit National Brut (2005) : 11 milliards de dollars ;

Produit intérieur brut par habitant : 1 200 $, avec un taux de croissance de 6 % (estimation de 2005) ;

espérance de vie à la naissance : 48 ans (2004) ;

IDH : 0,386, soit 164ème sur 173 en 2000 ;

taux d’inflation : 4,5 % (estimation de 2002).

En 1994, le revenu par ménage ou la consommation par pourcentage variait de 1,8 % à 40,4 %. L’index Gini de distribution du revenu par foyer était en 1994 de 50,512.

12 Cet indice mesure le degré d’inégalité de la distribution du revenue du ménage dans un pays. Plus l’index de Gini est faible et plus la distribution est équilibrée (C’est le cas notamment des pays scandinaves où cet indice est de l’ordre de 25). Plus l’index est élevé est plus la répartition du revenu est inégale comme dans les pays sub-sahariens où l’index s’approche de 50. Plus le revenu par foyer est inégalement réparti et plus cet indice se rapproche de 100. source : CIA - The World Factbook, http://www.cia.gov/cia/publications/factbook/geos/sg.html


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2.2 Consommation d’énergie et ressources naturelles nationales La consommation d’énergie du Mali est très faible et se situe à moins de 300 kep/hab./an, soit exactement 0,268 tep/hab./an (la moyenne africaine étant de 470 kep/hab. malgré un potentiel important). Elle repose essentiellement sur les énergies traditionnelles et les produits pétroliers importés. La consommation d’énergie électrique totale est 386,5 GWh, soit 58 kWh/hab./an. Elle représente environ 2 % du bilan énergétique du pays.

Le Mali dispose d’un potentiel énergétique important et varié. Les ressources nationales sont : l’hydroélectricité, les combustibles ligneux et les énergies renouvelables. En 2003, le potentiel en grandes et moyennes centrales hydroélectriques est estimé à 1 050 MW (soit un productible de 5 000 GWh). Cependant, seulement 25 % sont exploités (250 MW) et fournissent un productible moyen annuel de 1 043 Gwh. Le potentiel solaire est exploité à un niveau insignifiant alors que l’absence d’inventaire des gisements éoliens et des technologies adaptées aux faibles vitesses de vent, ne favorise pas le développement de l’utilisation de cette source d’énergie. Les ressources en bois peuvent satisfaire les besoins de près de 75 % de la population sur plusieurs années. Cependant, cette exploitation engendre de gros problèmes environnementaux dont la déforestation.

Concernant l’énergie électrique, la capacité de production est de l’ordre de 316 MW pour une énergie produite d’environ 747 millions de kWh. Le taux de desserte nationale est d’environ 10 %. Sur près de 12 000 localités (y compris les centres urbains), seules 55 sont alimentées en électricité.

Tous les produits pétroliers consommés à hauteur de 550 000 tep/an sont importés et représentent 13 % du bilan énergétique national 3. SENEGAL 3.1 Caractéristiques du pays D'une superficie de 196 722 km², il est limité au nord par la Mauritanie, à l'est par le Mali, au sud par la Guinée et la Guinée Bissau, à l'ouest par la Gambie, et par l'Océan Atlantique sur une façade de 500 km. Dakar (550 km²), la capitale, est une presqu'île située à l'extrême Ouest. Le Sénégal compte 11 régions, 34 départements, 67 communes dont 324 communautés rurales.

La population du Sénégal est d’environ 9,8 millions d'habitants en 2001 soit une densité moyenne de 48 habitants au km². Plus de 25 % de la population est concentrée dans la région de Dakar. L'autre pôle de concentration est le centre du pays (le bassin arachidier) avec plus de 35 % de la population. L'Est du pays est très faiblement peuplé. Inégalement répartie, la population est évaluée en 2000 en milieu urbain à 47,4 %, soit une population rurale de 52.6 % de la population totale13. Cette population est jeune avec 43,6 % de personnes âgées de moins de 15 ans et 50,2 % de femmes. 77 % de la population travaille dans l’agriculture et le reste dans l’industrie et les services selon une estimation de 1990. Le taux de chômage estimé en 2001 était également de 48 % dont 40 % dans la population jeune urbaine. La population en-dessous du seuil de pauvreté atteignait 54 % de la population totale en 2001.


Produit National Brut (2005) : 18,36 milliards de dollars

Produit intérieur brut par habitant : 1 800 $, avec un taux de croissance de 6,1 % (estimation de 2005)

Espérance de vie à la naissance : 59,27 ans (estimation de 2006)

IDH : 0,431 en 2000, soit 154ème sur 173. L’IDH du Sénégal est identique à celui de la RDC.

Taux d’inflation : 1,7 % (estimation de 2005)

En 1995, le revenu par ménage ou la consommation par pourcentage variait entre de 2,6 % à 33,5 %. L’index Gini de distribution du revenu par foyer était en 1995 de 41,3.

13 Source : WEC http://www.worldenergy.org/wec-geis/publications/reports/afrique/geographie/consommation.asp


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3.2 Consommation d’énergie et ressources naturelles nationales Le Sénégal dispose de peu de ressources énergétiques. Le secteur de l'énergie reste confronté à une double dépendance, notamment des importations pétrolières pour l'essentiel de son approvisionnement en énergie moderne et vis-à-vis des dynamiques régionales pour la réalisation de projets hydroélectriques (Projet OMVS de barrage de Manantali). Selon le Conseil Mondial de l’énergie, le Sénégal consomme, en 1999, 0,9 millions de tonnes de pétrole brut et 1,1 TWh d’électricité. La consommation annuelle d’énergie par habitant est alors de 0,31 tep/hab./an alors que celle d’électricité est à hauteur de 180 kWh/hab./an.

La biomasse (bois et charbon de bois) constitue la principale source d'énergie du pays dont la consommation est fortement concentrée dans le secteur des ménages, assurant 92 % des besoins. La consommation finale est de 1,5 tep dont 46 % de bois-énergie, 40,6 % de produits pétroliers et 6,6 % d’électricité.

Les ressources potentielles hydroélectriques évaluées à 1 400 MW sur les deux principaux fleuves Sénégal et Gambie, restent non exploitées pour l'instant. La capacité installée est de 280 MW essentiellement thermique, pour une production électrique de 1 080 GWh. La consommation d'électricité croît modérément d'environ 3 % par an en moyenne depuis 1980.

Le potentiel d'énergie solaire et éolienne est relativement important. Selon les statistiques, les bilans annuels d'insolation et d'irradiation se situent en moyenne à 2 000 kWh/m²/an d'irradiation globale horizontale et à 3 000 h d'insolation annuelle. La diffusion des équipements solaires a connu une expansion rapide, avec une puissance totale installée de 1 000 KWc en 1999.

Le Sénégal dispose de ressources significatives de tourbe, dont le gisement des Niayes évalué à 52 Mm3. Ces gisements ne sont pas rentables dans l'immédiat pour la production d'électricité, mais pourraient se substituer au charbon de bois (sous la forme de charbon de tourbe desséché).

Le taux d’électrification en pourcentage de population est dans les zones rurales de 10 % et de 57 % en milieu urbain, à l’exception de Dakar où il atteint 65 %. Le taux d’électrification moyen national est donc de 33 % en 2003.

4 BENIN 4.1 Caractéristiques du pays La République du Bénin, couvrant une superficie de 112 622 km², est limitée au nord par la République du Niger et le Burkina Faso, au sud par l’Océan Atlantique, à l’ouest par la République Togolaise et à l’est par la République Fédérale du Nigeria. Le pays est divisé en 12 départements subdivisés en 77 communes dont trois municipalités à statut particulier comprenant les 3 plus grandes villes du pays.

La population est de 7,9 millions d’habitants avec un taux d’accroissement annuel estimé en 2006 à 2,73 %. La densité de la population du pays est 51,5 habitants/km² en 1997 avec une croissance annuelle de 2,8% (entre 1995 et 2000). Cette densité très élevée au Sud du pays (atteignant parfois 500 hab./km²), diminue en allant au Nord où elle n’est que de 9,6 à 15,4 hab./km². La population est à concurrence de 60,1 % rurale et l’agriculture qui est la principale activité contribue pour 41 % au produit intérieur brut et constitue 80 % des recettes d’exportation du pays. Cette population est jeune avec 44,6 % de personnes ayant moins de 15 ans et environ 50,7 % de femmes. De plus, 33 % la population vit en dessous du seuil de pauvreté.


Produit National Brut (2005) : 8,34 milliards de dollars


espérance de vie à la naissance : 53,04 ans (estimation de 2006)

IDH : 0,420 en 2000, soit 158ème sur 173.

taux d’inflation : 3,2 % (estimation de 2005)


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4.2 Consommation d’énergie et ressources naturelles nationales La consommation finale totale d’énergie au Bénin s’est élevé à 21 627 ktep en 2004. La consommation d’énergie par habitant atteignait, en 2004, 0,301 tep/hab. L’accès des ménages à l’énergie était en 2004 de 23,4 %.

Le Bénin connaît une prépondérance de la consommation d’énergies conventionnelles et un faible développement des énergies renouvelables autre que le bois. La biomasse reste donc de loin l’énergie la plus consommée, avec une contribution de 69 % de la consommation totale d’énergie en 2000, suivie des produits pétroliers (29 %) et de l’électricité (2 %).

Le Bénin souffre d’une grande dépendance en terme d’approvisionnement en énergie électrique vis-à-vis de ces pays voisins. En 1999, les importations de courant électrique avoisinent les 90 %.

En 2001, la consommation d’énergie électrique au Bénin est de 413 587 milliers de kWh, soit environ à 75 kWh/hab. en 2002 selon le Programme des Nations Unis pour le Développement (PNUD). On constate une variation selon les années puisqu’en 2001, la consommation par habitant était alors de 54 kWh/hab. Le nombre de ménages bénéficiant du service de l’électricité augmente annuellement (11 % entre 1990 et 2004). Cependant, le taux d’électrification croit faiblement et met en exergue des difficultés d’extension du réseau de distribution aux villages éloignés. Moins de 5 % de la population rurale a effectivement accès à l’énergie. Le taux de desserte atteint 22,05 % fin 2004 en raison d’une forte électrification du littoral.

Un intérêt grandissant au développement des énergies renouvelables s’observe alors.

5 CAMEROUN 5.1 Caractéristiques du pays Le Cameroun est un pays d’Afrique Centrale situé au fond du Golfe de Guinée. Le pays s’étend sur une superficie de 475 650 km². Il est limité à l’ouest par le Nigéria, au sud par le Congo, le Gabon et la Guinée Équatoriale, à l’est par la République Centrafricaine, et au nord-est par le Tchad. Le pays compte 10 régions, 49 départements, 215 arrondissements et 316 communes rurales.

La population du Cameroun est estimée en 2006 à 17 340 702 millions d’habitants, soit une densité de population de l’ordre de 36 hab./km². Le pays compte 6 villes de plus de 300 000 habitants. En 2003, le taux d’urbanisation était de l’ordre de 52,8 %. Le taux de croissante démographique est de l’ordre de 2,06 % en 2006. Cette population est jeune avec 41,2 % de personnes âgées de moins de 15 ans et 49,99 % de femmes. La population rurale en 2003 est de 48,64 %.

70 % de la population travaille dans l’agriculture et le reste dans l’industrie et les services selon une estimation de 2005. Le taux de chômage estimé en 2001 était également de 30 %. La population en-dessous du seuil de pauvreté atteignait 48 % de la population totale en 2000.

En 1996, le revenu par ménage ou la consommation par pourcentage variait entre de 1,9 % à 36,6 %. L’index Gini de distribution du revenu par foyer était en 2001 de 44,6.


Produit National Brut (2003) : 10,3 milliards US


Espérance de vie à la naissance : 52 ans (2004)

IDH : 0,512, soit 135ème sur 173 en 2000

Taux d’inflation : 1,5 % (estimation de 2002)


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5.2 Consommation d’énergie et ressources naturelles nationales Selon le Conseil Mondial de l’énergie, le Cameroun consomme, en 1999, 1,7 millions de tonnes de pétrole brut et 2,7 TWh d’électricité. Cela représente une consommation annuelle par habitant de 0,4 tep/hab./an.

La biomasse (76 %) est une énergie dominante dans la consommation d’énergie ainsi que l’hydroélectricité (97 %) dans le système national de production de l’électricité. La consommation d’électricité du Cameroun est plus élevé que dans les autres pays de l’Afrique subsaharienne et augmente rapidement depuis 1995, elle est de l’ordre de 226 kWh/hab./an. De plus, le taux d’accès à l’électricité est de 47,4 % en 2004. L’électricité ne représente que 6 % du bilan énergétique du pays.

Le Cameroun dispose de quelques réserves de pétrole et de gaz (non exploitées) ainsi qu’un bon potentiel hydroélectrique, le second d’Afrique. 23 000 MW existe techniquement et 40 % sont exploitables de manière rentable. Aujourd’hui, 725 MW sont équipés pour une production annuelle de 3,6 TWh.

La vulnérabilité énergétique est grandissante et va augmenter dans les prochaines années à cause de l’installation de centrales thermiques à Limbé pour faire face à la sous–production des centrales hydroélectriques.

6 MAURITANIE 6.1 Caractéristiques du pays La Mauritanie occupe une superficie de 1,03 million de km² sur la côte nord-ouest de l’Afrique. Elle est bordée à l’ouest par l’océan Atlantique sur plus de 700 km, au sud par le Sénégal dont elle est séparée par le fleuve, au sud-est et à l’est par le Mali, au nord-est par l’Algérie et au nord-ouest par le Sahara Occidental. Les deux tiers du territoire mauritanien se trouvent dans le Sahara. Le pays est divisé en 13 régions, 53 départements et 208 communes.

La population est estimée à 3,18 millions d'habitants en 2006, dont plus de 50 % de femmes et 53 % de ruraux . La densité de la population est de 2,5 hab./km², variant de 0,13 hab./km² à 18,5 hab./km². Le taux de croissance démographique est de l’ordre de 2,88 % en 2006. Cette population est jeune avec 45,6 % de personnes âgées de moins de 15 ans et 50,4 % de femmes.

50 % de la population travaille dans l’agriculture et le reste dans l’industrie et les services selon une estimation de 2001. Le taux de chômage estimé en 2004 était de 40 %. La population en-dessous du seuil de pauvreté atteignait 40 % de la population totale en 2000.

En 2000, le revenu par ménage ou la consommation par pourcentage variait entre de 2,5 % à 30,2 %. L’index Gini de distribution du revenu par foyer était alors de 39.


Produit National Brut (2003) : 0,75 milliards US ;

Produit intérieur brut par habitant : 2 200 $, avec un taux de croissance de 5,5 % (estimation 2005) ;

espérance de vie à la naissance : 53,12 ans (2006) ;

IDH :0,438 soit 152ème sur 173 en 2000 ;

taux d’inflation : 7 % (estimation de 2002).


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6.2 Consommation d’énergie et ressources naturelles nationales La consommation d’énergie par habitant est évaluée à 0,30 tep (0,16 tep sans la biomasse) dont 160 kWh d’électricité. Les produits pétroliers représentent 92 % de la consommation finale.

La Mauritanie a découvert d’importants gisements de pétrole qu’elle devrait mettre en exploitation cette année. D’autre part, elle est devenue importateur de charbon au début des années 80. Le potentiel éolien et solaire, important, est encore très peu exploité.

Le pays n’a pas de site hydroélectrique sur son territoire. Cependant, à travers le traité de l’Organisation pour la Mise en Valeur du fleuve Sénégal (OMVS), il exerce donc des droits sur ces eaux et est copropriétaire de la centrale de Manantali. Il sera également bénéficiaire dans le future d’autres ouvrages hydroélectriques dans le même cadre.

L’électricité est essentiellement consommée dans les deux villes principales du pays. La capacité électrique publique installée est essentiellement d’origine thermique (70 MW environ). Les taux de desserte électrique varient en fonction de la localisation des utilisateurs. Il est très faible en milieu rural, environ 4,62 % des villages. En moyenne, 15 % de la population de la Mauritanie est électrifié, à savoir 10 % en milieu rural. En milieu urbain, par exemple à Nouakchott, 30 % de la population a accès à l’électricité, à Nouadhibou ce sont 35 % des habitants, et la ville d’Atar est elle couverte à 45 %.


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BIBLIOGRAPHIE

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« Premier projet régional de renforcement des capacités en micro/mini-hydroélectricité et d’investissement pour la fourniture de services base en milieu rural en Afrique Sub-Saharienne, Etude de faisabilité juridique, Mali, Togo, Bénin, Congo-Brazzaville, Burundi, Rwanda », Me BRIZOUA-BI Michel et Me DJOMAN Paulette, janvier 2005.

« Premier projet régional de renforcement des capacités en micro/mini-hydroélectricité et d’investissement pour la fourniture de services base en milieu rural en Afrique Sub-Saharienne, Etude de faisabilité juridique, Cameroun, RCA, RDC », Me BRIZOUA-BI Michel et Me DJOMAN Paulette, mai-juin 2005.

« Les réformes institutionnelles du secteur électrique en Afrique », Liason Energie Francophonie, IEPF, 1999.

« Vers de nouvelles organisations du secteur électrique : les réformes, les acteurs et les expériences», Les publications de l’IEPF, Colloque 1998-2005.

« Énergie et écodéveloppement en République Démocratique du Congo », Séraphin M. Kasemuana, Helio International, Observatoire de la viabilité énergétique 2005/2006.

« Énergie et écodéveloppement en Mali », Cheick ahmed Sanogo, Helio International, Observatoire de la viabilité énergétique 2005/2006.

« Énergie et écodéveloppement en Cameroun », Emmanuel Ngnikam, Helio International, Observatoire de la viabilité énergétique 2005/2006.

« Énergie et écodéveloppement en Bénin », Moutairou Raoufou Badarou, E.C. Herbert Kouletio, Helio International, Observatoire de la viabilité énergétique 2005/2006.

« Profil Energétique » de la Mauritanie, RDC, Sénégal, Bénin, Cameroun, Mali, IEPF.

« Loi 2001-19 portant Code de l’électricité », Mauritanie, 2001.

« Loi n°98-29 du 14 avril 1998 relative au secteur de l’électricité », Sénégal, 1998.

« Electricité en Mauritanie », fiche de synthèse de la Mission Economique, Ambassade de France en Mauritanie, mars 2005.

« Stratégie de Promotion de l’Accès Universel aux Services », APAUSR, Mauritanie, mai 2003.


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ANNEXE 2 : CADRE INSTITUTIONNEL ACTUEL ET STRUCTURES EXISTANTES DU DOMAINE DE L’ELECTRIFICATION RURALE

Le secteur d’électricité est dominé par un seul opérateur public, la Société Nationale d’Electricité (SNEL), qui contrôle 95 % de la production nationale. La SNEL est une entreprise verticalement intégrée en situation de quasi monopole concernant la production, le transport et la distribution d’électricité sur l’ensemble du territoire national.

La CER au sein du SNEL a été chargée de coordonner l’exécution de l’actuel Programme d’ER, promulgué par la Vice Présidence chargée de la Reconstruction et du Développement.

La première phase du programme a déjà démarré dans les trois districts de la province du Bas-Congo et la province de Maniéma, comprenant notamment des travaux d’extension des réseaux conçus en 30 et 15 kV par interconnexion au réseau national haute tension de la SNEL (cas du Bas-Congo) ou privé (cas du Maniema).

Concernant la production, la SNEL a des prétentions vis-à-vis de centrales d’une capacité installée supérieure à 500 kW.

Les autres organismes, chargés de l’exécution de projets d´électrification rurale, sont :

Le Ministère de l’Énergie (ME),

La Commission Nationale de l’Énergie (CNE),

Le Comité de Pilotage de la Réforme des Entreprises Publiques (COPIREP),

La Cellule d’Électrification Rurale (CER) au sein de la Société Nationale d’Électricité (SNEL),

Le Ministère de Développement Rural (MDR),

Le Ministère de la Santé Publique (MSP). 1 Ministère de l’énergie (ME)

La stratégie d’électrification rurale est une partie intégrale de la politique de l’énergie, et le Ministère de l’Énergie (ME) est responsable pour la formulation de cette politique. Il faut également noter que tant la Commission Nationale de l’Énergie que la SNEL ont dans leur mandat des attributions spécifiques quant à l’élaboration de stratégies de l’électrification rurale.

Le Secrétariat Général du Ministère de l’Énergie (ME) a des attributions concernant l’exécution de projets d’électrification rurale, notamment des projets de construction de micro-centrales hydroélectriques aux sites isolés, peu accessibles et hors réseau SNEL. Cependant, ne disposant pas d’expertise pour la supervision des études ou l’exécution de projets, son rôle se limite à l’administration, l’inspection et au contrôle du secteur de l’énergie.

Le Secrétariat a initié un programme d’implantation de 14 micro-centrales hydroélectriques, financé par la BAD et le PNUD, qui ne dépassent pas la capacité installée de respectivement 500 kW. Il rétrocédera les installations une fois construites à l’opérateur présent dans la région des ouvrages.

Généralement, le Secrétariat Général au sein du ME joue un rôle d’animateur et d’intermédiaire entre les promoteurs de projets privés d’ER et le secteur public.


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2 Commission Nationale de l’Énergie (CNE)

La Commission Nationale de l’Énergie (CNE) au sein du ME, créée par Ordonnance No.81/022, du 14 février 1981, a été déléguée la fonction de formulation de la politique énergétique du pays, notamment :

La définition de la politique énergétique du Congo,

L’élaboration de la politique énergétique du Congo à court, moyen et long terme,

L’adaptation continuelle de cette politique aux réalités,

L’élaboration annuelle des mesures concrètes en accord avec le Plan National de Développement,

L’élaboration des mesures d’encadrement de la politique énergétique sous forme d’un « code énergétique».

Le rôle de la CNE en vue de l’élaboration d’une politique nationale énergétique est resté périphérique, surtout à cause des ressources limitées mises à sa disposition. Concernant l’électrification rurale, la CNE a contribué aux diverses études de réforme du secteur de l’électricité, mais n’est pas arrivée à l’élaboration ni des grandes lignes d’une politique ni d’un programme national d’électrification rurale.

3 Comité de Pilotage de la Réforme des Entreprises Publiques

Le Comité de Pilotage de la Réforme des Entreprises Publiques (COPIREP) est chargé, entre autres, de la formulation d’une stratégie de réforme du secteur de l’électricité. L’objectif prioritaire de la réforme est le partenariat public – privé.

L‘étude sur la réforme du secteur de l’électricité en RDC émise par le COPIREP, à laquelle les experts eurent accès, adresse le problème des contraintes et lacunes dans le dispositif juridique concernant le partenariat public – privé.

En fait, l’étude récapitule que les textes réglementaires en vigueur ne font pas référence à la participation du secteur privé (PSP) aux prestations d´électrification, et que les textes juridiques du droit commun concernant les relations contractuelles ne cadrent pas non plus avec les exigences d’une politique de sollicitation active du secteur privé.

Cependant, tel que cela est signalé plus haut, une étude de réforme et restructuration du secteur électrique est en cours. Un des objectifs de cette réforme est de promouvoir la participation du secteur privé dans tous les pans d’activité du secteur, sans exclure l’électrification rurale, tout en sachant que cette participation du secteur privé dans le rural exigera la mise en place de conditions particulières pour assurer une certaine rentabilité aux investissements éventuellement consentis par le secteur privé.

4 Ministère de Développement Rural (MDR)

Le Plan Directeur du Développement Rural, émis par le Ministère de Développement Rural (MDR) en 1990, donne des orientations en matière d’application des énergies nouvelles en milieu rural peu accessible. Plus récemment, le Service National des Énergies Nouvelles (SENEN) au sein du Secrétariat Général de Développement Rural, attaché au MDR a donné des précisions concernant l’utilisation des énergies nouvelles et renouvelables. Le SENEN fut établi en 1993 par le Vice Premier Ministre et Ministre de l’Agriculture et du Développement Rural par arrêté ministériel No. 0017/CAB/VPM/AGRIDAL/93.

Au sein du Ministère de Développement Rural (MDR), le Service National des Énergies Nouvelles (SENEN) s’occupe d’exécution de projets d‘énergies nouvelles et renouvelables, notamment des projets d’énergie solaire photovoltaïque.

Les projets SENEN sont limités à des projets d’une capacité installée inférieure à 500 kW et sont généralement implantés sur des sites isolés et peu accessibles.


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Le SENEN donne la priorité aux provinces qui ne bénéficient pas d’un grand potentiel hydroélectrique, notamment le Bandundu, l’Équateur et le Kasaï Occidental.

Comme le ME, le SENEN joue généralement un rôle d’animateur pour les coopérations internationales et les promoteurs privés (ONG et entreprises). En raison des contraintes budgétaires, notamment concernant les travaux sur le terrain, les activités de SENEN ont diminué ces dernières années.

5 Cellule d’Électrification Rurale (CER) au sein de la Société Nationale d’Électricité (SNEL)

En juillet 2005, le Comité de Gestion de la SNEL a créé la Cellule d’Électrification Rurale (CER) avec pour mandat la coordination du programme d’électrification rurale, mise en place en avril de l’année précédente par la Vice Présidence de la République en charge de la Reconstruction et du Développement.

Le mandat de la CER inclut l’élaboration d’études concernant les différentes dimensions de l’électrification rurale, y compris la stratégie, la régulation et la réalisation des projets.

Avec l’accès au centre de documentation et l’expertise de la SNEL, la CER est effectivement en train de devenir une instance de concertation pour toutes les initiatives, tant publiques que privées, relatives à l’électrification rurale.

6 Autres structures d’exécution du programme d’électrification rurale

Dans le contexte du programme de santé rurale (SANRU), le Ministère de la Santé Publique (MSP) a installé un millier de panneaux solaires dans les centres de santé rurale. Ce programme était exécuté avec l’aide de l’USAID.

Les auto-producteurs privés, notamment des agro-industries, des sociétés minières, des ONG, des associations locales et des communautés religieuses, opèrent une multitude de micro-centrales hydroélectriques, souvent situées loin du réseau SNEL.

A cela s’ajoute un grand nombre d’entrepreneurs qui opèrent des groupes électrogènes. Néanmoins, sur le plan national, les opérateurs privés ne contrôlent que 5 % des capacités installées, c’est-à-dire moins de 130 MW, dont seulement la moitié est disponible. Par conséquent, la contribution des opérateurs privés au taux de desserte nationale est d’une importance relativement périphérique.

Actuellement, plusieurs initiatives de construction de micro-centrales hydroélectriques sont considérées par des opérateurs privés. Par exemple, parmi les promoteurs des 14 projets hydroélectriques co-financés par PNUD/BAD, il y a effectivement 3 communautés religieuses, trois associations locales, deux ONG et une entreprise agro-industrielle.


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ANNEXE 3 : TEXTES JURIDIQUES ET RÉGLEMENTAIRES PROPOSÉS 1. Proposition de texte à insérer au Code de l’Énergie concernant l’ACER Article. 70.

Il sera institué l’Agence Congolaise d’Electrification Rurale et le Fonds d’Electrification Rurale pour lesquels les règles de création, d’organisation et de fonctionnement seront édictées par voie des d’ordonnances signées par le Président de la République. 2. Proposition de texte à insérer au Code de l’Énergie concernant la politique et les

principes d’établissement des tarifs Article71.

Sans préjudices des dispositions des articles relatifs à la tarification de l’énergie électrique, l’opérateur pourra en zones rurales, pour les petits consommateurs, facturer au forfait selon le niveau de service requis par le client.

L’autorité de régulation devra à cet effet, de commun accord avec l’opérateur, déterminer

dans la convention de concession, des tarifs forfaitaires au niveau de service et, éventuellement tenir compte du type d’utilisation (éclairage, prise, force motrice mais avec un maximum de puissance régulée). NOTE

La tarification des biens et services en RDC, selon les textes en vigueur, est de la compétence du Ministre de l’économie nationale tandis que le projet de code de l’énergie prévoit une tarification concertée avec l’autorité de régulation dans la concession à signer par le ministre de l’Energie. La nouveauté est la prise en compte du service.


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3. Proposition d’Ordonnance portant création, organisation et fonctionnement de l’Agence Congolaise d’Électrification Rurale (en sigle « ACER »)

REPUBLIQUE DEMOCRATIQUE DU CONGO PRESIDENCE DE LA REPUBLIQUE ORDONNANCE N°……./ ……/……/2006 du ….. juillet 2006 PORTANT CREATION, ORGANISATION ET FONCTIONNEMENT DE L’AGENCE CONGOLAISE D’ELECTRIFICATION RURALE " A.C.E.R." EN SIGLE LE PRESIDENT DE LA REPUBLIQUE, - Vu la constitution de la République Démocratique du Congo - Vu la loi N° 78-002 du 06 janvier 1978 portant dispositions générales applicables aux entreprises

publiques ; - Vu la loi n° 04/015 du 16 avril 2005, portant fixation de la nomenclature des actes générateurs des

recettes administratives judiciaires et domaniales et de participations et leurs modalités de perception ;

- Vu l’ordonnance loi N°70-033 du 16 mai 1970 portant création de la SNEL telle que modifiée et

complétée à ce jour ; - Vu l’ordonnance n° 81/022 du 14 février 1981 portant création de la commission nationale de

l’énergie ; - Vu l’ordonnance n° 82/027 du 19 mars 1982 fixant l’organisation et le cadre organique des

Départements du conseil exécutif et du commissariat général au plan ; - Vu l’ordonnance n°07/001 du 05 fevrier2007portant nomination des ministres d'Etat,ministres et vice-

ministres - Vu le Décret n°03/027 du 16 septembre 2003 fixant les attributions des Ministères spécialement en

son article premier, alinéa 15 et 20 ; - Vu le code énergétique ;

- Vu l’arrêté n° 0017/CAB/VPM/AGRIDRAL/93 du 23 juillet 1993 portant création d’un service national des énergies nouvelles « SENEN » en sigle ;

- Vu la nécessité d’assurer une meilleure exécution et suivi de l’Agence Nationale d’Electrification

Rurale, respectivement dans les milieux ruraux, semi-ruraux et les grandes agglomérations du pays ; - Vu la nécessité de réunir toutes les activités d’électrification rurale sous le Ministre de l’Energie ;

- Sur proposition du Ministre de l’Energie, le Conseil des Ministre entendu ;


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ORDONNE

CHAPITRE I : CREATION ET ORGANISATION DE L’AGENCE CONGOLAISE D’ELECTRIFICATION RURALE Article1. – CREATION

Est créée l’Agence Congolaise d’Electrification Rurale, unité autonome de service du ministère de l’Energie, chargée de promouvoir l’électrification rurale à travers un soutien aux initiatives au niveau local et au niveau national, en particulier pour développer les programmes d’électrification arrêtés sur la base du plan d’électrification rurale défini par le ministre ayant l’Energie dans ses attributions. Les activités de l’Agence Congolaise d’Electrification Rurale sont régies par une lettre de mission du ministre ayant l’Energie dans ses attributions approuvée par le gouvernement en conseil des ministres. Outre l’exécution du programme d’électrification rurale, la lettre de mission fixe des indicateurs de performance précis s’appliquant pour à l’Agence. Ces indicateurs constituent la base principale pour l’évaluation des performances de l’Agence. L’Agence a son siège social et administratif à Kinshasa. Elle peut ouvrir des représentations en Provinces. Article 2. – MISSIONS L’Agence Congolaise d’Electrification Rurale a pour mission de soutenir la mise en œuvre de programmes de développement de l’électrification rurale en accordant une assistance technique et financière aux entreprises et aux particuliers intervenant dans le secteur. A ce titre, l’Agence est notamment chargée :

d’informer le plus largement possible tous ses partenaires potentiels, publics et privés, sur les possibilités de développement de l’électrification rurale en République Démocratique du Congo en vue de stimuler la demande et l’offre de services d’électrification rurale ;

de contribuer au développement et au renforcement de l’offre de services techniques et financiers adaptés ;

de contribuer à la recherche et au développement de solutions novatrices à moindre coûts ;

de proposer à l’attention du ministre ayant l’Energie dans ses attributions, le programme annuel de développement de l’électrification rurale et le plan y relatif, avec tous les justificatifs nécessaires ;

d’établir les dossiers d’appel d’offres pour l’octroi de nouvelles concessions de distribution et de procéder aux dits appels ;

d’appuyer le montage de projets d’électrification rurale à travers la stimulation de l’initiative locale, l’appui conceptuel et technique, la mobilisation des financements pour les projets et la prestation de services divers ;

de recommander au ministre ayant l’Energie dans ses attributions les niveaux de ressources requis pour l’efficacité des activités de l’Agence ;

de gérer les financements pour l’électrification rurale notamment les relations avec les bailleurs de fonds et l’instruction des requêtes de financement en collaboration avec les services concernés des ministères de l’Energie et des Finances.

de veiller à l’exécution des conventions conclues notamment au respect par les adjudicataires des obligations souscrites ;

de s’assurer que les opérateurs prennent toutes les mesures nécessaires pour assurer la sécurité requise en matière électrique, conformément aux normes en vigueur ;


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de recommander toute mesure nécessaire pour une promotion efficace de l’électrification rurale.

Article 3. – ORGANISATION Les organes de l’Agence Congolaise d’Electrification Rurale sont :

le Conseil d’administration ; la Direction Générale ; le Comité de prêts et de subventions .

CHAPITRE II : LE CONSEIL D’ADMINISTRATION Article 4. – MISSIONS

Le Conseil d’administration est l’organe de contrôle des actions de l’Agence Congolaise d’Electrification Rurale au regard des orientations définies par le gouvernement. Le Conseil d’administration est chargé notamment :

de s’assurer de la bonne exécution des missions de l’Agence Congolaise d’Electrification Rurale ;

d’approuver, avant le début de chaque exercice, les orientations de gestion technique, économique et financière envisagée et sur le réalisme des engagements de l’Agence ;

d’approuver le règlement intérieur du comité de prêts et de subventions de l’Agence ; d’approuver le budget de l’Agence ; d’autoriser l’acquisition de tous biens meubles ou immeubles par l’Agence ; de suivre et de contrôler les activités mises en œuvre dans le cadre des programmes de

l’Agence, notamment de veiller au respect des procédures de passation des marchés et d’utilisation des ressources allouées à l’Agence en conformité avec son manuel de procédures ;

d’approuver le rapport d’activités du directeur général ; d’établir des rapports périodiques à l’intention du ministre ayant l‘Energie dans ses

attributions sur l’exécution des indicateurs de performance. d’approuver le manuel de procédures ; d’approuver le programme annuel d’électrification rurale proposé par l’Agence au ministre

de tutelle. Article 5. – COMPOSITION Le Conseil d’administration est composé comme suit :

un représentant du Président de la République, président, un représentant de la Primature un représentant du Ministre ayant l’Energie dans ses attributions ; un représentant du Ministre des finances ; un représentant du Ministre de l’intérieur ; un représentant du Ministre du développement rural ; un représentant du Ministère de l’environnement, des eaux et forêts un représentant l’association nationale des entreprises du portefeuille (ANEP) ; un représentant de la fédération des entrepreneurs du Congo (FEC) ; un représentant de la banque centrale du Congo.

La présidence du conseil d’administration est assurée par le représentant du Président de la République qui est remplace en cas d’empêchement par celui du Premier Ministre. Les membres du conseil d’administration sont désignes parmi le personnel de leurs institutions respectives en raison de leurs aptitudes, compétences, expérience et technicité.

La durée du mandat des membres du conseil d’administration est de trois ans, renouvelable.


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Le Secrétariat du Conseil d’administration est assuré par le Directeur général de l’Agence

Congolaise d’Electrification Rurale. Article 6. – FONCTIONNEMENT

Le Conseil d’administration se réunit au moins quatre fois par an, sur convocation de son président.

La présence aux sessions du conseil d’administration donne lieu à un jeton de présence dont le montant et les modalités de perception sont fixés par arrêté du Ministre des finances, sur proposition de son collègue de l’Energie.

Le Conseil d’administration ne peut valablement délibérer que si au moins deux tiers des membres sont présents ou représentés sur première convocation. Le quorum est atteint à la moitié des membres sur seconde convocation. Les décisions se prennent à la majorité simple. En cas de partage des voix, celle du président est prépondérante.

En cas de conflit entre les intérêts privés et les fonctions de membres du Conseil d’administration, le membre concerné ne peut en aucune façon participer aux délibérations.

Tout membre du Conseil d’administration qui en est informé doit porter à la naissance du comité les faits susceptibles de créer ce conflit d’intérêts.

Sans préjudice des dispositions ci – dessus, celles de la loi n° 78 – 002 de la loi cadre du 06 janvier 1978 relatives aux dispositions générales applicables aux entreprises dans ses modalités de fonctionnement des Conseils d’administration des entreprises publiques s’appliquent. CHAPITRE III : LE DIRECTEUR GENERAL Article 7. – MISSIONS

Le Directeur Général de l’Agence Congolaise d’Electrification Rurale est chargé de veiller à la bonne exécution de l’ensemble des missions de l’Agence.

Le Directeur Général dispose des pouvoirs les plus étendus pour assurer la gestion de l’Agence dans le cadre des missions qui lui sont confiées. A ce titre, le Directeur Général est chargé notamment :

d’assurer la bonne organisation et le bon fonctionnement de l’Agence ; de soumettre au Conseil de surveillance le programme annuel de développement de

l’électrification rurale et les plans y relatif, avec tous les justificatifs nécessaires ; de rechercher des lignes de financement auprès des institutions internationales ; de préparer, pour transmission à tous partenaires extérieurs participant au financement

de l’Agence, tous justificatifs ou rapports demandés et tous éléments nécessaires à la mobilisation des ressources ;

de préparer et d’exécuter le programme et le budget annuel ; d’assurer la gestion des comptes ; de présider le Comité de prêts et de subventions ; de soumettre les dossiers d’adjudication des concessions et les marchés à l’approbation

du Conseil de surveillance : les conditions de l’approbation des marchés par le Conseil de surveillance sont précisés dans les dispositions réglementaires relatives à la passation des marchés de l’Agence ;

de signer, avec les banques et établissements financiers, les conventions d’agrément en qualité de banque participante ;

de signer tous les contrats ou conventions conformes à la mission qui lui est confiée ; de signer les marchés conformément aux dispositions du manuel de procédures de

l’Agence ;


128 C984

d’établir chaque année avant le 30 juin, un rapport annuel sur la gestion de l’examen précédent. Ce rapport est remis au Ministre chargé de l’Energie et au Conseil d’administration qui fait publier.

Il a la qualité d’employeur du personnel au sens du Code du Travail.

Le Directeur Général est nommé par décret, sur proposition du Ministre chargé de l’Energie.

Il assiste avec voix consultative aux délibérations du Conseil d’administration

CHAPITRE IV : LE COMITE DE PRETS ET DE SUBVENTIONS Article 8. – MISSIONS Le Comité de prêts et de subventions est chargé de l’octroi des prêts et subventions aux opérateurs titulaires de licence ou de concession intervenant en milieu rural. A cet effet, il veille à :

examiner les demandes de prêts ou de subvention en considération de la viabilité financière du projet ;

assurer le suivi des engagements couverts par l’Agence Congolaise d’Electrification Rurale des échéanciers de remboursement.

Un règlement intérieur fixe les règles d’organisation et de fonctionnement du comité de prêts

et de subventions. Article 9. – COMPOSITION Le Comité de prêts et de subventions comprend :

le Directeur Général de l’Agence, Président ; le Secrétaire Général à l’énergie ; un représentant de l’OGEDEP ; un représentant de l’ANAPI ; un représentant de la Banque Centrale du Congo (BCC).

CHAPITRE V : RESSOURCES Article 10. – RESSOURCES Les ressources de l’Agence Congolaise d’Electrification Rurale proviennent :

d’une dotation budgétaire annuelle allouée par l’Etat et constituée par une enveloppe budgétaire globale, au regard des objectifs prioritaires du Gouvernement en matière d’Electrification rurale, précisés dans la lettre de mission ;

des ressources mises à disposition par les partenaires au développement en vertu des conventions et accords conclus avec le Gouvernement et destinées au développement de l’électrification rurale ;

de redevances versées par les bénéficiaires en contrepartie des services et autres prestations fournies par l’Agence ;

des subventions, dons et legs ou libéralités faits par un Etat étranger, par ces collectivités locales ou par tout autre organe national ou international. conformément à la réglementation en vigueur ;

du produit des prêts accordés aux opérateurs ; des recettes collectées par le FER ; du produit du placement des fonds disponibles.

Article 11. – UTILISATION DES RESSOURCES


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L’Agence Congolaise d’Electrification Rurale est autorisée à ouvrir des comptes bancaires administrés par le Directeur Général responsable et signataire de tout acte y relatif.

Les ressources de l’Agence Congolaise d’Electrification Rurale sont entièrement utilisées au seul bénéfice de l’Agence et exclusivement pour l’exécution de sa mission d’appui et d’assistance technique et financière aux opérateurs.

En application du code énergétique, l’Agence Congolaise d’Electrification Rurale ne pourra mettre une quelconque somme à la disposition d’un opérateur qu’après qu’une licence de concession lui aura été accordée pour l’activité envisagée.

L’Agence pourra fournir sur la base d’un plan commercial une assistance financière aux opérateurs dont l’activité n’est pas soumise à l’octroi de licences ou de concessions.

Elle peut subordonner ses prêts et ses subventions à la prise de toute garantie qu’elle juge utile.

Elle peut, en cas de défaillance de l’opérateur concerné dans le remboursement des prêts, lui substituer toute autre entreprise à même de reprendre l’activité concernée et le remboursement de prêts, sous réserve d’obtenir l’accord préalable de la Commission de régulation du secteur de l’électricité. Article 12. – COMPTABILITE La comptabilité de l’Agence est tenue suivant les règles et les principes de la comptabilité commerciale. CHAPITRE VI : CONTROLE Article 13. – TYPES DE CONTROLE

L’Agence Congolaise d’Electrification Rurale est soumise à un contrôle interne effectué par une structure de contrôle de gestion et d’audit interne, placée sous l’autorité du Directeur Général.

Le contrôle externe des comptes de l’Agence est exercé par un commissaire aux comptes et par des audits confiés à des cabinets ou contrôleurs extérieurs. Choisis par voie d’appel d’offres.

Le Commissaire aux comptes est nommé par le Conseil d’administration pour deux exercices.

Le contrôle externe au plan technique est réalisé par des experts indépendants reconnus pour

leur compétence et choisis par voie d’appel d’offres.

Le contrôle de tutelle n’est pas exclu.

L’Agence est, en outre, soumise au contrôle de la Cour des Comptes. Article 14. – DISSOLUTION

L’Agence est dissoute par ordonnance. Article 15.

Le Ministre de l’énergie, des Finances et du développement rural sont chargés, chacun en ce qui le concerne, de l’exécution de la présente ordonnance qui entre en vigueur à la date de sa signature.


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Fait à Kinshasa, le …./……/ 2006

Le Président de la République


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4. Proposition d’Ordonnance portant création, organisation et fonctionnement du

Fonds spécial d’Électrification Rurale (en sigle « FER ») REPUBLIQUE DEMOCRATIQUE DU CONGO PRESIDENCE DE LA REPUBLIQUE ORDONNANCE N°……./ ……/……/2006 du ….. juillet 2006 PORTANT CREATION, ORGANISATION ET FONCTIONNEMENT DU FONDS D’ELECTRIFICATION RURALE " F.E.R" EN SIGLE LE PRESIDENT DE LA REPUBLIQUE, - Vu la constitution de la République Démocratique du Congo - Vu l’ordonnance n°07/001 du 05 fevrier2007portant nomination des ministres d'Etat,ministres et vice-

ministres - Vu le Décret n°03/027 du 16 septembre 2003 fixant les attributions des Ministères spécialement en

son article premier, alinéa 15 et 20 ; - Vu tel que modifié et complété à ce jour le Décret n°005/001 du 03 janvier 2005 portant nomination

des Ministères et vice-Ministres du Gouvernement de Transition ; - Vu le code énergétique - Vu le décret n°…./…./ du …..Juillet 2006 portant création, organisation et fonctionnement de

l’Agence Congolaise d’Electrification Rurale ; - Vu la nécessité d’assurer une meilleure exécution et suivi de l’Agence Nationale d’Electrification

Rurale, respectivement dans les milieux ruraux, semi-ruraux et les grandes agglomérations du pays ; - Vu la nécessité de réunir toutes les activités d’électrification rurale sous le Ministre de l’Energie ; - Sur proposition du Ministre de l’Energie, le Conseil des Ministre entendu ;


132 C984

ORDONNE Article 1.

Il est crée un Fonds d’Electrification Rurale (FER) dont l’organisation et le fonctionnement sont régis par le présent décret. Article 2. – RESSOURCES DU FER

Le Fonds d’Electrification rurale (FER) est alimenté par :

la redevance d’électrification rurale, dès son institution ; la dotation budgétaire annuelle allouée à l’ACER par l’Etat ; les financements des partenaires au développement ; d’une taxe sur la consommation de l’électricité prélevée sur la facturation de chaque

abonné ; de prélèvement d’un pourcentage sur les recettes générées par l’exportation de

l’énergie électrique ; les contreparties de l’Etat aux financements des partenaires au développement ; le produit des prêts accordés aux opérateurs sur les ressources du Fonds ; le produit des placements des Fonds disponibles ; les subventions, dons et legs ou libéralités faits par un Etat étranger, par des

collectivités locales ou par tout organe national ou international, conformément à la réglementation en vigueur ;

les éventuelles bonifications reçues de SNEL par le concessionnaire en tout point de livraison où il bénéficie de financement du FER pour l’amélioration du facteur de puissance ;

et toutes autres ressources financières qui pourraient être destinées à l’électrification rurale.

Article 3. – EMPLOI DES RESSOURCES DU FER Le Fonds est destiné à financer :

Les subventions, prêts aux opérations d’électrification rurale, Des lignes de crédits à taux bonifiés des banques et établissements financiers ; Les subventions et prêt aux promoteurs des usages productifs d’électricité ; Les subventions pour les actions d’efficacité énergique et de maîtrise de l’énergie ; Les actions de supervision et de suivi évaluation des opérations d’électrification rurale

hors programme, plafonnées à 15 % du montant des ressources issues du fonds de préférence de l’Electricité ;

Le Placement des ressources disponible pendant la période d’attente précédant leur utilisation.

Article 4. – ORGANISATION DU FER Les Structures du FER sont :

le Comité de prêts de subvention, la Direction Générale de l’Agence Congolaise d’Electrification rurale (ACER), et le Directeur du Financement de l’Electrification rurale de l’ACER.


C984 133

Article 5. – MISSION DU COMITE DE PRÊTS ET DE SUBVENTION Le Comité de prêts et de subventions a pour mission :

L’examen des prêts et subventions, formulées par les opérateurs titulaires de licences et de concessions de l’électrification rurale.

L’octroi de ces prêts et subventions sur base de la viabilité financière des projets de ces opérateurs ;

Le suivi des engagements couverts par l’ACER et les échéanciers de remboursement. Article 6. – FONCTIONNEMENT DU COMITE DE PRÊTS ET DE SUBVENTION

Le Comité de prêts et de subventions est présidé par le Représentant du Ministère chargé des Finances.

Les membres de ce comité sont nommés par arrêté du Ministre chargé de l’Energie sur proposition des administrations et des organisations dont ils relèvent.

Le Comité se réunit, chaque fois que de besoin, sur convocation de son Président.

Il se réunit obligatoirement au début de chaque année financière.

Ses convocations sont envoyées aux membres en temps utile pour qu’elles puissent leur parvenir quinze jours francs, au moins, avant la date de réunion.

Le Comité ne délibère, valablement, que lorsque les trois quarts de ses membres assistent à la séance.

Les délibérations sont prises à la majorité absolue des membres du Comité.

Un procès verbal de chaque réunion est dressé par le Directeur du Financement de l’Electrification rurale de l’ACER qui assure en outre, le secrétariat permanent du comité.

Le Président soumet, à la fin de chaque exercice, un rapport financier au Ministère chargé des Finances et au Ministère chargé de l’Energie. Article 7. – MISSIONS DU DIRECTEUR GENERAL DE L’ACER Le Directeur Général de l’ACER est chargé :

de l’instruction des dossiers soumis à l’examen du Comité de prêts et de Subventions ;

de la préparation des convocations de réunions du comité ; de la négociation et de la signature des conventions de financement avec les

opérateurs ; de la signature des conventions d’agrément avec les banques et établissements

financiers sélectionnés à la suite d’un appel d’offres ; du suivi des engagements couverts par l’ACER et du recouvrement des

remboursements. De la préparation du rapport financier à présenter au comité de prêts et de

subvention.

Le Directeur Général fait rapport au Comité de prêts et de subventions de la situation des décaissements et des remboursements effectués sur les ressources du FER.


134 C984

Article 8. – MISSION DU DIRECTEUR DU FINANCEMENT DE L’ELECTRIFICATION RURALE Le Directeur du Financement de l’Electrification de l’ACER est chargé :

de la comptabilité des ressources et des emplois du FER ; de l’ouverture et de la gestion des comptes bancaires devant accueillir les ressources

propres du FER ; de la préparation du rapport financier à soumettre au Directeur Général de l’ACER ; de la production des états financiers du FER.

Un auditeur externe sera recruté pour certifier les comptes du FER établis par l’ACER avant

leur présentation au Comité de Prêts et de Subvention. Article 9.

Les ministres de l’énergie, des finances et celui du développement rural sont chargés, chacun en ce qui le concerne, de l’exécution de la présente ordonnance qui entre en vigueur à la date de sa signature. Fait à Kinshasa, le……/……./2006 Le Président de la République


C984 135

ANNEXE 4 : DONNÉES COMPLÉMENTAIRES AU MANUEL DE PROCÉDURES

1. ANALYSE DES ACTIVITES ECONOMIQUES 1.1 Agriculture L'économie de la RDC a subi une dégradation continue. Le PNB par habitant s'est effondré : 377 $ en 1956, 630 $ en 1980, 200 $ en 1993, 108,2 $ en 1998. La disparition des circuits économiques officiels et la décomposition de l'Administration a donné aux activités informelles une importance sans équivalent.

Alors qu'elle dispose d'un énorme potentiel en ressources agricoles, forestières et minières, la RDC fait paradoxalement partie des pays les plus pauvres du monde. Cette situation résulte d'une mauvaise gestion économique, de graves déficiences en moyens de communication et surtout des conflits armés qui ont agité le pays dans le passé.

Depuis les troubles de 1991, l'agriculture est la première activité du pays. La balance agricole est cependant déficitaire. Les principales cultures vivrières sont le manioc, le maïs et l'arachide. Les conditions écologiques sont pourtant favorables à une agriculture épargnée par les grandes sécheresses. La RDC, qui dispose de vastes espaces vierges, est potentiellement le grenier de l'Afrique. En réalité, le développement de l'agriculture s'avère médiocre ; la production est essentiellement "auto-consommée". Le maïs est plutôt produit dans les zones de savanes alors que la banane, le manioc et autres tubercules sont des produits des zones forestières. Avant l’indépendance, les cultures d'exportation (palmier à huile, hévéa, coton, café, etc.) représentaient une ressource importante. Depuis lors, les cultures d’exportation n’ont cessé de diminuer, les gens se repliant sur les cultures vivrières.

L’agriculture occupe moins de 10 % du territoire national et elle n’intervient que pour 10 % environ de la formation du PIB contrôlé alors qu’elle occupe 65 % de la population active du pays.

L’évolution de la production est en outre très défavorable ; la RDC produit aujourd’hui moins d’huile de palme et de palmiste, de coton, d’arachide, de caoutchouc, de cacao, qu’il y a 20 ans. La part des produits vivriers dans les importations est en augmentation.

Les études réalisées pour la préparation du Plan de Recherche agricole ont montré que le potentiel agronomique du pays était largement supérieur aux performances actuelles. De plus, la moitié du pays est couverte de forêts et de marécages. Les zones à forte activité agricole coïncident avec les zones de fortes densités humaines c’est-à-dire à l’est et dans la bande centrale entre 4° et 7° de latitude sud.


136 C984

Figure 7 : Répartition des zones agricoles en RDC.

1.2 Pêche et élevage

Le milieu naturel congolais est particulièrement favorable à la pêche. L’étendue du réseau de cours d’eau, les lacs (plus de 50 000 km²), et enfin la côte atlantique sont propice à cette activité. Les statistiques de production sont très imprécises et incomplètes. Il est néanmoins prouvé que la pêche est très active le long du cours moyen du Zaïre, et dans les lacs Tumba et Mal Ndombé.

Les techniques de pêche utilisées, toutes artisanales, sont multiples14. Les embarcations restent les pirogues taillées dans un tronc d’arbre pouvant atteindre une douzaine de mètres de longueur, dont certaines sont couvertes et supportent un chargement de deux tonnes. On estime qu’il y en a 40 000 au Zaïre, dont 2 à 3 % seulement sont motorisées.

Pour assurer sa conservation, le poisson est généralement fumé dans des installations de fortune sur les lieux de pêche, plus rarement au domicile des pêcheurs. Au final, il est conditionné dans de grands paniers qui voyagent par les bateaux des commerçants ou des lignes régulières. La qualité du produit n’est pas toujours excellente, et l’on s’efforce de répandre l’usage de fumoirs en briques, qui donnent de meilleurs résultats.

A la pêche artisanale s’est ajoutée une pêche semi-industrielle, notamment dans les lacs de l’est et du sud-est pratiquée de nuit par de petites flottilles dont les bateaux sont munis de lampes puissantes qui attirent les poissons (pêche au lamparo) ; ceux-ci sont alors capturés à la senne. La pêche maritime est relativement peu développée. Sous sa forme traditionnelle, elle utilise pirogues d’eau douce, sennes de plage et palangres. Jadis il y avait une petite flotte de chalutiers gérée par la Société des Pêches Maritimes du Zaïre (PEMARZA) mais on ne dispose plus de données actualisées sur ce sujet.

Dans presque tous les villages, un petit cheptel de caprins ou d’animaux de basse-cour vit en liberté autour de cases. Rares sont ceux qui y intègrent les bovins, car les conditions naturelles sur la plus grande partie du territoire ne sont pas favorables à l’élevage du gros bétail. La forêt dense n’a en effet

14 Epuisement des mares, trous d’eau et retenues artificielles, empoisonnement par végétaux qui endorment le poisson, nasses, harpons simples ou à crochets, lignes à hameçon unique ou palangres, flottantes ou de fond, etc.; filets traînants ou dormants, soit tissés sur place, teints et “tannés” avec des produits locaux, ou en nylon, de même que les éperviers

Activité forte Pêche

Zones agricoles traditionnelles

Activité faible

Forêt steppique

Forêt sèche

Forêt marécageuse

Forêt dense humide et forêt dense secondaire savanisée

Zones sans activité agricole significative

Forêt équatoriale sempervirante de basse altitude


C984 137

pas de pâturages, et surtout, la trypanosomiase, véhiculée par la mouche tsé-tsé, sévit à l’état endémique dans la plupart des régions basses du pays. Seules les zones d’altitude sont épargnées par la trypanosomiase mais elles n’offrent pas toujours des pâturages favorables. Des races de bovin résistantes à la trypanosomiase ont été introduites : Ndama et Dahomey dans le Bas Congo, Afrikander au sud-est (région de Kananga et Shaba méridional).

Les régions montagneuses du sud-est et de l’est constituent la principale zone d’élevage. Cela s’explique par l’altitude et de la présence de savanes mais aussi par des critères socio-ethniques. En effet, le gros bétail a été introduit dans ces régions autrefois occupées par les pasteurs hamites. Pour ces populations, le bétail représente un signe de richesse et de prestige, non une valeur économique et commerciale.

Les techniques d’élevage sont rudimentaires. Les soins au bétail sont médiocres. Le troupeau n’est alors utilisé ni pour le travail (portage ou traction) ni pour la fumure des terres cultivées. Le lait et la viande constituent l’essentiel de la subsistance des pasteurs. Toutefois, les animaux non sélectionnés et assez mal nourris produisent peu.

Les sociétés minières et agro-industrielles ainsi que les missions se sont intéressées à l’élevage bovin pour fournir en viande les localités minières et les centres urbains. Elles pratiquent un élevage extensif dans de vastes «ranches» de savane où chaque bête dispose de plusieurs hectares de pâturage et reçoit même parfois une ration complémentaire. Les plus importants dépassent 100 000 hectares pour 30 000 bêtes. Malgré tout, il faut souligner, que la plus grande partie de la viande consommée provient de l’étranger.

Quelques fermes avicoles ou d’élevage porcin existent à proximité des grandes villes.

Nombre de bovins par race

De 10 000 à 50 000 têtes

Plus de 50 000 têtes

Elevage bovin traditionnel

Moins de 10 000 têtes

Centre important d’élevage porcin et avicole

Ranches

De 10 000 à 20 000 têtes

De 20 000 à 40 000 têtes

Elevage Moderne

De 5 à 10 000 têtes de bétail

Pêche semi-industrielle

Pêche maritime industrielle

Types de pêche

Pêche traditionnelle artisanale

Poisson frais du lac Motuta par voie d’eau ou par avion de la S.G.A

Poisson frais de la Permaza

Circuit de poisson fumé par voie fluviale

Distribution de poisson

Poisson frais d’eau douce

Figure 8 : Pêches et Elevage, données de 1978.


138 C984

1.3 Mines et industries

La RDC a un sous-sol très riche en ressources minières ; son développement économique repose essentiellement sur leur exploitation. Avant 1991, les principales productions étaient celles du cuivre, du pétrole, des diamants, de l'or et du cobalt. Le cuivre et le cobalt du Katanga sont à l'origine des grandes villes minières et industrielles de Lubumbashi et surtout de Kolwezi.

Mais, l’économie du pays, traditionnellement basée sur l’exploitation minière et les activités agricoles, est en totale désorganisation depuis les années 1990.

Le cuivre, le cobalt, les diamants et le pétrole constituent les principales exportations minières. Le potentiel minier du pays est énorme. Aucune province n’est dépourvue de ressources minières. De nouveaux gisements aussi importants les uns que les autres continuent d’être découverts : comme tout récemment le cobalt dans la Province du Kivu, objet de convoitise des voisins de la RDC et cause inavouée de la guerre dont le pays a fait l’objet. Les principaux centres d’activités minières se situent au Katanga (cuivre, cobalt, etc.), au Kasaï (diamants, etc.), dans le Kivu (or, cobalt, etc.) et la province Orientale (or, fer, etc.).

Il faut souligner que les activités minières ont pris une place prépondérante dans l’économie de la RDC. Elles assuraient 70 à 85 % des ressources du pays en devises et près de 50 % des revenus de l’Etat avec de larges fluctuations selon les cours mondiaux.

Les équipements industriels de la RDC sont de 2 types : d’une part le pays dispose d’une industrie lourde (métallurgie du cuivre, cobalt, zinc et étain, sidérurgie de Maluku, etc.) et d’un barrage hydroélectrique de grande capacité (Inga). D’autre part, sous l’effet de diverses contraintes et selon les théories économiques prévalant dans les années 1960, le Congo s’est équipé d’une série d’industries de substitution aux importations. Mais la faiblesse du système est sa désarticulation interne. Les industries de substitution ne fonctionnent qu’en important des biens d’équipement et des biens intermédiaires de plus en plus coûteux, et elles n’ont que peu d’effets d’entraînement.

Les industries lourdes exportent, pour la plupart, des produits relativement bruts ou sont elles mêmes dépendantes de l’extérieur pour l’approvisionnement en matières premières (Maluku et industries de base du type Midema).

1.4 Santé

L’organisation sanitaire est fort complexe : il existe de nombreuses formations d’origines différentes et plus ou moins cloisonnées. En plus d’organismes d’Etat, le pays compte des fondations privées, établies soit par les services étrangers de coopération technique soit par la Croix Rouge ou l’Organisation Mondiale de la Santé (OMS). Aux hôpitaux et dispensaires des établissements privés s’ajoutent des missions religieuses, essentiellement dans la région minière. L’État possède ainsi 714 hôpitaux, tandis que 440 formations hospitalières appartiennent à des confessions religieuses. On estime que le pays disposait en 1997 de 3 800 médecins, 37 600 infirmiers, 800 pharmaciens et 500 dentistes (Rapport du MS, 1997). Rapportés à une population de 48 millions d’habitants, cela donnait environ un médecin pour 13 000 habitants, un infirmier pour 1 300 habitants et un pharmacien pour 60 000 habitants. L’accroissement de la population et l’exode massif de personnels de santé conduisent aujourd’hui à des estimations beaucoup plus basses15.

Ce personnel offre ses services dans des structures sanitaires disposant généralement d’équipements vétustes et inadéquats pour garantir des soins de qualité. Le service de santé en RDC bénéficie aussi de l’apport des privés, des confessions religieuses et des entreprises. L’accès au service de santé apparaît faible (< 30 % pour les services curatifs) et le recours à l’automédication et aux tradipraticiens demeure important.

15 Le Plan directeur de Développement sanitaire 2000-2009 donne les chiffres d’un médecin pour 22.637 habitants et un pharmacien pour 385.000 habitants.


C984 139

L’évaluation de la situation sanitaire en RDC montre depuis quelques décennies une augmentation sensible de la morbidité et de la mortalité dues essentiellement aux maladies infectieuses et parasitaires de même qu’aux carences nutritionnelles particulièrement chez les enfants de moins de 5 ans. Le pays est en proie à plusieurs endémies et épidémies : le paludisme a entraîné près de 350 000 décès en 2001 ; la pandémie du VIH/SIDA galope dans toutes les provinces, particulièrement celles touchées par la guerre où la séroprévalence a quasi doublé en quelques années et se situe actuellement autour de 10 % pour l’ensemble du pays (voir encadré ci-après). Entre 1991 et 2001, plusieurs épidémies de coqueluche, de bilharziose, de peste, de rougeole, de méningite, de choléra, de monkey pox et de diarrhée sanglante ont été notifiées à travers le pays.

Les épidémies ont été observées dans les provinces où le PMURR intervient. Il s’agit de la méningite dans le Bandundu (en 1999, 51 cas dans la ZS de Bokoro) ; et dans le Katanga (ZS de Kabondo Dianda et de Kolwezi). Les épidémies de choléra essentiellement dues au manque d’eau potable et aux mauvaises conditions d’hygiène se retrouvent dans la plupart des zones de santé du pays et particulièrement au Katanga, mais ne sont pas observées dans les 2 provinces du Kasaï. Les autres maladies endémiques chroniques très handicapantes observées dans les provinces du PMURR sont l’onchocercose et la schistosomiase. Cette situation peut être résumée à l’aide des indicateurs de morbidité et de mortalité compilés par de nombreuses études et synthétisés dans le tableau 19.

PROVINCES Ta

ux M

orta

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mat

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lle

Mor

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%

Bas Congo 131 26,8 85,1 41 48,5 5,7 23,6 19,3 Kinshasa 83 73,2 85 31,9 89 3,8 8,4 20,9 Bandundu 100 57,6 78 35,6 28,4 2,3 19,6 14,6 Kasaï Occ. 136 21,2 60,4 44,5 31,6 47,7 29,7 Kasaï Or 125 39,5 73 42,9 52,3 3,2 20,4 27,2 Katanga 135 47,7 56,7 46,7 53,8 7 19,5 24,3 Ensemble du pays

1837 %000 NV

127 46 68,2 41,1 45,7 4,1 22,4 22,4

Tableau 19 : Profil de la situation sanitaire du pays dans les provinces du PMURR


140 C984

Figure 9 : Répartition des données sanitaire en RDC.

2. Analyse des sources potentielles d’énergie 2.1 Hydroélectricité 2.1.1 Influence du Relief

Voici les principales caractéristiques du parcours du fleuve :

1 – Le Congo supérieur ou Lualaba : De sa source jusqu'à Kisangani, le Congo s'appelle Lualaba. Né dans les plateaux du Shaba à 1420 m d'altitude, le Lualaba torrentueux s'apaise en pénétrant dans la dépression de l'Upemba. Son cours, de direction sud-nord, se présente comme une succession de biefs calmes et de rapides dont les plus connus sont les Portes d'Enfer en aval de Kongolo, et les


C984 141

chutes Tshungu à Kisangani. Le coefficient d'écoulement des cours d'eau issus du bourrelet montagneux (Lomami, Lindi, Lowa) est de 41 % alors qu'il n'est en moyenne que de 22 % pour l'ensemble du réseau hydrographique. Ceci explique la brusque augmentation du débit entre Kindu (2 300 m3/s) et Lowa (5 742 m3/s), localités distantes de 182 km seulement.

2 – Le cours moyen. A Kisangani, le cours change de direction, il s'infléchit vers l'ouest, et il s'élargit, recevant de longs affluents, la Lomami, l'Aruwirni et surtout l'Oubangui. Large de 10 km, le lit du Congo est encombré d'îles et de bancs de sable sur un tiers de son cours. A partir du confluent avec la Kwa, issue de la réunion du Kasaï et de la Fimi, le cours se resserre. En amont de Kinshasa, le fleuve pénètre dans le Pool Malebo, vaste dépression (30 km sur 25) coupée d'îles et barrée à l'ouest par les rapides de Kinsuka que le fleuve franchit par un goulet de 1 650 m de large.

3 - Les rapides et le bief maritime. De Kinshasa à Matadi, le Congo franchit 32 cataractes sur 300 km avec une dénivellation de 265 m. En traversant le Mayombe, il change plusieurs fois brutalement de direction. Au-delà de Matadi, il s'épanouit de nouveau avec 4 600 m de large à Boma et 10 km à son estuaire encaissé entre des hauteurs de près de 500 m. Il s'y amorce un canon sous-marin. Le courant d'eau douce créé par le Congo est visible à 500 km au large de Banana.

Dans l’ensemble on peut affirmer que :

Le régime du Congo est régulier : celui du moyen Congo est équatorial avec des pluies abondantes toute l'année, mais les affluents de rive droite (Oubangui, Mongala, Itimbiri, Aruwimi) ont leurs hautes eaux de mai à septembre. Les affluents du sud ont un régime tropical caractérisé par une longue saison sèche centrée sur juillet et août. L'effet de crue se trouve étalé sur une longue période : de novembre à mars-avril, celles du bassin du Kasaï alimentent le fleuve, mais les hautes eaux du Lualaba doivent parcourir 2 000 km pour arriver dans le cours moyen, ce qui explique le débit régulier et l'absence de crues catastrophiques.

La pente est élevée dans le bassin supérieur, extrêmement faible dans la Cuvette, et à nouveau élevée à partir de Kinshasa. De 3 cm/km avant le Pool Malebo, la pente atteint 57 cm/km en aval de la capitale. Au niveau d'Inga, le cours du fleuve s'abaisse soudain brutalement de 157 à 61 m, d'où le potentiel gigantesque du site.

En dépit des chutes et rapides qui l'accidentent, le réseau hydrographique, est navigable sur de longues distances.

La Cuvette centrale, limitée par les cours du Congo et de l'Oubangui, et dont l'altitude varie entre 300 et 500 m. Cette région a un réseau hydrographique dense et de larges plaines inondables. De vastes étendues marécageuses en occupent les parties déprimées et mal drainées, notamment dans le secteur de confluence du fleuve Congo et de l'Oubangui. Ces zones inondées ou amphibies, largement étalées dans la partie centrale du pays, constituent un obstacle sérieux aux infrastructures (communications, électricité, etc.)


142 C984

La figure suivante montre bien l’état du relief dans le pays plus de 60 % du pays démontre des pentes de moins de 2 % et plus de 85 % de la surface a des pentes de moins de 8 %.

Figure 10 : Carte des pentes de la RDC (source site web FAO, 2004)

2.1.2 Potentiel de l’hydroélectricité en RDC

Tableau 21 : Potentiel hydraulique estimé pour la RDC.

PROVINCE POTENTIEL

HYDRAULIQUE ESTIME

BANDUNDU Mai Ndombe Presque nul Kwilu Elevé Kwango Très élevé BAS-CONGO Lukaya Elevé Cataractes Très élevé Bas fleuve Bas Boma Très bas EQUATEUR Nord Ubangi Normale Sud Ubangi Normale

PROVINCE POTENTIEL HYDRAULIQUE

Pente %

0 - 2 %

2 - 5

5 - 8

8 - 16

16 - 30

30 - 45

> 45

eau


C984 143

ESTIME

Mongala Presque nul Equateur Presque nul Tsuhapa Presque nul PROVINCE ORIENTALE Bas Huele Normale (occident) Haut Huele Elevé (orient) Ituri Elevé Tshopo Normale (occident) KASAI OCCIDENTAL Kasai Elevé (sud) Lulua Elevé (sud) KASAI ORIENTAL Sankuru Normale (occident) Tshilinge Très élevé Kabinda Très élevé (occident) MANIEMA Elevé (orient) NORD KIVU Très élevé SUD KIVU Très élevé KATANGA Tanganika Très élevé Haut Lomami Elevé Lualaba Très élevé Kolwezi Très élevé Haut katanga Très élevé

2.2 Énergie solaire Figure 11 : Mesures d’ensoleillement pour 4 mois types


144 C984

Tableau 22 : Ensoleillement moyen par province et potentiel


C984 145

ENSOLEILLEMENT

kWh/m²-jour PROVINCE

J A JJ O Moyenne Potentiel BANDUNDU Mai Ndombe 5.5 5.5 6 5 5.5 Elevé Kwilu 5.5 5 6 5 5.4 Elevé Kwango 5.5 5 6 5 5.4 Elevé BAS-CONGO Lukaya 5 5 4 4 4.5 Très bas Cataractes 5 5 4 4 4.5 Très bas Bas fleuve 5 5 4 4 4.5 Très bas Boma 5 5 4 4 4.5 Très bas EQUATEUR Nord Ubangi 6.5 6 5 5.5 5.8 Très élevé Sud Ubangi 6.5 5.5 5 5 5.5 Elevé Mongala 6 5.5 5 5 5.4 Elevé Equateur 6 5.5 5 4 5.1 Normale Tsuhapa 6 5.5 5 4 5.1 Normale PROVINCE

ORIENTALE

Bas Huele 6.5 6 5 5.5 5.8 Très élevé Haut Huele 6.5 6 5 5.5 5.8 Très élevé Ituri 6 5.5 4 5 5.1 Normale Tshopo 6 5.5 4 5 5.1 Normale KASAI OCCIDENTAL Kasai 5 5 5.5 5 5.1 Normale Lulua 5 5 5.5 5 5.1 Normale KASAI ORIENTAL Sankuru 5 5 5.5 5 5.1 Normale Tshilinge 5 5.5 5.5 5.5 5.4 Elevé Kabinda 5 5.5 5.5 5.5 5.4 Elevé MANIEMA 5 5 5 5 5.0 Bas NORD KIVU 5 5.5 4 5 4.9 Bas SUD KIVU 5 5 5 5 5.0 Bas KATANGA Tanganika 5 5.5 6 5.5 5.5 Elevé Haut Lomami 5 6 6 5.5 5.6 Très élevé Lualaba 5 5.5 6 5.5 5.5 Elevé Kolwezi 5 6 6 6 5.8 Très élevé Haut katanga 5 5.5 6 6.5 5.8 Très élevé


146 C984

2.3 Énergie éolienne Figure 12 : Mesures du vent pour 4 mois types


C984 147

Tableau 23 : Estimation du potentiel de l’énergie éolienne par province

POTENTIEL EOLIEN

m/s PROVINCE

J A JJ O Moyenne Potentiel BANDUNDU Mai Ndombe <5 <5 <5 <5 <5 Bas Kwilu <5 <5 <5 <5 <5 Bas Kwango <5 <5 <5 <5 <5 Bas BAS-CONGO Lukaya <5 <5 <5 <5 <5 Bas Cataractes <5 <5 <5 <5 <5 Bas Bas fleuve <5 <5 <5 <5 <5 Bas Boma <5 <5 <5 <5 <5 Bas EQUATEUR Nord Ubangi <5 <5 <5 <5 <5 Bas Sud Ubangi <5 <5 <5 <5 <5 Bas Mongala <5 <5 <5 <5 <5 Bas Equateur <5 <5 <5 <5 <5 Bas Tsuhapa <5 <5 <5 <5 <5 Bas PROVINCE ORIENTALE Bas Huele <5 <5 <5 <5 <5 Bas Haut Huele 5 <5 <5 <5 <5 Bas Ituri 5 <5 <5 <5 <5 Bas Tshopo <5 <5 <5 <5 <5 Bas KASAI OCCIDENTAL Kasai <5 <5 <5 5 <5 Bas Lulua <5 5 6 6 5.5 Haut KASAI ORIENTAL Sankuru <5 <5 <5 <5 <5 Bas Tshilinge <5 5 6 6 5.5 Haut Kabinda <5 5 6.5 6.5 6 Très haut MANIEMA <5 <5 <5 <5 <5 Bas NORD KIVU <5 <5 <5 <5 <5 Bas SUD KIVU <5 <5 <5 <5 <5 Bas KATANGA


148 C984

POTENTIEL EOLIEN

m/s PROVINCE

J A JJ O Moyenne Potentiel Tanganika <5 5 6.5 6.5 6 Très haut Haut Lomami <5 <5 5.5 5.5 5 Normale Lualaba <5 5 5 5 5 Normale Kolwezi <5 <5 <5 <5 <5 Bas Haut katanga <5 <5 5 6 5 Normale

2.4 Extraction du méthane du lac Kivu

Le lac Kivu, entre le Rwanda et la RDC, renferme une énorme quantité de méthane dissous.

L'exploitation de ce méthane représente une opportunité pour le développement économique de la région. La présence de ce gaz constitue également un risque d'explosion cataclysmale.

Une équipe scientifique franco-suisse s'est intéressée à l'étude physico-chimique du lac et à l'évaluation du risque d'explosion gazeuse. La Société Data Environnement a mis au point une station pilote d'extraction du méthane à des fins énergétiques et proposé la valorisation de ce gaz pour diverses applications.

La formation du méthane du Kivu semble être le résultat de deux mécanismes simultanés : l'un dû à la fermentation des sédiments d'origine biogénique ; l'autre dû à la réduction du CO2 magmatique par des bactéries.

Le contenu de CH4 varie en fonction de la profondeur, voir dans la figure la nette distinction qui existe entre les eaux du lac situées en dessus de la profondeur 260 m (pauvres en gaz dissous) et celles situées en dessous de 260 m qui contiennent une forte proportion de gaz dissous. On peut considérer que seules les couches situées en dessous de cette isobathe renferment du méthane en concentration économiquement exploitable.

Quelques données quantitatives obtenues à partir de cette figure :

volume total du lac : 560 km3, volume total (TPN) de CO2 dissous : 256 km3, volume total (TPN) de CH4 dissous : 65 km3.

On doit faire une distinction entre quantité de méthane dissout et quantité de méthane extractible (résultat net en sortie de l'exploitation), car on estime qu'une proportion de l'ordre de 20 % du méthane sera perdue dans les eaux profondes du lac au cours des étapes de séparation et de lavage du gaz (chiffres en volume de méthane pour TPN pression 1 bar et température 0 °C).


C984 149

On peut schématiquement séparer le lac en quatre tranches, dont trois contiennent du méthane considéré comme économiquement exploitable. Ces trois tranches doivent être considérées en terme de difficulté dans l'implantation des colonnes d'extraction à cause de la profondeur (distance à la côte) :

Extraction à 300 m de profondeur ( tranche 260 – 300 m : zone 1) Volume de méthane dissous : 13,3 km3, Volume de méthane extractible : 10,6 km3.

Extraction à 350 m de profondeur (tranche 300 – 350 m : zone 2) Volume de méthane dissous : 15 km3, Volume de méthane extractible : 12 km3.

Extraction de la partie profonde du lac (tranche 350 – 485 m : zone 3) Volume de méthane dissous : 14,9 km3, Volume de méthane extractible : 11,9 km3.

En conclusion, sur les 65 km3 de gaz dissous dans le lac :

28,3 km3 sont facile d'exploitation et donneraient 22,6 km3 de méthane pur TPN,

15 km3 sont accessibles mais plus difficilement et donneraient 12 km3 de méthane pur TPN,

17 km3 sont considérés comme non rentables.

Donc, volume total du méthane extractible : 34,5 km3, ce qui équivaut à 39.6 millions de Tep.

Pour le moment deux projets sont en cours de réalisation à Rwanda : la production de vapeur dans la brasserie de Bralirwa et la Cimenterie Cimerwa

Pour plus d’information consultez : http://perso.wanadoo.fr/mhalb/kivu/index.htm

2.5 Conclusions sur le potentiel en énergies renouvelables de la RDC Tableau 24 : Résumé du potentiel des EnR en RDC.

DENSITE 2000 PROVINCE

hab./km²

POTENTIEL HYDRAULIQUE

ESTIME ENSOLEILLEMENT POTENTIEL

EOLIEN

BANDUNDU 20.5 Mai Ndombe Presque nul Elevé Bas Kwilu Elevé Elevé Bas Kwango Très élevé Elevé Bas BAS-CONGO 62.3 Lukaya Elevé Bas Bas Cataractes Très élevé Bas Bas Bas fleuve Bas Bas Bas Boma Très bas Bas Bas EQUATEUR 13.8 Nord Ubangi Normale Très élevé Bas Sud Ubangi Normale Elevé Bas Mongala Presque nul Elevé Bas Equateur Presque nul Normale Bas Tsuhapa Presque nul Normale Bas PROVINCE

ORIENTALE 12.4

Bas Huele Normale (occident) Très élevé Bas Haut Huele Elevé (orient) Très élevé Bas


150 C984

DENSITE 2000 PROVINCE

hab./km²

POTENTIEL HYDRAULIQUE

ESTIME ENSOLEILLEMENT POTENTIEL

EOLIEN

Ituri Elevé Normale Bas Tshopo Normale (occident) Normale Bas KASAI

OCCIDENTAL 25.2

Kasai Elevé (sud) Normale Bas Lulua Elevé (sud) Normale Haut. KASAI ORIENTAL 27.1 Sankuru Normale (occident) Normale Bas Tshilinge Très élevé Elevé Haut. Kabinda Très élevé (occident) Elevé Très haut. MANIEMA 26.6 Elevé (orient) Bas Bas NORD KIVU 70.6 Très élevé Bas Bas SUD KIVU 55.9 Très élevé Bas Bas KATANGA 14.9 Tanganika Très élevé Elevé Très haut. Haut Lomami Elevé Très élevé Normale Lualaba Très élevé Elevé Normale Kolwezi Très élevé Très élevé Bas Haut katanga Très élevé Très élevé Normale

3 Le Plan d’électrification 2005 – 2015 3.1 Description générale

Dans ce Plan Directeur, la SNEL définit une nouvelle vision de l’électrification du territoire national (qui stipule que « l’électricité doit cesser d’être un luxe ou l’apanage de seuls centres urbains et industriels : elle doit être mise à la disposition de toutes les couches sociales et communautés nationales, quelles que soient leurs localisations géographiques ») à la base de l’actualisation du Plan Directeur pour un nouvel horizon 2015.

Deux objectifs généraux sont visés par ce plan, à savoir :

Réduire le déséquilibre du développement énergétique entre provinces ;

augmenter les taux d’électrification des provinces compte tenu de son niveau très faible sur l’ensemble du territoire national, soit de l’ordre de 6 %.

Les objectifs spécifiques peuvent se résumer de la manière suivante :

I. A court terme (horizon 2007)

Garantir et fiabiliser l’alimentation continue des chefs-lieux de provinces ainsi que des grands centres urbains et industriels ;

Démarrer un programme spécifique d’électrification des centres ruraux ;

Identifier et mettre en oeuvre les solutions de substitution de la génération thermique par l’hydroélectricité pour les grands centres ;

Promouvoir les exportations d‘énergie nécessaires pour financer l’électrification nationale.

II. A moyen terme

1. Garantir la fourniture « électricité aux chefs-lieux des districts et territoires » ;

2. Intensifier la réalisation du programme d’électrification des centres ruraux ;


C984 151

3. Substituer l’énergie thermique par l’hydroélectricité ou cela est possible ;

S’agissant de l’offre d’énergie les objectifs poursuivis par le Plan Directeur sont :

4. Améliorer la qualité de service par la rénovation des installations de production et les réseaux associés ;

5. Rentabiliser les installations de production hydroélectrique sous-utilisées par rapport à leur capacité nominale, notamment par augmentation de la demande (reconversion à l’électricité de la consommation thermique, l‘extension des réseaux de transport, et la promotion des exportations) ;

6. Consolider et réduire le déficit financier du secteur thermique par la réhabilitation de l’existant et la mise en place de modes de génération de substitution à partir d’énergies renouvelables ;

7. Electrifier de nouvelles zones de consommation à partir des sources d’énergie de bas coût.

Le levier du Plan Directeur, cependant, constitue l’extension des réseaux de transport. Les différents projets sont regroupés suivant les quatre grands axes suivants :

D’après les informations fournies jusqu’à présent aucun de tous ses projets n’a été réalisé en dehors du tronçon de ligne 220 kV Makuku – Bandundu.

Concernant la demande, à l’horizon 2015, le plan directeur prévoit l’électrification des 775 centres en plus de la centaine déjà électrifiée à travers l’ensemble du territoire national.

Ces différents centres ont été choisis selon des critères objectifs d’ordre administratif, économique, démographique et social, tout en privilégiant l’équilibre provincial et la concertation avec l’élite locale, mieux informée ; à savoir :

Critère administratif

Il s'agit de distinguer, à travers tout le territoire national, les entités urbaines des entités rurales.

Le statut administratif à savoir : chef-lieu de province, chef-lieu de district, chef-lieu de territoire, ville, cité, est déterminant dans la fixation de la date buttoir d'électrification des entités.

Axe 1 – Au départ des centrales d’Inga, les projets ci-après constituaient l’ossature de cet axe : o La seconde ligne HT Inga – Kinshasa ; o La ligne HT Maluku – Bandundu – Mbandaka ; o La ligne HT Maluku – Kenge – Kikwit.

Axe 2 – Au départ des centrales du Katanga, le seul projet que contenait cet axe était l’alimentation duNord Katanga et des provinces des deux Kasaï dont les deux composantes sont : o La ligne 220 kV Kolwezi – Kamina – Mwene Ditu – Mbuji Mayi – Kananga ; o La ligne 132 kV Mwene Ditu – Gandajika – Kabinda.

Axe 3 – Au départ des centrales de Ruzizi, les deux projets retenus pour cet axe étaient les suivants : o L’alimentation du Nord-Kivu par la ligne 110 kV Goma – Butembo – Beni ; o L’alimentation du Maniema par la ligne 110 kV Bukavu – Kalima – Kindu.

Axe 4 – Au départ de la centrale de Mobayi, le seul projet retenu était celui relatif à l’alimentation duNord-Equateur au moyen des lignes suivantes : o Ligne 132 kV Mobayi – Gbadolite – Businga – Gemena – Libenge ; o Lignes 132 kV Bunsinga – Lisala – Bumba.


152 C984

Critère économique

Toutes les activités économiques actuelles ou en projet (agro-industries, mines, huileries, scieries, etc.) ont été recensées lors des nombreuses réunions organisées avec tous les partenaires locaux concernés.

Les rapports annuels et autres annuaires statistiques des organismes officiels nationaux ont été consultés.

Critère social

L'électrification de l'arrière-pays revêt un caractère rural ; la plupart des localités n'ont aucune activité économique. Les équipements collectifs sociaux généralement répandus sont les écoles et les hôpitaux. La taille et l'importance des localités se conjuguent quasi généralement avec le nombre de classes et de lits d'hôpitaux.

Seules les localités disposant d'au moins 24 classes soit une moyenne de quatre écoles de six classes ont été retenues. Les informations dont on dispose sur les écoles primaires et secondaires proviennent des listings spécialement établis pour la présente étude par le SECOPE (Service Contrôle Paie des Enseignants) à partir de sa base de données.

La même démarche a été adoptée pour les centres hospitaliers dont les données ont été fournies par les services concernés. Seules les localités dont le nombre de lits d'hôpitaux est supérieur à 80 sont sélectionnées.

Voici la répartition géographique finale :

Notons que ce n’est rien par comparaison avec plus des 80 000 localités recensées à travers le pays.

3.2 Plan d’Electrification Rurale et Organisme chargé de l’Electrification Rurale

Au mois d’avril 2004, il a été mis en place, le Programme d’Electrification Rurale (cohérent avec le Plan Directeur) dont la première phase a démarré dans la province du Bas Congo.

L’organe de coordination de ce programme le Comité de Gestion de SNEL a créé en juillet 2005, la Cellule Chargée de l’Electrification Rurale, en abrégé « CER ».

Cette cellule a pour mission essentielle de mener des études d’électrification rurale dans toutes ses dimensions de répondre à toutes les sollicitations des communautés/ organisations/institutions intéressées, tout en participant à la recherche des moyens de mise en oeuvre des projets étudiés et en assurant leur réalisation, la mise en service de nouvelles installations ainsi que la mise en place des structures locales de gestion de ces dernières.


C984 153

3.3 Méthodologie suivie et données remarquables 3.3.1 Consommation domestique

En terme de consommation domestique, ont été considérés :

Centres actuellement alimentés en permanence16.

Pour les abonnés existants, la consommation spécifique restera inchangée ;

Pour les abonnés futurs : 20 % auront la consommation spécifique des abonnés existants et 80 % auront une consommation spécifique de 1 200 kWh/an qui correspond à l’utilisation d’un équipement électroménager de base, soit à un habitat de faible standing (inférieure aux moyennes de consommation des abonnés existants).

Centres non électrifiés et centres non alimentés en permanence

20 % des abonnés futurs consommeront soit 4 600 (villes), soit 3 600 (cités), soit 1 200 (autres centres) kWh/an selon le statut administratif des localités (Plan Directeur 1985 – 2005) ;

80 % des abonnés futurs auront une consommation spécifique de 200 kWh/an.

3.3.2 Taux de desserte

3.3.3 Puissance pointe

Il existe une relation non-linéaire entre la demande d’énergie et la demande de puissance de pointe. Ce comportement est modélisé par la relation :

EEP ×+×= 1.1)1.1( βα

E est l’énergie demandée en MWh ;

P est la puissance de pointe demandée en MW ;

Le coefficient 1,1 tient compte des pertes de l0 % ;

les paramètres α et β s’obtiennent de l’analyse de l’évolution passée de la consommation d’énergie électrique ainsi que de la puissance appelée correspondante soit :

o α = 0.1539 x 10-3 et β = 4.0 x 10-3 pour les charges urbaines de Lubumbashi, Likasi, Koiwezi, Kiputshi, Kambove, Kalemie, Mbuji-Mayi.

16 Ces estimations résultent d’enquêtes faites à Kinshasa sur l‘équipement électrique dans les ménages (Plan directeur 1985-2005).


154 C984

o α = 0.171 x 10-3 et β =4 .0 x 10-3 pour Kinshasa, avec des pertes de 15 %.

o Α = 0.1675 x 10-3 et β = 4.4 x 10-3 pour les autres centres où les demandes d’énergie ne sont pas à prédominance industrielle.

4 Étude des possibilités d’électrification des territoires de la RDC par micro centrales hydroélectriques

Il a été réalisé par la Commission Nationale de l’Energie en Février 2002, et il veut aider les opérateurs intéressés à identifier des sites où peuvent être érigées des micro centrales hydroélectriques, afin d’atteindre les objectifs suivants :

Lancer un Plan de Pré-Electrification Rurale visant à apporter dans 800 centres identifiés l’électricité pour l’éclairage public et les besoins communautaires par une génération de 100 kW par centre pour un coût total de réalisation étant estimée à 240 M$.

Renforcer le Plan de Pré-Electrification par un accroissement de la génération de 100 kW à 500 kW par centre, de manière à rendre disponible l’électricité de consommation domestique et de mécanisation, pour un coût additionnel de l’ordre de 960 M$.

Eriger des micro-centrales hydroélectriques de 1 à 20 MW au niveau des chutes identifiées dans les zones économiquement viables, dans le cadre des projets couplés ENERGIE /INDUSTRIE, l’industrie mobilisant 70 à 80 % de l’énergie, le reste d’énergie étant distribuée aux populations.

Fiabiliser d’abord, rénover ensuite et accroître enfin le réseau électrique national de grande production.


C984 155

ANNEXE 5 : FICHES PROJETS

Projet Multisectoriel d’Urgence, de Réhabilitation et de Reconstruction (PMURR) Etude d’électrification Rurale

Partie II : Fiches d’identification de projets 157

Table des matières SIGLES ET ABBREVIATIONS ........................................................................................... 158

INTRODUCTION.................................................................................................................. 159

Localité 1 : LUSANGA - Province de BANDUNDU .......................................................... 163

Localité 2 : WENDJI SECL- Province de l’EQUATEUR.................................................... 167

Localité 3 : MBANKANA - Province de KINSHASA.......................................................... 171

Localité 4 : KIVULU - Province du BAS-CONGO ............................................................. 175

Localité 5 : SAKE - Province du NORD KIVU .................................................................... 179

Localité 6 : KIROTSHE–SHASHA - Province du NORD KIVU......................................... 184

Localité 7 : CIHERANO - Province du SUD-KIVU ............................................................ 189

Localité 8 : SIMBILYABO - Province ORIENTALE.......................................................... 194

Localité 9 : TSHIBASHI–KATUAMBI - Province du KASAI OCCIDENTAL............ 198

Localité 10 : BAKWA LUBADI - Province du KASAI ORIENTAL.................................. 203

Localité 11 : TUMBWE - Province du KATANGA............................................................. 207

ANNEXE Personnes rencontrées .................................................................................... 212



SIGLES ET ABBREVIATIONS SP : Secrétaire permanent

CDA : Chef de Département Adjoint

CNE : Commission Nationale de l’Energie

SNEL : Société Nationale d’Electrification

RP : Représentant provincial

BT : Basse Tension

MT : Moyenne Tension

HT : Haute Tension

BCMI : Bureau de Coordination des Marchés et Infrastructures

CSAF : Chef de Service Administration et Finance

DGM : Direction Générale des Migrations

RDC : République Démocratique du Congo

kW : kilowatt

kWh : kilowattheure

Wc : Watt-crête

MW : Mégawatt

MWh : Mégawattheure

PME : Petite et Moyenne Entreprise

PMI : Petite et Moyenne Industrie

PV : Photovoltaïque



INTRODUCTION Ce rapport présente conformément au contrat signé le 10 juillet 2007 entre DEECC Consulting et SOFRECO, en cohérence avec les Termes de référence du contrat principal entre SOFRECO et le Ministère des Finances de la RDC, une série de fiches de projets d’électrification des localités rurales de la RDC. La convention prévoyait une fiche par province, mais les difficultés de transport et le temps imparti n’ont pas permis le déplacement dans la province du Maniema, celle-ci n’étant desservie qu’une fois par semaine et de façon irrégulière. Les fiches de projets sont structurées comme suit : Données générales : localisation du site, informations socio-économiques facilitant l’appréciation de la capacité des futurs bénéficiaires à payer pour le service énergétique rendu, les infrastructures sociales et industrielles. Analyse des besoins : tout projet d’électrification nécessite une bonne évaluation des besoins à satisfaire et de leur évolution probable dans le temps. Nous nous sommes limités au profil journalier. La méthodologie appliquée pour estimer les besoins est décrite séparément ci-après. Inventaire des ressources disponibles ou envisageables : il s’agit d’identifier les ressources exploitables pour l’approvisionnement de la localité dans un rayon raisonnable. En matière de ressources énergétiques, la RD Congo regorge d’un énorme potentiel en microhydraulique dépassant largement les besoins estimés pour 2015 dans les provinces de MANIEMA, NORD ET SUD KIVU. Seules quelques régions telles Lulua, Tshilinge, Kabinda et Tanganika présentent des vitesses de vent comprises entre 5,5 et 6 m/s, mais leur irrégularité nécessite un générateur d’appoint pour garantir la fiabilité de l’approvisionnement. Le niveau d’ensoleillement en RD Congo permet d’envisager le solaire photovoltaïque aussi bien en système individuel qu’en collectif, mais cette solution est limitée par son coût très élevé et le faible niveau de service fourni. Solution technique : Description de la solution technique retenue et lorsque c’est possible, un schéma simplifié de la localité présente le réseau à réaliser et la position de quelques consommateurs clés. Pour chaque localité identifiée, la technologie choisie sera caractérisée du point de vue technique de manière à faire ressortir l’adéquation entre les besoins actuels et une marge pour tenir compte de l’évolution future des besoins. Impact environnemental et Social : Il s’agit de dégager les impacts directs et indirects que l’électrification est susceptible d’impulser dans la localité analysée, notamment sur le développement économique et le bien être social de la population, associés aux services énergétiques. Ces impacts résultent des entretiens avec les responsables des communautés et des observations du consultant. Sur le plan environnemental, seul l’impact sur le réchauffement climatique a été étudié tout en se limitant au calcul des CO2 équivalents évités par la solution proposée, comparé à la



filière classique de production décentralisée d’électricité à partir d’un groupe électrogène au mazout. Estimation du budget : En fonction de la solution retenue, le budget d’investissement est estimé par rubrique (équipements de la centrale, réseau MT ou BT incluant les postes abaisseurs ou élévateurs, les équipements ou travaux en amont de la centrale, l’ingénierie. Le plus souvent, le budget est exprimé CIF Matadi, les coûts liés aux formalités portuaires et douanières ainsi qu’au transport local vers le site, n’étant pas connues du consultant. Le rapport est complété par deux annexes :

- Déroulement de la mission pendant les deux séjours en République Démocratique du Congo

- Liste des personnes rencontrées 0.1. Estimation des besoins Les besoins d’une localité sont essentiellement constitués de :

- besoins domestiques ou résidentiels - besoins des petites et moyennes industries (minoteries, huileries, artisanat,

etc.) - éclairage public - besoins sociaux et collectifs (poste de santé, poste de police, écoles, églises,

etc.) La puissance totale demandée par localité est la somme des quatre puissances déterminées ci-après. Secteur résidentiel La consommation domestique peut être estimée en kWh/an par rapport à sa population et sa composition, selon l’expression suivante : E = (P/n) x (0,2 x 1200 + 0,8 x 200) = P/n x 400 On considère ainsi que chaque ménage consomme 400 kWh par an. Dans l’expression précédente, P désigne la population de la localité et n le nombre de personnes par ménage. La puissance de pointe P appelée par le réseau, exprimée en MW, peut ensuite être déterminée par la relation : P = a x (1,1 x E) + b x (1,1 x E)0,5 Le facteur 1,1 tient compte des pertes de distribution alors que E est la consommation annuelle exprimée en MWh/an. Les coefficients a et b sont déduits de l’analyse des données antérieures, observées dans les localités semblables. Pour les localités à faible concentration industrielle, ils prennent respectivement les valeurs 167,5 x10-6 et 0,00044. La méthode Tractebel utilise la relation suivante pour déterminer la puissance appelée dans les localités à électrifier :



P1 = K1 x C1 K 1 = nombre de ménages x puissance installée par ménage C = s x d x h, est le facteur de composition, qui intègre le coefficient de simultanéité s (toutes les charges ne sont pas branchées au même instant), le coefficient de diversité d (tous les consommateurs n’ont pas le même niveau social) et le coefficient d’utilisation h (tous les équipements ne sont pas généralement à leur puissance nominale). Les valeurs de s pour les ménages sont généralement comprises entre 0,6 et 0,7, soit en moyenne 0,65. De même, les valeurs moyennes de d et h pour les ménages sont respectivement 0,7 et 0,6. La puissance moyenne installée par ménage est un mix entre les ménages. Le ministère de l’énergie recommande de considérer que 90% des futurs abonnés d’une localité à électrifier auront une puissance installée de 1 kW alors que 10% souscriront une puissance de 5 kW, soit une moyenne de 1,4 kW par ménage. Ceci est trop élevé. En effet, pour les ménages ruraux, trois à quatre points lumineux et une à deux prises sont généralement suffisants. Dans toutes les localités, il a été admis qu’un ménage est constitué de 6,5 personnes. Cette approche sera adaptée par localité sélectionnée selon l’appréciation du consultant. Il vient : P = 0,273 x K, exprimée en kW. Secteur industriel : La méthode Tractebel s’applique aussi au secteur des PMI avec comme valeurs respectives pour s, d, h, 0,65, 0,5 et 0,6. Il vient pour la puissance appelée par les petites et moyennes industries: P2 = K2 x 0,195, exprimée en kW. K2 est la somme des puissances installées ou à prévoir dans les différentes industries. Le tableau ci-après donne les puissances unitaires de certaines catégories de PMI, telles que retenues par la Commission Nationale de l’Energie. Industries puissance unitaire en kWMinoterie 20 Moulin 7 Rizerie 20 Huilerie/Savonnerie 30 Abattoir 10 Chambre froide 60 Pompage d'eau 50 Petit artisanat 3



Eclairage public : La consommation de l’éclairage public dépend du nombre de points lumineux N et de la puissance installée par point lumineux. Il a été admis 12 heures d’éclairage par jour, soit de 18h à 6h. N = (longueur des voies à éclairer / distance entre deux poteaux) + 1. Chaque point lumineux est supposé équipé de 3 tubes fluorescents de 25 W, soit 75 W. Pour toutes les localités, la distance uniforme entre les points lumineux est de 40 mètres. Si la centrale est Solaire Photovoltaïque (PV), la puissance par point lumineux sera limitée à 10 W. Besoins sociaux et collectifs : Les besoins sociaux correspondent à la consommation des hôpitaux ou dispensaires, du poste de police ou de gendarmerie, des écoles, des centres religieux ou paroisses. La puissance installée de chacune des institutions est estimée égal à 500 W et les coefficients de simultanéité supposés égaux à 1 par mesure de sécurité, sauf lorsque les entités visitées sont de grande importance ou capacité. Lorsque la fourniture d’énergie est basée sur le solaire ou l’éolien, la puissance unitaire des lampes sera limitée à 12 W ou 20 W.



Localité 1 : LUSANGA - Province de BANDUNDU Données générales (localisation, population, conditions économiques locales, topologie, etc.) Lusanga est une localité située à 50 km au nord de Kikwit, ayant une population d’environ 7000 habitants dont la plupart travaille dans l’huilerie de la même localité et est un exemple typique des localités rurales de la province. La population est essentiellement agricole, les principaux produits étant le manioc, l’arachide, le maïs, le riz, le haricot, l’igname et la patate douce. La localité dispose d’un centre hospitalier, d’une polyclinique avec maternité et lits d’hospitalisation, 3 écoles primaires, 2 écoles secondaires, 1 foyer social, d’une mission catholique, d’une mission protestante, d’une mission Kimbangiste, 2 couvents. A environ 3 kilomètres de l’huilerie où pourrait être installée la centrale, se trouve la mission SOA comprenant 3 couvents, 3 écoles primaires, 3 écoles secondaires avec internat dont une école technique disposant des équipements non fonctionnels par manque d’énergie et d’un centre de santé avec lit d’hospitalisation. L’absence d’électricité freine le développement de la localité et limite l’activité du centre hospitalier, jadis alimenté par le groupe électrogène de l’huilerie, actuellement hors service suite au manque de gasoil et du coût élevé. Pour cette même raison, 7 moulins à manioc et une égreneuse de maïs existant dans le village ne fonctionnent que très rarement. Analyse des besoins en énergie électrique Besoins résidentiels : Avec une population de 7000 habitants, à 6,5 personnes par ménage, le nombre de ménages estimé pour Lusanga est 1077. Selon la méthode utilisée, la pointe appelée par le secteur résidentiel varie entre 175 et 274 kW. En admettant que grâce à une sensibilisation massive, un taux de raccordement de 30% soit atteint la première année, la puissance appelée par les ménages entre 18h et 22h serait comprise entre 60 et 93 kW. Petites et moyennes industries : En supposant que dès la première année d’électrification les moulins à manioc, l’égreneuse de maïs, le pompage d’eau soient raccordés au réseau local, une savonnerie et les artisans pourraient se développer ultérieurement. La méthode Tractebel permet d’estimer la demande foisonnée des PMI à 44 kW, cette puissance foisonnée étant appelée entre 6 et 19 heures. En dehors de cette période, la production principale est arrêtée mais le tiers de cette puissance suffirait à maintenir les éventuels équipements en marche, soit 15 kW. Eclairage public : la distance à éclairer est d’environ 4 km, soit l’installation de 101 poteaux ou points lumineux. La puissance appelée est alors de 12,6 kW tous les jours de 18 à 6 heures. Centres sociaux : Lusanga est doté de plusieurs centres sociaux, le plus grand consommateur d’énergie électrique étant le centre hospitalier, pour lequel est prévue une puissance installée de 20 kW. Les deux autres centres de santé sont supposés avoir souscrit 5 kW chacun, les écoles et le poste de police 500 W, les paroisses chacune 1 kW. En tenant compte d’un coefficient de foisonnement de 0,6, la



puissance appelée par l’ensemble des centres sociaux varierait de 12 kW en journée à 23,7 kW en soirée. Le graphique ci-dessous donne une simulation du profil journalier de la demande en électricité, cumulée pour tous les acteurs de la localité. La pointe journalière se situe à 164 kW entre 18 et 19 heures. La consommation journalière s’établit pendant les 3 ou 5 premières années, dès lors à 2021 kWh, soit environ 738 MWh/an.

Profil journalier simulé de la consommation d'électricité à Lusanga

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

0 6 12 18 24

heures

puis

sanc

e ap

pelé

e en

kW

RésidentielsEclairage publicCentres sociauxPMITOTAL

Inventaire des sources énergétiques potentielles

1. Une ressource envisageable dans la localité provient de l’huilerie qui, en

régime de fonctionnement optimal (6 tonnes de régimes à l’heure), génère environ 4,8 tonnes/h de résidus, essentiellement constitués de rafles, de coques de palmiste et de fibres, dont seulement 2t/h sont actuellement utilisés. Il en résulte que 2,8 tonnes/h pourraient être valorisées dans une chaudière pour la production de vapeur, cette dernière entraînant un moteur ou une turbine à vapeur pour produire environ 750 kW d’électricité. Cependant, cette solution, indiquée pour des puissances supérieures à 1,5 MW ne semble pas devoir être envisagée.

2. L’aménagement d’une centrale hydroélectrique à l’embouchure des rivières

KWENGE et KWILU, pourrait être une solution envisageable, mais aucune donnée technique (hauteur de chute, débit, etc.) n’étant disponible, cette solution ne sera pas prise en considération.

3. L’utilisation d’huile de palme comme combustible dans un moteur de groupe

électrogène pourra être retenue pour la production de l’électricité. En effet, la consommation spécifique du groupe électrogène nécessaire étant égale à 245 grammes d’huile de palme par kWh produit, les besoins en huile seront de l’ordre de 3,5 tonnes d’huile par semaine pour satisfaire la demande en énergie électrique de la localité. Or, la capacité de traitement de l’usine étant de 6 tonnes de régimes par heure pour une production de 1,2 t d’huile, les



besoins en huile du groupe électrogène ne représentent, par semaine, que 3 heures de production de l’usine, et moins de 5% de sa capacité de production hebdomadaire. De plus, suivant les informations données par le directeur d’exploitation, l’usine éprouverait des difficultés à écouler sa production actuelle sur Kinshasa.

Description de la solution technique proposée La solution proposée consiste à installer sur le site de l’huilerie un groupe électrogène de 300 à 400 kW qui sera alimenté en biodiesel produit par trans-estérification de l’huile de palme. La centrale sera munie d’un transformateur élévateur BT/MT et d’un « répartiteur » à partir duquel l’électricité sera distribuée. Chaque ligne sera protégée en amont par des « fusibles » ou télérupteurs adéquats. Le poste élévateur BT/MT situé à la centrale alimentera deux postes abaisseurs, un à la mission SOA (50 kVA) et un autre au campement des ménages (100 kVA) qui desservira aussi le centre hospitalier. La distribution nécessitera 5 km de lignes MT et environ 15 km de lignes BT. Une cuve de 6 m³ permettra de garantir la réserve d’exploitation pendant 6 à 7 jours. Impact environnemental et social Sur le plan social, la construction de cette centrale permettra à l’hôpital et au centre de santé de fonctionner normalement et rayonner dans cette sous-région. Elle redynamisera les activités des petites et moyennes industries, générant des emplois et de la plus-value aux produits agricoles, qui pourront être transformés sur place avant l’exportation vers les grandes villes. Dans la soirée, l’éclairage allongera le temps de tissage des sacs et paniers et générera plus de revenus aux femmes de Lusanga. Sur le plan environnemental, le remplacement du gazole par de l’huile de palme permettra d’éviter près de 1000 tonnes de CO2 équivalent par an. De plus, les émissions de soufre liées à la combustion actuelle du gazole seront évitées. Par ailleurs, si la production de bio-diesel engendre la production d’eaux usées, le traitement de celles-ci est parfaitement maîtrisé et les eaux sont recyclées dans l’installation. Enfin, les particules solides, obtenues après filtration ou issues de la centrifugeuse, sont réintroduites dans la tour de distillation de manière à limiter les rejets solides, et le co-produit obtenu, la glycérine, représentant moins de 10% du volume de bio-diesel, est un produit qui peut être vendu et améliorer la rentabilité de l’installation. La solution proposée pourra être répliquée dans la province de Bandundu où plusieurs plantations industrielles et huileries sont à l’arrêt alors que les noix de palme pourrissent sur l’arbre.



Evaluation du budget d’investissement Le coût d’investissement peut être estimé comme suit : Groupe électrogène à huile de palme de 340 kW: 440 000 USD Accessoires et connexions : 140 000 USD Lignes MT (5 km) avec 3 transfo MT/BT : 120 000 USD Lignes BT (15 km) : 320 000 USD Equipements divers 80 000 USD Total hors tous droits et taxes 1 100 000 USD Estimation du coût de revient de l’énergie Sur la base, d’une part, de l’évaluation du montant des investissements indiquée ci-dessus et une durée d’amortissement prise égale à 20 ans et d’autre part, d’une estimation des coûts d’exploitation établie à partir des coûts locaux de main d’œuvre et des résultats d’exploitation d’unités de production similaires, le coût de revient de l’énergie électrique consommée peut être estimé à : Frais d’amortissement = 55 000 USD Frais annuels d’exploitation = 189 500 USD Coût de revient annuel = 244 500 USD Consommation annuelle estimée = 738 MWh Coût de revient du kWh = 0,33 USD



Localité 2 : WENDJI SECL- Province de l’EQUATEUR Données générales (localisation, population, conditions économiques locales, topologie, etc.)

La localité de Wendji Secli est située à environ 20 km du centre de Mbandaka, capitale de la province de l’Equateur. La population vivant au centre de cette localité et visée par ce projet d’électrification est estimée à 7000 habitants. Elle vit essentiellement de la pêche sur le fleuve Congo dont les produits sont écoulés rapidement et le plus souvent à faible prix par manque d’installation de conservation. Les principaux produits agricoles sont le manioc, le maïs, le riz et les légumes, qui alimentent le marché de Mbandaka et Kinshasa. La localité dispose d’une source aménagée à l’entrée du village où la population vient s’approvisionner en eau, d’un centre de santé, de 2 paroisses, d’une école primaire et d’une école secondaire. Les activités commerciales sont essentiellement le petit commerce généré par la situation au carrefour de la route de Bikoro. Le moulin à manioc installé au marché par une ONG américaine ne fonctionne plus. La population est très dynamique et les ménages sont prêts à payer 5000 FC, soit 10 USD par mois pour le service énergétique (3 à 4 lampes et une prise), les dépenses actuelles pour le pétrole lampant (éclairage) et les piles (radio) s’élèvant à 11 USD. Analyse des besoins en énergie électrique Besoins résidentiels : Pour une population de 7000 habitants, et une dizaine de personnes par ménage, le nombre de maisons à électrifier a été estimé à environ 700. Vu la catégorie sociale de la population concernée, les besoins principaux d’un ménage se limitent à 3 – 4 points lumineux et 1-2 prises pour la radio ou TV, soit une puissance installée de 100 W. En tenant compte des facteurs d, h et s définis précédemment ayant respectivement les valeurs 0,9 ; 0,8 et 0,7 ; la puissance foisonnée des ménages s’établit à 35 kW. Par une sensibilisation massive permettant d’atteindre un taux de raccordement de 40% la première année, la puissance totale appelée par l’ensemble des ménages serait de l’ordre de 14 kW entre 18h et 22h et la moitié jusqu’à 24h. Petites et moyennes industries : Vraisemblablement, dès la première année d’électrification un moulin à manioc, un magasin de stockage de poissons avec 20 congélateurs ou une petite chambre froide, le pompage d’eau, les petits commerces et ateliers de couture ainsi que les artisans seront raccordés au réseau local. La méthode Tractebel permet d’estimer la demande foisonnée des PMI à une pointe de 13 kW. Le pompage d’eau s’effectuera 2 à 3 heures par jour. Cette puissance foisonnée est appelée entre 5 et 17 heures et, en dehors de cette période, la moitié de cette puissance suffit à maintenir les éventuels équipements en marche.



Eclairage public : La distance à éclairer est d’environ 4,5 km nécessitant l’installation de 114 poteaux et points lumineux. La puissance appelée sera alors de 2 kW tous les jours de 18 à 6 heures. Centres sociaux : Wendji Secli compte un centre de santé dont les besoins en éclairage ont été estimés à 200 W, deux écoles (80 W), le poste de police (80 W), et deux paroisses (80 W). En tenant compte d’un coefficient de foisonnement de 0,9, la puissance appelée par l’ensemble des centres sociaux variera de 200 W en journée à 396 W en soirée. Le graphique ci-dessous donne une simulation du profil journalier de la demande en électricité, cumulée pour tous les acteurs de la localité. La pointe journalière se situe à 23 kW entre 18 et 22 heures. La consommation journalière s’établira dès lors à 332 kWh, soit environ 121 MWh/an.

Profil journalier simulé de la consommation d'électricité à Wendji Secli

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Inventaire des sources d’énergie potentielles Cette localité comporte deux possibilités d’alimentation en énergie électrique :

- le raccordement à la centrale thermique de Mbandaka par une ligne MT de 20 km

- la production d’électricité par une centrale solaire Photovoltaïque.



Description de la solution technique proposée La solution retenue est celle de l’aménagement d’une centrale solaire de puissance nominale 146 kWc constituée de :

- un champ photovoltaïque composée de 24 unités de 36 modules solaires monocristallins, produisant chacun 170 Wc, chaque unité de 36 modules développant une puissance de 6,1 kWc, la superficie totale du champ PV étant de 1200 m².

- des batteries de stockage d’une capacité de 540000 Ah, qui assureront une autonomie de 3 jours, ces batteries étant d’un type à longue durée de vie (15 à 18 ans à une température de 20°C), composées de cellules de 2V pouvant développer 3000 Ah par cellule

- deux onduleurs de 35 kW chacun ou plusieurs petites unités - des régulateurs de charge - d’une centrale de gestion du réseau - d’une structure métallique sur laquelle seront fixés les rails de fixation des

modules, sous lequel seront entreposés les batteries. Une partie du hangar ainsi formé pourra servir de marché et améliorer les conditions des vendeurs.

- 8 à 10 km de lignes BT. Impact environnemental et social La production d’électricité à partir du soleil est bénéfique pour l’environnement parce qu’elle limite la pollution. Dans le cas de Wendji Secli avec une consommation estimée à 121 MWh/an, les émissions évitées en comparaison à une centrale thermique sont d’environ 145 tonnes de CO2 par an. La construction de la centrale photovoltaïque nécessitera une surface au sol sous les panneaux d’environ 1600 m², sans grand impact sur l’environnement, tant visuel que sonore. Sur le plan social, l’électrification permettra aux populations de s’organiser pour créer une structure de stockage de leurs produits et de les vendre toujours au juste prix, ce qui assurera de nouveaux revenus et contribuera à développer l’économie locale. L’approvisionnement en électricité du centre de santé améliorera la prise en charge des malades et les conditions d’accouchement, surtout pendant la nuit. En outre, cela procurera une possibilité de conservation des vaccins, impossible actuellement. Les associations ont exprimé la possibilité d’organiser les cours du soir dans les écoles éclairées pour contribuer à l’éducation de la population adulte et aux séances de sensibilisation, de créer les activités du soir pour améliorer les revenus des femmes de façon à mieux profiter du temps dégagé par la prise en charge de la mouture du manioc par le moulin. L’éclairage de la voie publique et du poste de police contribueront à la sécurité des populations.



Evaluation du budget d’investissement Le budget peut être estimé à 1900 000 USD, réparti comme suit : Désignation Unités Prix unitaire

en USD Nombre d’unités

requis Coût total en USD

Modules solaires 36 modules à 170 Wc

37 000 24 888 000

Rails de fixation pour modules

Kit pour 36 modules

2 300 24 55 200

Onduleurs 32 000 4 128 000 Batteries Cellules de

3000 Ah 2 700 180 486 000

Régulateurs de charge Chargeurs pour 25 cellules

3 200 8 25 600

Câblage pour modules solaires

3 300

1

3 300

Centrale de gestion du réseau

54 000

1

54 000

Ligne BT 260 000 1 260 000 Total hors tous droits et taxes

1 900 000

Estimation du coût de revient de l’énergie Sur la base, d’une part, de l’évaluation du montant des investissements indiquée ci-dessus et une durée d’amortissement prise égale à 20 ans et d’autre part, d’une estimation des coûts d’exploitation établie à partir des coûts locaux de main d’œuvre et des résultats d’exploitation d’unités de production similaires, le coût de revient de l’énergie électrique consommée peut être estimé à : Frais d’amortissement = 98 000 USD Frais annuels d’exploitation = 3 000 USD Coût de revient annuel = 101 000 USD Consommation annuelle estimée = 121 MWh Coût de revient du kWh = 0,83 USD



Localité 3 : MBANKANA - Province de KINSHASA Données générales (localisation, population, conditions économiques locales, topologie, etc.) Mbankana est située à environ 125 km à l’est de Kinshasa sur la route vers Bandundu (coordonnées -4°N, 16,00°E). La population vivant dans cette localité est estimée à 8000 habitants, avec, dans les environs, un ensemble de cités implantées dans les années 1980 dans le cadre du Projet PIFCA, dont la direction actuelle est confiée au CADIM. La population vit essentiellement de l’agriculture, de l’élevage et du petit commerce. Les principaux produits agricoles sont le manioc, le maïs, le riz et les légumes, qui alimentent les marchés de Kinshasa. La localité dispose de près de 1000 maisons construites avec des matériaux durables, d’un centre d’instruction de la police nationale, de 3 centres de santé, de 15 églises dont 10 construites en dur, de 2 écoles primaires et 2 écoles secondaires. Les activités commerciales, concentrées le long de la route asphaltée traversant la localité, sur une longueur d’environ 1,5 km, comprennent 3 auberges, 10 moulins à manioc, 52 échoppes, 3 complexes commerciaux, 11 débits de boissons, 3 quincailleries. Douze maisons privées sont équipées de groupes électrogènes de type TIGER. La population s’approvisionne en eau dans la rivière Lufimi pour ses besoins ménagers. Analyse des besoins en énergie électrique Besoins résidentiels : Le niveau apparent de la population permet de considérer que les premiers à se raccorder au réseau électrique seront les 40% des 1120 ménages ayant actuellement des maisons construites en dur. En prévoyant que 20% de ces ménages pourraient souscrire 500 W et les autres 200 W chacun, la puissance moyenne par ménage s’établit à 260 W. La puissance totale appelée par l’ensemble des ménages entre 18h et 23h serait de l’ordre de 35 kW et environ la moitié pendant la journée. Petites et moyennes industries : En supposant que dès la première année d’électrification, dix moulins à manioc et maïs, une chambre froide, le centre CADIM, les hôtels, les petits commerces de boissons, le pompage d’eau, et le forgeron soient raccordés au réseau, la méthode Tractebel permet d’estimer la demande foisonnée des PMI, hors pompage, à une pointe de 69 kW. Cette puissance foisonnée est appelée entre 5 et 18 heures et, en dehors de cette période, le quart de cette puissance suffira à maintenir les éventuels équipements en marche. Le pompage d’eau s’effectuera 2 à 3 heures par jour, de préférence le matin pour remplir la citerne. Eclairage public : La distance à éclairer est d’environ 6 km, soit l’installation de 151 poteaux et points lumineux à 75 W. La puissance appelée est alors de 11 kW tous les jours de 18 à 6 heures.



Centres sociaux : Mbandaka compte trois centres de santé dont deux avec maternité et salles d’observation et les besoins en éclairage ont été estimés à 7,5 kW, deux écoles primaires et deux secondaires (4 kW), le poste de police et le centre d’instruction de la police (20 kW), et dix églises (5 kW). En tenant compte d’un coefficient de foisonnement de 0,6, la puissance appelée par l’ensemble des centres sociaux variera de 10 kW en journée à 21 kW en soirée. Le graphique ci-dessous donne une simulation du profil journalier de la demande en électricité, cumulée pour tous les acteurs de la localité. La pointe journalière se situe à 100 kW et est très influencée par la consommation des petites industries et le pompage d’eau. La consommation journalière s’établira dès lors à 1944 kWh, soit environ 710 MWh/an.

Profil journalier simulé de la consommation d'électricité à Mbankana

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Inventaire des sources d’énergie potentielles Deux solutions d’approvisionnement en énergie électrique sont possibles pour l’électrification de Mbankana :

1. Le raccordement sur la ligne HT (Kinshasa – Bandundu), qui nécessitera 30 km de ligne HT et un poste HT/MT.

2. La construction d’une centrale hydroélectrique sur la rivière Lufimi qui passe à 2,5 km de l’axe principal de Mbankana, et est dotée de chute et rapides. Une étude de pré-faisabilité existe dans laquelle la hauteur de chute brute a été estimée à 4,5 m, avec un débit nominal garanti de 3,10 m³/s.



Description de la solution technique proposée La solution proposée consiste à construire une centrale au fil de l’eau sur la rivière Lufimi, dimensionnée pour un débit de 4 m³/s. La centrale sera équipée de deux turbines à hélice aux caractéristiques nominales suivantes :

- Hauteur de chute brute : 4,50 m - Débit nominal d’équipement : 4 m³/s - Type de turbine : à hélice - Source de la courbe de rendement de la turbine : standard - Ajustement du rendement : 0% - Débit au rendement de pointe : 4 m³/s - Rendement de la turbine au débit nominal : 83,4% - Puissance nette de la turbine au débit nominal : 147 kW

En tenant compte des paramètres ci-après pour le système :

- Pertes hydrauliques maximales : 5% - Rendement de la génératrice : 95% - Pertes dans le transformateur : 1% - Pertes parasites d’électricité : 2%,

la puissance nette fournie sur le réseau sera en régime nominal de 129 kW par turbine. Un système de by-pass devra être prévu pour réguler le débit en fonction de la charge étant donné que la centrale fournira l’électricité sur un réseau isolé. La centrale alimentera trois lignes dont une vers le centre CADIM et les deux autres vers le centre de Mbankana. Afin de limiter les chutes de tension, ces 3 lignes seront à 6,6 kV et auront une longueur cumulée de 4 km. Deux transformateurs 6,6 kV / 0,4 kV, l’un de 50 kVA au centre CADIM et l’autre de 100 kVA au centre ville, sur la route asphaltée, abaisseront la tension pour la distribution. Impact environnemental et social La présence d’énergie intensifiera les activités de cette localité dont la prospérité est freinée par le manque d’énergie propre. Elle permettra le fonctionnement optimal de l’Institut technique agricole de Mbankana dont les laboratoires, l’atelier mécanique et la provenderie (moulin électrique, mélangeur d’aliments, décortiqueuse d’arachide, égreneuse de maïs) n’ont jamais fonctionné, faute de disposer de l’énergie électrique nécessaire. Evaluation du budget d’investissement Etudes et ingénierie 85 000 USD Equipements énergétiques : 300.000 USD Infrastructures connexes : 205.000 USD Divers : 70.000 USD Total hors tous droits et taxes 660 000 USD






Localité 4 : KIVULU - Province du BAS-CONGO Données générales (localisation, population, conditions économiques locales, topologie, etc.) Kivulu, chef lieu du secteur de même nom, est situé dans la province du Bas-Congo, à 60 km de Mbanza Bungu, chef lieu du district des Cataractes. Le secteur de Kivulu est constitué de « Kivulu Cité « et d’une multitude de villages environnants. Le projet d’électrification concerne les 3500 habitants de la cité de Kivulu, répartis actuellement sur une superficie carrée d’environ 3 km de côté. La cité est traversée par une artère principale qui mène au centre administratif. Parmi les 500 maisons inventoriées dans la cité, 180 à 200 sont construites en matériaux durables. La population est essentiellement agricole, produisant du manioc, du maïs, du haricot. Cette localité est très enclavée, ce qui rend l’accès et l’évacuation des produits agricoles très difficiles. Néanmoins, le dynamisme de la population se traduit par la présence dans la cité d’une dizaine de groupes électrogènes et de batteries qui sont rechargées une fois par semaine à Mbanza Bungu pour alimenter radios et postes TV équipant environ 20% des ménages. Le petit commerce s’y développe essentiellement celui des produits de première nécessité. Comme associations structurées, il existe l’Union des jeunes agriculteurs, le Comité villageois pour le développement, l’Initiative locale de développement (alphabétisation des femmes) et le Comité de développement de l’aire de santé (CODESA) qui représente la population dans la co-gestion du centre de santé. Les PMI identifiés sont principalement 3 moulins à manioc en fonctionnement, une boulangerie avec four à bois et un atelier de forge. Analyse des besoins en énergie électrique Besoins résidentiels : Les premiers habitants à se raccorder au réseau électrique seront ceux ayant actuellement un téléviseur (soit 20%) et à très court terme les 40% de ménages ayant des maisons construites en dur. En prévoyant que 20% de ces ménages souscrivent 500 W et les autres 200 W chacun, la puissance moyenne par ménage s’établit à 260 W. Le coefficient de foisonnement étant 0,273, la puissance totale appelée par les 30% de ménages sera de l’ordre de 10 kW entre 18h et 22h et environ la moitié dans la journée. Petites et moyennes industries : Dès la première année d’électrification, les trois moulins à manioc et maïs, une mini-chambre froide avec 2 à 3 grands congélateurs, les petits commerces de boissons, le pompage d’eau, et le forgeron se raccorderont au réseau. La méthode Tractebel permet d’estimer la demande foisonnée des PMI, hors pompage, à une pointe de 9 kW. Cette puissance foisonnée est appelée entre 5 et 17 heures et, en dehors de cette période, la moitié de cette puissance suffit à maintenir les éventuels



équipements en fonctionnement. Le pompage d’eau s’effectuera 2 à 3 heures par jour, de préférence le matin pour remplir la citerne. Si le projet USAID de transformation du manioc sur place se réalise, cette puissance sera doublée. Eclairage public : La distance à éclairer est d’environ 6 km avec l’installation de 151 poteaux et points lumineux. La puissance appelée est alors de 11 kW tous les jours de 18 à 6 heures. Centres sociaux : Kivulu compte un centre de santé avec maternité et salles d’observation ainsi qu’un poste de santé kimbangiste dont les besoins en éclairage ont été estimés à 1 kW, trois écoles primaires et une secondaire(2 kW), un poste de police (0,5 kW), et trois paroisses (1,5 kW). En tenant compte d’un coefficient de foisonnement de 0,6, la puissance appelée par l’ensemble des centres sociaux variera de 2 kW en journée à 3,3 kW en soirée. Le graphique ci-dessous donne une simulation du profil journalier de la demande en électricité, cumulée pour tous les acteurs de la localité. La pointe journalière se situe à 41 kW lors du pompage d’eau. La consommation journalière s’établira dès lors à 539 kWh, soit environ 197 MWh/an.

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Inventaire des ressources envisageables Aucune ressource n’est à priori disponible à Kivulu. Le poste de transformation le plus proche se situe à 60 km du village et, étant donné l’enclavement et l’état des routes, une centrale thermique au gazole risque de souffrir des problèmes d’approvisionnement. La construction d’une ligne MT sur 60 km ne semble pas judicieux pour alimenter la localité, compte tenu des pertes en ligne élevées. L’optimisation de l’investissement pourrait être envisagée en tenant compte des populations riveraines de la ligne qui



pourraient être intéressées, mais ceci nécessite une étude qui ne relève pas de l ‘objet de la présente. Par contre, des terres très fertiles sont disponibles et il est possible d’envisager de façon réaliste des cultures énergétiques de jatropha, tout en restant à l’abri des problèmes de disponibilité des terres et de sécurité alimentaire. Description de la solution technique proposée La solution proposée pour Kivulu est la mise en place d’un système de production d’énergie basé sur la culture du jatropha dont les graines après récolte seront séchées et broyées pour obtenir de l’huile végétale, qui sera ensuite soit estérifiée pour obtenir du biodiesel ou directement utilisée comme carburant du groupe électrogène de la centrale. Etant donné la consommation annuelle d’énergie électrique estimée à 197 MWh et en considérant 10% de pertes de distribution, 70 m³ d’huile seront nécessaires par an, soit 62 tonnes. Avec l’hypothèse d’un rendement d’extraction de 30% et un rendement à l’hectare de 4 tonnes de graines obtenu pour des cultures exécutées dans des conditions semblables sur des terres de même type, la plantation de jatropha à créer devra avoir une superficie de 40 à 50 hectares. La disponibilité de cette superficie appartenant aux populations a été confirmée par les habitants et les autorités responsables du village rencontrés lors d’assises tenues sur place et le jatropha, utilisé comme haie pour protéger les concessions, n’est pas inconnu en RDC, où il existe par ailleurs une plantation expérimentale de 4 hectares. La mise en culture du jatropha supposera la mise à disposition des semences aux différents groupes et associations identifiés, sachant cependant que pour 50 hectares, il n’est pas nécessaire de prévoir une importation de semences en provenance des Indes ou d’ailleurs. La centrale à installer, d’une capacité de 63 kVA, fonctionnera pendant les trois premières années au gazole avant la première récolte. Impact environnemental et social Impact social :

- Création d’emplois dans l’agriculture et la petite industrie et maintien des jeunes au village qui participent ainsi à son développement,

- Développement d’activités génératrices de revenus : fabrication de savon avec le surplus d’huile, transformation des produits agricoles (manioc en particulier),

- Meilleure scolarisation des enfants et redynamisation des cours d’alphabétisation des femmes en soirée,

- Utilisation des tourteaux comme combustible pour la cuisson des repas avec réduction de la demande en bois de chauffe ou comme fertilisant en agriculture avec préservation de l’environnement (réduction des émissions de CO2),



- L’huile de jatropha pourra être aussi utilisée comme combustible dans les réchauds et les lampes à huile pour les familles les plus pauvres ne pouvant se connecter au réseau électrique, avec des conséquences positives sur le budget familial et sur la santé.

Impact environnemental :

- La couverture des besoins en électricité de Kivulu à partir d’une centrale au biodiesel de jatropha permettra d’éviter plus de 200 tonnes de CO2 annuellement,

- Si la production de bio-diesel engendre la production d’eaux usées, celles-ci - font l’objet de traitement parfaitement maîtrisé et sont recyclées dans

l’installation. De même, comme précédemment indiqué, les particules solides sont réintroduites dans la tour de distillation et la glycérine obtenue, qui n’est pas un déchet, peut être valorisée.

Evaluation du budget d’investissement Le budget d’investissement comprend deux composantes :

- la composante production d’huile de jatropha et sa transformation en biodiesel - la composante production d’électricité.

Composante 1 Presse de capacité 200 kg/h 10 000 USD Système de filtration d’huile 100 l/h : 5 000 USD Unité de trans-estérification 130 000 USD Accessoires (pompes, bacs de décantation, cuves, etc.) : 30 000 USD Composante 2 Groupe électrogène 80 000 USD Accessoires et connexions 45 000 USD Réseaux BT (6 - 8 km) : 250 000 USD Total hors tous droits et taxes : 550 000 USD Estimation du coût de revient de l’énergie Sur la base, d’une part, de l’évaluation du montant des investissements indiquée ci-dessus et une durée d’amortissement prise égale à 20 ans et d’autre part, d’une estimation des coûts d’exploitation établie à partir des coûts locaux de main d’œuvre et des résultats d’exploitation d’unités de production similaires, le coût de revient de l’énergie électrique consommée peut être estimé à : Frais d’amortissement = 27 500 USD Frais annuels d’exploitation = 52 500 USD Coût de revient annuel = 80 000 USD Consommation annuelle estimée = 197 MWh Coût de revient du kWh = 0,40 USD



Localité 5 : SAKE - Province du NORD KIVU Données générales (localisation, population, conditions économiques locales, topologie, etc.) Sake est située sur le territoire de Masisi, à 27 km de Goma, sur la route n° 3 reliant Goma à Bukavu et l’agglomération compte près de 28000 habitants. L’agriculture et l’élevage constituent les activités principales de la population. Les cultures vivrières sont le haricot, le maïs, le soja, la patate douce, le manioc, la banane, alors que le café est la seule culture industrielle. Le projet d’électrification concerne dans un premier temps les habitants vivant dans un rayon de 1 km autour du marché. La cité est traversée par une artère principale qui mène à Kikola en passant par la mission catholique. Parmi les 5000 maisons inventoriées dans la cité, près de la moitié sont construites en matériaux durables (murs en brique et toit en tôles) ou semi-durables (murs en planches et toit en tôles). La population très dynamique, possède un comité pour l’électrification qui œuvre pour la réhabilitation de la centrale dont la construction avait été initiée avant l’indépendance, mais n’a jamais été réalisée. Ce comité déclare être prêt à sensibiliser les ménages pour un raccordement massif et compte s’organiser pour faciliter le paiement régulier des factures. Il a pu obtenir le financement d’une turbine de 225 kVA, fabriquée localement. Une vingtaine de ménages possède un groupe électrogène et certains utilisent des batteries rechargées une fois par semaine à Goma pour alimenter les radios et postes TV. Le petit commerce est développé, essentiellement celui des produits de première nécessité. Comme PMI, existent 5 moulins à manioc en fonctionnement, une boulangerie avec four à bois et un atelier de soudure. Les dépenses substituables ont été évaluées à environ 10 USD/mois pour le ménage moyen et à plus de 200 USD/mois en frais de gazole pour les meuniers. Les infrastructures sociales identifiées sont un centre de santé, un poste de santé, un collège de métiers, deux écoles primaires et trois secondaires, un poste de police, un institut supérieur des techniques commerciales et économiques et une maison de conférence GEAD. Analyse des besoins en énergie électrique Besoins résidentiels : Etant donné l’existence et le dynamisme annoncé du comité d’électrification rurale, il est possible d’espérer qu’à très court terme le taux de raccordement atteingne 40% des ménages. En prévoyant que 20% de ces ménages pourra souscrire 500 W et les autres 200 W chacun, la puissance moyenne par ménage s’établit à 260 W. La puissance totale appelée par l’ensemble des ménages sera alors de l’ordre de 114 kW entre 18h et 22h et environ le tiers pendant la journée.



Petites et moyennes industries : Dès la première année d’électrification, les cinq moulins à manioc et maïs, la presse à huile, le mélangeur d’aliments pour bétail, une chambre froide pour la conservation des produits d’élevage, l’atelier de soudure, les boutiques et les petits commerces de boissons, se raccorderont au réseau. La méthode Tractebel permet d’estimer la demande foisonnée des PMI à une pointe de 35 kW. Cette puissance foisonnée est appelée entre 5 et 18 heures et, en dehors de cette période, la moitié de cette puissance suffit à maintenir les éventuels équipements en fonctionnement. Eclairage public : La distance à éclairer est d’environ 4 km avec l’installation de 101 poteaux et points lumineux. La puissance appelée est alors de 13 kW tous les jours de 18 à 6 heures. Centres sociaux : SAKE compte un centre hospitalier et un dispensaire. Les besoins du centre hospitalier ont été évalués 20 kW dont 6 kW en éclairage et 14 kW pour les équipements de laboratoire. Ceux du dispensaire s’élèvent à environ 2 kW, ceux des deux écoles primaires et trois secondaires (4 kW), du poste de police (0,5 kW), et des trois paroisses (1,5 kW). En tenant compte d’un coefficient de foisonnement de 0,6, la puissance appelée par l’ensemble des centres sociaux varie de 22 kW en journée à 14 kW en soirée, puis à 11 kW entre 0 et 6 heures. Le graphique ci-dessous donne une simulation du profil journalier de la demande en électricité, cumulée pour tous les acteurs de la localité. La pointe journalière se situe à 158 kW en soirée, sous l’effet de l’éclairage tant urbain que domestique. La consommation journalière est dès lors estimée à 2,4 MWh, soit environ 874 MWh/an.

Profil journalier simulé de la consommation d'électricité à SAKE

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Inventaire des sources d’énergie potentielles

• A 1,5km du marché de SHASHA se trouve sur la rivière MUTONI une chute

avec une dénivellation d’environ 102m pouvant accueillir un aménagement hydroélectrique. Des études antérieures menées par la SNEL en collaboration avec ASILI1 ont révélées un débit moyen de 42 litres/s.

• Une deuxième solution consiste à créer un poste HT/MT sur la ligne 70 kV

(Bukavu – Goma), à partir du pylône situé à environ 5 km de SAKE et de construire une ligne 30 kV jusqu’à KIROTSHE en passant par SAKE avec une cabine MT/BT en face de l’hôpital et une autre au droit du marché de SHASHA pour l’approvisionnement de cette localité. Cette solution aurait l’avantage de faciliter l’électrification d’autres localités environnantes par extension de la ligne MT, et les stations relais de téléphonie mobile (VODACOM et CELTEL).

• Enfin, une dernière solution consiste en la réhabilitation de l’aménagement

hydroélectrique situé à 2,5 km du centre de Sake Description de la solution technique proposée La solution consiste à réhabiliter l’aménagement datant de la période coloniale et dont les travaux n’ont jamais été achevés suite aux évènements post-indépendance et installer sur le site un barrage déversoir avec bassin désableur de mise en charge (25 m x 6m x 2m) de manière à créer une dénivellation nette de 16 mètres. Tenant compte d’un débit moyen de 2 m³/s, garanti pendant 8 mois par an, soit 66% du temps, de l’installation d’une turbine à double compartiment ainsi que d’un rendement global de 70%, la puissance développable sera de 220 kW en période d’étiage. L’installation comprendra aussi un bâtiment abritant les équipements électromécaniques de la centrale (turbine de type Banki d’une puissance de 225 kW, un alternateur 1500 tr/min, un multiplicateur de vitesse, un régulateur, des armoires électriques), un canal de restitution et les ancrages en béton armé pour la conduite forcée, dont la longueur est estimée à 285 mètres. La distribution de l’électricité de la centrale à SAKE sera réalisée avec sortie BT pour alimenter l’école des métiers et l’école secondaire catholique et 2,5 km de ligne MT 6,6 kV reliant la centrale aux trois cabines 6,6kV / 0,4 kV d’où partiront 5 lignes BT alimentant les moulins du marché, les habitations et les centres sociaux, etc.

1 Appui pour la Sidérurgie Locale et l’Industrie



Schéma simplifié de l’installation

Impact environnemental et social L’électrification de SAKE permettra l’intensification des activités agro-pastorales, le maintien des jeunes dans la localité et la création de chambre froide pour la collecte du lait. L’utilisation des moulins pour la mouture des grains et du manioc libère du temps aux femmes qui pourront en disposer pour de nouvelles activités contribuant à leur épanouissement (éducation, etc.). Une autre activité génératrice de revenus sera l’extraction d’huile de tournesol. Au sein des ménages, l’éclairage des maisons et des infrastructures hospitalières améliorera la santé des personnes (réduction de la pollution intérieure liée aux lampes à pétrole). Chacun des moulins consomme actuellement 6 litres de gazole par jour, soit près de 720 litres par mois. La réalisation de ce projet évitera cette consommation en plus de celle des groupes électrogènes utilisés actuellement. Les émissions ainsi évitées ont été évaluées à environ 30 tCO2 équivalents par an. Par ailleurs, les 780 MWh d’électricité produite annuellement par la centrale hydroélectrique, donc renouvelable, permettront d’éviter chaque année près de 900 tCO2 équivalents à l’atmosphère.



Evaluation du budget d’investissement Le montant indicatif de l’investissement nécessaire à l’électrification de SAKE est détaillé comme suit :

• Bassin déversoir : 70 000 USD • Bassin de mise en charge : 45 000 USD • Conduite forcée et accessoires : 135 000 USD • Equipements électromécaniques : 100 000 USD • Ligne MT sur 2,5 km : 80 000 USD • Cabines MT/BT avec transfos: 55 000 USD • Lignes BT 7 km (3x35+54,6): 165 000 USD

TOTAL hors tous droits et taxes 650 000 USD. La turbine et l’alternateur sont disponibles grâce à un don du Président de la République. Le besoin de financement est par conséquent réduit à environ 550 000 USD. Estimation du coût de revient de l’énergie Sur la base, d’une part, de l’évaluation du montant des investissements indiquée ci-dessus et une durée d’amortissement prise égale à 20 ans et d’autre part, d’une estimation des coûts d’exploitation établie à partir des coûts locaux de main d’œuvre et des résultats d’exploitation d’unités de production similaires, le coût de revient de l’énergie électrique consommée peut être estimé à : Frais d’amortissement = 27 500 USD Frais annuels d’exploitation = 10 000 USD Coût de revient annuel = 37 500 USD Consommation annuelle estimée = 874 MWh Coût de revient du kWh = 0,04 USD



Localité 6 : KIROTSHE–SHASHA - Province du NORD KIVU Données générales (localisation, population, conditions économiques locales, topologie, etc.) Kirotshe est située sur le territoire de Masisi, à 34 km de Goma et 7 km de SAKE, sur la route n° 3 reliant Goma à Bukavu. C’est une vieille localité qui doit sa réputation à son Grand Hôpital datant des années 1940. L’activité portuaire des années pré-indépendance ainsi que les activités commerciales ont été abandonnées. La population ? estimée à 2000 habitants, est essentiellement agricole, produisant de la banane, des pommes de terre, du manioc, du haricot, du maïs, du soja, de la patate douce, etc. A 1,7 km du Grand Hôpital se trouve SHASHA, un gros village de 250 ménages, avec une population agricole mais très dynamique. Le projet d’électrification concerne dans un premier temps les habitants vivant le long de la route principale, entre l’école protestante et environ 900 mètres après le marché de SHASHA. Parmi les 600 ménages identifiés, près de 20% ont construit leur habitation en matériaux durables. Le petit commerce y est développé, essentiellement celui des produits de première nécessité. Seuls 2 moulins à manioc en fonctionnement ont été identifiés comme PMI. Les dépenses substituables par l’électrification ont été évaluées à environ 10 USD/mois pour le ménage moyen et plus de 150 USD/mois en frais de gazole pour les meuniers. Les infrastructures sociales identifiées sont le Grand Hôpital, deux écoles primaires et secondaires, un poste de police, un bureau de poste, une maison de conférence GEAD, des églises. Les villages de Kirotshe et Shasha sont séparés par la rivière MUKONI qui prend sa source dans les montagnes. Analyse des besoins en énergie électrique Besoins résidentiels : Sur les 250 maisons que compte SHASHA, une vingtaine seulement est susceptible d’être électrifiée à court terme. De part et d’autre de la route nationale n° 3 entre le pont sur la rivière MUKONI et l’école protestante de Ritshoke, 80 maisons supplémentaires en construction durable ont été comptabilisées, soit au total une centaine de ménages susceptibles d’être électrifiés. Il est raisonnable de penser que 30% de ces ménages pourront souscrire 500 W et les autres 200 W chacun, la puissance moyenne par ménage s’établissant à 290 W. La puissance foisonnée appelée par l’ensemble des ménages sera de l’ordre de 8 kW entre 18h et 22h et environ la moitié pendant la journée.



Petites et moyennes industries : Avec les 3 moulins à manioc et maïs, le petit artisanat et quelques boutiques, la puissance foisonnée pour les PMI sera de 17 kW avec un coefficient de simultanéité de 0,9, appelée entre 7 et 18 heures et, en dehors de cette période, les moulins étant arrêtés, la puissance appelée chute au quart de cette valeur. Eclairage public : La distance à éclairer est d’environ 4 km avec l’installation de 101 poteaux et points lumineux. Avec l’hypothèse de 75 W par point lumineux, la puissance appelée sera alors de 7,6 kW tous les jours de 18 à 6 heures. Centres sociaux : Kirotshe compte un grand hôpital de référence dont les besoins ont été évalués à 20 kW. Dans le périmètre du projet, trois écoles (3 kW), un poste de police (0,5 kW), deux paroisses (1,5 kW), des bureaux administratifs et le centre GEAD sont de potentiels consommateurs. En tenant compte d’un coefficient de foisonnement de 0,6, la puissance appelée par l’ensemble des centres sociaux variera de 16 kW en journée à 10 kW en soirée, puis à environ 8 kW entre 0 et 6 heures. Le graphique ci-dessous donne une simulation du profil journalier de la demande en électricité, cumulée pour tous les acteurs de la localité. La pointe journalière se situe à 37 kW pendant la journée, car dominée par la consommation du Grand Hôpital et des trois moulins envisagés. La consommation journalière est dès lors estimée à 738 kWh, soit 269 MWh/an.

Profil journalier simulé de la consommation d'électricité à SHASHA - KIROTSHE

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• Hydroélectricité : à 1 km de la cité de SAKE, se trouve sur la rivière

MUTAHYO un site pouvant accueillir un aménagement hydroélectrique. Des études antérieures menées par la SNEL ont révélées un débit moyen de 2 m³/s et une chute naturelle de 9 mètres, mesure confirmée le 21/04/2006 par ASILI2 à l’aide d’un appareil de précision.

• Raccordement HT : La deuxième possibilité consiste à créer un poste

HT/MT sur la ligne 70 kV (Bukavu – Goma), à partir du pylône situé à environ 5 km de SAKE et de construire une ligne 30 kV jusqu’à SHASHA où au-delà. Cette solution aurait l’avantage de faciliter l’électrification entre autres de SAKE et les stations relais de téléphonie mobile (VODACOM et CELTEL).

• Biogaz : La troisième possibilité pourrait consister à valoriser les résidus de

culture de la banane (troncs, feuilles) en biogaz pour alimenter un groupe électrogène à biogaz. Cette solution nécessite une analyse approfondie, qui dépasse le cadre de la présente étude, pour déterminer la fraction de résidus à prélever dans les plantations sans appauvrir les sols, dans le souci d’éviter l’utilisation d’engrais chimiques.

Description de la solution technique proposée La solution retenue consiste canaliser de l’eau via une conduite forcée en béton armé vers une turbine placée en contrebas de la rivière, exploitant ainsi la dénivellation nette de 9 mètres. Tenant compte du débit moyen de 2 m3/s, et d’un rendement global de 70%, la puissance développable sera de 40 kW en période d’étiage. L’installation comprendra aussi un bâtiment abritant les équipements électromécaniques de la centrale (turbine de type Banki d’une puissance de 50 kVA, un alternateur 1500 tr/min, un multiplicateur de vitesse, un régulateur, des armoires électriques, un transfo élévateur), un canal de restitution et les ancrages en béton armé pour la conduite forcée, dont la longueur est estimée à 150 mètres. Le transport de l’électricité produite jusqu’à l’hôpital de RITSHOKE se fera par une ligne MT longue de 3,2 km. Au niveau du marché de SHASHA, soit à 1,5 km de la centrale, un transformateur 6,6 kV / 0,4 kV de 25 kVA permettra d’alimenter les deux moulins à manioc et les habitations environnantes. Un deuxième poste MT/BT sera installé au niveau de l’hôpital de Kirotshe à partir duquel seront alimentés celui-ci ainsi que les logements de cadres, le bureau de PTT et de l’administration. Deux autres lignes BT desserviront la paroisse catholique, l’école protestante et les villas voisines. Eventuellement, une ligne BT sortant directement de la centrale pourra alimenter les groupements Bwirundi (50 ménages, à moins de 500 m de la centrale) et Kashyolero (30 ménages, à environ 200 m de la centrale), ce qui permettrait aux




cultivateurs de disposer d’un moulin pour la transformation de leurs produits avant le transport vers le marché de Shasha. La possibilité de dévier une deuxième rivière pour augmenter le débit existe, mais n’a pas été analysée. Schéma simplifié de l’installation

Impact environnemental et social L’électrification de Kirotshe-Shasha contribuera à l’intensification des activités agro-pastorales, au maintien des jeunes dans la localité, à la création de nouvelles activités (éducation, etc.) contribuant à l’épanouissement des femmes et à la production de revenus supplémentaires. De plus, l’éclairage des maisons et des infrastructures hospitalières améliorera la santé des personnes (réduction de la pollution intérieure liée aux lampes à pétrole). La prise en compte de Kashyero et Bwirundu dans le projet permet à ces populations de disposer d’un moulin à manioc pour la transformation du manioc, du maïs et des haricots. En outre, avec quelques ampoules pour l’éclairage public et la création de salles d’études, les enfants étudieront plus longtemps le soir et aspireront davantage au développement de leur communauté. La production annuelle (269 MWh/an) de cette centrale basée sur une source d’énergie renouvelable, contribuera à la réduction d’environ 300 tCO2 équivalents par an.



Evaluation du budget d’investissement Le montant indicatif de l’investissement nécessaire à l’électrification de KIROTHE - SHASHA est détaillé comme suit :

• Bassin déversoir : 35 000 USD • Conduite forcée et accessoires : 120 000 USD • Equipements électromécaniques : 30 000 USD • Ligne MT sur 3,2 km équipée de 2 postes MT/BT : 75 000 USD • Lignes BT (env. 5 km): 145 000 USD

TOTAL hors tous droits et taxes 405 000 USD Estimation du coût de revient de l’énergie Sur la base, d’une part, de l’évaluation du montant des investissements indiquée ci-dessus et une durée d’amortissement prise égale à 20 ans et d’autre part, d’une estimation des coûts d’exploitation établie à partir des coûts locaux de main d’œuvre et des résultats d’exploitation d’unités de production similaires, le coût de revient de l’énergie électrique consommée peut être estimé à : Frais d’amortissement = 20 500 USD Frais annuels d’exploitation = 5 000 USD Coût de revient annuel = 25 500 USD Consommation annuelle estimée = 269 MWh Coût de revient du kWh = 0,09 USD .



Localité 7 : CIHERANO - Province du SUD-KIVU Données générales (localisation, population, conditions économiques locales, topologie, etc.) CIHERANO, située sur le territoire de Kabare, à 50 km de Bukavu, est un village qui a souffert du pillage, et l’exode des populations. Trois groupements vivent dans un rayon de 5 km, avec une population estimée à 70000 habitants, essentiellement des agriculteurs et éleveurs. Cette localité dispose d’une vallée de 900 ha, cultivée par des milliers de particuliers. Les principales cultures sont le thé, la banane, les pommes de terres, le manioc, le haricot, le maïs, le soja, la patate douce, le sorgho, etc. Le projet d’électrification concerne dans un premier temps les services énergétiques et plus tard les besoins domestiques étant donné la dispersion de l’habitat. Le petit commerce n’est pas développé, le marché ayant lieu deux fois par semaine. Comme PMI, 4 moulins fonctionnent actuellement à Ciherano et un moulin est en phase d’installation à Mwimbi, tous alimentés en gazolel. Une ferme de 1000 bovins est obligée de faire conserver son lait à Bukavu par manque d’énergie. Les infrastructures sociales identifiées sont le centre de santé de Mwimbi, trois écoles primaires et deux secondaires, deux églises catholiques et un temple protestant, un centre de santé de l’église protestante, le centre hospitalier Kakono géré par les sœurs du couvent. Les dépenses substituables par l’électrification ont été évaluées à environ 6 USD/mois pour un ménage moyen, à plus de 150 USD/mois en frais d’achat de gazole pour les meuniers et à près de 120 USD pour le centre de santé de Mwimbi, qui possède un groupe électrogène de 5,5 kVA pour ses besoins. Dix ménages ont adressé une requête pour se connecter au groupe du centre de santé de Mwimbi. Des requêtes semblables ont été adressées pour un raccordement au groupe électrogène alimentant la maison des prêtres et les deux couvents, expression d’une demande réelle en énergie électrique et de la volonté de payer des populations de cette localité. Analyse des besoins en énergie électrique Besoins résidentiels : Le village est très montagneux et l’habitat très dispersé. Cependant les demandes spontanées telles celles adressées à l’hôpital de Mwimbi, se multiplieront après la réalisation du projet. La puissance foisonnée appelée par l’ensemble des ménages sera d’environ 6 kW entre 18h et 22h. Petites et moyennes industries : Dans un premier temps, 5 moulins à manioc et maïs, une chambre froide, un mélangeur d’aliment pour bétail, le petit artisanat et quelques boutiques pourront être connectés au réseau. Il en résulte une puissance foisonnée de 47 kW appelée entre 7 et 18 heures et, en dehors de cette période les moulins étant arrêtés, la puissance appelée, dominée par la chambre froide, chute à 25 kW.



Eclairage public : La distance à éclairer est d’environ 3 km avec l’installation de 76 poteaux et points lumineux. Avec l’hypothèse de 75 W par point lumineux, la puissance appelée sera alors de 5,7 kW tous les jours de 18 à 6 heures. Centres sociaux : CIHERANO compte deux importants centres de santé et un poste de santé pouvant cumuler une puissance installée de 15 kW. Dans le périmètre du projet, trois écoles (3 kW), le poste de police (0,5 kW), deux paroisses (1,5 kW), 3 foyers sociaux ou communautaires et 2 couvents sont de consommateurs potentiels. En tenant compte d’un coefficient de foisonnement de 0,6, la puissance appelée par l’ensemble des centres sociaux variera de 25 kW en soirée à 17 kW en journée, puis à environ 12 kW entre 22 et 6 heures. Le graphique ci-après donne une simulation du profil journalier de la demande en électricité, cumulée pour tous les acteurs de la localité. La pointe journalière se situe à 66 kW pendant la journée, dominée par la consommation des moulins et de la chambre froide. La consommation journalière est dès lors estimée à 1,36 MWh, soit 497 MWh/an.

Profil journalier simulé de la consommation d'électricité à CIHERANO - MWIMBI

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Inventaire des sources d’énergie potentielles Le village est traversé par la rivière Kahungwe qui présente sur le site de coordonnées (2,72° S ; 28,74° E) une chute brute de 23 m et un débit en période d’étiage de 1,8 m³/s. Aucune autre ressource n’a pu être identifiée.



Description de la solution technique proposée La solution proposée consiste à construire une centrale au fil de l’eau sur la rivière Kahungwe, dimensionnée pour un débit nominal de 1,2 m³/s. La centrale sera équipée d’une turbine Banki aux caractéristiques nominales suivantes :

- Hauteur de chute nette : 20 m - Débit nominal d’équipement : 1,2 m³/s - Rendement de la turbine au débit nominal : 75% - Puissance nette de la turbine au débit nominal : 177 kW


- Pertes hydrauliques maximales : 5% - Rendement de la génératrice : 95% - Pertes dans le transformateur : 1% - Pertes parasite d’électricité : 2%,

la puissance nette fournie sur le réseau sera en régime nominal de 154 kW, soit environ 190 kVA. Un système de by-pass devra être prévu pour réguler le débit en fonction de la charge étant donné que la centrale fournira l’ électricité sur un réseau isolé. La centrale alimentera deux lignes MT à 6,6 kV, l’une vers le centre de santé Mwimbi et l’autre vers le marché de Ciherano. Deux transformateurs 6,6 kV / 0,4 kV, l’un de 75 kVA au centre de santé Mwimbi et l’autre de 100 kVA soit au marché soit devant la maison des pères, abaisseront la tension pour la distribution. Schéma simplifié de l’installation



Impact environnemental et social L’électrification de CIHERANO permettra de fournir des services énergétiques aux populations, notamment :

- la création d’une chambre froide pour la conservation du lait, la grande ferme

actuelle est obligée de transporter son lait à Bukavu pour conservation et les petits éleveurs doivent vendre le leur à bas prix pour éviter la perte totale

- la création d’une banque de sang et d’un centre réfrigéré de conservation des

médicaments et vaccins, communs à tous les centres de santé - la création d’un centre de formation des jeunes aux métiers, qui reste en projet

à la paroisse par suite du manque d’énergie - la meilleure prise en charge des malades - l’organisation de séances d’études en soirée dans les écoles

Selon la population rencontrée, l’électrification contribuera à la stabilisation et au retour des populations déplacées, consolidant ainsi les familles et facilitant leur épanouissement. Sur le plan environnemental, la valorisation de la chute produit une énergie renouvelable sans impact négatif à long terme sur l’environnement. Aussi, l’utilisation de l’électricité limite l’exposition à la pollution intérieure et aux risques d’incendie liés aux lampes à pétrole et aux bougies. Evaluation du budget d’investissement Le montant indicatif de l’investissement nécessaire l’électrification de CIHERANO-MWIMBI est détaillé comme suit :

• Bassin déversoir : 45 000 USD • Bassin de mise en charge : 35 000 USD • Conduite forcée et accessoires : 65 000 USD • Equipements électromécaniques : 85 000 USD • Ligne MT sur 3,2 km : 80 000 USD • Cabines MT/BT avec transfos: 70 000 USD • Lignes BT 7 km (3x35+54,6): 90 000 USD

TOTAL hors tous droits et taxes 470 000 USD






Localité 8 : SIMBILYABO - Province ORIENTALE Données générales (localisation, population, conditions économiques locales, topologie, etc.) Simbilyabo, quartier périphérique de la ville de Bunia, est situé à 5 km du centre ville sur le prolongement de l’Avenue NYAKASANZA, après les quartiers SALONGO, RWAMBIZI et SAYO. La population estimée à 6000 habitants, est très hétérogène. Elle tire ses revenus de l’agriculture, du petit élevage (lapins, volaille, porcs), du petit commerce et beaucoup d’hommes travaillent à Bunia comme maçons, etc. Les principaux produits agricoles sont le manioc, le haricot, le maïs, le soja, la patate douce, etc. Le quartier ne dispose pas de moulin, ce qui oblige les femmes à aller à 1,7 km pour moudre les grains et le manioc. Cette tâche est d’autant plus contraignante qu’elle est récurrente chez les dames fabriquant et vendant la bière locale, à base de maïs. La zone peut être qualifiée de très évolutive, prototype des périphéries urbaines. Après les pillages qui ont entraîné des incendies, les habitants ont pris l’habitude de construire les cases avec le toit en tôle, plus résistante au feu que la paille. Parmi les 900 ménages identifiés, près de la moitié ont construit leur habitation en matériaux durables. Les dépenses substituables par l’électrification ont été évaluées à environ 14 USD/mois pour le ménage moyen. Les infrastructures sociales identifiées sont l’Institut Panafricain de Santé Communautaire (IPASC), deux écoles primaires et secondaires le long de l’axe principal, une école secondaire privée (avenue Jérusalem), un bureau administratif, un centre de santé, un poste de santé et des églises. Analyse des besoins en énergie électrique Besoins résidentiels : Sur les 900 maisons que compte Simbilyabo, environ la moitié est susceptible d’être électrifiée à court terme, car en construction durable (briques et toit en tôle). Il est raisonnable de penser que 30% de ces ménages pourront se connecter dès la première année. Si 10% souscrit 1 kW et les autres 300 W chacun, la puissance moyenne par ménage s’établira à 370 W. La puissance foisonnée appelée par l’ensemble des ménages de cette localité sera alors comprise entre 9 kW dans la journée et 28 kW de 18h à 22h. Petites et moyennes industries : Sont susceptibles de se raccorder les 2 moulins à manioc et maïs, le petit artisanat, une chambre froide et quelques boutiques. Il en résulte, selon la méthode Tractebel, une puissance foisonnée de 20 kW, appelée entre 7 et 18 heures et, en dehors de cette période les moulins étant arrêtés, la puissance appelée chute à la moitié du fait de la chambre froide.



Eclairage public : La distance à éclairer est d’environ 5 km avec l’installation de 126 poteaux et points lumineux. Avec l’hypothèse de 75 W par point lumineux, la puissance appelée sera alors de 9,5 kW tous les jours de 18 à 6 heures. Centres sociaux : Simbilyabo compte l’ISPASC avec une cité des enseignants dont les besoins ont été évalués à 20 kW. Dans le périmètre du projet, deux écoles (2 kW), le poste de police (0,5 kW), deux paroisses (1,5 kW), le bureau de quartier, les centre et poste de santé sont les potentiels consommateurs. En tenant compte d’un coefficient de foisonnement de 0,6, la puissance appelée par l’ensemble des centres sociaux variera de 16 kW en soirée à 11 kW en soirée, puis à environ 8 kW entre 0 et 6 heures. Le graphique ci-après donne une simulation du profil journalier de la demande en électricité, cumulée pour tous les acteurs de la localité. La pointe journalière, 74 kW se situe en soirée car dominée par les éclairages domestique, public et sociaux. La consommation journalière est dès lors estimée à 1029 kWh, soit 376 MWh/an.

Profil journalier simulé de la consommation d'électricité à Simbilyabo

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Bien que le quartier soit délimité par les rivières Rwambuzi, Nguezi et Tagata, il n’est pas possible d’envisager un aménagement hydroélectrique. Par contre, une extension de la ligne MT à partir de la cabine CATECHESE, à côté de l’Institut Supérieur Religieux (ISR), située à environ 2 km de Simbilyabo, jusqu’à l’ISPASC, soit 4 km de ligne MT est envisageable,.cette solution ayant l’avantage de renforcer l’électrification de SALONGO, RWAMBUZI et SAÏO dont les rares lignes BT sont vétustes et à la limite de la sécurité avec les risques d’ incendies ou électrocutions domestiques inhérents.



Une autre solution consiste en l’extension de la ligne MT jusqu’à l’entrée de SIMBILYABO, soit sur 2 km : solution moins coûteuse que la précédente, mais occasionnant des chutes de tension au niveau de l’ISPASC (amphis et logements).

Description de la solution technique proposée La solution retenue consiste à construire une ligne MT à partir du pylône de la cabine CATECHESE jusqu’à l’IPASC, soit environ 4 km et installer des transformateurs MT/BT :

- au marché SAÏO où sont installés beaucoup de moulins (75 kVA/6,6/0,4 kV), - au rond point à l’entrée de Simbilyabo (75 kVA/6,6/0,4 kV) d’où partiront les

lignes BT, - et à l’IPASC (50 kVA/6,6/0,4 kV) où une charge importante pourra se

développer dans le futur (cours en soirée, logements des enseignants, future résidence universitaire, extension des habitations, etc.).


Impact environnemental et social L’électrification de cette périphérie de Bunia diminuera la distance à parcourir dans le seul but de moudre le maïs ou le manioc, permettant ainsi aux fabricants de bières locales d’accroître leur production et de générer plus de revenus. La réduction du sentiment d’insécurité associée à l’éclairage public, attirera dans cette zone des



ménages plus fortunés, intensifiera le petit commerce, l’artisanat et la création d’ateliers de soudure, de mécanique, etc. De même, elle permettra le prolongement des horaires d’études, contribuant ainsi à une meilleure éducation des enfants, une meilleure prise en charge des malades dans le centre et le poste de santé, concourant au développement social des populations. Sur le plan environnemental, elle entraînera :

• une diminution de la pollution intérieure liée à l’utilisation du pétrole lampant, • la protection de la nappe phréatique grâce à la diminution d’utilisation des

piles (radios) et batteries (éclairage). Evaluation du budget d’investissement Le montant indicatif de l’investissement nécessaire à ’électrification de SIMBILYABO est détaillé comme suit :

• Ligne MT sur 4 km équipée de 3 postes MT/BT : 180 000 USD • Lignes BT (env. 10 km): 390 000 USD

. TOTAL hors tous droits et taxes 570 000 USD Estimation du coût de revient de l’énergie Sur la base, d’une part, de l’évaluation du montant des investissements indiquée ci-dessus et une durée d’amortissement prise égale à 20 ans et d’autre part, d’une estimation des coûts d’exploitation établie à partir des coûts locaux de main d’œuvre et des résultats d’exploitation d’unités de production similaires, le coût de revient de l’énergie électrique consommée peut être estimé à : Frais d’amortissement = 28 500 USD Frais annuels d’exploitation = 5 000 USD Coût de revient annuel = 31 500 USD Consommation annuelle estimée = 376 MWh Coût de revient du kWh = 0,08 USD



Localité 9 : TSHIBASHI–KATUAMBI - Province du KASAI OCCIDENTAL Données générales (localisation, population, conditions économiques locales, topologie, etc.) Tshibashi est située à 12 km de Kananga, sur la route Kananga-Ilebo. Sa population, forte de 1000 habitants, est essentiellement agricole, mais compte parmi elle, une dizaine de ménages possédant un groupe électrogène TIGER. Les produits cultivés sont le manioc, le maïs, la banane, etc. La localité est dotée d’un institut technique agricole, d’une école primaire, d’un centre de santé, d’une maternité, d’un internat mixte et d’un couvent. Katuambi est situé à environ 2 km de la paroisse de Tshibashi. Ce petit village est réputé pour son centre neuropsychiatrique, actuellement géré par les Frères de la Charité. Sa population estimée, à 5000 habitants, est essentiellement constituée d’anciens malades, qui s’y sont installés et s’adonnent à l’élevage et l’agriculture. Le reste de la population est constitué par le personnel du Centre dont les activités ont été élargies à d’autres spécialités de la médecine. La communauté des Frères de la Charité possède actuellement un groupe de 32 kVA en prêt qui permet d’éclairer le centre, la maison de la communauté, 5 maisons de médecins, pendant 1 à 2 heures par jour et d’assurer le pompage. Le camp des infirmiers a été déconnecté faute de carburant et de son coût élevé. Les Frères exploitent également une minoterie pour l’approvisionnement du centre en farine, mais la consommation élevée en carburant (10 litres/heure) ne permet pas une exploitation accrue en faveur de la population. Comme PMI, il existe 2 moulins à Tshibashi et 4 à Katuambi. Analyse des besoins en énergie électrique Besoins résidentiels : A Katuambi, la demande résidentielle sera dans un premier temps celle du personnel du Centre neuropsychiatrique, soit les 4 maisons de cadres, la maison de la communauté et les 43 habitations du camp des infirmiers et autres personnels. A Tshibashi, il est possible de compter sur une vingtaine de ménages qui se connecte dès la première année. Etant donné leur statut, il est raisonnable d’estimer que 30% de ces ménages souscriront 1 kW et les autres 400 W chacun, la puissance moyenne par ménage s’établira alors à 580 W. La puissance foisonnée appelée par l’ensemble des ménages de cette localité sera comprise entre 10 kW dans la journée et 20 kW de 18h à 22h. Petites et moyennes industries : Les PMI seront dominées par les 6 moulins qui préfèreront une énergie moins coûteuse et indépendante de l’approvisionnement en gazole. La minoterie des



Frères de la Charité fonctionnant de temps en temps, le petit artisanat, le centre de formation en menuiserie, l’élevage porcin, une chambre froide et quelques boutiques sont demandeurs en énergie électrique. Il s’ensuit, selon la méthode Tractebel, une puissance foisonnée de 46 kW, appelée entre 7 et 18 heures. En dehors de cette période, les moulins étant arrêtés, la puissance appelée chute au tiers, la chambre froide étant la principale charge. Eclairage public : La distance à éclairer est d’environ 5 km avec l’installation de 126 poteaux et points lumineux. Avec l’hypothèse de 75 W par point lumineux, la puissance appelée sera alors de 9,5 kW tous les jours de 18 à 6 heures. Centres sociaux : La zone du projet compte un institut technique agricole doté d’un internat, d’un centre hospitalier de grande capacité (25 kW), d’un centre de santé doté d’une maternité (5 kW), d’un couvent de sœurs catholiques (5 kW), de deux paroisses (1 kW), de deux écoles primaires (1 kW), etc. En tenant compte d’un coefficient de foisonnement de 0,6, la puissance appelée par l’ensemble des centres sociaux variera de 24 kW dans la journée, dominée par les équipements en milieu hospitalier, à 16 kW en soirée, puis à environ 12 kW entre 0 et 6 heures, dominée par l’éclairage. Le graphique ci-après donne une simulation du profil journalier de la demande en électricité, cumulée pour tous les acteurs de la localité. La pointe journalière (92 kW) se situe en soirée, car dominée par le pompage d’eau, les éclairages domestique, public et sociaux. La consommation journalière est dès lors estimée à 1,58 MWh, soit 576 MWh/an.

Profil journalier simulé de la consommation d'électricité à TSHIBASHI - KATUAMBI

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A 1,5 km du centre de Tshibashi, passe la rivière du même nom, un des multiples affluents de la rivière Lulua. Le site de coordonnées 6°50’ en latitude Sud et 22°20’ en longitude Est, a une altitude de 516,72 mètres. Une étude de faisabilité technique, datant de 2002, fait état d’une capacité de production supérieure à 2 MW, pour un débit moyen de 28,72 m³/s et une hauteur brute de plus de 11 mètres. La visite du site lors de la mission permet d’estimer un débit de 14 m³/s et l’aménagement éventuel d’une dénivellation naturelle de plus ou moins 3 mètres, avec une conduite forcée de longueur raisonnable en aval du pont-route. Le débit ainsi observé coïncide avec le débit minimal calculé à partir des statistiques pluviométriques de la ville de Kananga sur une période de 30 ans. Une deuxième possibilité est l’extension du réseau MT sur une distance d’environ 10 km, mais l’approvisionnement de ce poste, point de raccordement, tributaire du fonctionnement de la centrale thermique de Kananga étant aléatoire, un raccordement ne peut être envisagé.

Description de la solution technique proposée La solution proposée consiste à équiper le site décrit ci-haut sur la rivière Tshibashi de :

- un barrage-pont suivant l’axe de la route, avec une prise d’eau de surface munie d’un grillage et suivie d’un bassin désableur,

- un canal d’amenée à ciel ouvert sur la rive droite, - une chambre de mise en charge pour maintenir le débit constant, - une conduite forcée résistant à la corrosion, - une turbine Banki, - un canal de fuite, - un alternateur

En tenant compte du débit moyen de 14 m³/s, disponible toute l’année, une hauteur nette de 3 mètres et un rendement de la turbine de 65%, la puissance nette disponible à l’arbre sera de 268 kW. En tenant compte du rendement du système estimé à 88%, la puissance nette fournie au réseau sera de 234 kW.




Impact environnemental et social L’électrification de cette zone permettra un meilleur fonctionnement du Centre de santé et de la maternité de Tshibashi, ainsi que celui du centre neuropsychiatrique de Katuambi. En effet, beaucoup d’équipements médicaux et de bureautique ne peuvent être utilisés actuellement. Les Frères de la Charité s’occupent aussi de l’encadrement des ex-malades du centre qui ont des difficultés à s’intégrer au sein de leur famille et reviennent s’installer à Katuambi. L’électrification du site permettra de disposer de l’eau et de réaliser des projets de jardinage par irrigation et d’élevage de porcs, ce qui assurera des revenus et facilitera l’indépendance des ex-malades. De même, le projet de création d’un centre d’apprentissage de menuiserie pourra devenir une réalité. L’éclairage de l’internat et l’organisation des cours de soir à Tshibashi contribueront à une meilleure éducation de la population. Sur le plan environnemental, les émissions liées à la combustion mensuelle de 400 litres de gazle seront évitées. Plus généralement, la production annuelle de 576 MWh à partir d’une source renouvelable permettra d’éviter environ 800 tCO2 équivalents annuellement.



Evaluation du budget d’investissement Le montant indicatif de l’investissement nécessaire à l’électrification de TSHIBASHI-KATUAMBI est détaillé comme suit :

• Bassin déversoir : 70 000 USD • Bassin de mise en charge : 50 000 USD • Conduite forcée et accessoires : 75 000 USD • Equipements électromécaniques : 90 000 USD • Ligne MT sur 3,6 km : 110 000 USD • Cabines MT/BT avec transfos: 95 000 USD • Lignes BT 4 km (3x35+54,6): 100 000 USD • TOTAL hors tous droits et taxes : 590 000 USD




Localité 10 : BAKWA LUBADI - Province du KASAI ORIENTAL Données générales (localisation, population, conditions économiques locales, topologie, etc.) Bakwa Lubadi est un village de 6000 habitants, situé à 48 km de Mbuji Mayi, dans le secteur de MUOVO-NKATSHIA, district de Tshilenge, territoire de MIABI. Village typique du Kasaï oriental où la population est partagée entre l’agriculture et l’exploitation artisanale du diamant, la localité a une allure de bien-être social moyen, mais est handicapée par le manque d’énergie électrique. De part et d’autre de l’axe principal traversant la localité, plus de 320 maisons sont construites en matériaux durables (murs en briques et toits en tôles) sur une longueur de moins de 2 km. Environ 20% des ménages possèdent un téléviseur. Ce village a expérimenté l’électrification précaire à partir d’un groupe électrogène appartenant à un privé, qui approvisionne les cabines téléphoniques et quelques ménages moyennant respectivement 1,2 et 0,6 dollars par jour, le service durant de 18 heures à 24 heures. Chacun prend en charge son raccordement et la redevance est perçue tous les soirs. Bakwa Lubadi compte une dizaine de moulins à manioc et maïs, 2 mécaniciens de motos, 2 huileries manuelles, une savonnerie artisanale, une boulangerie au bois, une école primaire, quatre églises, un sous-commissariat, un centre de santé à Bakwa Nkamba et un service de l’Agence Nationale de Renseignements. Analyse des besoins en énergie électrique Besoins résidentiels : A Bakwa Lubadi, la demande résidentielle sera dans un premier temps constituée par les 20% de ménages possédant un téléviseur et, à court terme, par les 320 maisons construites en matériaux durables, ce qui représente le tiers des habitations. Etant donné leur statut, il est raisonnable de penser que 30% de ces ménages souscriront 0,5 kW et les autres 200 W chacun, la puissance moyenne par ménage s’établira alors à 290 W. La puissance foisonnée appelée par l’ensemble des ménages raccordés dans cette localité sera comprise entre 14 kW de 18h à 22h, 7 kW de 0 à 6 h, et 12 kW pendant le reste de la journée. Petites et moyennes industries : Les PMI sont représentées par les 10 moulins identifiés, les 5 boutiques, le petit artisanat, une chambre froide, l’atelier de menuiserie et le pompage d’eau. Selon la méthode Tractebel, il en résulte une puissance foisonnée de 38 kW, appelée entre 7 et 18 heures. En dehors de cette période, les moulins étant arrêtés, la puissance appelée chute à la moitié jusqu’à 23 heures environ et au tiers pendant la nuit, la chambre froide étant la principale charge.



Eclairage public : La distance à éclairer est d’environ 3,6 km avec l’installation de 91 poteaux et points lumineux. Avec l’hypothèse de 75 W par point lumineux, la puissance appelée sera alors de 6,8 kW tous les jours de 18 à 6 heures. Centres sociaux : Concernant les consommateurs sociaux, la zone du projet s’étend à Bakwa Nkamba, qui compte un centre de santé, le sous-commissariat, une école primaire, quatre églises et l’Agence Nationale de Renseignements. En tenant compte d’un coefficient de foisonnement de 0,7, la puissance appelée par l’ensemble des centres sociaux variera de 2 kW en journée, à 4 kW en soirée, essentiellement pour l’éclairage. Le graphique ci-après donne une simulation du profil journalier de la demande en électricité, cumulée pour tous les acteurs de la localité. La pointe journalière (54 kW) se situe en soirée au moment du pompage d’eau, de l’éclairage domestique et public. La consommation journalière est dès lors estimée à 1079 kWh, soit 394 MWh/an.

Profil journalier simulé de la consommation d'électricité à BAKWA LUBADI

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• Aménagement hydroélectrique 1 : une chute est aménageable sur la rivière MUOVO à Bashiganla, à 12 km de Bakwa Lubadi

• Aménagement hydroélectrique 2 : La rivière Katshia présente aussi une possibilité de développement d’un barrage de 80 kW, sur un site situé à 13 km de la localité

• Le solaire photo-voltaïque, mais le coût de l’installation correspondante est prohibitif

• Une centrale thermique au gazole



Description de la solution technique proposée Compte tenu de l’expérience acquise en gestion privée de distribution d’énergie électrique à partir d’un groupe électrogène, il est apparu plus économique de retenir une centrale de type classique, basée sur un groupe électrogène de 100 kW en puissance nominale et de doter la localité d’un réseau BT respectant les règles en vigueur. La centrale sera placée au marché et les départs de lignes BT envisagés comme suit :

- Une ligne jusqu’au sous-commissariat de Bakwa Nkamba - Deux lignes de part et d’autre de l’axe principal en direction de la rivière

MUOVO - Une ligne pour les 3 moulins du marché et quelques habitations environnantes - Une ligne pour les moulins de Bakwa Nkamba

Il est nécessaire d’inclure un groupe de secours de 60 kW et une citerne de 10 000 litres pour garantir une sécurité d’approvisionnement d’environ six semaines. Schéma simplifié de l’installation

Impact environnemental et social Meilleure exploitation des cabines publiques, même en journée Possibilité de conserver et vendre sur place des poissons et viande frais, entraînant une diminution des prix, et une accessibilité à un nombre plus grand de familles Diminution du sentiment d’insécurité



Prolongement des activités en soirée pouvant générer plus de revenus pour les ménages Diminution des frais d’investissement pour certaines activités nécessitant une alimentation en énergie électrique, donc plus d’encouragement à investir localement, Possibilité d’études personnelles prolongées, prémisse de meilleurs résultats Possibilité d’utilisation des fours à pain électriques fabriqués par récupération des réfrigérateurs usagés, ce qui entraîne plus de production, donc accroissement de revenus Diminution de la pollution intérieure et des maladies respiratoires Meilleur fonctionnement du centre de santé (prise en charge des malades la nuit, conservation des médicaments) Evaluation du budget d’investissement Le montant indicatif de l’investissement nécessaire à l’électrification de BAKWA LUBADI est estimé comme suit : Groupes électrogènes de 120 kVA et 88 kVA, insonorisés avec système d’inversion: 60 000 USD Citerne de 10 m³ à système automatique de remplissage : 15 000 USD Tableau Général Basse Tension (TGBT) à 6 départs : 10 000 USD 7 km de ligne BT avec câble torsadé 3x70+54,6: 265 000 USD TOTAL hors tous droits et taxes: 350 000 USD Estimation du coût de revient de l’énergie Sur la base, d’une part, de l’évaluation du montant des investissements indiquée ci-dessus et une durée d’amortissement prise égale à 20 ans et d’autre part, d’une estimation des coûts d’exploitation établie à partir des coûts locaux de main d’œuvre et des résultats d’exploitation d’unités de production similaires, le coût de revient de l’énergie électrique consommée peut être estimé à : Frais d’amortissement = 17 500 USD Frais annuels d’exploitation = 183 500 USD Coût de revient annuel = 201 000 USD Consommation annuelle estimée = 394 MWh Coût de revient du kWh = 0,51 USD



Localité 11 : TUMBWE - Province du KATANGA Données générales (localisation, population, conditions économiques locales, topologie, etc.) Tumbwe est situé à 30 km au nord de Lubumbashi sur la route de Likasi. Sa population estimée à 1500 habitants est répartie en cinq quartiers disposés de part et d’autre de la route de Lubumbashi. Parmi les 230 maisons inventoriées dans la cité, 35 sont construites en matériaux durables, soit environ 16%. La population est essentiellement agricole, produisant du manioc, du maïs, du haricot, de la patate douce, des arachides et des cultures maraîchères (tomate, choux, carotte, persil, ail, etc.). L’artisanat comprend une forge et l’exploitation artisanale des minerais. D’autres activités identifiées sont la couture, une salle vidéo, le petit commerce et la fabrication des briques avec utilisation de fours, ainsi que 5 moulins en fonctionnement et une boulangerie artisanale avec four à bois. 14% des ménages possèdent un téléviseur fonctionnant sur batterie, dont la recharge se fait une fois par semaine, à environ 7 km de la cité, moyennant 1US$. En moyenne, 12 piles sont consommées par ménage et par mois pour écouter la radio, et la consommation de pétrole pour l’éclairage est estimée à 73 cl par semaine, ce qui, pour chaque ménage moyen, correspond à une dépense de l’ordre de 10 USD par mois Les ménages moins fortunés dépensent 6 USD par mois pour s’éclairer à la bougie, à raison d’une bougie par soirée. En outre, 10 groupes électrogènes fonctionnent à Tumbwe et les moulins consomment 10 à 12 litres de gazole par semaine correspondant à une dépense de 60 USD par mois, soit la moitié de leur chiffre d’affaires mensuel. Comme association structurée, il faut citer l’Association des agriculteurs, encadrée par l’UNICEF et le comité des enseignants. L’approvisionnement en eau se fait à partir d’une source aménagée jadis par la Commission Nationale de l’Energie. Comme infrastructures sociales, Tumbwe dispose d’une école primaire, d’un centre de santé, de deux postes de santé, d’une paroisse catholique et d’une mission kimbanguiste. Analyse des besoins en énergie électrique Besoins résidentiels : Les premiers à se raccorder au réseau électrique seront les 14% des ménages ayant actuellement un téléviseur et à très court terme les 35 ménages possédant des constructions durables. En prévoyant que 20% de ces ménages pourront souscrire 500 W et les autres 200 W chacun, la puissance moyenne par ménage s’établit à 260 W. La puissance totale appelée par l’ensemble des ménages entre 18h et 22h serait de l’ordre de 7 kW en soirée et environ le tiers dans la journée.



Petites et moyennes industries : Dès la première année d’électrification, les cinq moulins à manioc et maïs, le petit commerce de boissons, le pompage d’eau, et le forgeron se raccorderont au réseau. La méthode Tractebel permet d’estimer la demande foisonnée des PMI à une pointe de 32 kW. Cette puissance foisonnée est appelée entre 5 et 18 heures et, en dehors de cette période, le tiers de cette puissance suffira à maintenir les éventuels équipements en marche. Le pompage d’eau s’effectuera 2 à 3 heures par jour, de préférence le matin pour remplir la citerne. Eclairage public : L’éclairage public concerne le tronçon de la route de Lubumbashi traversant la localité et les cinq ruelles principales. La distance à éclairer est d’environ 6 km avec l’installation de 151 poteaux et points lumineux. La puissance appelée est alors de 11 kW tous les jours de 18 à 6 heures. Centres sociaux : Tumbwe compte un centre de santé avec maternité et salles d’observation dont les besoins ont été estimés à 3 kW, une école primaire (2 kW), deux postes de santé privés (1 kW), et deux petites paroisses (1 kW). En tenant compte d’un coefficient de foisonnement de 0,6, la puissance appelée par l’ensemble des centres sociaux variera de 2 kW dans la journée à 4 kW en soirée. Le graphique ci-après donne une simulation du profil journalier de la demande en électricité, cumulée pour tous les acteurs de la localité. La pointe journalière se situe à 40 kW lors du pompage d’eau. La consommation journalière s’établira dès lors à 818 kWh, soit environ 293 MWh/an.

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• Aucune ressource n’est à priori disponible à Tumbwe. La forêt la plus proche se trouve à environ 16 km, mais aucune donnée crédible ne permet d’envisager la valorisation de la biomasse résultante en énergie électrique.

• Trois lignes HT (la ligne N°71, 220 kV, la ligne n° 72, 110kV et la ligne 50kV Shilatembo-Lubumbashi) traversent le village entre les pylônes n° 195/1055 et n° 441.

Il est réaliste d’envisager un soutirage pour approvisionner Tumbwe. Description de la solution technique proposée La solution proposée consiste en un soutirage monophasé inductif de 100 kVA par transformateur isolé au SF6 à partir de la ligne HT (n°71) sur le pylône n° 228, situé derrière l’école. La tension passe directement de 220 kV à 220V. Cette installation, identique à celle en fonctionnement au village de Makola en République du Congo depuis 2002, sera constituée de :

• un sectionneur HT pour le découplage éventuel du village, • un parafoudre, • un transformateur d’alimentation rurale, • une armoire de distribution BT avec mesures, contrôle et protections, • un réseau BT étendu à tout le village, • un réseau de terre aussi bien en HT qu’en BT pour limiter les risques

d’accident en cas de court-circuit ou de choc foudre.




Impact environnemental et social

- - La création d’emplois dans l’agriculture et la petite industrie maintient les

jeunes au village et ceux-ci participent au développement local. - Plus besoin d’aller à 7 km charger les batteries ou à 1,5 km chercher de l’eau

et mise à profit du temps ainsi gagné pour d’autres activités de production - Développement d’activités génératrices de revenus : recharge de batteries

pour les ménages non raccordés, prolongement du petit commerce au-delà de 20h, travaux et cours de couture (coupe, broderie, tricotage), vente de poissons et viande frais/congelés

- Possibilité de conservation des produits maraîchers de manière à réguler la vente et de transformation des produits agricoles (manioc en particulier) avec création de plus-value ou limitation des pertes

- Meilleure scolarisation des enfants, protection des yeux et diminution des maladies respiratoires liées aux bougies ou lampes à pétrole

- Diminution des incendies dus aux bougies - Organisation des cours d’alphabétisation pour femmes en soirée - Diminution de la pollution intérieure et réduction des émissions de CO2 liées à

l’utilisation des groupes électrogènes, batteries et piles.



Evaluation du budget d’investissement Le montant indicatif de l’investissement nécessaire à l’électrification de TUMBWE est estimé comme suit : 2 Transformateurs de 50 kVA et accessoires : 500 000 USD Génie civil et installation : 300 000 USD Total hors tous droits et taxes : 800 000 USD Estimation du coût de revient de l’énergie Sur la base, d’une part, de l’évaluation du montant des investissements indiquée ci-dessus et une durée d’amortissement prise égale à 20 ans et d’autre part, d’une estimation des coûts d’exploitation établie à partir des coûts locaux de main d’œuvre et des résultats d’exploitation d’unités de production similaires, le coût de revient de l’énergie électrique consommée peut être estimé à : Frais d’amortissement = 40 000 USD Frais annuels d’exploitation = 3 000 USD Coût de revient annuel = 43 000 USD Consommation annuelle estimée = 298 MWh Coût de revient du kWh = 0,14 USD



ANNEXE : Personnes rencontrées Kinshasa BEYOKO Jean Pierre, Secrétaire permanent de la CNE ILONGI, Directeur a.i de la cellule Electrification Rurale de la SNEL KIPOY Willy, Chef de Département Adjoint à la CNE Bandundu NDUNGI, Chef d’antenne CNE à Kikwit Chef de centre SNEL à Kikwit Monsieur le Maire de la ville de Kikwit Monsieur le Directeur de la DGM Monsieur le Curé de la Paroisse de Kikwit Sacré-Coeur TAMISI, Directeur d’exploitation de l’usine PLC de Lusanga Equateur BAENDE Jean Paul, Vice Gouverneur Représentant Provincial de la CNE à Mbandaka Chef de Division de l’énergie à Mbandaka Secrétaire d’état civil de Wendji Secli Responsable de la station hertzienne de Bolenge L’infirmier chef du centre de santé de Bolenge L’infirmier chef et le comissaire de police, Wendi Secli Bas-Congo Chef d’antenne CNE, Mbanza Bungu Honorable Dr YUKULA, Député Monsieur le Chef du Secteur de Cataractes Abbé Paul KIAKU, Curé de Kinzudu Sud Kivu MANASE SHUBAZI, Représentant Provincial de la CNE, Bukavu BAHIZIRI, Président de l’association des électriciens du Kivu Abbé SAKALI Cyprien, Curé de la paroisse de Ciherano Mme Justine, Gestionnaire de l’hôpital de Mwimbi Nord Kivu BALIKWISHA Juma, Ministre provincial des mines, hydrocarbures et énergie MWETU, Chef de Centre SNEL, Goma KAVUGHU, Expert SNEL, Goma Orientale MUTUMA Déo Gratias, Chef d’antenne CNE à Bunia PIKAMWENDO NDAYI Jean Claude, Responsable a.i du ministère de l’énergie Monsieur le Chef du quartier SIMBILYABO Katanga ILUNGA KATUMBWE Robert, Représentant Provincial de la CNE KASHAL Benoît, Chargé d’études



SHAKO Weddy José, Chargé d’études KINGOMBE MWANA KATENDE Augustin, Chef d’Antenne YAV KASONG Jacques, Chef de la localité de Tumbwe MONGA MUMBI MULAMBENU, Secrétaire administratif de Kawama BUKANGA, Représentant du Chef à la Chefferie KAPONDA (Mimbulu) ODILON KABUNDA, Secrétaire de la chefferie de Mimbulu Kasaï occidental Tshikende Célestin, CSAF Adophe, chargé d’études Me MUSUAMBA, porteur d’un projet de microcentrale hydroélectrique Chef de la localité de MBUYI Curé de la paroisse de MBUYI Curé da la paroisse de Tshibashi Frère Supérieur de la Communauté des frères de la charité à Katuambi Kasaï oriental KALAMBAYI Jean Jacques, CSAF Charles, Représentant provincial a.i de la CNE Ministre provincial de l’énergie Vice Gouverneur Chef de la localité de BAKWA LUBADI Grand Chef Mutombo Katshi Abbé…, curé de la paroisse de Lukalaba



Dossier type d’appel d’offres

Cahier des Charges Techniques OCTOBRE 2007



BANQUE MONDIALE


Passation de marché d’étude, fourniture et

montage d’installations

ii

Table des matières

Section I. Avis d’appel d’offres............................................................................................. 4

Section II. Instructions aux soumissionnaires ..................................................................... 6

Section III. Données particulières de l’appel d’offres ...................................................... 39

Section IV. Cahier des clauses administratives générales................................................ 41

Section V. Cahier des clauses administratives particulières.......................................... 126

Section VI. Cahier des charges techniques ...................................................Volume séparé

Section VII. Modèles de documents et procédures ......................................................... 131

iii

Abréviations

AAO Avis d’appel d’offres BIRD Banque internationale pour la reconstruction et le développement CCAG Cahier des clauses administratives générales CCAP Cahier des clauses administratives particulières CCI Chambre de commerce internationale CIF Coût, assurance et transport (Cost, Insurance, Freight) CIP Transport et assurance inclus jusqu’à (lieu) CNUDCI Commission des Nations Unies sur la législation du commerce international CPM Méthode du chemin critique DPAO Données particulières de l’appel d’offres DTAO Dossier type d’appel d’offres EURO Unité monétaire européenne EDI Echange de données électroniques EXW Sortie usine, sortie chantier, ou sortie entrepôts FCA Franco transporteur FIDIC Fédération internationale des ingénieurs conseils FOB Franco bord IDA Association internationale d’aide au développement IS Instructions aux soumissionnaires

Section I. Avis d’appel d’offres

Pays :République Démocratique du Congo Projet : Programme Multisectoriel d’Urgence pour la Réhabilitation et la

Reconstruction « PMURR «

Financement :Association Internationale de Développement (IDA)

Objet : Etude et réalisation des installation d’électrification de onze communes rurales réparties dans l’ensemble du pays

Prêt [Crédit] No

1. Le présent appel d’offres fait suite à l’avis général de passation des marchés du projet

indiqué ci-dessus publié dans le journal Development Business, no [insérer le numéro] du [insérer la date].

2. La République Démocratique du Congo a reçu un crédit ci-après dénommé «le

crédit« de l’ASSOCIATION Internationale de Développement pour le financement du Programme Multisectoriel d’Urgence de Réhabilitation et de Reconstruction « PMURR », et a l’intention d’utiliser une partie des fonds de ce crédit pour effectuer les paiements au titre du marché suivant : Etude et réalisation des installations d’électrification de 11 communes rurales identifiées par des fiches projets.

3. Le Bureau de Coordination des Marchés d’Infrastructures (BCMI) invite les candidats admis à concourir à soumettre leurs offres sous pli scellé pour les études, la fourniture, le montage et la mise en service des installations d’électrification de 10 communes rurales de la République Démopcratique du Congo

4. L’Appel d’offres se fera selon les procédures d’appel d’offres international définies dans les Directives : Passation des marchés financés par les prêts de la BIRD et les crédits de l’IDA, il est ouvert à tous les candidats originaires des pays membres de la Banque mondiale, et remplissant les conditions stipulées dans les Directives.

5. Les candidats répondant aux critères de participation et qui le souhaitent peuvent

obtenir tous renseignements complémentaires auprès du BCMI et examiner les documents d’appel d’offres à l’adresse reprise ci-dessous de [insérer les heures de bureau].

6. Un jeu complet du Dossier d’appel d’offres en français peut être acheté par tout

candidat intéressé sur présentation d’une demande écrite à l’adresse mentionnée ci-

Section I. Avis d’appel d’offres 5

dessous et sur paiement d’un montant non remboursable de [insérer le montant en monnaie nationale]. Le paiement sera effectué par chèque certifié établi à l’ordre du BCMI.

1. Les offres doivent être remises à l’adresse ci-dessous au plus tard le [insérer l’heure

et la date]. Toutes les offres doivent être assorties d’une garantie de l’offre d’un montant de trois cent mille USD. Les offres reçues après le délai fixé seront rejetées. Les plis seront ouverts en présence des représentants des soumissionnaires qui décident d’assister à la séance d’ouverture qui aura lieu à l’adresse ci-dessous le [insérer la date et l’heure].

Bureau de Coordination des Marchés d’Infrastructures : B.C.M.I. Building Citibank, 2ème étage, avenue du Colonel Lusaka, Kinshasa / Gombe République Démocratique du Congo

Section II. Instructions aux soumissionnaires

Table des clauses

A. Introduction....................................................................................................................... 8 1. Origine des fonds ..................................................................................................... 8 2. Critères de provenance : soumission-naires............................................................ 8 3. Critères de provenance : matériels, équipements et services.................................. 9 4. Dispositions générales ........................................................................................... 10

B. Le Dossier d’appel d’offres............................................................................................. 10 5. Contenu du Dossier d’appel d’offres ..................................................................... 10 6. Eclaircis-sements apportés au Dossier d’appel d’offres et réunion

préparatoire à l’établissement des offres ............................................................... 11 7. Modification du Dossier d’appel d’offres.............................................................. 12

C. Préparation des offres..................................................................................................... 13 8. Langue de l’offre.................................................................................................... 13 9. Documents constitutifs de l’offre........................................................................... 13 10. Soumission et bordereaux de prix.......................................................................... 19 11. Montant de l’offre .................................................................................................. 19 12. Monnaies de soumission et de règlement .............................................................. 20 13. Garantie d’offre...................................................................................................... 21 14. Délai de validité des offres .................................................................................... 22 15. Forme et signature de l’offre.................................................................................. 23

D. Dépôt des offres ............................................................................................................... 24

16. Cachetage et marquage des offres.......................................................................... 24 17. Date et heure limites de dépôt des offres ............................................................... 25 18. Offre hors délai ...................................................................................................... 25 19. Modification et retrait des offres............................................................................ 25

E. Ouverture des plis et évaluation des offres ................................................................... 26 20. Ouverture des plis par le Maître de l’ouvrage ....................................................... 26 21. Eclaircis-sements apportés aux offres.................................................................... 27 22. Examen prélimi-naire des offres............................................................................ 27 23. Conversion en une seule monnaie.......................................................................... 28 24. Evaluation technique des offres ............................................................................. 29 25. Evaluation commerciale des offres........................................................................ 30 26. Préférence accordée aux soumissionnaires nationaux ........................................... 34 27. Contacts avec le Maître de l’ouvrage..................................................................... 34

F. Attribution du marché .................................................................................................... 35 28. Vérification a posteriori de la capacité des soumissionnaires ............................... 35 29. Attribution du marché ............................................................................................ 35

Section II. Instructions aux soumissionnaires 7

30. Droit du Maître de l’ouvrage d’accepter toute offre ou d’écarter toute offre ou toutes les offres ................................................................................................. 36

31. Notification de l’attribution du marché.................................................................. 36 32. Signature du marché .............................................................................................. 36 33. Garantie de bonne exécution.................................................................................. 36 34. Conciliateur............................................................................................................ 37 35. Corruption ou manœuvres frauduleuses ................................................................ 37


Instructions aux soumissionnaires

A. Introduction

1. Origine des fonds

1.1 L’Emprunteur, tel qu’il est défini dans les Données particulières de l’appel d’offres, a sollicité ou obtenu un prêt ou un crédit (ci-après appelé « prêt ») de la Banque internationale pour la reconstruction et le développement ou de l’Association internationale de développement (telles qu’identifiées dans les Données particulières de l’appel d’offres et ci-après dénommées la « Banque »), en monnaies diverses d’un montant équivalent au montant indiqué dans les Données particulières de l’appel d’offres en vue de financer le projet identifié dans les Données particulières de l’appel d’offres. L’Emprunteur a l’intention d’utiliser une partie du montant de ce prêt pour effectuer des paiements autorisés au titre du marché pour lequel le présent Appel d’offres est lancé.

1.2 La Banque n’effectuera de paiements qu’à la demande de

l’Emprunteur après avoir approuvé lesdits paiements, lesquels seront soumis, à tous égards, aux dispositions de l’accord de prêt. L’accord de prêt interdit tout retrait du compte de prêt destiné au paiement de toute personne physique ou morale, ou de toute importation d’ouvrage ou d’équipement lorsque, à la connaissance de la Banque, ledit paiement, ou ladite importation, tomberait sous le coup d’une interdiction prononcée par le Conseil de sécurité de l’Organisation des Nations Unies au titre du chapitre VII de la Charte des Nations Unies. Aucune partie autre que l’Emprunteur ne peut se prévaloir des droits stipulés dans l’accord de prêt, ni prétendre détenir une créance sur les fonds provenant du prêt.

2. Critères de

provenance : soumission-naires

2.1 L’Appel d’offres publié par le Maître de l’ouvrage, dont le nom est indiqué aux Données particulières de l’appel d’offres s’adresse à tous les fournisseurs des pays répondant aux critères de provenance définis dans l’édition en vigueur des Directives : Passation des marchés financés par les prêts de la BIRD et les crédits de l’IDA, janvier 1995, version révisée d’octobre 2006, ci-après désignées par le terme les Directives de la BIRD pour la passation des marchés, sous réserve des dispositions suivantes.


2.2 Les soumissionnaires (y compris tous les membres d’un groupement d’entreprises et les sous-traitants du Soumissionnaire) ne doivent pas être associés, ou avoir été associés dans le passé, à une entreprise (ou aux affiliés d’une entreprise) qui a fourni des services de conseil pour la préparation des spécifications, plans, calculs et autres documents utilisés dans le cadre des marchés passés au titre du présent Appel d’offres.

2.3 Les entreprises publiques du pays de l’Emprunteur ne

peuvent participer que si elles sont juridiquement et financièrement autonomes, si elles sont gérées selon les règles du droit commercial et si elles ne sont pas placées sous l’autorité (directe ou indirecte) du Maître de l’ouvrage.

2.4 Les soumissionnaires ne doivent pas avoir fait l’objet

d’une décision d’exclusion pour corruption ou manœuvres frauduleuses prise en vertu des dispositions de la Clause 35.1 des IS.

3. Critères de

provenance : matériels, équipements et services

3.1 Dans ce Dossier d’appel d’offres, les termes « installations », « matériels et équipements », « services de montage », etc., seront définis conformément à leurs définitions respectives figurant dans le Cahier des clauses administratives générales du marché.

3.2 Tous les matériels et équipements à fournir et monter, et

tous les services exécutés en vertu du marché devront provenir de pays répondant aux critères de provenance définis dans les Directives de la BIRD pour la passation des marchés. Toutes les dépenses faites dans le cadre du marché seront limitées à ces matériels, équipements et services.

3.3 Aux fins de la Clause 3.2 ci-dessous, le terme

« provenance » désigne le lieu où ces matériels et équipements, ou parties de ceux-ci sont extraits ou produits. Des matériels et équipements sont produits lorsque par fabrication, transformation ou assemblage important de composants, on obtient un produit reconnu commercialisable, dont les caractéristiques fondamentales, l’objet ou l’utilité sont substantiellement différents de ceux de ses composants.


3.4 La provenance des matériels, équipements et des services est distincte de la nationalité du Soumissionnaire.

4. Dispositions

générales 4.1 Le Soumissionnaire supporte tous les frais liés à la

préparation et au dépôt de son offre, et le Maître de l’ouvrage n’est en aucun cas responsable de ces frais, ni tenu de les payer, quels que soient le déroulement ou l’issue de la procédure d’Appel d’offres.

4.2 Dans le Dossier d’appel d’offres, les termes

« soumission » et « offre » et leurs dérivés sont synonymes, et le terme « jour » désigne un jour calendaire.

B. Le Dossier d’appel d’offres

5. Contenu du Dossier d’appel d’offres

5.1 Le Dossier d’appel d’offres décrit les installations faisant l’objet du marché, fixe les procédures de l’Appel d’offres, stipule les conditions du marché et définit les spécifications techniques. Le Dossier d’appel d’offres comprend les documents énumérés ci-après et doit être interprété, le cas échéant, avec les additifs publiés conformément à la Clause 7.1 des IS :

Avis d’appel d’offres (AAO) Instructions aux soumissionnaires (IS) Données particulières de l’appel d’offres (DPAO) Cahier des clauses administratives générales (CCAG) Cahier des clauses administratives particulières (CCAP) Cahier des charges techniques (CCT) Modèles de documents et procédures

1. Modèle de soumission et bordereau de prix 2. Modèle de garantie d’offre 3. Modèle de Lettre de marché 4. Modèle d’Acte d’engagement 5. Modèle de garantie de bonne exécution 6. Modèle de garantie bancaire de restitution

d’avance 7. Modèle de certificat d’achèvement 8. Modèle de certificat de réception

opérationnelle

Critères de provenance pour les fournitures, travaux et services dans les Appels d’offres financés par la Banque.

5.2 Le Soumissionnaire devra examiner les instructions,


modèles, conditions, spécifications, et autres informations contenus dans le Dossier d’appel d’offres. Il est responsable de la qualité des renseignements qui lui sont demandés par le Dossier d’appel d’offres et de la préparation d’une offre conforme, à tous égards, aux exigences du Dossier d’appel d’offres. Toute carence peut entraîner le rejet de son offre.

6. Eclaircis-

sements apportés au Dossier d’appel d’offres et réunion préparatoire à l’établissement des offres

6.1 Un soumissionnaire désirant obtenir des éclaircissements sur les documents peut en faire la demande au Maître de l’ouvrage, par écrit, ou par télex (ci-après le mot « télex » signifie aussi échange de données électronique (EDI), télégramme et télécopie) envoyée à l’adresse du Maître de l’ouvrage indiquée dans les Données particulières de l’appel d’offres. De même, si un soumissionnaire a l’impression qu’une stipulation importante des documents est inacceptable, il devra évoquer cette question à ce stade. Le Maître de l’ouvrage répondra par écrit à toute demande d’éclaircissements ou de modification relative au Dossier d’appel d’offres, qu’il aura reçue au plus tard vingt-huit (28) jours avant la date limite de dépôt des offres fixée conformément aux dispositions de la Clause 17.1 des IS. Une copie de la réponse du Maître de l’ouvrage, indiquant la question posée mais sans mention de son auteur, sera adressée à tous les soumissionnaires qui auront reçu le Dossier d’appel d’offres.

6.2 Il est conseillé au Soumissionnaire de visiter et d’examiner

le site sur lequel les installations seront montées ainsi que ses abords, et d’obtenir pour lui-même sous sa propre responsabilité toute information nécessaire à la préparation de son offre et à la signature du marché pour la fourniture et le montage des installations. Les coûts de la visite seront à la charge du Soumissionnaire.

6.3 Le Maître de l’ouvrage permettra au Soumissionnaire et à

ses représentants ou employés d’entrer dans ses bâtiments et propriétés aux fins d’une telle inspection, mais seulement à la condition expresse que le Soumissionnaire, ses représentants et employés, dégageront la responsabilité du Maître de l’ouvrage et de son personnel et l’indemniseront pour tout préjudice qui en résulterait, et seront responsables en cas de décès, accidents, perte ou dommage patrimoniaux encourus, ou pour toute autre perte, dommage, coûts et dépenses occasionnés par cette inspection.


6.4 Le représentant désigné du Soumissionnaire est invité à

assister à une réunion préparatoire à l’établissement des offres qui, si elle a lieu, se tiendra à l’endroit et à la date spécifiés dans les Données particulières de l’appel d’offres. Le but de la réunion sera de clarifier des points spécifiques et de répondre aux questions sur toute matière qui peut être soulevée à ce stade. Le Soumissionnaire est prié, dans toute la mesure du possible, de soumettre toute question par écrit ou par télex, de manière à ce qu’elles soient revues par le Maître de l’ouvrage au plus tard une semaine avant la réunion. Il ne serait pas pratique de répondre à la réunion aux questions reçues trop tard, mais les questions et les réponses seront transmises de la manière indiquée ci-dessous. Le procès-verbal de la réunion, y compris le texte des questions posées et des réponses données, ainsi que les réponses rédigées après la réunion, seront transmis sans délai aux acheteurs du Dossier d’appel d’offres. Toute modification aux documents du Dossier d’appel d’offres mentionnée dans la liste citée dans la Clause 5.1 des IS, qui peut s’avérer nécessaire en conclusion de la réunion préparatoire à l’établissement des offres, sera communiquée par le Maître de l’ouvrage sous la forme d’un additif, conformément à la Clause 7 des IS, et non par l’intermédiaire du procès-verbal de la réunion.

7. Modification du

Dossier d’appel d’offres

7.1 Le Maître de l’ouvrage peut, à tout moment, avant la date limite de dépôt des offres, et pour tout motif, que ce soit à son initiative ou en réponse à une demande d’éclaircissements formulée par un soumissionnaire, modifier le Dossier d’appel d’offres en publiant un additif.

7.2 Tout additif ainsi publié sera communiqué par écrit ou par

télex à tous les soumissionnaires qui ont acheté le Dossier d’appel d’offres et leur sera opposable. Les soumissionnaires sont requis d’accuser immédiatement réception d’un tel additif. L’information contenue dans un tel additif sera supposée avoir été prise en compte par les soumissionnaires dans leurs réponses à l’Appel d’offres.

7.3 Pour donner aux soumissionnaires le temps nécessaire à la

prise en considération de l’additif dans la préparation de leurs offres, le Maître de l’ouvrage a la faculté de reporter à sa discrétion la date limite de dépôt des offres conformément aux dispositions de la Clause 17.2 des IS,


auquel cas, le Maître de l’ouvrage avisera par écrit tous les soumissionnaires du prolongement de la date limite.

C. Préparation des offres

8. Langue de l’offre

8.1 L’offre ainsi que la correspondance et les documents concernant l’offre échangés entre le Soumissionnaire et le Maître de l’ouvrage seront rédigés dans la langue spécifiée dans les Données particulières de l’appel d’offres. Les documents complémentaires et les brochures fournis par le Soumissionnaire peuvent être rédigés dans une autre langue à condition d’être accompagnés d’une traduction dans la langue spécifiée dans les Données particulières de l’appel d’offres des passages en rapport avec l’offre, auquel cas, et aux fins d’interprétation de l’offre, la traduction fera foi.

9. Documents

constitutifs de l’offre

9.1 L’offre présentée par le Soumissionnaire comprendra les documents suivants :

a) La soumission dûment complétée et signée par le

Soumissionnaire, ainsi que tous les documents joints précisés dans la Clause 9.3 ci-dessous.

b) Le bordereau de prix dûment complété par le

Soumissionnaire. 9.2 Les soumissionnaires noteront que, si cela est autorisé par

les Données particulières de l’appel d’offres, ils peuvent présenter une variante dans les limites précisées par les Données particulières de l’appel d’offres. Dans ce cas, les soumissionnaires fourniront les détails et justifications complètes, etc., dans le document 7 joint à leur offre, comme indiqué dans la Clause 9.3 g) ci-dessous.

9.3 Chaque soumissionnaire fournira avec son offre les

documents joints suivants :

a) Document 1 : Garantie d’offre Une garantie d’offre établie conformément aux dispositions de la Clause 13 des IS.

b) Document 2 : Délégation de signature Un pouvoir habilitant le ou les signataire(s) de l’offre à engager le Soumissionnaire et qu’ainsi


l’offre est opposable au Soumissionnaire pendant l’intégralité de sa période de validité, conformément à la Clause 14 des IS.

c) Document 3 : Soumissionnaire admis à concourir et qualifications du Soumissionnaire En l’absence de présélection, les documents apportant la preuve que, au sens de la Clause 2 des IS, le Soumissionnaire est admis à participer à l’Appel d’offres et est qualifié pour l’exécution du marché si son offre est acceptée. Les documents apportant la preuve que le Soumissionnaire est admis à participer établiront à la satisfaction du Maître de l’ouvrage qu’à la date de la présentation de son offre, le Soumissionnaire appartient à un des pays admissibles au sens de la Clause 2.1 des IS. Les documents apportant la preuve de la qualification du Soumissionnaire pour exécuter le marché si son offre est acceptée établiront à la satisfaction du Maître de l’ouvrage que le Soumissionnaire a la capacité financière, technique, de production, de fourniture, de livraison, de montage et autre nécessaire pour la bonne exécution du marché et, en particulier, qu’il a l’expérience et qu’il satisfait aux autres critères explicitement spécifiés dans les Données particulières de l’appel d’offres. Les offres présentées par un groupement de deux ou plusieurs entreprises, en tant que membres participant à un groupement, doivent remplir les conditions suivantes : i) l’offre doit comprendre tous les

renseignements demandés dans le document 3 décrit ci-dessus pour chaque membre du groupement d’entreprises ;

ii) l’offre sera signée de manière à engager

légalement tous les membres du groupement ;

iii) l’un des membres du groupement


responsable pour l’exécution d’une composante clef du marché sera nommé mandataire commun du groupement ; cette nomination sera attestée par la présentation d’un pouvoir par les signataires dûment habilités de chacun des membres du groupement ;

iv) le mandataire commun sera autorisé à

assumer les responsabilités et à recevoir des instructions pour le compte et au nom de chacun et de tous les membres du groupement, et l’ensemble de l’exécution du marché, y compris les paiements, se fera exclusivement avec lui ;

v) tous les membres du groupement devront

être conjointement et solidairement responsables de l’exécution du marché conformément aux dispositions du marché ;

vi) une copie de l’accord passé entre les

membres du groupement sera jointe à l’offre.

Pour qu’un groupement soit qualifié, chacun de ses membres ou un sous-groupement de ses membres doit satisfaire aux critères minimaux spécifiés pour les soumissionnaires pour les composantes du marché dont il a la responsabilité. Le non-respect de cette exigence aura pour conséquence le rejet de l’offre du groupement. Une entreprise ne peut être membre que d’un seul groupement ; les offres présentées par des groupements comprenant une entreprise membre de plusieurs groupements seront rejetées. Dans le cas d’un soumissionnaire offrant de fournir et/ou d’installer des matériels et équipements dans le cadre du marché, que ledit soumissionnaire n’aura pas fabriqués ou produits et/ou installés, ce soumissionnaire devra i) avoir la capacité financière et autre pour une bonne exécution du marché ; ii) avoir été dûment autorisé par le fabricant ou le producteur des matériels et équipements ou composants en cause à les fournir et/ou installer dans le pays du Maître de l’ouvrage ; et iii) assurer sous sa responsabilité que le fabricant


ou producteur satisfait aux dispositions de la Clause 2.1 des IS et satisfait aux critères minimums indiqués dans le cas d’un soumissionnaire individuel pour ces composants.

d) Document 4 : Acceptabilité et conformité des

installations Les documents établis conformément à la Clause 3 des IS apporteront la preuve que les installations proposées par le Soumissionnaire dans son offre ou dans toute offre variante (si les variantes sont autorisées) satisfont aux critères de provenance des matériels, équipements et services et sont conformes au Dossier d’appel d’offres. Les documents apportant la preuve que les matériels et équipements satisfont aux critères de provenance consisteront en une mention du pays d’origine des matériels et équipements proposés, qui seront confirmés par un certificat d’origine émis à l’embarquement. Les documents apportant la preuve de la conformité des installations aux dispositions du Dossier d’appel d’offres peuvent être présentés sous forme de textes écrits, plans, ou données, et fourniront : i) une description détaillée des

caractéristiques techniques et des performances essentielles des installations ;

ii) une liste donnant les caractéristiques, y

compris les sources d’approvisionnement, de toutes les pièces de rechange, des outillages spéciaux, etc., nécessaires pour le bon fonctionnement en continu des installations pour la période mentionnée dans les Données particulières de l’appel d’offres, après l’achèvement des installations conformément aux dispositions du marché ; et

iii) un commentaire des spécifications

techniques du Maître de l’ouvrage, et les éléments prouvant que les installations


répondent complètement à ces spécifications. Les soumissionnaires noteront que les normes pour la qualité de la main-d’œuvre, les matériels et les équipements indiqués par le Maître de l’ouvrage le sont dans un but descriptif (pour établir des normes de qualité et de performance) et non prescriptif. Le Soumissionnaire peut les remplacer dans son offre par d’autres normes, marques, et/ou numéros de catalogues, pourvu qu’il démontre à la satisfaction du Maître de l’ouvrage que les alternatives proposées sont en substance équivalentes ou supérieures aux spécifications techniques du Dossier d’appel d’offres.

e) Document 5 : Sous-traitants proposés par le

Soumissionnaire Le Soumissionnaire inclura dans son offre le détail de tous les articles importants relatifs aux fournitures ou aux services qu’il se propose d’acheter ou de sous-traiter, et donnera le détail du nom et de la nationalité des sous-traitants proposés, y compris les fournisseurs, pour chacun de ces articles. Les soumissionnaires sont libres d’indiquer plusieurs fournisseurs pour chaque article des installations. Les prix cités s’appliqueront quel que soit le sous-traitant retenu, et aucun ajustement de prix ne sera permis. Le Soumissionnaire aura la responsabilité de s’assurer que tout fournisseur proposé satisfait aux exigences de la Clause 2.1 des IS, et que tout matériel, équipement ou service fourni par le sous-traitant répond aux exigences de la Clause 3 des IS et de la Clause 9.3, document 3 des IS. Le Maître de l’ouvrage se réserve le droit de supprimer de la liste tout sous-traitant ou fournisseur proposé préalablement à l’attribution du marché ; après discussion entre le Maître de l’ouvrage et le Constructeur, l’annexe correspondante de l’Acte d’engagement fournira la liste des sous-traitants et fournisseurs qui auront été agréés pour chaque article concerné.


f) Document 6 : Divergences et réserves par rapport

au Dossier d’appel d’offres Dans le but de faciliter l’évaluation des offres, les divergences et réserves, s’il y en a, par rapport aux termes et conditions ou aux spécifications techniques, seront indiquées dans le document 6. Le Soumissionnaire peut fournir également le prix supplémentaire pour lever ces divergences et réserves. L’attention des soumissionnaires est toutefois attirée sur le contenu de la Clause 22.4 des IS, concernant le rejet des offres qui ne sont pas conformes pour l’essentiel aux dispositions du Dossier d’appel d’offres.

g) Document 7 : Offres variantes i) Lorsque les soumissionnaires sont invités

explicitement à proposer des variantes au calendrier d’exécution stipulé à l’annexe correspondante de l’Acte d’engagement, il en sera fait mention dans les Données particulières de l’appel d’offres, et la méthode retenue pour évaluer les différents calendriers d’exécution sera également précisée.

ii) Dans les cas qui ne sont pas couverts par

l’alinéa iii) ci dessous, les soumissionnaires qui souhaitent proposer des variantes techniques aux dispositions du Dossier d’appel d’offres doivent tout d’abord indiquer un prix pour des installations répondant à la conception technique décrite par le Maître de l’ouvrage dans le Dossier d’appel d’offres, et fourniront ensuite toutes les informations nécessaires pour une évaluation complète par le Maître de l’ouvrage de la proposition variante, y compris les plans, les notes de calcul, les spécifications techniques, la ventilation des prix, les méthodes de construction et installation envisagées, et autres détails pertinents. Seules les variantes techniques, le cas échéant, du Soumissionnaire évalué le moins disant conformément aux conditions techniques de base, seront prises


en considération par le Maître de l’ouvrage. iii) Lorsque les Données particulières de

l’appel d’offres offrent aux soumissionnaires la possibilité de présenter des solutions techniques variantes pour des parties définies des installations, celles-ci seront décrites dans la section, Spécifications techniques et plans. Les variantes techniques qui satisfont aux performances et critères techniques précisés pour les installations seront prises en considération par le Maître de l’ouvrage en fonction de leurs qualités intrinsèques, conformément à la Clause 24.2 des IS.

10. Soumission et

bordereaux de prix

10.1 Le Soumissionnaire complétera le modèle d’offre et les bordereaux de prix correspondant fournis dans le Dossier d’appel d’offres, en respectant les stipulations des Clauses 11 et 12 des IS et celles prescrites dans la sous-section « Modèle d’offre et bordereaux de prix » du Dossier d’appel d’offres.

11. Montant de

l’offre 11.1 Sauf disposition contraire du cahier des charges

techniques, les soumissionnaires fourniront un prix pour l’ensemble des installations sur la base d’une « responsabilité unique », de manière que le montant total de l’offre couvre toutes les obligations de l’Entrepreneur mentionnées dans le Dossier d’appel d’offres ou qui en découlent, en ce qui concerne la conception, la fabrication, incluant la passation de marchés et la sous-traitance s’il y a lieu, la fourniture, la construction, le montage, et l’achèvement des installations. Sont également incluses les obligations de l’Entrepreneur en matière d’essais de garantie, mise en service provisoire et opérationnelle des installations, et lorsque cela est requis par le Dossier d’appel d’offres, l’obtention de tous permis, approbations, licences, etc. ; ainsi que les prestations de services relatives au fonctionnement, à la maintenance, à la formation, et toute autre prestation ou service indiqué dans le Dossier d’appel d’offres, conformément auxdispositions du Cahier des clauses administratives générales. Les postes, pour lesquels aucun prix n’est fourni par le Soumissionnaire, ne seront pas payés par le Maître de l’ouvrage lorsqu’ils seront exécutés et seront considérés comme inclus dans les prix d’autres postes.


11.2 Les soumissionnaires sont tenus de fournir un prix

reflétant les obligations commerciales, contractuelles et techniques spécifiées dans le Dossier d’appel d’offres. Si un soumissionnaire souhaite faire des réserves aux dispositions du Dossier d’appel d’offres, une telle réserve doit être mentionnée dans le document 6 joint à son offre. Le Soumissionnaire fournira également le prix supplémentaire, s’il y a lieu, pour la suppression de cette réserve.

11.3 Les soumissionnaires soumettront une décomposition des

prix en respectant la forme et la présentation des prix figurant dans les bordereaux de prix.

11.4 Les prix correspondront à l’un des termes de l’alternative

suivante, précisé dans les Données particulières de l’appel d’offre :

a) Prix fixes. Les prix fournis par le Soumissionnaire

seront des prix fixes pendant l’exécution du marché par le Soumissionnaire et ne seront sujets à aucune variation sous aucun motif. Une offre présentée avec un prix révisable sera considérée comme non conforme et sera rejetée.

ou b) Prix révisables. Les prix fournis par le

Soumissionnaire seront révisables pendant l’exécution du marché pour refléter les changements dans le coût d’éléments tels que la main-d’œuvre, les matériaux, les transports et l’équipement du Constructeur conformément aux procédures spécifiées dans l’annexe correspondante de l’Acte d’engagement. Une offre présentée avec un prix fixe ne sera pas rejetée, mais la révision de prix sera considérée comme égale à zéro. La formule de révision de prix ne sera pas prise en compte dans l’évaluation des offres. Le Soumissionnaire sera tenu d’indiquer l’origine des indices applicables pour la main-d’œuvre et les matériaux dans l’annexe mentionnée ci-dessus.

12. Monnaies de

soumission et de 12.1 Les prix seront libellés dans les monnaies précisées ci-

après :


règlement a) Pour les matériels et équipements en provenance

des pays autres que le pays du Maître de l’ouvrage (re : Clause 11.4 a) des IS), les prix seront libellés entièrement dans les monnaies des pays membres de la Banque. Le Soumissionnaire qui souhaite offrir un prix libellé en plusieurs monnaies étrangères peut le faire à condition que le nombre des monnaies étrangères utilisées ne soit pas supérieur à trois. Aux fins de cette clause, l’unité monétaire européenne (EURO) est considérée comme une monnaie étrangère admissible.

b) Pour les matériels et équipements en provenance

du pays du Maître de l’ouvrage, les prix seront libellés dans la monnaie du pays du Maître de l’ouvrage, à moins d’une disposition contraire mentionnée aux Données particulières de l’appel d’offres.

c) Pour les transports intérieurs, les frais d’assurance

et autres coûts locaux afférents à la livraison des matériels et équipements, et pour les frais de montage des installations, les prix seront libellés en monnaie étrangère et/ou dans la monnaie du pays du Maître de l’ouvrage, en fonction de la monnaie dans laquelle les coûts seront encourus.

13. Garantie d’offre 13.1 Le Soumissionnaire fournira une garantie d’offre qui fera

partie intégrante de son offre, du montant indiqué dans les Données particulières de l’appel d’offres, dans la monnaie du pays du Maître de l’ouvrage, ou pour un montant équivalent dans une monnaie librement convertible.

13.2 La garantie d’offre se présentera, au choix du

Soumissionnaire, sous forme d’un chèque certifié, d’une lettre de crédit ou d’une garantie bancaire émise par une banque connue choisie par le Soumissionnaire, et située dans tout pays éligible. La garantie bancaire sera conforme au modèle de garantie d’offre inclus dans le Dossier d’appel d’offres ; d’autres modèles peuvent être admis, sous réserve de l’approbation préalable du Maître de l’ouvrage. La garantie d’offre restera valable pendant une période de vingt-huit (28) jours après la période originale de validité des offres, et après la période de validité prolongée le cas échéant selon la procédure décrite par la Clause 14.2 des IS.


13.3 Toute offre non accompagnée d’une garantie d’offre

acceptable sera écartée par le Maître de l’ouvrage comme étant non conforme aux dispositions du Dossier d’appel d’offres, en application de la Clause 22.5 des IS. La garantie d’offre d’un groupement d’entreprises doit être rédigée au nom de tous les membres du groupement présentant l’offre.

13.4 Les garanties d’offre des soumissionnaires non retenus

seront libérées ou leur seront retournées le plus rapidement possible, et au plus tard vingt-huit (28) jours après expiration du délai de validité des offres.

13.5 La garantie d’offre du Soumissionnaire qui aura obtenu le

marché sera libérée à la signature du marché, en application de la Clause 32 des IS, et contre remise de la garantie de bonne exécution, prévue par la Clause 33 des IS.

13.6 La garantie d’offre peut être saisie :

a) si le Soumissionnaire retire son offre pendant le délai de validité qu’il aura spécifié dans son offre ; ou

b) au cas où le Soumissionnaire obtient le marché, si ce

dernier ne parvient pas, dans les délais fixés :

i) à signer l’Acte d’engagement conformément à la Clause 32 des IS ; ou

ii) à fournir la garantie de bonne exécution

demandée, prévue par la Clause 33 des IS.

14. Délai de validité des offres

14.1 Les offres seront valables pour la période stipulée aux Données particulières de l’appel d’offres, qui commence à partir de la date limite de réception des offres fixée par le Maître de l’ouvrage en application de la Clause 17.1 des IS. Une offre valable pour une période plus courte sera écartée par le Maître de l’ouvrage comme non conforme aux dispositions du Dossier d’appel d’offres.

14.2 Dans des circonstances exceptionnelles, le Maître de

l’ouvrage peut demander au Soumissionnaire de prolonger le délai de validité des offres. La demande et les réponses qui lui seront faites le seront par écrit ou par télex. Si le Soumissionnaire accepte de prolonger ce délai de validité,


le délai de validité de la garantie d’offre prévue sera de même prolongée autant qu’il sera nécessaire. Le Soumissionnaire peut refuser de prolonger la validité de son offre sans perdre sa garantie d’offre. Le Soumissionnaire qui consent à une prolongation ne se verra pas demander de modifier son offre ni ne sera autorisé à le faire, sous réserve des dispositions prévues par la Clause 14.3 ci-dessous.

14.3 Dans le cas d’un marché à prix fermes (non révisables), si

la période de validité des offres est prolongée de plus de soixante (60) jours, les montants payables en monnaie nationale et en monnaies étrangères au Soumissionnaire retenu pour l’attribution du marché seront majorés en appliquant les facteurs figurant dans la demande de prolongation aux paiements en monnaie nationale et paiements en monnaies étrangères. Ces facteurs seront appliqués pour une période commençant soixante (60) jours après la date d’expiration initiale de validité des offres et se terminant à la date de notification de l’attribution du marché. L’évaluation des offres sera fondée sur les prix figurant dans les offres sans application de la correction ci-dessus.

15. Forme et

signature de l’offre

15.1 Le Soumissionnaire préparera un original et le nombre de copies de l’offre spécifié dans les Données particulières de l’appel d’offres, en mentionnant clairement sur les exemplaires « ORIGINAL » et « COPIE No (numéro) » selon le cas. En cas de différence entre eux, l’original fera foi.

15.2 L’original et toutes les copies de l’offre, comprenant

chacun les documents indiqués dans la Clause 9.1 des IS, seront dactylographiés ou écrits à l’encre indélébile ; ils seront signés par le Soumissionnaire ou par une personne ou des personnes dûment autorisée(s) à engager celui-ci. Cette dernière autorisation sera attestée par un pouvoir joint à l’offre et apparaissant comme document 2 de l’offre conformément à la Clause 9.3 f) des IS. Toutes les pages de l’offre, sauf les brochures imprimées non modifiées, seront paraphées par le ou les signataires de l’offre.

15.3 L’offre ne contiendra aucune mention, interligne, rature ou

surcharge qui ne soit paraphé par le ou les signataires del’offre.


15.4 Le Soumissionnaire fournira les informations figurant au

Modèle d’offre qui sont relatives aux commissions versées ou à verser, le cas échéant, à des agents en relation avec la préparation ou la présentation de cette offre, et avec l’exécution du marché si le Soumissionnaire en est par la suite attributaire.

D. Dépôt des offres

16. Cachetage et marquage des offres

16.1 Les soumissionnaires placeront l’original et les copies de leur offre dans des enveloppes séparées et cachetées portant la mention « ORIGINAL » et « COPIE No

(numéro) » selon le cas. Ces enveloppes seront ensuite placées dans une enveloppe extérieure qui devra également être cachetée.

16.2 Les enveloppes intérieures et extérieure :

a) seront adressées au Maître de l’ouvrage à l’adresse indiquée aux Données particulières de l’appel d’offres ;

b) porteront le nom du marché indiqué aux Données

particulières de l’appel d’offres, le titre de l’AAO et le numéro indiqué aux Données particulières de l’appel d’offres, et les mots « NE PAS OUVRIR AVANT LE [date] » suivis de la mention de la date et de l’heure indiquées aux Données particulières de l’appel d’offres, conformément aux dispositions de la Clause 20.1 des IS.

16.3 Les enveloppes intérieures porteront également le nom et

l’adresse du Soumissionnaire de façon à permettre au Maître de l’ouvrage de renvoyer l’offre cachetée si elle a été déclarée « hors délai » conformément à la Clause 18 des IS.

16.4 Si l’enveloppe extérieure n’est pas cachetée et marquée

comme indiqué au paragraphe 16.2 ci-dessus, le Maître de l’ouvrage ne sera en aucun cas responsable de ce que l’offre est égarée ou de ce qu’elle est ouverte prématurément. Si l’enveloppe extérieure indique l’identité du Soumissionnaire, le Maître de l’ouvrage ne garantira pas le caractère anonyme de la remise des offres,


mais cette mention ne constituera pas un motif de rejet de l’offre.

17. Date et heure

limites de dépôt des offres

17.1 Les offres doivent être reçues par le Maître de l’ouvrage à l’adresse spécifiée à la Clause 16.2 des IS au plus tard à l’heure et à la date indiquées aux Données particulières de l’appel d’offres.

17.2 Le Maître de l’ouvrage peut, à son gré, reporter la date

limite fixée pour le dépôt des offres en publiant un additif conformément aux dispositions de la Clause 7.3 des IS. Dans ce cas, tous les droits et obligations du Maître de l’ouvrage et des soumissionnaires précédemment régis par la date limite initiale seront régis par la nouvelle date limite.

18. Offre hors délai 18.1 Toute offre reçue par le Maître de l’ouvrage après les date

et heure limites fixées pour le dépôt des offres, fixé par le Maître de l’ouvrage en application des dispositions de la Clause 17 des IS, sera écartée et renvoyée au Soumissionnaire sans avoir été ouverte.

19. Modification et retrait des offres

19.1 Le Soumissionnaire peut modifier ou retirer son offre après l’avoir déposée, à condition que la notification écrite de la modification ou du retrait soit reçue par le Maître de l’ouvrage avant les date et heure limites prescrites pour le dépôt des offres.

19.2 Les modifications faites par le Soumissionnaire seront

préparées, cachetées, marquées et envoyées comme suit :

a) Le Soumissionnaire fournira un original et le nombre de copies précisé dans les Données particulières de l’appel d’offres pour toutes modifications à son offre, clairement identifiées en tant que modifications, dans deux enveloppes intérieures portant la mention « MODIFICATIONS — ORIGINAL » et « MODIFICATIONS —COPIES ». Les enveloppes intérieures seront placées dans une enveloppe extérieure cachetée portant la mention « MODIFICATIONS ».

b) Les autres règles concernant le marquage et

l’expédition des modifications sont celles des


Clauses 16.2, 16.3, et 16.4 des IS.

19.3 Un soumissionnaire souhaitant retirer son offre le notifiera au Maître de l’ouvrage par écrit préalablement à la date limite fixée pour le dépôt des offres. La notice de retrait :

a) sera adressée au Maître de l’ouvrage à l’adresse

indiquée dans les Données particulières de l’appel d’offre, et

b) comportera le nom du marché, le numéro de

l’AAO, et la mention « NOTICE DE RETRAIT D’OFFRE ». Les notices de retrait d’offres reçues postérieurement à la date limite de remise des offres seront ignorées, et l’offre reçue sera réputée être une offre valide.

19.4 Aucune offre ne peut être retirée dans l’intervalle compris

entre la date limite fixée pour le dépôt des offres et l’expiration de la période de validité des offres spécifiée dans la Clause 14 des IS. Le retrait de son offre par un soumissionnaire pendant cet intervalle peut entraîner la confiscation de la garantie d’offre conformément aux dispositions de la Clause 13.6 des IS.

E. Ouverture des plis et évaluation des offres

20. Ouverture des plis par le Maître de l’ouvrage

20.1 Le Maître de l’ouvrage ouvrira les plis, y compris ceux marqués « NOTICE DE RETRAIT D’OFFRE » et « MODIFICATIONS » et notifiés conformément aux dispositions de la Clause 19 des IS, en présence des représentants des soumissionnaires qui souhaitent assister à l’ouverture, à la date, à l’heure et à l’adresse précisées aux Données particulières de l’appel d’offres. Les représentants des soumissionnaires qui sont présents signeront un registre attestant leur présence.

20.2 Les plis marqués « NOTICE DE RETRAIT D’OFFRE »

seront ouverts les premiers et le nom du Soumissionnaire sera annoncé. Les plis pour lesquels une notification conforme de retrait a été déposée, conformément aux dispositions de la Clause 19 des IS, ne seront pas ouverts.

20.3 Le nom des soumissionnaires, le montant des offres, les

rabais éventuels, l’existence de variantes, et la présence ou l’absence de la garantie d’offre requise, et toute autre


information que le Maître de l’ouvrage, à son choix, peut juger utile de faire connaître, seront annoncés lors de l’ouverture. Ensuite, tous les plis marqués « MODIFICATIONS » seront ouverts et les éléments significatifs des offres y incluses seront annoncés. Aucune offre ne doit être rejetée à ce moment, sauf les offres hors délai, qui seront renvoyées non ouvertes aux soumissionnaires par application des dispositions de la Clause 18 des IS.

20.4 Le Maître de l’ouvrage préparera un procès-verbal de la

séance d’ouverture des plis, qui reprendra les informations annoncées à ceux présents en conformité avec les provisions de la Clause 20.3 ci-dessus.

20.5 Les offres qui n’ont pas été ouvertes et lues à haute voix

durant la séance d’ouverture des plis, quelle qu’en soit la raison, ne seront pas soumises à évaluation.

21. Eclaircis-

sements apportés aux offres

21.1 En vue de faciliter l’examen, l’évaluation et la comparaison des offres, le Maître de l’ouvrage a toute latitude pour demander au Soumissionnaire des éclaircissements sur son offre. La demande d’éclaircissements et la réponse se feront par écrit, et aucun changement de prix ni aucun changement substantiel de l’offre ne seront demandés, offerts ou autorisés.

22. Examen prélimi-

naire des offres 22.1 Le Maître de l’ouvrage examinera les offres pour

déterminer si elles sont complètes, si elles contiennent des erreurs de calcul, si les garanties exigées ont été fournies, si les documents ont été correctement signés, et si les offres sont d’une façon générale en bon ordre.

22.2 Les erreurs arithmétiques seront rectifiées sur la base

décrite ci-après. S’il y a contradiction entre le prix unitaire et le prix total obtenu en multipliant le prix unitaire par les quantités, ou entre les sous-totaux et le prix total, le prix unitaire ou les sous-totaux prévaudront et le prix total sera corrigé. S’il y a contradiction entre le prix indiqué en toutes lettres et le prix indiqué en chiffres, le montant en toutes lettres prévaudra. Si le Soumissionnaire n’accepte pas la correction des erreurs, son offre sera écartée.

22.3 Le Maître de l’ouvrage peut tolérer des divergences


mineures, des vices de formes, des irrégularités sans conséquence, signalés ou non par le Soumissionnaire dans le document 6 de son offre mentionné à la Clause 9.3 f) des IS, pour autant que ces divergences ne portent pas préjudice aux autres soumissionnaires ou n’affectent pas le classement des offres après évaluation technique et commerciale des offres, suivant les Clauses 24 et 25 des IS.

22.4 Avant l’évaluation détaillée, le Maître de l’ouvrage

déterminera si chaque offre est de qualité acceptable, complète, et conforme pour l’essentiel aux dispositions du Dossier d’appel d’offres. Lors de cette détermination, une offre sera considérée conforme pour l’essentiel lorsqu’elle est conforme à toutes les stipulations, spécifications et conditions du Dossier d’appel d’offres, sans réserves notables, objections, divergences. Les réserves notables, les objections, les divergences sont celles qui i) affectent de manière substantielle l’étendue, la qualité ou l’exécution du marché ; ii) limitent d’une façon significative, non conforme aux Dossier d’appel d’offres, les droits du Maître de l’ouvrage ou les obligations du Soumissionnaire à qui le marché est attribué ; ou iii) dont la rectification porterait préjudice d’une manière injuste aux autres soumissionnaires présentant des offres conformes.

22.5 Le Maître de l’ouvrage écartera toutes les offres qui ne

sont pas conformes pour l’essentiel aux dispositions du Dossier d’appel d’offres, et les soumissionnaires ne pourront y apporter des changements pour en corriger la non-conformité. Le Maître de l’ouvrage déterminera si l’offre est conforme pour l’essentiel aux dispositions du Dossier d’appel d’offres en se basant sur son contenu sans avoir recours à des éléments de preuve extrinsèques.

23. Conversion en

une seule monnaie

23.1 Pour faciliter l’évaluation et la comparaison des offres, le Maître de l’ouvrage convertira les prix des offres exprimés dans les diverses monnaies dans lesquelles le montant de l’offre est payable soit :

a) dans la monnaie du pays du Maître de l’ouvrage,

en utilisant le cours vendeur établi pour des transactions analogues par la Banque centrale ou une banque commerciale du pays du Maître de l’ouvrage ; ou


b) dans une monnaie largement utilisée dans les

transactions internationales, comme le dollar des Etats-Unis ; dans ce cas, les montants payables en monnaies du pays du Maître de l’ouvrage seront convertis dans cette monnaie en utilisant le cours vendeur publié par la presse internationale ; et les montants payables en monnaie nationale seront convertis en utilisant le cours vendeur établi par la Banque centrale du pays du Maître de l’ouvrage.

23.2 La monnaie choisie pour la conversion des prix en une

seule monnaie aux fins d’évaluation et de comparaison, la source et la date du taux de change sont indiquées aux Données particulières de l’appel d’offres.

24. Evaluation

technique des offres

24.1 Le Maître de l’ouvrage procédera à une évaluation détaillée des offres dont il aura déterminé au préalable qu’elles répondent pour l’essentiel aux dispositions du Dossier d’appel d’offres, pour déterminer si les aspects techniques répondent aux stipulations du Dossier d’appel d’offres. Pour effectuer cette détermination, le Maître de l’ouvrage examinera et comparera les aspects techniques des offres, en se fondant sur les informations fournies par les soumissionnaires, et en prenant en compte les facteurs suivants :

a) le caractère complet de l’offre et sa conformité

avec les spécifications techniques et les plans ; les divergences par rapport aux spécifications techniques indiquées dans le document 6 de l’offre mentionné à la Clause 9.3 f) des IS, et les différences qui n’y sont pas indiquées ; la compatibilité des installations proposées avec la protection de l’environnement et les conditions climatiques prévalant sur le site ; et la qualité, le rôle et la mise en œuvre de tout procédé de contrôle proposé dans l’offre. Les offres qui ne satisfont pas à des niveaux minimaux de normes acceptables en ce qui concerne l’ensemble de cohérence, et le détail des installations proposées seront rejetées au motif qu’elles ne répondent pas aux dispositions du Dossier d’appel d’offres ;

b) le respect par les équipements et installations des

critères de performance spécifiés ;


c) le type, la quantité, et la disponibilité à long terme

des pièces de rechange obligatoires et recommandées, ainsi que des services de maintenance ; et

d) tout autre facteur significatif, s’il y a lieu, indiqué

dans les Données particulières de l’appel d’offres, ou que le Maître de l’ouvrage estime nécessaire ou prudent de prendre en compte.

24.2 Lorsque des variantes techniques sont permises et

présentées dans le document 7 de l’offre mentionné à la Clause 9.3 g) des IS, le Maître de l’ouvrage fera une évaluation similaire des variantes, qui seront traitées dans les évaluations techniques et commerciales comme si elles étaient des offres de base. Quand les variantes ne sont pas permises, mais ont été présentées, elles seront ignorées.

25. Evaluation commerciale des offres

25.1 La comparaison des offres se fera en prenant en compte, d’une part, le prix des matériels et équipements en provenance du pays du Maître de l’ouvrage, ce prix devant inclure tous les coûts, y compris les droits et taxes payés ou à payer sur les matières premières ou les composants incorporés ou destinés à être incorporés aux matériels et équipements, et en prenant en compte, d’autre part, le prix des matériels et équipements en provenance de l’extérieur du pays du Maître de l’ouvrage, auxquels seront ajoutés les prix des transports intérieurs, les frais de montage, et autres services prévus au marché. La comparaison du Maître de l’ouvrage comprendra également les coûts résultant de l’application des procédures d’évaluation décrites dans la Clause 25.3 ci-dessous.

25.2 L’évaluation du Maître de l’ouvrage prendra en compte,

en sus des prix indiqués dans les Bordereaux de prix, les coûts et facteurs suivants qui seront ajoutés aux prix de chaque soumissionnaire dans l’évaluation, en utilisant les informations dont le Maître de l’ouvrage aura la disponibilité, suivant la méthode et dans les limites indiquées dans la Clause 25.3 ci-dessous et dans les spécifications techniques :


a) le coût de toutes les réserves, divergences et

omissions quantifiables par rapport aux conditions du marché, conditions commerciales, et spécifications techniques, telles qu’elles auront été identifiées dans le document 6 de l’offre mentionné à la Clause 9.3 f) des IS, ainsi que le coût des réserves, divergences et omissions non identifiées ;

b) le respect du calendrier demandé dans l’Annexe

correspondante du modèle d’Acte d’engagement et documenté si besoin par un planning fourni avec l’offre ;

c) les coûts de fonctionnement et de l’entretien

prévus pendant la durée de vie des installations ; d) les garanties opérationnelles des équipements et

installations proposés ; et e) le coût supplémentaire des travaux, services,

ouvrages, etc., devant être fournis par le Maître de l’ouvrage ou une tierce partie.

L’effet estimé des formules de révision des prix figurant dans les Cahiers des clauses administratives générales et particulières, appliquées durant la période d’exécution du marché, ne sera pas pris en considération lors de l’évaluation des offres.

25.3 Pour l’application de la Clause 25.2 ci-dessus, les méthodes d’évaluation suivantes seront appliquées : a) Différences par rapport aux conditions du

marché et conditions commerciales L’évaluation sera fondée sur une évaluation du coût nécessaire pour réaliser le marché en satisfaisant toutes les obligations commerciales, contractuelles et techniques figurant dans le Dossier d’appel d’offres. Pour déterminer ce coût, les prix offerts par le Soumissionnaire pour compenser les divergences indiquées dans le document 6 de l’offre mentionné à la Clause 9.3 f) des IS, seront utilisés en tant que de besoin. Si de tels prix ne sont pas indiqués, le Maître de


l’ouvrage fera sa propre estimation du coût de telles divergences, pour parvenir à une juste comparaison des offres.

b) Calendrier d’exécution

Les matériels et équipements objet de cet Appel d’offre doivent être transportés, montés, et la mise en service provisoire des installations doit être terminée dans le délai d’achèvement spécifié dans les Données particulières de l’appel d’offres après la date effective de commencement du marché spécifiée dans le modèle d’Acte d’engagement. Les soumissionnaires sont requis de baser leurs prix sur le calendrier donné dans l’annexe correspondante du modèle d’Acte d’engagement (Calendrier) ou si aucun calendrier n’est donné, sur le délai d’achèvement des installations spécifié dans les Données particulières de l’appel d’offre. Aucun avantage ne sera donné pour le montage des installations dans un délai plus court. Lorsqu’une variante portant sur le calendrier de réalisation est acceptable, conformément à la Clause 9.3 g) i) des IS, les offres proposant un délai d’achèvement supérieur à la période minimum indiquée mais inférieur à la période maximum indiquée, seront ajustées en ajoutant au prix de l’offre, un facteur précisé dans les Données particulières de l’appel d’offres pour autant que le délai d’achèvement proposé soit dans les limites spécifiées dans les Données particulières de l’appel d’offres. Les offres proposant un délai d’achèvement supérieur à la période maximum indiquée seront rejetées.

c) Coûts de fonctionnement et d’entretien

i) Attendu que les coûts de fonctionnement et de maintenance des installations qui font l’objet du marché représentent une partie importante du coût total des installations pendant leur durée de vie, ces coûts seront évalués selon les principes donnés dans les Données particulières de l’appel d’offre, en incluant le coût des pièces de rechange pendant la période de fonctionnement initiale précisée dans les Données particulières de l’appel d’offre, et en


prenant en compte les prix fournis par chaque soumissionnaire dans les Bordereaux de prix No 1 et 2, ainsi que l’expérience passée du Maître de l’ouvrage ou d’autres maîtres d’ouvrages ayant l’expérience de projets similaires. De tels coûts seront ajoutés au prix de l’offre pour l’évaluation ;

d) Garanties opérationnelles des équipements et

installations i) Les soumissionnaires indiqueront les

garanties opérationnelles (par exemple le rendement, l’efficacité, la consommation) des équipements et installations proposés en réponse aux spécifications techniques. Les équipements et installations offerts comporteront un niveau minimum (ou maximum, selon le cas) de garanties opérationnelles indiquées dans les spécifications techniques pour qu’ils puissent être considérés comme conformes à l’Appel d’offres. Les offres présentant des équipements et installations avec des garanties opérationnelles moindres (ou supérieures) par rapport au minimum (maximum) exigé seront rejetées.

ii) Pour les besoins de l’évaluation, les

ajustements précisés dans les Données particulières de l’appel d’offres seront ajoutés au prix de l’offre pour chaque différence négative (ou positive) entre les garanties opérationnelles répondant à l’Appel d’offres offertes par le Soumissionnaire et une norme de 100 ou la valeur la plus élevée de garanties opérationnelles auxquelles s’engage un soumissionnaire présentant une offre conforme à l’Appel d’offres, selon la méthode indiquée dans les Données particulières de l’appel d’offre.

e) Travaux, services, installations, etc., devant être

fournis par le Maître de l’ouvrage Lorsque les offres incluent la réalisation de


travaux ou la fourniture de services ou d’installations par le Maître de l’ouvrage au delà de ce qu’il était stipulé dans le Dossier d’appel d’offres, le Maître de l’ouvrage évaluera le coût de ces travaux, services ou installations supplémentaires pendant la durée du marché. De tels coûts seront ajoutés au prix des offres pour l’évaluation.

f) Critères spécifiques supplémentaires La méthode appropriée d’évaluation sera, le cas échéant, précisée dans les Données particulières de l’appel d’offres et/ou dans les spécifications techniques.

25.4 Tout ajustement de prix résultant des procédures définies ci-dessus sera ajouté, aux seules fins d’évaluation comparative des offres, pour parvenir à un « Prix évalué des offres ». Les prix des offres chiffrés par les soumissionnaires ne seront pas modifiés.

26. Préférence

accordée aux soumissionnaires nationaux

26.1 Lors de l’évaluation et de la comparaison des offres, les prix CIF et CIP des matériels et équipements, qui seront incorporés dans les installations et qui seront fournis à partir d’un pays autre que celui du Maître de l’ouvrage comme décrit par la Clause 11.4 a) des IS, seront majorés des droits applicables en cas d’importation (droits de douane et autres taxes à l’importation) pour les matériels et équipements spécifiques en question ou seront majorés de quinze pour cent (15 %) ; la plus faible majoration sera retenue. Dans le cas où il existe plusieurs tarifs d’importations, le tarif applicable pour chaque poste de matériels ou équipements sera utilisé. Aucune préférence nationale ne sera autorisée pour aucune autre composante de l’offre.

27. Contacts avec le

Maître de l’ouvrage

27.1 Si un soumissionnaire désire entrer en contact avec le Maître de l’ouvrage, entre le moment où les plis seront ouverts et celui où le marché sera attribué, il le fera par écrit.

27.2 Toute tentative faite par un soumissionnaire pour

influencer le Maître de l’ouvrage dans l’examen des offres ou la décision d’attribution pourra entraîner le rejet de son offre.


F. Attribution du marché

28. Vérification a posteriori de la capacité des soumissionnaires

28.1 En l’absence de présélection, le Maître de l’ouvrage déterminera d’une manière qui le satisfasse si le Soumissionnaire retenu, pour avoir soumis l’offre conforme évaluée la moins disante, a la capacité d’exécuter le marché de façon satisfaisante.

28.2 Cette détermination tiendra compte de la capacité

financière, technique et de production du Soumissionnaire, en particulier ses contrats en cours, ses futurs engagements, et les contentieux en cours dans lesquels il est impliqué. Elle sera fondée sur un examen des preuves des qualifications du Soumissionnaire que celui-ci aura fournies dans le document 3 de son offre mentionné à la Clause 9.3 c) des IS, et sur toute autre information que le Maître de l’ouvrage jugera nécessaire et adéquate.

28.3 Le Soumissionnaire ne pourra se voir attribuer le marché

que si la réponse à la question portant sur sa qualification est positive. Dans la négative, son offre sera rejetée et le Maître de l’ouvrage examinera la seconde offre évaluée la moins disante ; puis il procédera à la même détermination de la capacité de ce soumissionnaire à exécuter le marché de façon satisfaisante.

28.4 Les capacités des sous-traitants et fournisseurs proposés

dans le document 3 de l’offre mentionné à la Clause 9.3 f) des IS, pour être employés par le Soumissionnaire le moins disant seront également évaluées afin de les agréer. Leur participation sera confirmée par une lettre d’intention, en tant que de besoin. Si un vendeur ou sous-traitant n’est pas agréé, l’offre ne sera pas rejetée, mais le Soumissionnaire sera requis de lui substituer un vendeur ou sous-traitant qui puisse être agréé sans aucun changement du prix de l’offre.

29. Attribution du marché

29.1 Sous réserve des dispositions de la Clause 30 des IS, le Maître de l’ouvrage attribuera le marché au Soumissionnaire retenu, dont l’offre a été reconnue conforme pour l’essentiel aux dispositions du Dossier d’appel d’offres, et qui a soumis l’offre évaluée la moins disante, sous réserve que ledit Soumissionnaire ait été jugé


en outre qualifié pour exécuter le marché de façon satisfaisante.

29.2 Le Maître de l’ouvrage peut demander au Soumissionnaire

de l’offre retenue de supprimer toute divergence ou réserve mentionnée dans le document 6 de son offre mentionné à la Clause 9.3 f) des IS, au prix correspondant à cette divergence ou à cette réserve indiqué dans ce document 6.

30. Droit du Maître

de l’ouvrage d’accepter toute offre ou d’écarter toute offre ou toutes les offres

30.1 Le Maître de l’ouvrage se réserve le droit d’accepter ou d’écarter toute offre, d’annuler la procédure d’Appel d’offres et d’écarter toute offre ou toutes les offres, à tout moment avant l’attribution du marché, sans, de ce fait, encourir une responsabilité quelconque vis-à-vis du ou des soumissionnaires affectés, ni être tenu d’informer le ou les soumissionnaires affectés des raisons de sa décision.

31. Notification de

l’attribution du marché

31.1 Avant que n’expire le délai de validité des offres, le Maître de l’ouvrage notifiera au Soumissionnaire choisi, dans une lettre dénommée « Lettre de marché », envoyée par courrier recommandé, ou par télex, confirmé par écrit par courrier recommandé, que son offre a été acceptée. La notification de l’attribution constituera la formation du marché.

31.2 Après que le Soumissionnaire retenu aura fourni la

garantie de bonne exécution, conformément à la Clause 33 des IS, le Maître de l’ouvrage notifiera dans les plus brefs délais aux soumissionnaires non retenus que leur offre n’a pas été retenue et libérera leur garantie d’offre, en application de la Clause 13.4 des IS.

32. Signature du

marché 32.1 En même temps qu’il enverra la Lettre de marché au

Soumissionnaire retenu, le Maître de l’ouvrage lui enverra l’Acte d’engagement figurant au Dossier d’appel d’offres, incluant toutes les dispositions convenues entre les parties.

32.2 Dans les vingt-huit (28) jours suivant la date de l’Acte

d’engagement, le Soumissionnaire retenu le signera, le datera et le renverra au Maître de l’ouvrage.

33. Garantie de

bonne exécution 33.1 Dans les vingt-huit (28) jours suivant la date de réception

de la notification par le Maître de l’ouvrage de l’attribution du marché, le Soumissionnaire retenu fournira la garantie de bonne exécution, pour le montant indiqué


dans les Données particulières de l’appel d’offres, et sous la forme prévue dans le Dossier d’appel d’offres, ou sous une autre forme acceptable par le Maître de l’ouvrage.

33.2 La carence du Soumissionnaire retenu à satisfaire aux

dispositions des Clauses 32 ou 33 des IS constituera un motif suffisant d’annulation de l’attribution du marché et de saisie de la garantie d’offre, auquel cas le Maître de l’ouvrage pourra attribuer le marché au Soumissionnaire dont l’offre est désormais évaluée la moins disante ; il pourra également procéder à un nouvel Appel d’offres.

34. Conciliateur

34.1 Le Maître de l’ouvrage propose que la personne nommée dans les Données particulières de l’appel d’offre soit désignée comme Conciliateur au titre du marché, avec des honoraires horaires spécifiés dans les Données particulières de l’appel d’offres. Un curriculum vitae de ladite personne est joint aux Données particulières de l’appel d’offres, ainsi qu’une description des dépenses qui seraient considérées comme remboursables. Si le Soumissionnaire n’approuve pas cette proposition, il devra le faire savoir dans son offre et faire une contre-proposition d’un Conciliateur et d’honoraires horaires. Si le jour de la signature de l’Acte d’engagement, le Maître de l’ouvrage et le Soumissionnaire ne se sont pas mis d’accord sur la désignation d’un Conciliateur, le Conciliateur sera désigné, à la demande de l’une quelconque des parties, par l’autorité désignée dans le Cahier des clauses administratives particulières, en application de la Clause 6.1.4 du Cahier des clauses administratives générales.

35. Corruption ou

manœuvres frauduleuses

35.1 La Banque mondiale a pour principe de demander aux emprunteurs (y compris les bénéficiaires de ses prêts),ainsi qu’aux soumissionnaires, fournisseurs et entrepreneurs dans le cadre de marchés financés par ces prêts, qu’ils respectent les règles d’éthique professionnelle les plus strictes durant la passation et l’exécution de ces marchés. En vertu de ce principe, la Banque :

a) définit, aux fins de cette clause, les expressions ci-

dessous de la façon suivante :

i) est coupable de « corruption » quiconque offre, donne, sollicite ou accepte un quelconque avantage en vue d’influencer


l’action d’un agent public au cours de l’attribution ou de l’exécution d’un marché, et

ii) se livre à des « manœuvres frauduleuses »

quiconque déforme ou dénature des faits afin d’influencer l’attribution ou l’exécution d’un marché de manière préjudiciable à l’Emprunteur. « Manœuvres frauduleuses » comprend notamment toute entente ou manœuvre collusoire des soumissionnaires (avant ou après la remise de l’offre) visant à maintenir artificiellement les prix des offres à des niveaux ne correspondant pas à ceux qui résulteraient du jeu d’une concurrence libre et ouverte, et à priver l’Emprunteur des avantages de cette dernière.

b) rejettera une proposition d’attribution si elle

détermine que l’attributaire proposé est coupable de corruption ou s’est livré à des manœuvres frauduleuses pour l’attribution de ce marché ; et

c) exclura une entreprise indéfiniment ou pour une

période déterminée de toute attribution de marchés financés par la Banque, si la Banque établit à un moment quelconque, que cette entreprise s’est livrée à la corruption ou à des manœuvres frauduleuses en vue de l’obtention ou au cours de l’exécution d’un marché que la Banque finance.

35.2 De plus, l’attention des soumissionnaires est attirée sur le

contenu des Clauses 5.12 et 49.6 du Cahier des clauses administratives générales.

Section III. Données particulières de l’appel d’offres

Données particulières de l’appel d’offres Les renseignements et les données qui suivent sont spécifiques à l’Appel d’offres pour les études, la fourniture et le montage des matériels et équipements, l’exécution des ouvrages et la mise en service des installations. Ils complètent, précisent ou modifient les clauses des Instructions aux soumissionnaires (IS). En cas de divergence, les données particulières ci-dessous ont priorité sur les clauses des IS.

INTRODUCTION IS 1.1 République Démocratique du Congo IS 1.1 Numéro du prêt ou du crédit

Montant du prêt ou du crédit IS 1.1 Programme Multisectoriel d’Urgence de Réhabilitation et de

Reconstruction Installations d’électrification de la commune rurale spécifiée au Cahier des Charges Techniques de la section VI

IS 1.1 Nom du marché IS 2.1 Bureau de Coordination des Marchés d’Infrastructures – B.C.M.I. IS 6.1 Building Citibank, 2ème étage

Avenue du Colonel Lukusa Kinshasa / Gombe République Démocratique du Congo

IS 6.4 Lieu, date et heure de la réunion préparatoire à l’établissement des offres [Indiquez l’adresse du lieu de la réunion qui devrait se tenir au plus tard quatre semaines avant la date de remise des offres, et en même temps que la visite des sites.

IS 8.1 La langue de l’Appel d’offres est le français IS 9.3 d) ii) Pièces de rechange nécessaires pour le fonctionnement des

installations pendant trois années suivant l’achèvement des installations.

PRIX ET MONNAIE DE L’OFFRE

IS 11.3 Les soumissionnaires soumettront une décompositin des prix en respectant la forme et la présentation des prix figurant dans le bordereau des prix.

IS 11.6 Le prix est fixe

Section III. Données particulières de l’appel d’offres 40

PREPARATION ET DEPOT DES OFFRES IS 13.1 Le montant de la garantie d’offre sera égal à trois cent mille USD

(300 000 USD) IS 14.1 Le délai de validité des offres est de cent vingt (120) jours. IS 15.1 & 19.2 Un original, trois copies et une version informatique

IS 17.1 Adresse pour le dépôt des offres

Date et heure limite pour le dépôt des offres IS 20.1 Date, heure et adresse pour l’ouverture des plis

[Doit être la même que la date limite de dépôt des offres selon la Clause 17.1 des IS, ou très proche.]

EVALUATION ET COMPARAISON DES OFFRES

IS 23.2 La monnaie choisie pour la conversion en une seule monnaie est la monnaie du pays du Maître de l’ouvrage (monnaie nationale). La source des taux de change entre monnaies nationale et étrangères, utilisé pour la conversion des prix, sera la Banque Centrale de la République Démocratique du Congo. La date des taux de change sera celle de la remise des offres.

IS 25.1 & 25.2 Non applicable IS 25.3.c Non applicable IS 26 Préférence nationale applicable.

ATTRIBUTION DU MARCHE

IS 33 Le montant de la garantie de bonne exécution sera de dix pour cent (10%) du montant du marché.

IS 34 Nom du Conciliateur proposé par le Maître de l’ouvrage. [Un curriculum vitae de la personne désignée doit être joint aux Données particulières de l’appel d’offres.] Honoraires horaires du Conciliateur

Section IV. Cahier des clauses administratives générales

TABLE DES CLAUSES

A. Marché et interprétation ................................................................................................ 43 1. Définitions.............................................................................................................. 43 2. Documents contractuels ......................................................................................... 47 3. Interprétation.......................................................................................................... 47 4. Notifications........................................................................................................... 49 5. Droit applicable...................................................................................................... 50 6. Règlement des litiges ............................................................................................. 50

B. Objet du marché.............................................................................................................. 52 7. Etendue des prestations.......................................................................................... 52 8. Dates minimales de commence-ment et d’achèvement ......................................... 53 9. Responsabilités du Constructeur............................................................................ 54 10. Responsabilités du Maître de l’ouvrage................................................................. 55

C. Paiement........................................................................................................................... 57 11. Montant du Marché................................................................................................ 57 12. Conditions de paiement.......................................................................................... 57 13. Garanties ................................................................................................................ 58 14. Impôts et taxes ....................................................................................................... 59

D. Propriété intellectuelle.................................................................................................... 60 15. Copyright ............................................................................................................... 60 16. Informations confidentielles .................................................................................. 60

E. Montage des Installations ............................................................................................... 61 17. Représentants ......................................................................................................... 61 18. Programme des travaux.......................................................................................... 64 19. Sous-traitance......................................................................................................... 66 20. Conception et ingénierie ........................................................................................ 67 21. Acquisition des Matériels et Equipements............................................................. 70 22. Montage ................................................................................................................. 72 23. Essais et inspections............................................................................................... 78 24. Achèvement ........................................................................................................... 80 25. Mise en service et réception opérationnelles ......................................................... 83

F. Garanties et responsabilités............................................................................................ 85 26. Garantie du délai d’achèvement............................................................................. 85 27. Garantie.................................................................................................................. 87 28. Garanties opérationnelles....................................................................................... 89 29. Obligation d’indemnisation en cas de contrefaçon de brevet ................................ 91 30. Limite de responsabilité......................................................................................... 92

G. Partage des risques ......................................................................................................... 93

Section IV. Cahier des clauses administratives générales 42

31. Transfert de propriété............................................................................................. 93 32. Entretien et garde des installations ........................................................................ 94 33. Pertes ou dommages matériels ; accidents du travail ; indemnisation................... 96 34. Assurances ............................................................................................................. 97 35. Conditions imprévisibles ..................................................................................... 101 36 Modification des législations et réglementations................................................. 102 37. Force majeure....................................................................................................... 103 38. Risques de guerre................................................................................................. 105

H. Modification des éléments du Marché ........................................................................ 107 39. Modification des installations .............................................................................. 107 40. Prolongation du délai d’achèvement.................................................................... 112 41. Suspension ........................................................................................................... 113 42. Résiliation ............................................................................................................ 115 43. Cession................................................................................................................. 125


Cahier des clauses administratives générales

A. Marché et interprétation

1. Définitions 1.1 Les termes et expressions suivants auront la signification qui leur est attribuée ci-après : Le terme « Marché » désigne le marché conclu entre le Maître de l’ouvrage et le Constructeur, ainsi que les documents contractuels qui y sont visés ; ces documents constitueront le Marché, et le terme « Marché » sera interprété de la même manière dans tous ces documents. L’expression « Documents contractuels » désigne les documents énumérés à l’Article 1.1 (Documents contractuels) du Marché (y compris toutes leurs modifications). L’abréviation « CCAG » signifie Cahier des clauses administratives générales, objet des présentes clauses. L’abréviation « CCAP » signifie Cahier des clauses administratives particulières. Le terme « jour » signifie jour calendaire du calendriergrégorien. Le terme « mois » signifie mois calendaire du calendrier grégorien. L’expression « Maître de l’ouvrage » désigne la personne nommée ès qualité, et inclut les successeurs légaux ou cessionnaires autorisés du Maître de l’ouvrage. L’expression « Directeur de projet » désigne la personne nommée par le Maître de l’ouvrage de la manière prévue à la Clause 17.1 du CCAG des présentes, et désignée nommément dans le CCAP à l’effet d’exécuter les missions confiées par le Maître de l’ouvrage. L’expression « Constructeur » désigne la ou les personnes dont l’offre pour exécuter le Marché a été acceptée par le Maître de l’ouvrage, et qui figure(nt) en tant que tel(les) dans le Marché, et inclut les successeurs légaux ou cessionnaires autorisés du Constructeur.


L’expression « Représentant du Constructeur » désigne toute personne nommée par le Constructeur, nommément désignée dans le CCAP et approuvée par le Maître de l’ouvrage de la manière prévue à la Clause 17.2 du CCAG chargée de mener à bien les missions déléguées par le Constructeur. Le terme « Sous-traitant », y compris les fournisseurs, désigne toute personne à laquelle une partie des Installations est directement ou indirectement déléguée par le Constructeur, y compris l’élaboration de toute étude deconception et de réalisation ou la fourniture de tous Matériels et Equipements, et inclut ses successeurs légaux ou cessionnaires autorisés. Le terme « Conciliateur » désigne la ou les personnes, désignées dans le CCAP, nommée(s) par le Maître de l’ouvrage et le Constructeur à l’effet de prendre toute décision ou de trancher tout litige ou différend survenant entre le Maître de l’ouvrage et le Constructeur et soumis par les parties en vertu de la Clause 6.1 du CCAG. L’expression « Banque mondiale » signifie la Banque internationale pour la reconstruction et le développement (BIRD) ou l’Association internationale pour le développement (IDA). L’expression « Montant du Marché » désigne le montant fixé à l’Article 2 (Montant du Marché) de l’Acte d’engagement, sous réserve des augmentations, réajustements ou réductions qui pourront y être apportés en vertu du Marché. Le terme « Installations » désigne les matériels et équipements à fournir et à monter, de même que les Services de montage que le Constructeur doit exécuter en vertu du Marché. L’expression « Matériels et Equipements » désigne les fournitures, matériels, équipements, machines, dispositifs, éléments et choses de toutes sortes que le Constructeur devra fournir et incorporer de manière permanente envertu du Marché (y compris les pièces détachées que le Constructeur devra fournir en vertu de la Clause 7.3 du CCAG), mais à l’exclusion des équipements du Constructeur.


L’expression « Services de montage » désigne les prestations accessoires à la fourniture des Matériels et Equipements que le Constructeur devra fournir en vertu du Marché, c’est-à-dire le transport, la fourniture des assurances marines ou d’autres assurances similaires, l’inspection, les services d’expédition., les travaux de préparation du site (y compris la fourniture et l’utilisation des équipements du Constructeur, et la fourniture de tout le matériel de construction nécessaire), le montage, les essais, la mise en service préliminaire, la mise en service, l’exploitation, la maintenance, la fourniture des manuels d’exploitation et de maintenance, la formation, etc. L’expression « Equipements du Constructeur » désigne toutes machines, installations, équipements, machines, outils, appareils, instruments ou choses nécessaires à l’Installation, à l’achèvement et à la maintenance des Installation que le Constructeur devra fournir, mais à l’exclusion des Matériels et Equipements, ainsi que toutes autres choses devant faire partie ou faisant partie des Installations. « Pays d’origine » signifie les pays et territoires répondant aux critères d’origine de la Banque mondiale comme stipulé dans le CCAP. Le terme « Site » désigne le terrain et les autres lieux sur lesquels les Installations doivent être montées, et tels autres lieux et endroits que le Marché peut désigner comme faisant partie du site. L’expression « Date d’entrée en vigueur » désigne la date à laquelle toutes les conditions énoncées à l’Article 3 (date d’entrée en vigueur) de l’Acte d’engagement ont été remplies et qui détermine la date d’achèvement. L’expression « Délai d’achèvement » désigne le délai dans lequel les Installations dans leur ensemble (ou une partie des Installations lorsqu’un délai d’achèvement spécifique a été fixé pour cette partie) doivent être achevées conformément au CCAP et aux dispositions correspondantes du Marché. Le terme « Achèvement » signifie que les Installations (ou une partie spécifique des Installations lorsque des parties spécifiques sont expressément mentionnées dans le


CCAP) ont été achevées opérationnellement et structurellement, qu’elles ont été rangées et remises en état de propreté, et que tous les travaux relatifs à la Mise en service préliminaire des Installations ou de telle partie spécifique des Installations ont été achevés, ce qui revient à dire que les Installations, ou une partie spécifique des Installations, sont prêtes pour la Mise en service conformément à la Clause 24 du CCAG. L’expression « Mise en service provisoire » désigne les essais, la vérification et les autres exigences mentionnées dans les Spécifications techniques que le Constructeur doit effectuer pour préparer la Mise en service conformément à la Clause 24 du CCAG. L’expression « Mise en service opérationnelle » désigne la mise en exploitation des Installations ou de toute partie des Installations postérieurement à l’Achèvement, et doit être réalisée par le Constructeur de la manière prévue à la Clause 25.1 du CCAG. dans le but d’effectuer l’Essai ou les Essais de garantie. L’expression « Essai(s) de garantie » désigne l’essai ou les essais de conformité et de garantie dont les Spécifications techniques imposent la réalisation, de manière à s’assurer que les Installations prévues aux présentes ou une partie spécifique de ces Installations, respectent les garanties opérationnelles précisées dans les Spécifications techniques conformément aux stipulations de la Clause 25.2 du CCAG. L’expression « Réception opérationnelle » désigne la réception des Installations par le Maître de l’ouvrage (ou de toute partie des Installations lorsque le Marché prévoit la réception progressive des Installations), certifiant que le Constructeur a respecté le Marché en ce qui concerne les Garanties fonctionnelles des Installations (ou de la partie considérée de celles-ci) conformément aux stipulations de la Clause 28 du CCAG et vaudra présomption de réception conformément à la Clause 25 du CCAG. L’expression « Période de garantie » désigne la période de validité des garanties donnée par le Constructeur, commençant à l’achèvement des Installations ou d’une partie de celles-ci, pendant laquelle le Constructeur est


responsable des défauts des Installations (ou de la partie considérée des Installations) comme le prévoit la Clause 27 du CCAG.

2. Documents contractuels

2.1 Sous réserve de l’Article 1.2 (Ordre de priorité) de l’Acte d’engagement, tous les documents constituant le Marché (et tous ses aspects) sont corrélatifs, complémentaires et s’expliquent mutuellement l’un l’autre. Le Marché doit être lu comme un tout.

3. Interprétation 3.1 Langue

3.1.1 Sauf dans le cas où le Constructeur est un

ressortissant du pays du Maître de l’ouvrage et que ce dernier accepte d’utiliser la langue nationale, tous les documents contractuels, la correspondance et les communications qui doivent être remis, ettous autres documents qui doivent être élaborés et fournis en vertu du Marché doivent être rédigés en français, le Marché devant être interprété dans cette langue.

3.1.2 Si un document contractuel, une correspondance

ou une communication est rédigé dans une autre langue que la langue du Marché en vertu du paragraphe 3.1.1 ci-dessus, la traduction française de ce document, de cette correspondance ou de cette communication prévaudra pour toute question d’interprétation.

3.2 Singulier et pluriel

A moins que le contexte n’en décide autrement, le singulier inclura le pluriel et le pluriel inclura le singulier.

3.3 En-têtes

Les en-têtes et notes en marge du CCAG du Marché sont incluses pour faciliter la commodité des références et ne sauraient faire partie du Marché ou affecter son interprétation.

3.4 Personnes

Les termes désignant des personnes ou des parties incluront les entreprises, sociétés et entités gouvernementales.

3.5 Incoterms


Sauf en cas de contradiction avec une disposition du Marché, la signification des termes commerciaux et des droits et obligations des parties sera déterminée par les Incoterms. Incoterms désigne les règles internationales d’interprétation des termes commerciaux publiées par la Chambre de commerce internationale (dernière édition), 38 Cours Albert 1er, 75008 Paris, France.

3.6 Intégralité des conventions

Sous réserve des dispositions de la Clause 16.4 du CCAG, le Marché représente la totalité des dispositions contractuelles sur lesquelles se sont accordés le Maître de l’ouvrage et le Constructeur relativement à son objet, et il remplace toutes communications, négociations et accords (écrits comme oraux) conclus entre les parties en la matière avant la date du Marché.

3.7 Modification

Les modifications et autres avenants au Marché ne pourront entrer en vigueur que s’ils sont faits par écrit, datés, qu’ils se réfèrent expressément au Marché et sont signés par un représentant dûment autorisé de chacune des parties.

3.8 Constructeur indépendant

Le Constructeur est un entrepreneur exécutant le Marché indépendamment. Le Marché ne crée aucune relation d’agence ou de groupement entre les parties au présent marché. Sous réserve des dispositions du Marché, le Constructeur sera seul responsable de la manière dont le Marché est exécuté. Les employés, représentants, ou sous-traitants engagés par le Constructeur dans le cadre de l’exécution du Marché seront sous le contrôle total du Constructeur et ne sauraient être réputés les employés du Maître de l’ouvrage. Rien de ce qui figure au Marché ou dans le contrat de sous-traitance passé par le Constructeur ne pourra être interprété comme créant une quelconque relation contractuelle entre ces employés, représentants ou sous-traitants et le Maître de l’ouvrage.

3.9 Constructeurs groupés Si le Constructeur est formé d’un groupement de deux ou


plusieurs entreprises, ces entreprises seront solidairement tenues envers le Maître de l’ouvrage de respecter les clauses du Marché, et devront désigner une ou plusieurs personnes pour agir en qualité de mandataire commun avec pouvoir d’engager le groupement d’entreprises. La composition ou la constitution du groupement d’entreprises ne pourra être modifiée sans l’accord préalable écrit du Maître de l’ouvrage.

3.10 Absence de renonciation 3.10.1 Sous réserve des dispositions du paragraphe 3.10.2

aucune relaxe, abstention, retard ou indulgence de l’une des parties pour faire appliquer l’un quelconque des termes et conditions du Marché, ou le fait que l’une des parties accorde un délai supplémentaire à l’autre, ne saurait préjuger de, affecter ou restreindre les droits dévolus à cette partie par le Marché ; de même, la renonciation de l’une des parties à demander réparation pour toute infraction au Marché ne saurait valoir renonciation à toute demande de réparation pour infraction ultérieure ou persistante du Marché.

3.10.2 Toute renonciation aux droits, pouvoirs ou recours

d’une partie en vertu du marché devra être effectuée par écrit, être datée et signée par un représentant autorisé de la partie accordant cette renonciation, et préciser le droit faisant l’objet de cette renonciation et l’étendue de cette renonciation.

3.11 Divisibilité

Si une quelconque disposition ou condition du Marché est interdite ou rendue invalide ou inapplicable, cette interdiction, invalidité ou inapplicabilité ne saurait affecter la validité ou le caractère exécutoire des autres clauses et conditions du marché.

3.12 Pays d’origine « Origine » signifie le lieu où les matériaux, équipements et autres fournitures nécessités par les Installations sont extraits, produits ou fabriqués, et à partir duquel des services sont fournis.

4. Notifications 4.1 Sauf dispositions contraires du Marché, les notifications

qui doivent être délivrées en vertu du Marché devront être


faites par écrit et remises en main propre, par la poste, par avion, courrier spécial, câble, télégraphe, télex, télécopie ou transfert électronique de données (EDI) à l’adresse de la partie concernée inscrite dans le CCAP sous réserve des dispositions qui suivent :

4.1.1 Toute notification envoyée par télégraphe, télex,

télécopie ou EDI doit être confirmée dans les deux (2) jours suivant l’envoi s’il s’agit d’une notification envoyée par courrier ou par avion, ou par courrier spécial, sous réserve de dispositions contraires figurant au Marché.

4.1.2 Toute notification envoyée par courrier postal

aérien ou par courrier spécial sera réputée (en l’absence de preuves d’une réception antérieure) avoir été reçue dix (10) jours après l’expédition, la preuve que l’enveloppe contenant cette notification a été correctement libellée, affranchie et déposée à l’administration des postes ou au service de messagerie constituant une preuve suffisante de cette transmission par courrier postal, aérien ou spécial.

4.1.3 Toute notification, remise en main propre ou

envoyée par câble, télégraphe, télex, télécopie ou EDI sera réputée remise à la date de son envoi.

4.1.4 Chaque partie peut, par notification préalable de

dix (10) jours envoyée par écrit à l’autre partie, modifier son adresse ou ses adresses de réception des notifications par poste, câble, télex, télécopie ou EDI.

4.2 Les notifications sont réputées comprendre toutes les

approbations, agréments, instructions, ordres et certificats qui doivent être délivrés en vertu du Marché.

5. Droit applicable 5.1 Le Marché sera régi par et interprété conformément au droit du pays indiqué dans le CCAP.

6. Règlement des

litiges

6.1 Conciliateur 6.1.1 Si un litige quelle qu’en soit la nature survient

entre le Maître de l’ouvrage et le Constructeur en relation avec le Marché ou du fait de ce dernier, y compris, sans préjuger de la généralité de ce qui


précède, les questions relatives à l’existence du Marché, sa validité ou sa résiliation, ou à l’exécution des Installations, que ce soit pendant l’avancement des travaux de montage ou après leur achèvement et que ce soit avant ou après la résiliation du marché ou le manquement à une obligation contractuelle, les parties chercheront à régler ce litige ou ce différend en se consultant. Si les parties ne parviennent pas à résoudre ce litige ou ce différend à l’amiable, l’une des parties soumettra alors ce litige par écrit au Conciliateur, avec copie adressée à l’autre partie.

6.1.2 Le Conciliateur devra donner par écrit sa décision

aux deux parties dans les vingt-huit (28) jours à compter du jour où le litige lui aura été soumis. Si le Conciliateur a ainsi fait, et si ni le Constructeur ni le Maître de l’ouvrage n’ont notifié un commencement de la procédure d’arbitrage dans les cinquante-six (56) jours qui suivent la saisine du Conciliateur, la décision du Conciliateur sera définitive et obligatoire pour le Maître de l’ouvrage et le Constructeur. Toute décision définitive et obligatoire pour les parties devra être mise en œuvre par elles.

6.1.3 Les honoraires du Conciliateur seront établis au

taux horaire fixé dans le CCAP, majoré des dépenses raisonnables qu’il peut avoir à engager pour l’exécution de sa mission de Conciliateur, ses frais étant divisés par parts égales entre le Maître de l’ouvrage et le Constructeur.

6.1.4 En cas de démission ou de décès du Conciliateur,

ou si le Maître de l’ouvrage et le Constructeur conviennent que le Conciliateur ne remplit pas sa mission conformément aux stipulations du Marché, un nouveau Conciliateur sera conjointement désigné par le Maître de l’ouvrage et le Constructeur. A défaut d’accord dans un délai de vingt-huit (28) jours, le Conciliateur sera désigné par l’Autorité de nomination indiquée dans le CCAP à la demande de l’une quelconque des parties.

6.2 Arbitrage


6.2.1 Si ou le Maître de l’ouvrage ou le Constructeur ne

se satisfait pas de la décision du Conciliateur, ou si le Conciliateur ne rend pas sa décision dans les vingt-huit (28) jours à compter du jour où un litige lui est soumis, le Maître de l’ouvrage ou le Constructeur peuvent l’un ou l’autre, dans les cinquante-six (56) jours suivant la saisine du Conciliateur, notifier à l’autre partie, avec copie pour information au Conciliateur, son intention de soumettre le litige à arbitrage, suivant la procédure précisée ci dessous ; aucune procédure d’arbitrage ne peut être commencée en l’absence d’une telle notification.

6.2.2 Toute dispute ayant fait l’objet d’une notification

suivant le paragraphe 6.2.1 ci-dessus sera résolue en dernier ressort par arbitrage. La procédure d’arbitrage peut commencer avant ou après que les Installations soient terminées.

6.2.3 La procédure arbitrale sera conduite conformément

aux règles de procédures indiquées dans le CCAP.

6.3 Nonobstant les références ci-dessus faites au Conciliateur ou à la procédure :

a) Les parties continueront à exécuter les obligations

qui leur incombent respectivement en vertu du Marché tant qu’elles n’en auront pas convenu autrement ; et

b) Le Maître de l’ouvrage devra payer au

Constructeur toute somme due au Constructeur.

B. Objet du marché

7. Etendue des prestations

7.1 Sous réserve de limitations expressément contraires figurant dans les Spécifications techniques, les obligations du Constructeur couvrent la fourniture des matériels et équipements et l’exécution de la totalité des services de montage nécessaires à la conception, à la fabrication (y compris l’approvisionnement, les contrôles de qualité, la construction, le montage, la mise en service préliminaire et la livraison) des matériels et équipements, ainsi que le montage, l’achèvement et la mise en service des


installations conformément aux plans, procédures, spécifications, dessins, codes et autres documents indiqués aux Spécifications techniques. Ces spécifications incluent, sans y être limitées, la fourniture de services de supervision et d’ingénierie, main-d’œuvre, matériel, équipements, pièces de rechange (tel qu’indiqué à la Clause 7.3 ci-dessous) et accessoires, équipements du Constructeur, services et fournitures accessoires de construction, matériels, ouvrages et équipements temporaires, transport (y compris déchargement et manutention à destination ou à partir du site et sur le site) et entreposage, à l’exception des fournitures, travaux et services qui seront fournis ou assurés par le Maître de l’ouvrage comme indiqué à l’annexe correspondante (étendue des travaux et fournitures du Maître de l’ouvrage) de l’Acte d’engagement.

7.2 Le Constructeur devra, à l’exception de ce qui pourrait

être exclu par le Marché, exécuter les travaux et assurer la fourniture d’articles et de matériels non expressément mentionnés au Marché mais que l’on peut raisonnablement déduire, à la lecture du Marché, comme nécessaires au bon achèvement des Installations, comme si ces travaux, articles et matériels étaient expressément mentionnés au Marché.

7.3 En plus de la fourniture des pièces de rechange

obligatoires faisant partie du Marché, le Constructeur s’engage à fournir les pièces de rechange nécessaires au fonctionnement et à la maintenance des Installations pour la période indiquée dans le CCAP. Cependant, la définition, les spécifications et les quantités desdites pièces de rechange ainsi que les termes et conditions de leur fourniture restent à établir d’un commun accord entre le Maître de l’ouvrage et le Constructeur, et leurs prix, qui seront ceux du Bordereau de prix No 6, seront ajoutés au montant du Marché. Les prix desdites pièces de rechange comprendront le prix d’achat et les autres frais et charges (rémunération du Constructeur incluse) relatifs à leur fourniture.

8. Dates minimales de commence-ment et

8.1 Le Constructeur devra commencer les travaux des Installations dans la période fixée dans le CCAP et, sans préjudice de la Clause 26.2 du CCAG ; le Constructeur


d’achèvement devra par la suite poursuivre l’exécution et le montage des Installations, conformément au calendrier d’exécution indiqué à l’annexe correspondante (Calendrier de l’exécution) de l’Acte d’engagement.

8.2 Le Constructeur devra achever les Installations (ou une

partie des Installations si le Marché indique un délai d’Achèvement distinct pour cette partie) dans les délais fixés dans le CCAP ou dans les délais de prolongation du délai d’achèvement auquel le Constructeur aura droit en vertu de la Clause 40 du CCAG.

9. Responsabilités

du Constructeur 9.1 Le Constructeur devra concevoir, fabriquer (y compris les

achats et les sous-traitances correspondantes), installer et achever les Installations avec toute la diligence et le soin requis conformément au Marché.

9.2 Le Constructeur confirme qu’il a conclu le présent Marché

après avoir examiné les informations relatives aux Installations (y compris toutes les données concernant les tests de sondage) fournies par le Maître de l’ouvrage, et toutes les informations qu’il pourra avoir obtenues grâce à une inspection visuelle du site (si celui-ci était accessible) et toutes autres informations déjà disponibles relatives aux Installations vingt-huit jours (28) avant la date limite de dépôt des offres. Le Constructeur reconnaît qu’un manque de connaissance de sa part de ces données et informations ne le dégagera pas de la responsabilité qui lui incombe d’estimer correctement la difficulté ou le coût de la bonne exécution des Installations.

9.3 Le Constructeur devra obtenir tous les permis,

autorisations et licences auprès de toutes les autorités locales, régionales ou nationales du pays d’emplacement du site, que le Constructeur doit obtenir en son nom propre auprès des administrations ou services publics et qui sont nécessaires pour l’exécution du Marché, y compris, cette liste n’étant pas limitative, les visas du personnel du Constructeur et des sous-traitants et les autorisations d’importer les équipements du Constructeur. Il devra acquérir les autres permis, autorisations et licences dont la responsabilité n’incombe pas au Maître de l’ouvrage en vertu de la Clause 10.3 du CCAG et qui sont nécessaires à l’exécution du Marché.

9.4 Le Constructeur devra respecter le droit en vigueur dans


le pays où les installations sont situées et où il exécute ses services de montage. Ce droit comprend les réglementations nationales, régionales, locales ou autres, relatives à l’exécution du Marché, et qui sont applicables au Constructeur. Le Constructeur devra indemniser et garantir le Maître de l’ouvrage contre toute responsabilité, dommage, réclamation, amende, pénalité et frais de toute nature entraînés par ou résultant de la violation par le Constructeur ou par son personnel, y compris les sous-traitants et leur personnel, de ces lois, mais sans préjudice de la Clause 10.1 du CCAG.

9.5 Les matériels, les équipements, matériaux et services qui

seront incorporés dans ou sont nécessaires aux Installations et les fournitures, quels qu’ils soient, auront une origine conforme à la Clause 1 du CCAG.

9.6 Le Constructeur autorisera la Banque mondiale à examiner

les documents et pièces comptables relatives à l’exécution du marché et à les faire vérifier par des auditeurs nommés par la Banque mondiale, si la demande en est faite par la Banque mondiale.

10. Responsabilités

du Maître de l’ouvrage

10.1 Le Maître de l’ouvrage devra s’assurer de l’exactitude de toutes les informations et données qu’il convient de fournir au Constructeur ainsi qu’elles sont décrites à l’annexe correspondante (Etendue des travaux et fournitures du Maître de l’ouvrage) de l’Acte d’engagement, sous réserve de dispositions contraires figurant au Marché.

10.2 Le Maître de l’ouvrage sera responsable de l’acquisition et

de la mise à disposition de la possession légale et physique du site ainsi que son accès, de la possession, de l’utilisation et de l’accès à toutes les autres zones raisonnablement nécessaires à la bonne exécution du Marché, y compris tous les droits de passage correspondants, comme l’indique l’annexe correspondante (Etendue des travaux et fournitures du Maître de l’ouvrage) de l’Acte d’engagement. Il devra donner totale possession et accorder tout droit d’accès au site à ou avant la ou les dates fixées dans la même annexe.

10.3 Le Maître de l’ouvrage devra obtenir et payer les permis,

autorisations, agréments et licences auprès des autorités locales, régionales ou nationales du pays d’emplacement


du site, que le Maître de l’ouvrage doit obtenir au nom du Constructeur auprès des administrations et services publics et qui sont nécessaires à l’exécution du Marché (y compris ceux requis pour l’exécution par le Constructeur comme par le Maître de l’ouvrage des obligations qui leur incombent respectivement en vertu du Marché), précisés à l’annexe correspondante (Etendue des travaux et fournitures du Maître de l’ouvrage) de l’Acte d’engagement.

10.4 En cas de demande du Constructeur, le Maître de

l’ouvrage fera tout son possible pour l’aider à obtenir à temps et avec toute la diligence requise auprès des administrations ou services publics locaux, régionaux, nationaux, les permis, autorisations et licences nécessaires à l’exécution du Marché requis par ces organismes pour le Constructeur, ses sous-traitants ou le personnel du Constructeur ou de ses sous-traitants selon les cas.

10.5 Sauf disposition expresse contraire du Marché ou

convention entre le Constructeur et le Maître de l’ouvrage, le Maître de l’ouvrage devra fournir un personnel d’exploitation et de maintenance suffisamment qualifié ; fournir et mettre à disposition les matières premières, eau et combustibles, lubrifiants, produits chimiques, catalyseurs, autres matériaux et outils d’installation, et exécuter tous travaux et services de quelque nature que ce soit, y compris ceux requis par le Constructeur pour la bonne exécution de la Mise en service préliminaire, de la Mise en service définitive et des Essais de garantie, le tout conformément aux stipulations de l’annexe correspondante (Etendue des travaux et fournitures du Maître de l’ouvrage) de l’Acte d’engagement ou avant la date fixée dans le programme fourni par le Constructeur en vertu de la Clause 18.2 du CCAG, et de la manière indiquée ou convenue par ailleurs entre le Maître de l’ouvrage et le Constructeur.

10.6 Le Maître de l’ouvrage sera responsable de l’exploitation

continue des Installations après l’achèvement, conformément à la Clause 24.8 du CCAG, et sera tenu de faciliter les Essais de garantie des Installations conformément à la Clause 25.2 du CCAG.

10.7 La responsabilité des frais et dépenses engagés dans l’exécution des obligations à remplir au titre de la présente Clause appartiendra au Maître de l’ouvrage, à l’exception


des frais engagés par le Constructeur dans le cadre de l’exécution des Essais de garantie conformément à la Clause 25.2 du CCAG.

C. Paiement

11. Montant du Marché

11.1 Le montant du Marché sera le prix fixé à l’Article 2 (Montant du Marché) de l’Acte d’engagement.

11.2 Sauf mention contraire dans le CCAP, le montant du

Marché sera une somme forfaitaire fixe ne pouvant faire l’objet de modifications que dans le cas de modifications des Installations ou conformément aux dispositions spécifiques du Marché.

11.3 Sous réserve des Clauses 9.2, 10.1, et 35 du CCAG, le

Constructeur sera réputé s’être assuré par lui même de l’exactitude et du caractère suffisant du montant du Marché, lequel devra, sauf disposition contraire du Marché, couvrir toutes les obligations qui lui incombent en vertu du Marché.

12. Conditions de

paiement 12.1 Le montant du Marché sera payé conformément à ce qui

est prévu à l’annexe correspondante (Conditions de paiement) de l’Acte d’engagement. La procédure à suivre pour les demandes de paiement et les paiements sera celle indiquée dans la même annexe.

12.2 Aucun paiement effectué par le Maître de l’ouvrage en

vertu des présentes ne sera réputé valoir acceptation par le Maître de l’ouvrage ou de toute(s) partie(s) de celui-ci.

12.3 Dans l’éventualité où le Maître de l’ouvrage n’effectuerait

pas un paiement dû à sa date d’exigibilité, ou dans la période fixée par le Marché, le Maître de l’ouvrage sera tenu de payer au Constructeur des intérêts sur le montant de cet arriéré au taux figurant à l’annexe correspondante (Conditions de paiement) de l’Acte d’engagement. pour toute la période de retard jusqu’au paiement intégral du prix, que ce soit avant ou après un jugement ou une sentence arbitrale.

12.4 La ou les devises dans lesquelles le paiement doit être fait

au Constructeur en vertu du Marché seront indiquées à l’annexe correspondante (Conditions de paiement) de l’Acte d’engagement, sous réserve du principe général


suivant : que les paiements soient effectués dans la ou les monnaies(s) dans lesquelles le montant du Marché a été fixé dans l’offre du Constructeur.

13. Garanties 13.1 Emission des garanties

Le Constructeur devra fournir les garanties décrites ci-après en faveur du Maître de l’ouvrage dans les délais, pour le montant, selon la manière et sous la forme indiquées ci-après.

13.2 Garantie de restitution d’acompte 13.2.1 Dans les vingt-huit (28) jours suivant la

notification de l’attribution du Marché, le Constructeur devra fournir une garantie d’un montant égal à l’avance calculée conformément à l’annexe correspondante (Conditions de paiement) de l’Acte d’engagement et dans la ou les mêmes monnaies.

13.2.2 La garantie devra suivre la forme prévue par le

Dossier d’appel d’offres ou toute forme satisfaisant le Maître de l’ouvrage. Le montant de la garantie sera réduit à concurrence de la valeur des Installations exécutées par le Constructeur et réglée au Constructeur à tout moment ; elle sera nulle de plein droit lorsque le montant total de l’avance aura été recouvré par le Maître de l’ouvrage. La garantie sera retournée au Constructeur dès son expiration.

13.3 Garantie de bonne exécution

13.3.1 Dans les vingt-huit (28) jours à compter de la

notification du Marché, le Constructeur devra fournir une garantie pour la bonne exécution du Marché pour le montant fixé dans le CCAP.

13.3.2 La garantie sera libellée dans la ou les monnaie(s)

du Marché, ou dans une monnaie librement convertible satisfaisant le Maître de l’ouvrage, et devra suivre l’un des modèles fournis dans le Dossier d’appel d’offres, comme indiqué par le Maître de l’ouvrage dans le CCAP, ou tout autre document satisfaisant le Maître de l’ouvrage.


13.3.3 La garantie sera de plein droit réduite de moitié à la date de la Réception opérationnelle, et deviendra nulle dix-huit (18) mois après l’Achèvement des Installations ou douze (12) mois après la Réception opérationnelle des Installations, sous réserve toutefois que si la période de garantie a été prolongée pour une partie quelconque des Installations en vertu de la Clause 27.8 du CCAG,. le Constructeur devra émettre une garantie supplémentaire d’un montant correspondant au prix du Marché pour cette partie. La garantie sera retournée au Constructeur dès après son expiration, sous réserve, toutefois, dans le cas ou le Constructeur, suivant la Clause 27.10 du CCAG, a une obligation de garantie étendue, d’une possibilité de prolongation de la garantie de bonne exécution pour la durée et le montant précisé dans le CCAP.

14. Impôts et taxes 14.1 Sauf mention contraire figurant au Marché, le

Constructeur devra supporter et payer tous droits, taxes, impôts et charges établis à la charge du Constructeur, de ses sous-traitants ou de leurs employés par toute autorité locale, régionale ou nationale en liaison avec les Installations dans le pays d’emplacement du site ou à l’étranger.

14.2 Nonobstant la Clause 14.1 du CCAG ci-dessus, le Maître

de l’ouvrage prendra à charge et paiera rapidement tous les droits de douane et d’importation ainsi que les autres taxes locales telles que, par exemple, la taxe sur la valeur ajoutée (TVA), applicables, en vertu des lois du pays d’emplacement du site, aux matériels et équipements indiqués au Bordereau de prix No 1 qui doivent être incorporés dans les Installations.

14.3 Si, dans le pays où se trouve le site, le Constructeur peut

prétendre à des exemptions, réductions, abattements ou privilèges en matière fiscale, le Maître de l’ouvrage fera tous ses efforts pour lui permettre d’en bénéficier au maximum.

14.4 Pour les besoins du Marché, il est convenu que le montant

du Marché indiqué à l’Article 2 (Montant du Marché) de l’Acte d’engagement est établi d’après les taxes, droits, impôts et charges (dénommé « Taxe » à la présente


Clause 14.4 du CCAG) en vigueur vingt-huit (28) jours avant la date de soumission des offres dans le pays d’emplacement du site. Si le taux d’une taxe est augmenté ou réduit, qu’une nouvelle taxe est introduite, qu’une taxe existante est supprimée ou en cas de tout changement dans l’interprétation ou l’application de toute Taxe survenant pendant l’exécution du Marché, qui s’est appliqué ou s’appliquera au Constructeur, à ses sous-traitants ou à leurs employés dans le cadre de l’exécution du Marché, un ajustement équitable du prix du Marché sera effectué pour prendre totalement en compte toute modification de ce type par majoration ou minoration du montant du Marché selon le cas, conformément à la Clause 36 du CCAG.

D. Propriété intellectuelle

15. Copyright 15.1 Les droits de propriété intellectuelle attachés à tous les plans et autres documents contenant des données et informations fournies au Maître de l’ouvrage par le Constructeur en vertu du Marché demeureront la propriété du Constructeur ou, dans le cas où ils sont fournis au Maître de l’ouvrage, soit directement, soit par une quelconque tierce partie, y compris les fournisseurs de matériaux, par l’entremise du Constructeur, ladite tierce partie conservera la propriété intellectuelle de ces documents.

16. Informations

confidentielles 16.1 Le Maître de l’ouvrage et le Constructeur tiendront pour

confidentiel et ne divulgueront pas, sans avoir préalablement obtenu le consentement écrit de l’autre, les documents, données ou autres informations fournis, directement ou indirectement, par l’autre partie en relation avec le Marché, que ces informations aient été fournies avant, pendant ou après la fin du Marché. Nonobstant ce qui précède, le Constructeur a la faculté de communiquer à son ou ses sous-traitant(s) les documents, données et autres informations qu’il aura reçus du Maître de l’ouvrage dans la mesure où cela est nécessaire pour que ce(s) sous-traitant(s) exécute(nt) les travaux à sa charge en vertu du Marché, auquel cas le Constructeur obtiendra de ce(s) sous-traitant(s) un engagement de confidentialité analogue à celui qui est requis du Constructeur en vertu de la présente Clause 16 du CCAG.

16.2 Le Maître de l’ouvrage n’emploiera pas les documents,

données et informations qu’il tient du Constructeur dans


un but autre que l’exploitation et la maintenance des Installations. De même, le Constructeur n’emploiera pas les documents, données et informations qu’il tient du Maître d’Ouvrage dans un but autre que la conception, l’achat des matériels et équipements, le montage, ou tout autre objectif que les autres travaux et services requis pour l’exécution du Marché.

16.3 L’obligation incombant à chaque partie en vertu des

Clauses 16.1 et 16.2 ci-dessus ne s’applique cependant pas aux informations :

a) qui tombent dans le domaine public dès à présent

ou par la suite indépendamment de la volonté de cette partie ; ou

b) dont on peut prouver qu’elles ont été en possession

de cette partie au moment de leur divulgation et qui n’ont pas été précédemment obtenues, ni directement ni indirectement, de l’autre partie ; ou

c) qui sont, de façon licite, mises à la disposition de

cette partie par une tierce partie non soumise à l’obligation de confidentialité.

16.4 Les dispositions de la présente Clause 16 n’affectent en

aucune façon un quelconque engagement de confidentialité souscrit par l’une ou l’autre des parties avant la date du Marché en ce qui concerne les Installations ou une quelconque partie de celles-ci.

16.5 Les dispositions de la présente Clause 16 survivront à la

fin du Marché quel qu’en soit le motif.

E. Montage des Installations

17. Représentants 17.1 Directeur de projet Si le Directeur de projet n’est pas désigné dans le Marché, le Maître de l’ouvrage nommera un Directeur de projet dans les quatorze (14) jours suivant la date d’entrée en vigueur et avisera le Constructeur de son identité. Pendant la durée du Marché le Maître de l’ouvrage pourra à sa discrétion nommer une autre personne en qualité de Directeur de projet en lieu et place de la personne


précédemment nommée à cette fonction et il avisera sans délai le Constructeur de son identité. Il ne pourra être procédé à une telle nomination que dans la mesure où la période et les modalités de cette nomination ne perturbent pas la progression des travaux de réalisation des installations. Cette nomination ne sera effective qu’à partir de la réception de cet avis par le Constructeur. Le Directeur de projet représentera le Maître de l’ouvrage et agira pour le compte de ce dernier en permanence durant la période de validité du Marché. Toutes les notifications, instructions, ordres, certificats, autorisations et autres communications donnés en vertu du Marché émaneront du Directeur de projet, sauf dans les cas où les présentes en disposent autrement. Tous les avis, instructions, informations et autres communications donnés par le Constructeur au Maître de l’ouvrage en vertu du Marché seront remis au Directeur de projet, sauf dans les cas où les présentes en disposent autrement.

17.2 Représentant du Constructeur et Directeur des travaux 17.2.1 Si le Représentant du Constructeur n’est pas

désigné dans le Marché, le Constructeur nommera alors ledit Représentant dans les quatorze (14) jours suivant la date d’entrée en vigueur et demandera au Maître de l’ouvrage d’approuver par écrit le choix de cette personne. Si le Maître de l’ouvrage n’oppose aucune objection à cette nomination dans un délai de quatorze (14) jours, le choix du Représentant du Constructeur sera réputé avoir été approuvé. Si le Maître de l’ouvrage s’oppose au choix du Représentant du Constructeur dans ce délai de quatorze (14) jours en précisant les motifs de sa décision, le Constructeur nommera un remplaçant dans les quatorze (14) jours suivant cette opposition, et cette nomination sera soumise aux dispositions de ce paragraphe 17.2.1.

17.2.2 Le Représentant du Constructeur représentera le

Constructeur et agira pour le compte de ce dernier en permanence durant la période de validité du Marché et il donnera au Directeur de projet tous les avis, instructions, informations et autres communications du Constructeur en vertu du


Marché.

Tous les avis, instructions, informations et autres communications donnés par le Maître de l’ouvrage ou le Directeur de projet au Constructeur en vertu du Marché seront remis au Représentant du Constructeur ou, en son absence, à son adjoint, sauf dans les cas où les présentes n’en disposent autrement. Le Constructeur ne révoquera pas le Représentant du Constructeur sans le consentement écrit préalable du Maître de l’ouvrage, qui ne refusera pas son consentement sans motif valable. Si le Maître de l’ouvrage y consent, le Constructeur nommera une autre personne Représentant du Constructeur conformément à la procédure décrite dans le paragraphe 17.2.1 ci-dessus.

17.2.3 Le Représentant du Constructeur a la faculté, sous réserve du consentement du Maître de l’ouvrage, qui ne refusera pas son consentement sans motif valable, de déléguer à tout moment à toute personne tout pouvoir, fonction ou autorité dont il est investi. Cette délégation peut être révoquée à tout moment. Cette délégation ou révocation fera l’objet d’un avis préalable écrit signé par le Représentant du Constructeur, et qui spécifie les pouvoirs, fonctions et autorités ainsi délégués ou révoqués. Cette délégation ou révocation sera sans effet tant qu’une copie de l’avis notifiant ladite délégation ou révocation n’aura pas été remise au Maître de l’ouvrage et au Directeur de projet. Tout acte, ou l’exercice par une quelconque personne de pouvoirs, fonctions et autorités qui lui ont ainsi été délégués conformément à ce paragraphe 17.2.3, sera réputé avoir été effectué ou exercé par le Représentant du Constructeur.

17.2.4 A partir du commencement du montage des Installations sur le site et jusqu’à l’achèvement des Installations, le Représentant du Constructeur nommera une personne appropriée en qualité de directeur des travaux (ci-après désigné en tant que « Directeur des travaux »). Le Directeur des


travaux supervisera tous les travaux effectués sur le site par le Constructeur et il sera présent sur le site pendant les heures de travail normales, sauf en cas de congé, de maladie ou d’absence pour des raisons liées à la bonne exécution du Marché. Toutes les fois où le Directeur des travaux serait absent du site, une personne appropriée sera nommée pour le remplacer en qualité d’adjoint.

17.2.5 Le Maître de l’ouvrage a la faculté, par notification au Constructeur, de contester le choix d’un quelconque représentant ou personne employé(e) par le Constructeur dans l’exécution du Marché et dont le Maître de l’ouvrage a raisonnablement lieu de penser qu’il se conduit mal, est incompétent, négligent ou commet une violation grave aux règlements du site édictés en vertu de la Clause 22.3 du CCAG. Le Maître de l’ouvrage en fournira la preuve et en conséquence le Constructeur retirera cette personne du chantier.

17.2.6 Si un représentant ou personne employé(e) par le

Constructeur est retiré du chantier conformément aux dispositions du paragraphe 17.2.5 ci-dessus, le Constructeur nommera rapidement un remplaçant, si le Maître de l’ouvrage l’estime nécessaire.

18. Programme des

travaux 18.1 Organisation du Constructeur

Dans les vingt et un (21) jours suivant la date d’entrée en vigueur, le Constructeur fournira au Maître de l’ouvrage et au Directeur de projet un organigramme montrant l’organisation proposée par le Constructeur pour la réalisation des Installations, y compris l’identité du personnel dirigeant ainsi que le curriculum vitae des personnes qui seront employées. Le Constructeur informera rapidement par écrit le Maître de l’ouvrage et le Directeur de projet de toute révision ou modification de cet organigramme.

18.2 Programme d’exécution Dans les vingt-huit (28) jours suivant la date de signature du Marché, le Constructeur préparera et soumettra au Directeur de projet un programme détaillé d’exécution du Marché respectant la forme spécifiée dans le CCAP et montrant l’ordre selon lequel il propose de concevoir, fabriquer, transporter, assembler, monter et assurer la mise


en service préliminaire des Installations, ainsi que la date à laquelle le Constructeur demande raisonnablement que le Maître de l’ouvrage se soit acquitté des obligations qui lui incombent en vertu du Marché de manière à permettre au Constructeur d’exécuter le Marché conformément au programme et de procéder à l’achèvement, à la mise en service opérationnelle et à la réception opérationnelle des Installations conformément au Marché. Le programme ainsi présenté par le Constructeur devra être conforme au Calendrier d’exécution joint à l’annexe correspondante (Calendrier d’exécution) de l’Acte d’engagement et aux autres dates et délais spécifiés dans le Marché. Le Constructeur devra actualiser et réviser le programme chaque fois que cela sera nécessaire, mais sans modifier le délai d’achèvement donné dans le CCAP et les extensions de délai décidées en vertu de la Clause 40 du CCAG, et soumettre toutes ces révisions au Directeur de projet.

18.3 Rapport d’avancement Le Constructeur assurera le suivi de l’avancement de toutes les activités, spécifiées dans le programme visé à la Clause 18.2 ci-dessus, et il remettra tous les mois un rapport d’avancement au Directeur de projet. Le rapport d’avancement revêtira une forme satisfaisant le Directeur de projet et comportera les indications suivantes : a) une comparaison entre les pourcentages d’achèvement effectif et prévu pour chaque activité ; et b) en cas de retard sur le programme d’une activité quelle qu’elle soit, des commentaires et une description des conséquences probables de ce retard ainsi que des mesures correctives adoptées.

18.4 Avancement de l’exécution Si, à un moment quelconque, la progression effective des travaux du Constructeur prend du retard sur le programme visé à la Clause 18.2 ci-dessus, ou s’il devient manifeste qu’elle prendra du retard, le Constructeur préparera et soumettra à la demande du Maître de l’ouvrage ou du Directeur de projet un programme révisé tenant compte des circonstances, et avisera le Directeur de projet des mesures prises pour hâter cette progression de manière à achever les Installations dans le délai d’achèvement imparti en vertu de la Clause 8.2 du CCAG, ou toute extension de ce délai qui résulterait de l’application de la Clause 40.1 du CCAG, ou dans le respect de tout délai supplémentaire qui pourra être convenu par ailleurs entre


le Maître de l’ouvrage et le Constructeur.

18.5 Procédures de travail Le Marché sera exécuté conformément aux documents contractuels et aux procédures spécifiés dans la section, Modèles de Documents et Procédures des documents contractuels. Le Constructeur peut exécuter le Marché selon ses propres plans et procédures standard d’exécution du projet dans la mesure où ceux-ci ne sont pas contraires aux stipulations du Marché.

19. Sous-traitance 19.1 L’annexe correspondante (Liste des sous-traitants et fournisseurs) de l’Acte d’engagement recense les principaux postes de services et fournitures et fait figurer en regard de chaque poste une liste des sous-traitants agréés, y compris les vendeurs. Dans le cas où aucun sous-traitant ou fournisseur n’est inscrit en regard de l’un quelconque de ces postes, le Constructeur établira une liste de sous-traitants pour ce poste afin qu’il soit inclus dans ladite liste. Le Constructeur pourra de temps à autre proposer des additions ou des retraits à cette liste. Le Constructeur soumettra au Maître de l’ouvrage cette liste ou les modifications s’y rapportant afin qu’il l’approuve dans des délais permettant de ne pas perturber l’avancement de la réalisation des Installations. Une telle approbation donnée par le Maître de l’ouvrage pour l’un des sous-traitants n’aura pas pour effet de dégager le Constructeur de l’un quelconque des devoirs, obligations ou responsabilités qui lui incombent en vertu du Marché.

19.2 Le Constructeur sélectionnera et emploiera pour les postes

importants ses sous-traitants en les choisissant dans les listes auxquelles il est fait référence dans la Clause 19.1. ci-dessus.

19.3 Pour les postes ou parties des Installations qui ne figurent

pas à l’annexe correspondante (Liste des sous-traitants) de l’Acte d’engagement, le constructeur pourra employer les sous-traitants qu’il jugera bon de choisir à sa seule discrétion.


20. Conception et

ingénierie 20.1 Spécifications et plans

20.1.1 Le Constructeur se chargera des études détaillées

de conception et d’exécution conformément aux stipulations du Marché ou, lorsque cela n’est pas précisé, conformément aux bons usages en matière d’ingénierie. Le Constructeur sera responsable de tout écart, erreur ou omission affectant les spécifications, plans et autres documents techniques élaborés par ses soins, indépendamment du fait que lesdits plans, spécifications et autres documents techniques aient été approuvés ou non par le Directeur de projet, sous réserve que lesdits écarts, erreurs ou omissions ne soient dus à des informations inexactes fournies par écrit au Constructeur par le Maître de l’ouvrage ou au nom de celui-ci.

20.1.2 Le Constructeur a le droit de décliner toute responsabilité pour toute étude de conception, données, dessin, spécification ou autre document, ou toute modification de ces éléments, qui lui serait fourni ou assigné par le Maître de l’ouvrage ou au nom de ce dernier, en faisant tenir au Directeur de projet un avis par lequel il décline sa responsabilité.

20.2 Codes et normes

Chaque fois que le Marché fait référence à des codes et des normes conformément auxquels le Marché doit être exécuté, l’édition ou la version révisée desdits codes et normes qui est en vigueur vingt-huit jours (28) avant la date limite de dépôt de l’offre prévaudra en l’absence de dispositions contraires. Pendant l’exécution du Marché, toute modification desdits codes et normes sera appliquée après que le Maître de l’ouvrage aura donné son accord et elle sera traitée conformément aux provisions de la Clause 39 du CCAG.

20.3 Approbation/examen des documents techniques par le Directeur de projet


20.3.1 Le Constructeur élaborera (ou fera en sorte que ses

sous-traitants élaborent) et fournira au Directeur de projet les documents énumérés à l’annexe correspondante (Liste des documents soumis à approbation ou examen) de l’Acte d’engagement afin qu’il les approuve ou les examine dans les conditions prévues et conformément aux dispositions de la Clause 18.2 du CCAG. Toute partie des Installations décrite ou incluse dans les documents soumis au Directeur de projet pour accord ne sera réalisée qu’après approbation du Directeur de projet. Les dispositions des paragraphes 20.3.2 à 20.3.7 ci-après s’appliqueront à tous les documents soumis à l’approbation du Directeur de projet, mais non à ceux qui sont fournis au Directeur de projet aux seules fins d’examen.

20.3.2 Dans les quatorze (14) jours suivant la réception par le Directeur de projet de tout document soumis à son approbation conformément au paragraphe 20.3.1 ci-dessus, le Directeur de projet en retournera une copie revêtue de son approbation signifiée par endos au Constructeur ou il avisera le Constructeur par écrit de sa décision de rejeter ledit document, des raisons qui ont motivé ce rejet et des modifications qu’il propose. Si le Directeur de projet ne prend pas une telle mesure dans le délai de quatorze (14) jours précité, ledit document sera réputé avoir été approuvé par le Directeur de projet.

20.3.3 Le Directeur de projet ne rejettera un document qu’aux seuls motifs de non-conformité du document en question à une quelconque disposition du Marché ou du fait qu’il est contraire aux bons usages en matière d’ingénierie.

20.3.4 Si le Directeur de projet rejette un document, le

Constructeur modifiera ce document et le représentera au Directeur de projet pour approbation conformément au paragraphe 20.3.2 ci-dessus. Si le Directeur de projet approuve un document sous réserve de modification(s), le Constructeur procédera à la ou aux modification(s)


requise(s), après quoi le document sera réputé avoir été approuvé.

20.3.5 En cas de litige ou de différend entre le Maître de

l’ouvrage et le Constructeur provenant de ou en conséquence du rejet par le Directeur de projet d’un quelconque document et/ou modification(s) d’un quelconque document, et si ce litige ne peut être résolu entre les parties dans un délai raisonnable, ce litige ou ce différend pourra être soumis à la décision d’un Conciliateur conformément à la Clause 6.2 du CCAG. Si ce litige ou différend est soumis à un Conciliateur, le Directeur de projet recevra instructions sur le point de savoir s’il convient de poursuivre ou non l’exécution du Marché et, dans l’affirmative, sur la manière de poursuivre cette exécution. Le Constructeur poursuivra le Marché conformément aux instructions du Directeur de projet, sous réserve que si le Conciliateur soutient le point de vue du Constructeur sur le litige et qu’aucune notification n’est délivrée par le Maître de l’ouvrage au titre de la Clause 6.2.1, le Constructeur soit remboursé par le Maître de l’ouvrage de tous frais supplémentaires subis en raison de ces instructions, et soit libéré de toute responsabilité ou obligation en liaison avec ce litige ou avec l’exécution des instructions, au choix du Conciliateur, et sous réserve que le délai d’achèvement soit prolongé en conséquence.

20.3.6 L’approbation du Directeur de projet avec ou sans

modification(s) du document fourni par le Constructeur ne libérera le Constructeur d’aucune des responsabilités ou obligations qui lui incombent en vertu des stipulations du Marché, sauf dans la mesure où tout manquement ultérieur serait dû aux modifications exigées par le Directeur de projet.

20.3.7 Le Constructeur ne pourra modifier un document

déjà approuvé sans avoir au préalable soumis au Directeur de projet la modification dudit document et obtenu l’approbation du Directeur de projet à cet égard en vertu des dispositions de la présente Clause 20.3. Si le Directeur de projet demande une


modification quelconque sur un document déjà approuvé ou sur tout document basé sur ce document, les dispositions de la Clause 39 du CCAG s’appliqueront à cette demande.

21. Acquisition des

Matériels et Equipements

21.1 Fournitures, Matériels et Equipements Sous réserve des dispositions de la Clause 14.2 du CCAG, le Constructeur fabriquera ou se procurera et assurera le transport sur site de tous les matériels et équipements de manière diligente et en bon ordre.

21.2 Matériels et Equipements fournis par le Maître de l’ouvrage Si l’annexe correspondante (Etendue des travaux et des fournitures du Maître de l’ouvrage) de l’Acte d’engagement prévoit que le Maître de l’ouvrage doit fournir au Constructeur des éléments ou pièces particulières de machine, d’équipement ou de matériaux, les dispositions ci-après s’appliqueront : 21.2.1 Le Maître de l’ouvrage devra transporter chaque

élément ou pièce à ses propres risques et à ses propres frais sur ou près du site, selon ce dont les parties conviendront, et les mettre à disposition du Constructeur à la date fixée sur le programme fourni par le Constructeur, en vertu de la Clause 18.2 du CCAG sauf convention contraire.

21.2.2 Dès réception de cet élément ou pièce, le Constructeur en vérifiera l’aspect visuellement et avisera le Directeur de projet de tout manque, défaillance ou défaut, qu’il aurait détecté. Le Maître de l’ouvrage devra immédiatement remédier à ce manque, cette défaillance ou ce défaut, ou le Constructeur s’en chargera si cela est faisable et possible, sur demande du Maître de l’ouvrage et aux frais de ce dernier. Après cette inspection, la responsabilité du soin, de la garde et du contrôle de cet élément ou pièce appartiendra au Constructeur. Les dispositions de ce paragraphe 21.2.2 s’appliqueront à tout élément ou pièce fournis pour remédier à tout manquement ou défaut, ou pour substituer tout élément défaillant par un ou des élément(s) ayant été réparé(s).

21.2.3 Les responsabilités du Constructeur et ses obligations de soin, de garde et de contrôle définies


dans le paragraphe précédent ne libéreront le Maître de l’ouvrage d’aucune responsabilité concernant tout manque, défaut ou défaillance non détecté, et ne placera pas le Constructeur en situation de responsabilité à l’égard de ce manque, ce défaut ou cette défaillance en vertu de la Clause 27 du CCAG ni de toute autre clause du Marché.

21.3 Transport

21.3.1 Le Constructeur acheminera à ses propres risques et frais tous matériels et équipements, et tous les équipements du Constructeur par le mode de transport que le Constructeur jugera le plus approprié au vu des circonstances.

21.3.2 Sauf disposition contraire du Marché, le

Constructeur sera en droit de choisir tout mode de transport sûr et transporteur pour acheminer les matériels et équipements et les équipements du Constructeur.

21.3.3 Dès l’expédition de chaque cargaison de matériels

et équipements, et d’équipements du Constructeur, ce dernier devra avertir le Maître de l’ouvrage par câble, télex, télécopie ou EDI de la désignation des matériels et équipements et des équipements du Constructeur, du point de départ, du mode d’expédition, et du point et du lieu d’arrivée dans le pays du site le cas échéant, ainsi que sur le site. Le Constructeur devra fournir au Maître de l’ouvrage tous bordereaux d’expédition appropriés, à convenir entre les parties.

21.3.4 Le Constructeur sera responsable de l’obtention, si

nécessaire, des autorisations auprès des autorités compétentes pour le transport, sur le site, des matériels, équipements et équipements du Constructeur. Le Maître de l’ouvrage fera à temps et de manière diligente tout ce qui est en son pouvoir pour aider le Constructeur à obtenir ces autorisations, si le Constructeur le demande. Le Constructeur garantira et indemnisera le Maître de l’ouvrage contre toute réclamation pour dommages causés aux routes, ponts ou à toutes autres infrastructures de transport qui pourraient être causés par le transport, sur le site, des matériels,


équipements et équipements du Constructeur.

21.4 Dédouanement Le Constructeur devra à ses propres frais assurer la manutention de tous les matériels et équipements et de tous les équipements du Constructeur jusqu’au(x) point(s) d’importation, et effectuer toutes formalités de dédouanement, sous réserve des obligations du Maître de l’ouvrage prévues à la Clause 14.2 du CCAG, et si les lois ou règlements en vigueur exigent qu’une demande ou un acte soit fait par ou au nom du Maître de l’ouvrage, le Maître de l’ouvrage devra prendre toutes mesures nécessaires pour respecter ces lois ou règlements. Dans l’éventualité de délais de douane qui ne sont pas imputables au Constructeur, le Constructeur pourra obtenir une prolongation du délai d’achèvement, conformément à la Clause 40 du CCAG.

22. Montage 22.1 Montage des Installations, supervision, main-d’œuvre 22.1.1 Repères topographiques : Le Constructeur sera

responsable d’assurer l’implantation correcte et précise des Installations, en respectant rigoureusement les repères topographiques, ainsi que tous les autres repères et bases d’implantation qui lui auront été communiqués par écrit par ou pour le compte du Maître de l’ouvrage. S’il apparaît, pendant le montage des Installations, qu’une erreur a été commise dans le positionnement, le niveau ou l’alignement des Installations, le Constructeur devra immédiatement notifier cette erreur au Directeur de projet et rectifier immédiatement cette erreur à ses propres frais, d’une manière jugée raisonnablement satisfaisante par le Directeur de projet, à moins que cette erreur n’ait pour cause des données incorrectes communiquées par écrit par le Maître de l’ouvrage ou pour son compte, auquel cas les frais de rectification de cette erreur seront à la charge du Maître de l’ouvrage.

22.1.2 Supervision du chantier par le Constructeur : Le Constructeur assurera ou fera assurer toutes les opérations de supervision et de contrôle nécessaires pendant le montage des Installations, et


le Directeur des travaux ou son adjoint devra être constamment présent sur le site afin d’assurer la supervision à plein temps des travaux de montage. Le Constructeur devra uniquement fournir et employer sur le chantier du personnel technique qualifié et expérimenté dans chacun des corps de métier concernés, et un personnel d’encadrement compétent pour assurer la supervision appropriée des travaux de montage dont il a la charge.

22.1.3 Main-d’œuvre :

a) Le Constructeur devra fournir et employer

sur le site, lors des montage des Installations, la main-d’œuvre qualifiée, semi-qualifiée et non qualifiée nécessaire afin d’assurer la bonne exécution du Marché dans les délais. Le Constructeur est encouragé à faire appel à la main-d’œuvre locale, dans la mesure où celle-ci dispose des compétences nécessaires.

b) Sauf stipulation contraire du Marché, le

Constructeur sera responsable du recrutement, du transport, de l’hébergement et de la restauration de toute la main-d’œuvre (locale ou expatriée) nécessaire à l’exécution du Marché, et devra faire son affaire de tous les paiements correspondants.

c) Le Constructeur aura la responsabilité

d’obtenir tous les permis et/ou visas nécessaires de la part des autorités compétentes, afin que toute la main-d’œuvre et tout le personnel devant être employés sur le site puissent entrer et séjourner en situation régulière dans le pays où le site est situé.

d) Le Constructeur devra fournir à ses propres

frais les moyens nécessaires afin de rapatrier tous les membres de son personnel et du personnel de ses sous-traitants travaillant sur le site, dans les pays où ils ont été respectivement recrutés pour


l’exécution du Marché ; il devra également pourvoir, à ses propres frais, à leur séjour temporaire sur place, entre la date à laquelle ils cesseront d’être employés à l’exécution du Marché et la date programmée pour leur rapatriement. Si le Constructeur s’abstient de fournir ces moyens de transport et de séjour temporaire, le Maître de l’ouvrage pourra les fournir à sa place au personnel concerné, et être remboursé des frais correspondants auprès du Constructeur.

e) Le Constructeur devra déployer toute la

diligence requise, pendant toute la durée d’exécution du Marché, afin d’empêcher une conduite ou des agissements illégaux,séditieux ou contraires à la morale et aux bonnes mœurs de la part de ses employés ou de ceux de ses sous-traitants.

f) Dans les relations avec son personnel et le

personnel de ses sous-traitants, qui seront employés ou participeront à l’exécution du Marché, le Constructeur devra respecter les fêtes nationales, jours fériés légaux, fêtes religieuses ou autres coutumes nationales, ainsi que toutes les lois et toutes les réglementations locales applicables en matière de droit du travail.

22.2 Equipements du Constructeur

22.2.1 Tous les équipements du Constructeur amenés par

le Constructeur sur le site seront réputés être exclusivement destinés à l’exécution du Marché. Le Constructeur ne devra pas les enlever du site sans que le Directeur de projet n’ait reconnu au préalable que ces équipements ne sont plus nécessaires à l’exécution du Marché.

22.2.2 Sauf stipulation contraire du Marché, le

Constructeur devra enlever du site tous les équipements qu’il aura apportés sur le site, ainsi que tous les surplus de matériaux qui resteront sur


le site, lors de l’achèvement des Installations. 22.2.3 Si le Constructeur le lui demande, le Maître de

l’ouvrage devra déployer toute la diligence requise pour l’aider à obtenir toutes les autorisations que le Constructeur devra se faire délivrer par les autorités administratives compétentes, au niveau local, régional ou national, afin de pouvoir réexporter les équipements importés par le Constructeur pour l’exécution du Marché, et qui ne sont plus nécessaires à cette exécution.

22.3 Règlement de chantier : hygiène et sécurité

Le Maître de l’ouvrage et le Constructeur devront établir un règlement de chantier imposant les règles à observer dans l’exécution du Marché sur le dite, et auxquelles ils devront se conformer. Le Constructeur devra préparer un projet de règlement de chantier, qu’il soumettra pour approbation au Maître de l’ouvrage, avec copie au Directeur de projet, étant entendu que cette approbation ne devra pas lui être refusée sans motif valable. Ce règlement de chantier comprendra notamment des règles en matière de sécurité générale, sécurité des Installations, contrôle des accès au site, hygiène, soins médicaux, prévention-incendie.

22.4 Interventions d’autres entrepreneurs 22.4.1 Sur demande écrite du Maître de l’ouvrage ou du

Directeur de projet, et dans toute la mesure où il le peut raisonnablement, le Constructeur devra donner aux autres entrepreneurs engagés par le Maître de l’ouvrage, travaillant sur le site ou à proximité de celui-ci, la possibilité d’exécuter leurs propres travaux.

22.4.2 Si, accédant à une demande écrite du Maître de

l’ouvrage ou du Directeur de projet, le Constructeur met à la disposition de ces autres entrepreneurs des routes ou voies que le Constructeur a la responsabilité d’entretenir, ou s’il permet à ces autres entrepreneurs d’utiliser des équipements du Constructeur, ou si le Constructeur fournit d’autres prestations à ces autres entrepreneurs, le Maître de l’ouvrage devra indemniser intégralement le Constructeur de toute


perte ou de tout dommage causé ou occasionné par ces autres entrepreneurs, à l’occasion de cette utilisation ou de ces prestations, et il devra payer au Constructeur une rémunération raisonnable pour l’utilisation de ces équipements ou la fourniture de ces prestations.

22.4.3 Le Constructeur devra de même veiller à exécuter

ses travaux de manière à gêner le moins possible l’exécution des travaux confiés à d’autres entrepreneurs. Le Directeur de projet tranchera tout différend ou conflit qui pourrait s’élever entre le Constructeur et d’autres entrepreneurs, ou entre le Constructeur et le personnel du Maître de l’ouvrage, à propos de l’exécution de leurs travaux respectifs.

22.4.4 Le Constructeur devra notifier sans délai au

Directeur de projet les défauts qu’il aura constatés dans les travaux d’autres entrepreneurs et qui pourraient affecter les travaux du Constructeur. Le Directeur de projet devra déterminer les mesures correctives à prendre, le cas échéant, afin de remédier à cette situation, après inspection des Installations. Les décisions prises par le Directeur de projet s’imposeront au Constructeur.

22.5 Travaux d’urgence

Dans le cas où une situation d’urgence survenant au cours ou à l’occasion de l’exécution du Marché imposerait d’effectuer des travaux d’urgence, à titre préventif, correctif ou conservatoire, pour éviter que les Installations soient endommagées, le Constructeur devra immédiatement exécuter ces travaux. Si le Constructeur est dans l’incapacité ou refuse d’exécuter ces travaux immédiatement, le Maître de l’ouvrage pourra exécuter ou faire exécuter les travaux qu’il jugera nécessaires, afin d’empêcher que les Installations soient endommagées. Dans ce cas, et dès qu’il le pourra pratiquement après que cette situation d’urgence se soit manifestée, le Maître de l’ouvrage devra notifier par écrit au Constructeur de cette situation d’urgence, les travaux exécutés et les motifs pour lesquels ils l’ont été. Si les travaux exécutés par ou pour le compte du Maître de l’ouvrage constituent des travaux que le Constructeur devait exécuter à ses frais en vertu du Marché, le


Constructeur devra payer au Maître de l’ouvrage le coût raisonnable encouru par le Maître de l’ouvrage pour exécuter ou faire exécuter ces travaux. Dans tous les autres cas, le Maître de l’ouvrage assurera les frais de ces travaux à sa charge.

22.6 Nettoyage du chantier 22.6.1 Nettoyage en cours de chantier : Pendant

l’exécution du Marché, le Constructeur devra veiller à ce que le site ne soit pas inutilement obstrué, et il devra stocker ou enlever les matériaux en surplus, enlever les décombres, déchets et ouvrages provisoires, et enlever tous les équipements du Constructeur qui ne sont plus exigés pour l’exécution du Marché.

22.6.2 Nettoyage du chantier après achèvement : Après

achèvement complet des Installations, le Constructeur devra déblayer et enlever du site tous les décombres, déchets et débris de toute sorte, et laisser le site et les Installations en parfait état de propreté et de sécurité.

22.7 Gardiennage et éclairage

Le Constructeur devra fournir, maintenir et entretenir à ses propres frais tous les éclairages, clôtures et gardiennage nécessaires à la bonne exécution et la protection appropriée des Installations, et à la sécurité des propriétaires et occupants des immeubles adjacents et du public.

22.8 Travail de nuit et pendant les jours fériés 22.8.1 Sauf disposition contraire du Marché, aucun travail

ne sera exécuté de nuit ou pendant les jours fériés légaux dans le pays où le site est implanté, sans le consentement préalable et écrit du Maître de l’ouvrage, à moins qu’il ne s’agisse de travaux nécessaires ou indispensables pour assurer la sécurité des Installations, protéger des vies ou éviter des dommages matériels, auquel cas le Constructeur devra en aviser immédiatement le Directeur de projet. Il est cependant entendu que les dispositions de ce paragraphe 22.8.1 du CCAG ne s’appliqueront pas aux travaux habituellement


exécutés en équipes tournantes ou en deux postes. 22.8.2 Nonobstant les dispositions des paragraphes 22.8.1

et 22.1.3 ci-dessus, si le Constructeur estime nécessaire d’effectuer des travaux de nuit ou pendant les jours fériés afin de respecter le délai d’achèvement, et s’il demande son consentement au Maître de l’ouvrage à cet effet, le Maître de l’ouvrage ne devra pas lui refuser ce consentement sans motif valable.

23. Essais et

inspections 23.1 Le Constructeur devra réaliser à ses propres frais, au lieu

de fabrication et/ou sur le site, tous les essais et/ou inspections des matériels et équipements et de toute partie des Installations, dans les conditions spécifiées par le Marché.

23.2 Le Maître de l’ouvrage et le Directeur de projet ou leurs représentants désignés seront en droit d’assister aux essais et/ou inspections précités, étant entendu que le Maître de l’ouvrage supportera tous les frais et dépenses encourus pour y assister, y compris, sans caractère limitatif, tous les frais de voyage, de restauration et d’hébergement.

23.3 Chaque fois qu’il sera prêt à réaliser l’un quelconque de

ces essais et/ou l’une quelconque de ces inspections, le Constructeur devra en prévenir le Directeur de projet raisonnablement à l’avance, en lui indiquant le lieu, la date et l’heure de cet essai et/ou de cette inspection. Le Constructeur devra obtenir de tout tiers, constructeur ou fabricant concerné toutes les autorisations ou les permis nécessaires pour permettre au Maître de l’ouvrage et au Directeur de projet d’assister à l’essai et/ou à l’inspection en question.

23.4 Le Constructeur devra fournir au Directeur de projet un

rapport certifié des résultats de chacun de ces essais et/ou de chacune de ces inspections. Dans le cas où le Maître de l’ouvrage et le Directeur de projet s’abstiendraient d’assister à un essai et/ou à une inspection, ou encore si les parties conviennent qu’ils n’y assisteront pas, le Constructeur pourra procéder à l’essai et/ou à l’inspection en l’absence du Maître de l’ouvrage et/ou du Directeur de projet (selon le cas) et fournir au Directeur de projet un rapport certifié des résultats de cet essai et/ou de cette inspection.


23.5 Le Directeur de projet pourra exiger du Constructeur qu’il réalise des essais et/ou inspections non exigés par le Marché, étant entendu que les coûts et dépenses raisonnables encourus par le Constructeur pour la réalisation de cet essai et/ou de cette inspection seront ajoutés au montant du Marché. En outre, si cet essai et/ou cette inspection empêche l’avancement des travaux de montage des Installations et/ou l’exécution par le Constructeur des autres obligations mises à sa charge par le Marché, il en sera tenu compte dans le délai d’achèvement et le délai d’exécution des autres obligations ainsi affectées.

23.6 Si l’un des matériels et équipements ou une partie des

Installations ne subit pas avec succès un essai et/ou une inspection quelconque, le Constructeur devra soit rectifier soit remplacer ce matériel, cet équipement ou cette partie de l’ouvrage, et répéter cet essai et/ou cette inspection, en en prévenant le Directeur de projet conformément à la Clause 23.3 ci-dessus.

23.7 S’il surgit un différend ou une divergence d’opinion entre

les parties à propos d’un essai et/ou d’une inspection des matériels et équipements ou d’une partie des Installations, que les parties ne parviennent pas à résoudre dans un délai raisonnable, ce différend pourra être soumis pour décision à un Conciliateur, conformément à la Clause 6.1 du CCAG.

23.8 Le Constructeur devra donner au Maître de l’ouvrage et au

Directeur de projet, aux frais du Maître de l’ouvrage, l’accès à tout lieu où les matériels et équipements sont fabriqués ou aux Installations en cours de montage, afin qu’ils puissent inspecter l’avancement des travaux et le mode de fabrication ou de montage d’installations, à tous moments et heures raisonnables, sous réserve que le Directeur de projet en informe le Constructeur suffisamment à l’avance.

23.9 Le Constructeur convient qu’il ne sera délié de ses

responsabilités aux termes du Marché ni par la réalisation des essais et/ou des inspections des matériels et équipements ou de toute partie de l’ouvrage, ni du fait de l’assistance du Maître de l’ouvrage ou du Directeur de projet à des essais et/ou inspections ni encore du fait de l’établissement d’un rapport sur les résultats de ces essais


et/ou inspections, conformément à la Clause 23.4 ci-dessus.

23.10 Aucune partie des Installations ou des fondations ne devra

être recouverte sur le site, sans qu’il ait été procédé aux essais et/ou inspections exigés par le Marché, et le Constructeur devra prévenir le Directeur de projet, suffisamment à l’avance, dès que cette partie des Installations ou des fondations sera prête ou pratiquement prête à subir cet essai et/ou cette inspection ; cet essai et/ou cette inspection et les formalités de notification dont ils feront l’objet doivent satisfaire aux exigences du Marché.

23.11 Le Constructeur devra dégager toute partie des

Installations ou des fondations, ou y pratiquer toutes les ouvertures que le Directeur de projet pourra exiger de temps à autre sur le site, et il devra ensuite recouvrir et remettre cette ou ces parties dans leur état antérieur. S’il s’avère qu’une partie des Installations ou des fondations, recouverte sur le site après qu’il a été satisfait aux exigences posées par la Clause 23.10 ci-dessus, a été exécutée en parfaite conformité avec le Marché, le Maître de l’ouvrage prendra à sa charge les frais encourus afin de dégager et pratiquer des ouvertures dans cette partie des Installations ou des fondations, conformément à la demande du Directeur de projet, et afin de la recouvrir et la remettre ensuite en état, et le délai d’achèvement sera raisonnablement ajusté pour tenir compte du retard ou de la gêne en résultant pour l’exécution des obligations mises à la charge du Constructeur aux termes du Marché.

24. Achèvement 24.1 Dès que le Constructeur estimera que les Installations ou toute partie de celles-ci sont achevées, sur le plan du gros-oeuvre, du second-oeuvre et des installations mécaniques, et se trouvent en parfait état de propreté et de conformité aux Spécifications techniques, exception faite de certains aspects mineurs n’ayant aucune incidence importante sur le fonctionnement ou la sécurité des Installations, le Constructeur devra en aviser le Maître de l’ouvrage, en lui adressant une notification écrite à cet effet.

24.2 Dans les sept (7) jours qui suivront la réception de la notification du Constructeur, donnée en vertu de la Clause 24.1 ci-dessus, le Maître de l’ouvrage devra fournir


le personnel d’exploitation et d’entretien indiqué à l’annexe correspondante (Etendue des travaux et fournitures du Maître de l’ouvrage) de l'Acte d'engagement pour la mise en service provisoire des Installations ou d’une partie de celles-ci. Conformément à cette même annexe, le Maître de l’ouvrage fournira également, dans les sept (7) jours susmentionnés, l’ensemble des matières premières, eau et électricité, lubrifiants, produits chimiques, catalyseurs et autres matériaux et ouvrages que nécessite la mise en service provisoire de tout ou partie des Installations.

24.3 Dès que cela sera pratiquement possible après que le Maître de l’ouvrage aura mis à disposition le personnel d’exploitation et d’entretien, et fourni les matières premières, eau et électricité, combustibles, lubrifiants, produits chimiques, catalyseurs et autres matériaux et ouvrages que nécessite la mise en service provisoire de toute ou partie des Installations conformément à la Clause 24.2 ci-dessus, le Constructeur commencera la mise en service provisoire des Installations ou de la partie des Installations, en préparation de la mise en service opérationnelle.

24.4 Dès que tous les travaux de mise en service provisoire

auront été achevés, et dès que le Constructeur estimera que la mise en service opérationnelle des Installations ou d’une partie de celles-ci peut commencer, le Constructeur devra adresser une notification écrite à cet effet au Directeur de projet.

24.5 Dans les quatorze (14) jours suivant la réception de la

notification donnée par le Constructeur en vertu de la Clause 24.4 ci-dessus, le Directeur de projet devra soit émettre un certificat d’achèvement dans la forme spécifiée à la Section Modèles de documents et procédures, indiquant que les Installations ou la partie en question ont été achevées à la date de la notification donnée par le Constructeur en vertu de la Clause 24.4 ci-dessus, soit notifier par écrit au Constructeur tous les défauts et/ou insuffisances qu’il aura constatés.

Si le Directeur de projet notifie l’existence de défauts et/ou insuffisances au Constructeur, ce dernier devra les corriger, y remédier et réitérer la procédure décrite à la Clause 24.4 ci-dessus.


Si le Directeur de projet est satisfait de l’Achèvement correct des Installations ou de la partie en question, le Directeur de projet devra, dans les sept (7) jours suivant la réception de la notification réitérée du Constructeur, émettre un certificat d’achèvement attestant de l’achèvement des Installations ou de la partie en question, à la date de la notification réitérée du Constructeur. Si le Directeur de projet n’est pas satisfait, il devra notifier par écrit au Constructeur tous les défauts et/ou insuffisances qu’il aura constatés, dans les sept (7) jours suivant la seconde notification du Constructeur, moyennant quoi la procédure ci-dessus devra être de nouveau répétée.

24.6 Si le Directeur de projet émet le certificat d’achèvement et n’informe pas le Constructeur des défauts et/ou insuffisances qu’il a constatés, dans les quatorze (14) jours suivant la réception de la notification donnée par le Constructeur conformément à la Clause 24.4 ci-dessus, ou dans les sept (7) jours suivant la réception de la seconde notification faite par le Constructeur conformément à la Clause 24.5 ci-dessus, ou encore si le Maître de l’ouvrage utilise les Installations ou une partie de celles-ci, les Installations ou la partie en question de celles-ci seront réputées avoir été en état d’achèvement à la date de la notification ou de la notification réitérée du Constructeur, ou de l’utilisation des Installations par le Maître de l’ouvrage, selon le cas.

24.7 Le Constructeur devra achever tous les petits travaux

restant en suspens, dès que possible après l’achèvement, de telle sorte que les Installations soient parfaitement conformes aux exigences du Marché, à faute de quoi le Maître de l’ouvrage procédera lui-même à l’exécution de ces travaux et déduira le coût correspondant de toutes sommes restant dues au Constructeur.

24.8 L’achèvement aura pour effet de transférer au Maître de

l’ouvrage la responsabilité de veiller aux Installations ou à la partie en question et d’en assurer la garde ; il aura également pour effet de lui transférer les risques de pertes ou de dommages des Installations ou de la partie en question. Le Maître de l’ouvrage prendra possession des Installations ou de la partie en question dès son


achèvement.

25. Mise en service et réception opérationnelles

25.1 Mise en service opérationnelle 25.1.1 Le Constructeur entreprendra la mise en service

opérationnelle des Installations ou de toute partie de celles-ci immédiatement après l’établissement par le Directeur de projet du certificat d’achèvement visé à la Clause 24.5 du CCAG, ou immédiatement après que les Installations ou la partie en question auront été réputées achevées conformément à la Clause 24.6 du CCAG.

25.1.2 Le Maître de l’ouvrage fournira son propre personnel, ainsi que l’ensemble des matières premières, eau et électricité, combustibles lubrifiants, produits chimiques, catalyseurs et autres matériaux et ouvrages que nécessite la mise en service opérationnelle.

25.2 Essai de conformité et de garanties opérationnelles (« Essai de garantie ») 25.2.1 L’essai de garantie (et ses répétitions) devra être

réalisé par le Constructeur pendant la mise en service opérationnelle des Installations ou de la partie en question, afin de déterminer si les Installations ou sa partie en question peuvent atteindre les garanties opérationnelles spécifiées dans les Spécifications techniques. Le personnel du Constructeur et celui du Directeur de projet devront être présents à la réalisation de cet essai de garantie et conseiller et assister le Maître de l’ouvrage. Le Maître de l’ouvrage devra fournir sans délai au Constructeur toutes les informations que ce dernier pourra raisonnablement exiger en relation avec la conduite et les résultats de l’essai de garantie (et de ses répétitions).

25.2.2 Dans le cas où, pour des raisons non imputables au

Constructeur, l’essai de garantie ne pourrait pas être achevé avec succès dans le délai requis à compter de l’achèvement, qu’il s’agisse du délai stipulé dans le CCAP ou de tel autre délai défini d’un commun accord entre le Maître de l’ouvrage et le Constructeur, le Constructeur sera réputé avoir rempli ses obligations en matière de garanties


opérationnelles et les dispositions des Clauses 28.2 et 28.3 du CCAG ne seront pas d’application.

25.3 Réception opérationnelle

25.3.1 Sous réserve des dispositions de la Clause 25.4 ci-

dessous, la réception opérationnelle des Installations ou de la partie en question interviendra lorsque :

a) l’essai de garantie aura été réalisé avec

succès et les garanties opérationnelles auront été satisfaites ; ou

b) l’essai de garantie n’aura pas été réalisé

avec succès ou n’aura pas pu être réalisé pour des raisons non imputables au Constructeur, dans le délai suivant l’achèvement spécifié dans le CCAP ou dans tout autre délai convenu, ainsi qu’il est spécifié au paragraphe 25.2.2 ci-dessus ; ou

c) le Constructeur aura payé la pénalité

forfaitaire spécifiée à la Clause 28.3 du CCAG ; et

d) tous les travaux mineurs, relatifs à

l’ouvrage ou à sa partie concernée, tels qu’ils sont visés à la Clause 24.7 ci-dessus, auront été achevés.

25.3.2 Dès que l’un quelconque des événements visés au

paragraphe 25.3.1 ci-dessus se sera produit, le Constructeur pourra donner à tout moment au Directeur de projet une notification demandant l’établissement d’un certificat de réception opérationnelle, revêtant la forme prévue dans le Dossier d’appel d’offres ou toute autre forme jugée acceptable par le Maître de l’ouvrage, au titre des Installations ou de la partie en question spécifiée dans cette notification, et établi à la date de cette notification.

25.3.3 Le Directeur de projet devra établir ce certificat de

réception opérationnelle dans les sept (7) jours suivant la réception de cette notification du


Constructeur, après s’être dûment concerté avec le Maître de l’ouvrage.

25.3.4 Si, dans les sept (7) jours suivant la réception de la

notification du Constructeur, le Directeur de projet s’abstient d’établir le certificat de réceptionopérationnelle ou d’informer le Constructeur par écrit des motifs justifiables pour lesquels le Directeur de projet n’a pas établi le certificat de réception opérationnelle, les Installations ou la partie en question de celles-ci seront réputées avoir été réceptionnées à la date de cette notification du Constructeur.

25.4 Réception partielle

25.4.1 Si le Marché spécifie que l’achèvement et la mise

en service doivent avoir lieu de manière échelonnée pour certaines parties des Installations, les dispositions relatives à l’achèvement et à la mise en service (y compris celles qui s’appliquent à l’essai de garantie) s’appliqueront individuellement à chacune de ces parties des Installations, et le certificat de réception opérationnelle sera par conséquent établi pour chacune de ces parties des Installations.

25.4.2 Dans le cas où une partie des Installations

comprendrait des ouvrages, des bâtiments par exemple, pour lesquels aucune mise en service ni aucun essai de garantie ne sont nécessaires, le Directeur de projet devra établir le certificat de réception opérationnelle de cet ouvrage lorsqu’il aura atteint le stade de l’achèvement, étant entendu que le Constructeur devra ensuite achever tous les travaux mineurs restés en suspens, tels qu’ils seront énumérés dans le certificat de réception opérationnelle.

F. Garanties et responsabilités

26. Garantie du délai d’achèvement

26.1 Le Constructeur garantit qu’il parviendra à l’achèvement des Installations (ou de toute partie de celles-ci pour laquelle un délai d’achèvement séparé est spécifié dans le CCAP) dans le délai d’achèvement spécifié dans le CCAP conformément à la Clause 8.2 du CCAG, ou dans tel délai


prolongé auquel le Constructeur pourra prétendre en vertu de la Clause 40 du CCAG.

26.2 Si le Constructeur ne parvient pas à l’achèvement des

Installations ou de toute partie de celles-ci dans le délai d’achèvement ou le délai prolongé en application de la Clause 40 du CCAG, le Constructeur devra payer au Maître de l’ouvrage une pénalité de retard forfaitaire du montant spécifié dans le CCAP. Le montant total de cette pénalité de retard ne saurait en aucun cas excéder le montant spécifié sous la rubrique « Maximum » du CCAP. Lorsque le « Maximum » est atteint, le Maître de l’ouvrage peut envisager de résilier le Marché, conformément à la Clause 42.2.2 du CCAG.

L’exécution de ce paiement vaudra pleine et entière satisfaction de l’obligation faite au Constructeur de réaliser l’achèvement des Installations ou de la partie concernée de celles-ci dans le délai d’achèvement ou le délai prolongé en application de la Clause 40 du CCAG, et le Constructeur n’aura plus aucune autre responsabilité envers le Maître de l’ouvrage à ce titre. Cependant, le paiement de cette pénalité de retard forfaitaire ne libérera aucunement le Constructeur de ses obligations d’achever les Installations ni de toutes ses autres obligations et responsabilités aux termes du Marché. Exception faite de son obligation de payer la pénalité de retard forfaitaire visée à la Clause 26.2 ci-dessus, leConstructeur ne répondra pas envers le Maître de l’ouvrage de toute perte ou de tout dommage que ce dernier subirait du fait que le Constructeur ne respecterait pas toute date-charnière, ou n’accomplirait pas tout acte, toute opération ou toute formalité d’ici l’une des dates spécifiées à l’annexe correspondante (Calendrier d’exécution) de l’Acte d’engagement et/ou l’une des dates indiquées dans tout autre programme de travail préparé en vertu de la Clause 18 du CCAG.

26.3 Si le Constructeur parvient à l’achèvement des Installations ou de toute partie de celles-ci avant la fin du délai d’achèvement ou du délai prolongé en application de la Clause 40 du CCAG, le Maître de l’ouvrage devra payer au Constructeur une prime du montant spécifié dans le


CCAP. Le montant total de cette prime ne saurait en aucun cas excéder le montant spécifié sous la rubrique « Maximum » du CCAP.

27. Garantie 27.1 Le Constructeur garantit que les Installations ou toute

partie de celles-ci seront exemptes de tous défauts de conception, d’ingénierie, de matériaux et de construction, à la fois en ce qui concerne les matériels et équipements installés et les travaux exécutés.

27.2 Sauf stipulation contraire du CCAP, la période de garantie

sera égale à la plus courte des périodes suivantes : dix-huit (18) mois à compter de la date d’achèvement des Installations (ou de toute partie de celles-ci) ou douze (12) mois à compter de la date de la réception opérationnelle des Installations (ou de toute partie de celles-ci). Dans le cas où un défaut de conception, d’ingénierie, des matériaux ou de construction entachant les matériels et équipements installés ou les travaux exécutés par le Constructeur apparaîtrait pendant la période de garantie, le Constructeur devra réparer, remplacer ou remettre en état à ses frais (au choix discrétionnaire du Constructeur) les matériels et équipements ou les travaux en question, et remédier à tout dommage que ce défaut aurait causé aux Installations, après s’être concerté et entendu avec le Maître de l’ouvrage sur le moyen le plus approprié de remédier à ce défaut. Il est cependant entendu que le Constructeur n’aura pas la responsabilité de réparer, remplacer ou remettre en état tous défauts ou dommages causés aux Installations, dès lors qu’ils découleraient ou résulteraient de l’une quelconque des causes suivantes : a) l’exploitation ou l’entretien inapproprié des

Installations par le Maître de l’ouvrage, ou b) l’exploitation des Installations dans des conditions

en dehors des spécifications du Marché, ou c) l’usure normale.

27.3 Les obligations mises à la charge du Constructeur en vertu de la présente Clause 27 ne s’appliquent pas :

a) aux matériels et équipements fournis par le Maître

de l’ouvrage en vertu de la Clause 21.2 du CCAG


ou qui sont normalement consommés dans le cadre de l’exploitation, ou qui ont une durée de vie inférieure à celle de la période de garantie stipulée au Marché ;

b) aux études, spécifications ou autres données

respectivement réalisées, fournies ou imposées par ou pour le compte du Maître de l’ouvrage ou tout autre élément à l’égard duquel le Constructeur a dégagé sa responsabilité ;

c) aux autres matériaux fournis, aux autres travaux

exécutés par ou pour le compte du Maître de l’ouvrage, exception faite des travaux exécutés par le Maître de l’ouvrage en vertu de la Clause 27.7 ci-dessous.

27.4 Le Maître de l’ouvrage devra adresser au Constructeur une

notification précisant la nature du défaut, accompagnée de toutes les preuves disponibles établissant son existence, et ce sans aucun délai. Dès la découverte de ce défaut, le Maître de l’ouvrage devra donner au Constructeur toute latitude raisonnable pour inspecter ce défaut.

27.5 Le Maître de l’ouvrage devra donner au Constructeur

l’accès nécessaire aux Installations et au site pour lui permettre d’exécuter les obligations mises à sa charge par la présente Clause 27.

Le Constructeur pourra, avec le consentement du Maître de l’ouvrage, enlever du site les matériels et équipements défectueux ou toute partie défectueuse des Installations, si la nature du défaut et/ou du dommage causé par ce défaut aux Installations est telle que les réparations nécessaires ne peuvent pas être réalisées rapidement sur le site.

27.6 Si la nature de la réparation, du remplacement ou de la remise en état est telle qu’elle peut affecter le rendement des Installations ou d’une partie de celles-ci, le Maître de l’ouvrage pourra adresser au Constructeur une notification exigeant qu’il réalise des essais sur les Installations défectueuses, immédiatement après avoir achevé ces travaux correctifs, moyennant quoi le Constructeur devra réaliser ces essais.


Dans le cas où la partie en question des Installations ne subirait pas ces essais avec succès, le Constructeur devra réaliser les travaux supplémentaires de réparation, de remplacement ou de remise en état (selon le cas) qui pourront être nécessaires, jusqu’à ce que cette partie des Installations subisse ces essais avec succès. Les essais seront définis d’un commun accord entre le Maître de l’ouvrage et le Constructeur.

27.7 Si le Constructeur s’abstient d’entreprendre les travaux nécessaires afin de remédier à ce défaut ou à tout dommage que ce défaut aurait causé aux Installations dans un délai raisonnable (qui ne saurait en aucun cas être inférieur à quinze (15) jours), le Maître de l’ouvrage pourra procéder lui-même à ces travaux, après avoir adressé une notification au Constructeur, et, dans une limite raisonnable, les coûts encourus par le Maître de l’ouvrage en relation avec ces travaux devront lui être payés par le Constructeur ou pourront être déduits par le Maître de l’ouvrage de toutes sommes dues au Constructeur ou réclamées en vertu de la garantie de bonne exécution.

27.8 Si les Installations ou une partie de celles-ci ne peuvent

pas être utilisées en raison de ce défaut et/ou des travaux destinés à remédier à ce défaut, la période de garantie des Installations ou de cette partie, selon le cas, sera prolongée d’une période égale à celle pendant laquelle les Installations ou cette partie ne pourra pas être utilisée par le Maître de l’ouvrage, pour l’une ou l’autre des raisons précitées.

27.9 Excepté dans les conditions stipulées par la présente

Clause 27 et par la Clause 33 du CCAG, le Constructeur n’assumera aucune responsabilité, que ce soit en vertu du Marché ou du droit applicable, au titre des défauts entachant les Installations ou une de ses parties ou les matériels et équipements, la conception, l’ingénierie ou les travaux exécutés par lui, qui apparaîtraient après l’achèvement des Installations ou d’une de ses parties, à moins que ces défauts n’aient été causés par une négligence coupable, une fraude, un acte délictueux ou une faute lourde du Constructeur.

28. Garanties

opérationnelles 28.1 Le Constructeur garantit que les Installations et toutes ses

parties atteindront les garanties de performance spécifiées


dans l’annexe correspondante (Garanties opérationnelles) de l’Acte d’engagement, lors de la réalisation de l’essai de garantie, dans les conditions stipulées dans le Marché.

28.2 Si, pour des raisons imputables au Constructeur, les

garanties opérationnelles spécifiées dans l’annexe correspondante (Garanties opérationnelles) de l’Acte d’engagement n’atteignent pas le niveau garanti, en totalité ou en partie, le Constructeur devra, à ses frais, apporter aux Installations ou ses parties les changements, modifications et/ou adjonctions qui pourront être nécessaires pour atteindre au minimum le niveau garanti de ces garanties opérationnelles. Le Constructeur devra adresser une notification au Maître de l’ouvrage lorsqu’il aura fini d’apporter les changements, modifications et/ou adjonctions nécessaires, et il demandera au Maître de l’ouvrage de procéder à un nouvel essai de garantie, jusqu’à ce que le niveau garanti ait été atteint. Si le Constructeur n’arrive pas à atteindre le niveau minimum de garanties opérationnelles, le Maître de l’ouvrage peut envisager de résilier le Marché, conformément à la Clause 42.2.2 du CCAG.

28.3 Si, pour des raisons imputables au Constructeur, les

garanties opérationnelles spécifiées dans l’annexe correspondante (Garanties opérationnelles) de l’Acte d’engagement du Marché ne sont pas atteintes, en totalité ou en partie, mais que le niveau minimum des garanties opérationnelles spécifiées dans la même annexe est atteint, le Constructeur devra, au choix du Constructeur :

a) soit apporter aux Installations ou à toute partie de

celles-ci, à ses frais, les changements, modifications et/ou adjonctions qui pourront être nécessaires pour atteindre les garanties opérationnelles, et demander au Maître de l’ouvrage de procéder à un nouvel essai de garantie ;

b) soit payer au Maître de l’ouvrage une indemnité

forfaitaire pour non-respect des garanties opérationnelles, conformément à l’annexe mentionnée ci-dessus.

28.4 Le paiement de l’indemnité forfaitaire visée à la


Clause 28.3 ci-dessus, à concurrence du plafond indiqué dans le CCAP, satisfera intégralement les obligations de garantie mises à la charge du Constructeur en vertu de la Clause 28.1 ci-dessus et de toute autre disposition correspondante ou équivalente du Marché, moyennant quoi le Constructeur n’aura plus aucune responsabilité envers le Maître de l’ouvrage à ce titre. Dès le paiement de cette indemnité forfaitaire par le Constructeur, le Directeur de projet devra établir le certificat de réception opérationnelle pour les Installations ou la partie en question ayant donné lieu au paiement de cette indemnité forfaitaire.

29. Obligation

d’indemnisation en cas de contrefaçon de brevet

29.1 Sous réserve que le Maître de l’ouvrage se conforme aux dispositions de la Clause 29.2 ci-dessous, le Constructeur devra indemniser et garantir le Maître de l’ouvrage et ses employés et dirigeants contre toute poursuite, action judiciaire, procédure administrative, réclamation, demande, action en dommages-intérêts, frais et dépenses de toute nature, y compris les frais et honoraires d’avocat, qui pourraient être dirigés contre le Maître de l’ouvrage, être subis par lui ou être mis à sa charge en conséquence de toute contrefaçon réelle ou alléguée d’un brevet, d’un dessin ou modèle déposé, d’une marque, d’un droit d’auteur (« copyright ») ou de tout autre droit de propriété intellectuelle enregistré ou existant autrement à la date du Marché, dès lors que cette contrefaçon réelle ou alléguée aurait pour cause : a) le montage des Installations par le Constructeur ou l’utilisation des Installations dans le pays où le site est implanté ; et b) la vente, dans un pays quelconque, des produits fabriqués dans les Installations.

Il est entendu que cette obligation d’indemnisation ne couvrira aucune utilisation des Installations ou d’une de leurs parties à des fins autres que celles indiquées dans le Marché ou pouvant en être raisonnablement déduites, et qu’elle ne couvrira aucune contrefaçon qui serait due à l’utilisation des Installations ou d’une de ses parties ou des produits fabriqués dans l’Installations, en association ou en combinaison avec tous autres équipements, matériels ou matériaux non fournis par le Constructeur en vertu du Marché.

29.2 Dans le cas où une procédure serait intentée ou une réclamation dirigée contre le Maître de l’ouvrage, dans le contexte de la Clause 29.1 ci-dessus, le Maître de


l’ouvrage devra en aviser le Constructeur sans délai, en lui adressant une notification à cet effet, et le Constructeur pourra, à ses propres frais et au nom du Maître de l’ouvrage, assurer la conduite de cette procédure ou le règlement de cette réclamation, et de toutes négociations destinées à régler transactionnellement cette procédure ou cette réclamation.

Si le Constructeur s’abstient de notifier au Maître de l’ouvrage, dans les vingt-huit (28) jours suivant la réception de cette notification, qu’il entend assurer la conduite de cette procédure ou le règlement de cette réclamation, le Maître de l’ouvrage sera libre de conduire cette procédure en son propre nom. A moins que le Constructeur ne se soit ainsi abstenu de notifier son intention au Maître de l’ouvrage dans ce délai de vingt-huit (28) jours, le Maître de l’ouvrage ne devra faire aucune déclaration qui puisse être préjudiciable à la défense de cette procédure ou de cette réclamation. Le Maître de l’ouvrage devra, si le Constructeur le lui demande, donner à ce dernier toute l’assistance possible pour assurer la conduite de cette procédure ou le règlement de cette réclamation, auquel cas le Constructeur devra rembourser au Maître de l’ouvrage tous les frais encourus, dans une limite raisonnable, pour lui apporter cette assistance.

29.3 Le Maître de l’ouvrage devra indemniser et garantir le Constructeur et ses employés, dirigeants et sous-traitants contre toute poursuite, action judiciaire, procédure administrative, réclamation, demande, action en dommages-intérêts, frais et dépenses de toute nature, y compris les frais et honoraires d’avocat, qui pourraient être dirigés contre le Constructeur, être subis par lui ou être mis à sa charge en conséquence de toute contrefaçon réelle ou alléguée d’un brevet, d’un dessin ou modèle déposé, d’une marque, d’un droit d’auteur (« copyright ») ou de tout autre droit de propriété intellectuelle enregistré ou existant autrement à la date du Marché, dès lors que cette contrefaçon réelle ou alléguée découlerait directement ou indirectement d’études, dessins, plans, spécifications ou autres documents ou matériels fournis ou conçus par ou pour le compte du Maître de l’ouvrage.

30. Limite de 30.1 Excepté en cas de dol ou de faute lourde :


responsabilité

a) le Constructeur n’encourra aucune responsabilité envers le Maître de l’ouvrage, que ce soit sur le fondement de la responsabilité contractuelle, quasi délictuelle ou autrement, à raison des pertes ou dommages indirects, tels que perte d’usage, perte de production, perte de profits, ou de frais financiers, étant entendu que cette exclusion de responsabilité ne s’appliquera pas à l’obligation du Constructeur de payer une pénalité de retard au Maître de l’ouvrage ; et

b) la responsabilité totale que le Constructeur peut

assumer envers le Maître de l’ouvrage en vertu du Marché ne saurait excéder le Montant du Marché, étant entendu que cette limitation de responsabilité ne s’appliquera pas aux frais de réparation ou de remplacement des équipements défectueux, ni à l’obligation du Constructeur d’indemniser le Maître de l’ouvrage en cas de contrefaçon de brevet.

G. Partage des risques

31. Transfert de propriété

31.1 La propriété des matériels et équipements (y compris les pièces de rechange) devant être importés dans le pays où le site des Installations est implanté sera transférée au Maître de l’ouvrage au moment de leur chargement à bord du mode de transport choisi pour transporter ces matériels et équipements de leur pays d’origine dans ce pays.

31.2 La propriété des matériels et équipements (y compris les

pièces de rechange) achetés dans le pays où le site des Installations est implanté sera transférée au Maître de l’ouvrage au moment où ces matériels et équipements seront livrés sur le site.

31.3 Le Constructeur ou ses sous-traitants, selon le cas,

conserveront la propriété des équipements leur appartenant et qu’ils utiliseront pour les besoins de l’exécution du Marché.

31.4 Le Constructeur redeviendra propriétaire des matériels et

Equipements fournis en quantités excédant les besoins de


l’ouvrage, et ce dès l’Achèvement des Installations ou à telle date antérieure à laquelle le Maître de l’ouvrage et le Constructeur conviendraient que les Matériels et Equipements en question ne sont plus nécessaires à la réalisation des Installations.

31.5 Nonobstant le transfert de propriété des Matériels et

équipements, le Constructeur conservera la responsabilité d’en assurer le soin et la garde, ainsi que le risque de perte ou d’endommagement de ces matériels et équipements, conformément à la Clause 32 du CCAG jusqu’à l’achèvement des Installations ou de la partie à laquelle ces matériels et équipements sont incorporés.

32. Entretien et

garde des installations

32.1 Le Constructeur aura la responsabilité d’assurer l’entretien et la garde des Installations ou de toute partie de celles-ci, jusqu’à la date d’Achèvement des Installations, ainsi qu’il est dit à la Clause 24 du CCAG ou, si le Marché prévoit l’achèvement des Installations par parties successives, jusqu’à la date d’achèvement de la partie en question ; le Constructeur devra remédier à ses propres frais à toute perte ou à tout dommage qui pourra être subi par des Installations ou la partie en question pendant cette période, quelle qu’en soit la cause. Le Constructeur sera également responsable de toute perte ou de tout dommage subi par les Installations et qui serait causé par le Constructeur ou ses sous-traitants pendant l’exécution des travaux effectués en vertu de la Clause 27 du CCAG. Nonobstant les dispositions qui précèdent, le Constructeur ne sera responsable d’aucune perte ni d’aucun dommagecausé aux Installations ou à une de ses parties, par l’un des événements ou l’une des circonstances énumérés ou visés aux alinéas a), b) et c) de la Clause 32.2 ci-dessous et de la Clause 38.1 du CCAG.

32.2 En cas de perte ou de dommage causé aux Installations, ou

à l’une de ses parties, ou aux ouvrages provisoires du Constructeur, en raison de ce qui suit :

a) (dans la mesure où ces événements ont touché le

pays d’implantation des Installations) réaction nucléaire, radiation nucléaire, contamination radioactive ou de compression provoquée par un aéronef ou tout objet aérien, ou tous autres événements qu’un constructeur expérimenté ne pourrait pas raisonnablement prévoir ou contre


lesquels, s’ils étaient prévisibles, il n’aurait pas pu raisonnablement se prémunir ou s’assurer, dans la mesure où ces risques ne sont généralement pas assurables et sont mentionnés dans les exclusions générales de la police d’assurance contractée en vertu de la Clause 34 du CCAG, y compris dans les exclusions relatives aux risques de guerre et aux risques politiques, ou

b) toute utilisation ou occupation d’une partie des

Installations par le Maître de l’ouvrage ou un tiers (autre qu’un sous-traitant) autorisé par le Maître de l’ouvrage, ou

c) le fait d’avoir utilisé, ou de s’être fondé sur des

études, données ou spécifications fournies ou désignées par ou pour le compte du Maître de l’ouvrage, ou tout autre fait ou circonstance pour lequel le Constructeur a décliné sa responsabilité en vertu du Marché,

le Maître de l’ouvrage devra payer au Constructeur toutes les sommes payables au titre des Installations réalisées, nonobstant le fait que celles-ci auraient été perdues, détruites ou endommagées, et il devra payer au Constructeur la valeur de remplacement de toutes les Installations provisoires ou de celles de ses parties qui auraient été perdues, détruites ou endommagées. Si le Maître de l’ouvrage demande par écrit au Constructeur de remédier aux pertes ou aux dommages ainsi causés aux Installations, le Constructeur devra y remédier aux frais du Maître de l’ouvrage, conformément à la Clause 39 du CCAG. Si le Maître de l’ouvrage ne demande pas par écrit au Constructeur de remédier aux pertes ou dommages ainsi causés aux Installations, le Maître de l’ouvrage devra soit demander une modification conformément à la Clause 39 du CCAG excluant la partie des Installations ainsi perdue, détruite ou endommagée, soit, si la perte ou le dommage affecte une partie substantielle des Installations, résilier le Marché en application de la Clause 42.1 du CCAG.

32.3 Le Constructeur répondra de toute perte ou de tout dommage causé aux équipements du Constructeur, ou à tout autre bien du Constructeur utilisé ou destiné à être utilisé pour les besoins des Installations, excepté a) dans


les cas visés à la Clause 32.2 ci-dessus (en ce qui concerne les Installations provisoires du Constructeur), et b) lorsque cette perte ou ce dommage a pour cause l’un des événements visés aux alinéas b) et c) de la Clause 32.2 ci-dessus et à la Clause 38.1 du CCAG.

32.4 Les dispositions de la Clause 38.3 du CCAG

s’appliqueront à toute perte ou à tout dommage causé aux Installations ou à une partie de celles-ci, ou aux équipements du Constructeur, en raison de l’un des événements ou circonstances spécifiés à la Clause 38.1 du CCAG.

33. Pertes ou

dommages matériels ; accidents du travail ; indemnisation

33.1 Sous réserve des dispositions de la Clause 33.3 ci-dessous, le Constructeur devra indemniser et garantir le Maître de l’ouvrage et ses employés et dirigeants contre toute poursuite, toute action judiciaire, procédure administrative, réclamation, demande, et action en dommages-intérêts, frais et dépenses de toute nature, y compris les frais et honoraires d’avocat, qui seraient la conséquence d’un décès, de dommages corporels, de la perte de biens ou de dommages matériels (autres que la perte ou l’endommagement des Installations, qu’elles aient ou non été réceptionnées), et découleraient de la fourniture et du montage des Installations, dès lors qu’ils auraient pour cause une négligence du Constructeur, de ses sous-traitants ou de leurs employés, dirigeants ou agents respectifs, exception faite du décès ou des dommages corporels ou matériels qui auraient pour cause une négligence du Maître de l’ouvrage, de ses sous-traitants, de ses employés, de ses dirigeants ou de ses agents.

33.2 Dans le cas où une procédure intentée ou une réclamation

dirigée contre le Maître de l’ouvrage serait susceptible de faire jouer la responsabilité du Constructeur en vertu de la Clause 33.1 ci-dessus, le Maître de l’ouvrage devra en aviser le Constructeur sans délai, en lui adressant une notification à cet effet, et le Constructeur pourra, à ses propres frais et au nom du Maître de l’ouvrage, assurer la conduite de cette procédure ou le règlement de cette réclamation, et de toutes négociations destinées à régler transactionnellement cette procédure ou cette réclamation.

Si le Constructeur s’abstient de notifier au Maître de l’ouvrage, dans les vingt-huit (28) jours suivant la


réception de cette notification, qu’il entend assurer la conduite de cette procédure ou le règlement de cette réclamation, le Maître de l’ouvrage sera libre de conduire cette procédure en son propre nom. A moins que le Constructeur ne se soit ainsi abstenu de notifier son intention au Maître de l’ouvrage dans ce délai de vingt-huit (28) jours, le Maître de l’ouvrage ne devra faire aucune déclaration qui puisse être préjudiciable à la défense de cette procédure ou de cette réclamation. Le Maître de l’ouvrage devra, si le Constructeur le lui demande, donner à ce dernier toute l’assistance possible pour assurer la conduite de cette procédure ou le règlement de cette réclamation, auquel cas le Constructeur devra rembourser au Maître de l’ouvrage tous les frais raisonnables encourus pour lui apporter cette assistance.

33.3 Le Maître de l’ouvrage devra indemniser et garantir le Constructeur et ses employés, dirigeants et sous-traitants contre toute responsabilité pour perte ou dommage causé à des biens du Maître de l’ouvrage, autres que les Installations ou leurs parties qui n’auraient pas encore été réceptionnées par ce dernier, du fait d’un incendie, d’une explosion ou de tout autre sinistre, dans la mesure où le préjudice excéderait le montant récupérable en vertu des assurances souscrites en application de la Clause 34 du CCAG, sous réserve que cet incendie, cette explosion ou cet autre sinistre n’ait pas été causé par un acte ou une défaillance du Constructeur.

33.4 La partie pouvant prétendre au bénéfice d’une indemnité

en vertu de la présente Clause 33 devra prendre toutes les mesures raisonnables pour atténuer l’ampleur de la perte ou du dommage ayant pu survenir. Si cette partie s’abstient de prendre ces mesures, les responsabilités de l’autre partie seront réduites en conséquence.

34. Assurances 34.1 En application de l’annexe correspondante (Assurances

obligatoires) de l’Acte d’engagement, le Constructeur devra, à ses propres frais, contracter et maintenir en vigueur, ou faire contracter et maintenir en vigueur, les assurances énumérées ci-dessous, pour les montants, avec les franchises et sous les autres conditions stipulées dans cette même annexe, et ce pendant toute la durée d’exécution du Marché. L’identité des assureurs et la forme des polices seront soumises à l’approbation du


Maître de l’ouvrage, étant entendu que cette approbation ne devra pas être refusée sans motif légitime.

a) Assurance du fret en cours de transport

Couvrant la perte ou les dommages causés aux matériels et équipements (y compris les pièces de rechange) et aux Equipements du Constructeur devant être fournis par le Constructeur ou ses sous-traitants, et survenant en cours de transport entre les usines ou dépôts de leur fournisseur, fabricant ou constructeur, jusqu’à leur arrivée sur le site.

b) Assurance tous risques des travaux de montage Couvrant la perte ou les dommages causés aux Installations sur le site, survenant avant l’achèvement des Installations, avec une extension de garantie couvrant la responsabilité du Constructeur au titre de la perte ou des dommages survenant pendant la période de garantie, aussi longtemps que le Constructeur restera sur le site pour exécuter ses obligations pendant la période de garantie.

c) Assurance de responsabilité civile vis-à-vis des tiers Couvrant les risques de dommages corporels causés à des tiers ou les risques de décès de tiers (y compris le personnel du Maître de l’ouvrage) et les risques de perte ou de dommages causés à des biens, survenant en relation avec la fourniture et le montage des Installations.

d) Assurance de responsabilité automobile Couvrant l’utilisation de tous les véhicules utilisés par le Constructeur ou ses sous-traitants (qu’ils en soient ou non propriétaires) en relation avec l’exécution du Marché.

e) Assurance contre les accidents du travail Conformément aux exigences légales applicables dans tout pays où tout ou partie du Marché doit être exécuté.

f) Assurance de responsabilité civile du Maître de l’ouvrage Conformément aux exigences légales applicables dans tout pays où tout ou partie du Marché doit


être exécuté.

g) Autres assurances Toutes autres assurances qui pourront être spécifiquement convenues entre les parties au Marché présentes, telles qu’énumérées dans l’annexe mentionnée ci-dessus.

34.2 Le Maître de l’ouvrage devra être nommément désigné comme coassuré au titre des polices d’assurance contractées par le Constructeur en vertu de la Clause 34.1 ci-dessus, exception faite de l’assurance de responsabilité civile vis-à-vis des tiers, de l’assurance contre les accidents du travail et de l’assurance de responsabilité civile du Maître de l’ouvrage. En outre, les sous-traitants du Constructeur devront être nommément désignés comme coassurés au titre des polices d’assurance contractées par le Constructeur en vertu de la Clause 34.1 ci-dessus, exception faite de l’assurance du fret en cours de transport, de l’assurance contre les accidents du travail et de l’assurance de responsabilité civile du Maître de l’ouvrage. Par ailleurs, les assureurs devront renoncer, aux termes de ces polices, à tous leurs droits de subrogation à l’encontre de ces coassurés, du fait de sinistres ou de demandes d’indemnités résultant de l’exécution du Marché.

34.3 Conformément aux dispositions de l’annexe

correspondante (Assurances obligatoires) de l’Acte d’engagement, le Constructeur devra fournir au Maître de l’ouvrage des certificats d’assurance (ou des copies des polices d’assurance) prouvant que les polices exigées sont pleinement en vigueur et effectives. Les certificats devront stipuler que les assureurs seront tenus de donner un préavis de vingt et un (21) jours au moins au Maître de l’ouvrage, avant de pouvoir résilier une police ou de lui apporter une modification importante.

34.4 Le Constructeur devra veiller à ce que son ou ses sous-

traitants souscrivent et maintiennent en vigueur, dans toute la mesure nécessaire, des polices d’assurance appropriées couvrant leur personnel, leurs véhicules et les travaux exécutés par eux en vertu du Marché, à moins que ces sous-traitants ne soient couverts par les polices contractées par le Constructeur.


34.5 Le Maître de l’ouvrage devra contracter et maintenir en vigueur à ses propres frais les assurances spécifiées dans l’annexe correspondante (Assurances obligatoires) de l’Acte d’engagement, pour les montants, avec les franchises et dans les conditions stipulées dans cette même annexe. Le Constructeur et les sous-traitants du Constructeur devront être nommément désignés en tant que coassurés au titre de toutes ces polices. Les assureurs devront renoncer, aux termes de ces polices, à tous leurs droits de subrogation à l’encontre de ces coassurés, du fait de tous les sinistres ou de toutes les demandes d’indemnités résultant de l’exécution du Marché. Le Maître de l’ouvrage devra fournir au Constructeur une preuve satisfaisante que les assurances exigées sont pleinement en vigueur et effectives. Les polices devront stipuler que tous les assureurs seront tenus de donner un préavis de vingt et un (21) jours au moins au Constructeur, avant de pouvoir résilier une police ou de lui apporter une modification importante. Si le Constructeur le lui demande, le Maître de l’ouvrage devra lui fournir des copies des polices souscrites par le Maître de l’ouvrage en vertu de la présente Clause 34.5.

34.6 Si le Constructeur s’abstient de contracter et/ou de

maintenir en vigueur les assurances visées à la Clause 34.1 ci-dessus, le Maître de l’ouvrage pourra contracter ces assurances et les maintenir en vigueur, et déduire de temps à autre de toute somme due au Constructeur en vertu du Marché, toute prime que le Maître de l’ouvrage aura payée à l’assureur, ou recouvrer autrement le montant de la prime ainsi payée, comme si c’était une dette due par le Constructeur.

Si le Maître de l’ouvrage s’abstient de contracter et/ou de

maintenir en vigueur les assurances visées à la Clause 34.5 ci-dessus, le Constructeur pourra contracter ces assurances et les maintenir en vigueur, et déduire de temps à autre de toute somme due au Maître de l’ouvrage en vertu du Marché, toute prime que le Constructeur aura payée à l’assureur, ou recouvrer autrement le montant de la prime ainsi payée, comme une dette due par le Maître de l’ouvrage. Cependant, si le Constructeur s’abstient ou est dans l’incapacité de contracter et de maintenir ces assurances en vigueur, il n’encourra aucune responsabilité envers le Maître de l’ouvrage, et le Constructeur pourra exercer tous les recours qui lui sont ouverts à l’encontre du


Maître de l’ouvrage, au titre des responsabilités du Maître de l’ouvrage aux termes du Marché.

34.7 Sauf stipulation contraire du Marché, le Constructeur

devra assurer la préparation et le suivi de tous les dossiers de demandes d’indemnisation présentés en vertu des polices qu’il aura contractées en application de la présente Clause 34 et toutes les sommes payables par des assureurs devront être payées au Constructeur. Le Maître de l’ouvrage devra fournir au Constructeur l’assistance qui pourra être exigée par le Constructeur. Dans tous les cas où des réclamations effectuées au titre d’assurance mettraient en jeu les intérêts du Maître de l’ouvrage, le Constructeur ne devra donner aucune décharge ni conclure aucun règlement transactionnel avec l’assureur, sans avoir obtenu le consentement préalable et écrit du Maître de l’ouvrage. Dans tous les cas où des réclamations d’assurance mettraient en jeu les intérêts du Constructeur, le Maître de l’ouvrage ne devra donner aucune décharge ni conclure aucun règlement transactionnel avec l’assureur, sans avoir obtenu le consentement préalable et écrit du Constructeur.

35. Conditions

imprévisibles 35.1 Si, pendant l’exécution du Marché, le Constructeur

rencontre sur le site des conditions physiques (autres que climatiques) ou des obstacles artificiels qu’un constructeur expérimenté n’aurait pas pu raisonnablement prévoir avant la date de conclusion du Marché, sur la base d’un examen raisonnable des données fournies par le Maître de l’ouvrage à propos de l’ouvrage (y compris les données sur les sondages), et sur la base des informations qu’il aurait pu obtenir à la suite d’une inspection du site, ou encore sur la base d’autres données sur le site auxquelles il aurait pu aisément accéder, et si le Constructeur détermine qu’il encourra des coûts et dépenses supplémentaires ou aura besoin d’un délai supplémentaire pour exécuter ses obligations aux termes du Marché, en raison de ces conditions ou obstacles, qu’il n’aurait pas encourus ou dont il n’aurait pas eu besoin s’il ne les avait pas rencontrés, le Constructeur devra en aviser sans délai le Directeur de projet par une notification écrite à cet effet, avant d’exécuter des travaux supplémentaires ou d’utiliser des matériels et équipements supplémentaires ou des équipements supplémentaires du Constructeur ; cette notification devra indiquer :


a) les conditions physiques ou les obstacles artificiels rencontrés sur le site et qui ne pouvaient raisonnablement être prévus ;

b) les travaux supplémentaires et/ou les matériels et équipements supplémentaires et/ou les équipements supplémentaires du Constructeur qui sont nécessaires, y compris les mesures que le Constructeur prendra ou proposera de prendre afin de surmonter ces conditions ou obstacles ;

c) l’importance du retard prévu ; et

d) les coûts et dépenses supplémentaires que le Constructeur est susceptible d’encourir.

A la réception de la notification donnée par le Constructeur en vertu de la présente Clause 35.1, le Directeur de projet devra se concerter sans délai avec le Maître de l’ouvrage et le Constructeur et décider des mesures à prendre pour surmonter les conditions physiques ou les obstacles artificiels rencontrés. A la suite de ces consultations, le Directeur de projet devra donner au Constructeur ses instructions sur les mesures à prendre, en adressant copie de ces instructions au Maître de l’ouvrage.

35.2 Le Maître de l’ouvrage devra payer au Constructeur, en supplément du montant du Marché, tous les coûts et dépenses supplémentaires raisonnablement encourus par le Constructeur pour se conformer aux instructions du Directeur de projet, afin de surmonter les conditions physiques ou les obstacles artificiels visés à la Clause 35.1 ci-dessus.

35.3 Si le Constructeur est retardé dans l’exécution du Marché ou empêché d’exécuter le Marché en raison de conditions physiques ou d’obstacles artificiels de la nature visée à la Clause 35.1 ci-dessus, le délai d’achèvement sera prolongé conformément à la Clause 40 du CCAG.

36 Modification des

législations et réglementations

36.1 Si, au cours des vingt-huit (28) jours qui précèdent la date de dépôt de l’offre, dans le pays où est situé le site, la promulgation, l’abrogation ou la modification (qui sera réputée inclure toute modification d’interprétation ou d’application par les autorités compétentes) de toute loi, réglementation, ordonnance, ou de tout décret ou réglementation locale ayant force de loi, affecte


ultérieurement les frais et dépenses du Constructeur et/ou le délai d’achèvement, le montant du Marché sera augmenté ou réduit en conséquence et/ou le délai d’achèvement sera modifié en conséquence en raison de l’atteinte portée au Constructeur relativement à l’exécution de ses obligations aux termes du Marché. Nonobstant ce qui précède, l’augmentation ou la réduction des coûts ne pourra pas être payée ou créditée séparément si elle a déjà été prévue dans les dispositions de révision de prix, conformément au CCAP.

37. Force majeure 37.1 Aux fins du présent Marché, « force majeure » signifie

tout événement qui est en dehors du contrôle d’une des parties et qui rend impossible la bonne exécution de ses obligations ou la rend si difficile qu’elle peut être tenue pour impossible dans de telles circonstances. Les événements de force majeure incluent, mais ne sont pas limités aux :

a) guerres, hostilités et opérations s’apparentant à des

guerres (qu’il y ait ou non déclaration de guerre), invasion, acte de guerre civile ou due à un ennemi extérieur ;

b) rébellion, révolution, insurrection, mutinerie,

usurpation par des gouvernements civils ou militaires, complot, émeutes, troubles civils et actes terroristes ;

c) confiscation, nationalisation, mobilisation,

réquisition par ou suivant les ordres d’un gouvernement ou d’une autorité de droit ou de fait, ou suite à un autre acte ou absence d’action d’une autorité locale ou nationale ;

d) grève, sabotage, lock-out, embargo, restriction des

importations, congestion portuaire, manque des moyens habituels de transport publics et de communication, dispute de nature industrielle, naufrage, coupure ou restriction de l’alimentation électrique, épidémies, quarantaine et peste ;

e) tremblement de terre, glissement de terrain, activité

volcanique, feu, inondations, raz de marée, typhon ou cyclone, ouragan, tempête, foudre, ou autre circonstance climatique adverse, onde de choc ou


nucléaire ou autre désastre naturel ou physique ; f) pénurie de main-d’œuvre, matériaux, eaux ou

électricité lorsque cela est du à des causes considérées elles-mêmes comme relevant de la force majeure.

37.2 Si l’une ou l’autre des parties est empêchée, entravée ou

retardée dans l’exécution de l’une de ses obligations au titre du Marché par un événement de force majeure, elle devra notifier par écrit à l’autre partie cet événement de force majeure et ses circonstances dans les quatorze (14) jours suivant l’événement.

37.3 La partie ayant notifié à l’autre partie un événement de

force majeure sera dispensée de l’exécution ou de l’exécution de ses obligations spécifiquement mises en cause au titre du Marché pendant toute la durée de l’événement de force majeure et dans la mesure où l’exécution de ses obligations est empêchée, entravée ou retardée par cet événement. Le délai d’achèvement sera prolongé conformément à la Clause 40 du CCAG.

37.4 La partie ou les parties affectée(s) par l’événement de

force majeure devra (devront) faire ce qui est en son (leur) pouvoir pour atténuer les effets de cet événement sur son (leur) exécution du Marché et sur ses (leurs) obligations au titre du Marché, sans préjudice, pour l’une ou l’autre des parties, du droit de résilier le Marché conformément aux Clauses 37.6 et 38.5 du CCAG.

37.5 Aucun retard ni aucun défaut d’exécution de l’une des

parties pour cause d’événement de force majeure ne pourra :

a) constituer une défaillance ou une rupture du

Marché ; ou b) (sous réserve des Clauses 32.2, 38.3 et 38.4 du

CCAG) donner lieu à une action en dommages-intérêts ou à une demande de remboursement des coûts supplémentaires occasionnés par l’événement de force majeure ;

si et dans la mesure où le retard ou le défaut d’exécution en question est causé par un événement de force majeure.


37.6 Si l’exécution du Marché est substantiellement empêchée,

entravée ou retardée pendant une période de plus de soixante (60) jours consécutifs ou une période globale de plus de cent vingt (120) jours par suite d’un ou de plusieurs événements de force majeure pendant la durée du Marché, les parties tenteront de mettre en place une solution mutuellement satisfaisante, faute de quoi l’une ou l’autre des parties pourra résilier le Marché en avisant l’autre partie, sans préjudice du droit de l’une ou l’autre des parties de résilier le Marché conformément à la Clause 38.5 du CCAG.

37.7 En cas de résiliation conformément à la Clause 37.6 ci-

dessus, les droits et obligations du Maître de l’ouvrage et du Constructeur seront ceux spécifiés aux Clauses 42.1.2 et 42.1.3 du CCAG.

37.8 Nonobstant la Clause 37.5, ci-dessus la force majeure ne

pourra s’appliquer à aucune des obligations du Maître de l’ouvrage de payer le Constructeur ci-après.

38. Risques de

guerre 38.1 Les « risques de guerre » englobent tout événement

mentionné aux alinéas a) et b) de la Clause 37.1 du CCAG et toute explosion ou impact de mine, bombe, obus, grenade ou de tout autre projectile, missile, munitions ou explosif de guerre, se produisant ou se trouvant dans ou àproximité du (des) pays où se trouve le site.

38.2 Nonobstant toute autre clause du présent Marché, le

Constructeur n’aura aucune responsabilité en ce qui concerne :

a) la destruction ou l’endommagement des

Installations, des matériels et équipements, ou d’une partie de ceux-ci ;

b) la destruction ou l’endommagement de biens

appartenant au Maître de l’ouvrage ou à un tiers ; c) les blessures ou décès ; si la destruction, le dommage, la blessure ou le décès est causé par un risque de guerre, et le Maître de l’ouvrage devra indemniser et mettre le Constructeur à couvert de toute réclamation, responsabilité, action en justice, procès,


dommages, et intérêts, coûts, frais ou dépenses survenant en conséquence de ou en relation avec l’événement.

38.3 Si les Installations, ou les matériels et équipements, ou les équipements du Constructeur, ou toute autre propriété du Constructeur utilisée ou devant être utilisée pour réaliser les Installations subissent une destruction ou un dommage à la suite d’un risque de guerre, le Maître de l’ouvrage devra payer le Constructeur pour :

a) toute partie des Installations ou des matériels et

équipements détruite ou endommagée (dans la mesure où la destruction ou le dommage n’est pas déjà payé par le Maître de l’ouvrage) ;

b) le remplacement ou la remise en état de tout

équipement du Constructeur ou de toute autre propriété du Constructeur ayant subi la destruction ou le dommage ; et

c) le remplacement ou la remise en état des

Installations ou des matériels et équipementstotalement ou partiellement détruits ou endommagés ; dans la mesure où le Maître de l’ouvrage l’exige et où cela s’avère nécessaire pour l’achèvement des Installations.

Si le Maître de l’ouvrage n’exige pas du Constructeur le remplacement ou la remise en état des Installations détruites ou endommagées, le Maître de l’ouvrage devra soit demander une modification conformément à la Clause 39 du CCAG excluant l’exécution de la partie des Installations détruites ou endommagées ou, lorsque la perte, la destruction ou le dommage affecte une partie importante des Installations, résilier le Marché conformément à la Clause 42.1 du CCAG.

38.4 Nonobstant toute autre clause du présent Marché, le Maître de l’ouvrage devra payer au Constructeur toute augmentation de coût résultant de l’exécution du Marché et, en tout état de cause, imputable à, consécutive à, résultant de ou associée, de quelque façon que ce soit, à un risque de guerre, à condition que le Constructeur informe le Maître de l’ouvrage dès que possible et par écrit de l’augmentation de coût en question.


38.5 Si, au cours de l’exécution du Marché, un risque de guerre quelconque se produit et affecte financièrement ou matériellement l’exécution du Marché par le Constructeur, le Constructeur devra faire tout ce qui est en son pouvoir pour exécuter le Marché en accordant la considération nécessaire à la sécurité de son personnel et de celui de ses sous-traitants travaillant sur les Installations, à la condition, toutefois, que si le montage des Installations devenait impossible ou était sérieusement empêché pendant une période de soixante (60) jours consécutifs ou une période globale de cent vingt (120) jours par suite de risque de guerre, les parties devraient essayer de trouver une solution mutuellement satisfaisante, à défaut de quoi l’une ou l’autre des parties pourra résilier le Marché en avisant l’autre partie.

38.6 Dans l’éventualité d’une résiliation conformément à la

Clause 38.3 ou à la Clause 38.5 ci-dessus, les droits et obligations du Maître de l’ouvrage et du Constructeur seront ceux spécifiés aux Clauses 42.1.2 et 42.1.3. du CCAG.

H. Modification des éléments du Marché

39. Modification des installations

39.1 Introduction des modifications 39.1.1 Conformément aux paragraphes 39.2.5 et 39.2.7,

ci-dessous le Maître de l’ouvrage disposera du droit de proposer et, ultérieurement, de demander au Directeur de projet de donner instruction au Constructeur, au cours de l’exécution du Marché, de procéder à toute modification de, ou ajout, ou suppression aux Installations (ci-après désignée « modification »), à condition que ladite modification soit conforme à la définition générale des Installations, ne constitue pas un travail sans rapport et soit techniquement possible, compte tenu à la fois de l’état d’avancement des Installations et de la compatibilité technique de la modification envisagée avec la nature des Installations spécifiées aux termes du Marché.

39.1.2 Le Constructeur pourra, à différentes reprises au

cours de l’exécution du Marché, proposer au Maître de l’ouvrage (avec une copie au Directeur de projet) toute modification que le Constructeur


estimera nécessaire ou souhaitable pour améliorer la qualité, l’efficacité ou la sécurité des Installations. Le Maître de l’ouvrage pourra, à sa discrétion, approuver ou rejeter toute modification proposée par le Constructeur, à condition que le Maître de l’ouvrage approuve les modifications proposées par le Constructeur pour garantir la sécurité des Installations.

39.1.3 Nonobstant les paragraphes 39.1.1 et 39.1.2, ci-

dessus, aucun changement imposé par une défaillance du Constructeur dans l’exécution de ses obligations aux termes du Marché ne pourra être considéré comme une modification, et cette modification ne devra en aucun cas entraîner un ajustement du montant du Marché ou du délai d’achèvement.

39.1.4 La procédure à suivre pour mettre en œuvre les

modifications est précisée dans les Clauses 39.2 et 39.3 du CCAG, et de plus amples détails et modèles de document sont fournis dans la Section modèles de documents et procédures du Dossier d’appel d’offres.

39.2 Modification à l’initiative du Maître de l’ouvrage

39.2.1 Si le Maître de l’ouvrage propose une

modification conformément au paragraphe 39.1.1 ci-dessus, il adressera au Constructeur une demande pour proposition de modification, demandant au Constructeur de préparer et fournir au Directeur de projet, dès que possible, une « proposition de modification » incluant les éléments suivants :

a) brève description de la modification b) effet sur le délai d’achèvement c) estimation du coût de la modification d) effet sur les garanties de performance (s’il

y en a) e) effet sur toute autre disposition du Marché


39.2.2 Avant de préparer et de soumettre la proposition de

modification, le Constructeur soumettra au Directeur de projet une estimation de la proposition de modification, qui sera une estimation du coût que représente la préparation et soumission de la proposition de modification. Après avoir reçu l’estimation du Constructeur pour la proposition de modification, le Maître de l’ouvrage : a) acceptera l’estimation du Constructeur et

donnera des instructions au Constructeur pour que celui-ci entame la préparation de la proposition de modification ;

b) indiquera au Constructeur les parties de

l’estimation qu’il considère inacceptables, et demandera au Constructeur de revoir son estimation ; ou

c) indiquera au Constructeur que le Maître de

l’ouvrage n’a pas l’intention de procéder a cette modification.

39.2.3 Lorsqu’il recevra les instructions du Maître de

l’ouvrage d’entamer la préparation de la proposition de modification, conformément à l’alinéa a) de la Clause 39.2.2 ci-dessus, le Constructeur le fera diligemment, et préparera cette modification comme indiqué au paragraphe 39.2.1. ci-dessus.

39.2.4 Le montant devant éventuellement être ajouté à ou

déduit du montant du Marché si une modification est effectuée doit, dans la mesure du possible, être calculé conformément aux taux et aux prix inclus dans le Marché. Si ces taux et ces prix ne sont pas équitables, les parties devront se mettre d’accord sur des taux spécifiques pour établir la valeur de la modification.

39.2.5 Le Constructeur pourra s’opposer à toute

modification requise par le Maître de l’ouvrage lorsque il apparaîtra, avant ou pendant la préparation de la proposition de modification, que


le respect de ladite modification et de tous les autres ordres de modification déjà devenus obligatoires pour le Constructeur aux termes de cette Clause 39 aura pour effet, globalement, d’augmenter ou de réduire de plus de quinze pour cent (15 %) le Montant du Marché tel qu’il a été défini à l’Article 2 (Prix du Marché) de l’Acte d’engagement. Le Constructeur pourra notifier son objection avant de fournir la proposition de modification comme décrit ci-dessus. Si le Maître de l’ouvrage accepte l’objection du Constructeur, le Maître de l’ouvrage devra retirer la modification proposée et en aviser le Constructeur par écrit.

Le défaut d’objection par le Constructeur n’affectera ni son droit d’objecter à toute modification ou tout ordre de modification requis ultérieurement, ni son droit de tenir compte, lors d’une éventuelle objection ultérieure, du pourcentage d’augmentation ou de réduction du montant du Marché occasionné par toute modification à laquelle le Constructeur ne s’est pas opposé.

39.2.6 Dès réception de la proposition de modification, le Maître de l’ouvrage et le Constructeur se mettront d’accord sur toutes les données qu’elle contiendra. Dans les quatorze (14) jours qui suivront un tel accord, le Maître de l’ouvrage, s’il a l’intention de poursuivre cette modification, émettra à l’intention du Constructeur un ordre de modification.

Si le Maître de l’ouvrage est dans l’impossibilité de prendre une décision dans les quatorze (14) jours, il l’indiquera au Constructeur, en précisant quand le Constructeur peut s’attendre à une décision. Si le Maître de l’ouvrage décide de ne pas donner suite à cette modification pour quelque raison que ce soit, il le notifiera au Constructeur dans cette même période de quatorze (14) jours. Dans ce cas de figure, le Constructeur aura droit au remboursement de tous les frais qu’il aura raisonnablement encourus dans la préparation de l’ordre de modification, dans la mesure où ces frais


ne dépassent pas la somme que le Constructeur aura indiquée dans son estimation de proposition de modification soumise conformément au paragraphe 39.2.2. ci-dessus.

39.2.7 Si le Maître de l’ouvrage et le Constructeur sont en désaccord avec l’estimation de l’ajustement de prix, de l’ajustement du délai d’achèvement ou de toute autre donnée indiquée dans la proposition de modification, le Maître de l’ouvrage peut néanmoins donner instruction au Constructeur de poursuivre la modification en émettant un ordre de modification dans l’attente d’un accord.

Dès réception d’un ordre de modification dans l’attente d’un accord, le Constructeur commencera immédiatement à mettre en œuvre la modification faisant l’objet d’un tel ordre. Les parties tenteront ensuite de se mettre d’accord sur les points de désaccord de la proposition de modification. Si les parties ne parviennent pas à un accord dans les soixante (60) jours suivant la date d’émission d’un ordre de modification dans l’attente d’un accord, elles pourront en référer au Conciliateur conformément à la Clause 6.1 du CCAG.

39.3 Modification à l’initiative du Constructeur 39.3.1 Si le Constructeur propose une modification,

conformément au paragraphe 39.1.2 ci-dessus, le Constructeur proposera par écrit au Directeur de projet une demande de proposition de modification, donnant les raisons pour une telle proposition de modification, et incluant les informations indiquées dans le paragraphe 39.2.1. ci-dessus.

Dès réception de la demande de proposition de modification, les parties suivront la procédure décrite dans les paragraphes 39.2.6 et 39.2.7. ci-dessus. Toutefois, si le Maître de l’ouvrage décidait de ne pas donner suite, le Constructeur ne serait pas en droit de récupérer les frais de préparation de la demande de proposition de modification.


40. Prolongation du

délai d’achèvement

40.1 Le(s) délai(s) d’achèvement spécifié(s) dans le CCAP sera (seront) prolongé(s) si le Constructeur est retardé ou empêché dans l’exécution de l’une de ses obligations au titre du Marché pour l’un des motifs suivants :

a) modification des Installations aux conditions

décrites à la Clause 39 du CCAG ; b) événement de force majeure stipulé à la Clause 37

du CCAG, circonstance imprévue conformément à la Clause 35 du CCAG, ou autre événement de l’un des points spécifiés ou auxquels il est fait référence aux alinéas a), b) et c) de la Clause 32.2 du CCAG ;

c) demande de suspension ordonnée par le Maître de

l’ouvrage conformément à la Clause 41 du CCAG, ou réduction du rythme d’avancement conformément à la Clause 41.2 du CCAG ;

d) modification de législation ou de réglementation

conformément à la Clause 36 du CCAG ; e) défaillance ou rupture de ses obligations

contractuelles par le Maître de l’ouvrage, et spécifiquement manquement à fournir les éléments ou fournitures spécifiés à l’annexe correspondante (Définition des travaux et fournitures incombant au Maître de l’ouvrage) de l’Acte d’engagement, ou toute activité, acte ou omission de tout entrepreneur employé par le Maître de l’ouvrage ; ou

f) tout autre événement spécifiquement mentionné

aux termes du Marché ; cette prolongation sera d’une durée raisonnable quelles que soient les circonstances et reflétera équitablement le retard ou l’empêchement subi par le Constructeur.

40.2 Sauf mention spécifique contraire dans d’autres dispositions du Marché, le Constructeur devra soumettre au Directeur de projet une demande de prolongation du délai d’achèvement, accompagnée des renseignements nécessaires sur l’événement ou la circonstance justifiant


cette prolongation, le plus tôt possible après le début de l’événement ou de la circonstance en question. Le plus tôt possible après réception de cette demande et compte tenu des états justificatifs de la demande, le Maître de l’ouvrage et le Constructeur décideront ensemble de la durée de la prolongation. Si le Constructeur n’accepte pas la proposition de prolongation faite par le Maître de l’ouvrage, il aura le droit d’en référer au Conciliateur, conformément à la Clause 6.1 du CCAG.

40.3 Le Constructeur devra à tout moment faire son possible

pour minimiser tout retard dans l’exécution de ses obligations aux termes du Marché.

41. Suspension 41.1 Le Maître de l’ouvrage peut demander au Directeur de

projet, par notification au Constructeur, d’ordonner au Constructeur de suspendre, totalement ou partiellement, l’exécution de ses obligations au titre du Marché. Cette notification devra spécifier quelle obligation devra être suspendue, date d’effet et les motifs de la suspension. Le Constructeur devra en conséquence suspendre l’exécution de l’obligation en question (à l’exception des obligations nécessaires à l’entretien ou à la préservation des Installations) jusqu’à ce que le Directeur de projet lui ait demandé par écrit d’en reprendre l’exécution. Si, en vertu d’un ordre de suspension donné par le Directeur de projet, pour toute raison autre qu’une défaillance ou manquement du Constructeur à ses obligations contractuelles, l’exécution de l’une des obligations du Constructeur est suspendue pendant une période globale de plus de quatre-vingt-dix (90) jours, le Constructeur pourra, à tout moment ultérieur et à condition que la suspension en question soit toujours effective, adresser une notification au Directeur de projet exigeant du Maître de l’ouvrage, dans les vingt-huit (28) jours suivant la réception de la notification, qu’il ordonne la reprise de l’exécution ou qu’il demande et, ultérieurement, ordonne, une modification conformément à la Clause 39 du CCAG excluant du Marché l’exécution des obligations suspendues. Si le Maître de l’ouvrage n’agit pas dans le délai imparti, le Constructeur pourra, au moyen d’une nouvelle notification au Directeur de projet, choisir de considérer la suspension, si elle affecte uniquement une partie des Installations, comme une suppression de la partie des


Installations conformément à la Clause 39 du CCAG ou, si elle affecte la totalité des Installations, comme une résiliation du contrat conformément à la Clause 42.1 du CCAG.

41.2 Si : a) Le Maître de l’ouvrage n’a pas payé au

Constructeur une somme due au titre du Marché dans le délai imparti ou a refusé sans motif suffisant d’approuver une facture ou des pièces justificatives conformément à l’annexe correspondante (Conditions et procédures de paiement) de l’Acte d’engagement, ou commet une importante rupture de Marché, le Constructeur peut adresser au Maître de l’ouvrage une notification exigeant le paiement de ladite somme, et des intérêts correspondants, conformément à la Clause 12.3 du CCAG, ou exigeant l’approbation de la facture ou des pièces justificatives ou spécifiant la rupture et exigeant du Maître de l’ouvrage qu’il y remédie, selon le cas. Si le Maître de l’ouvrage ne règle pas la somme avec les intérêts, ou n’approuve pas la facture ou les pièces justificatives ou ne communique les raisons de son refus, ou ne remédie pas au manquement à ses obligation contractuelles ou ne prend pas les mesures nécessaires pour remédier à cette rupture dans un délai de quatorze (14) jours après réception de la notification du Constructeur ; ou

b) Le Constructeur est dans l’incapacité d’exécuter

l’une de ses obligations au titre du Marché pour une raison attribuable au Maître de l’ouvrage, incluant, de façon non limitative, le fait que le Maître de l’ouvrage ne soit pas en possession du site ou qu’il ne puisse pas y avoir accès conformément à la Clause 10.2 du CCAG, ou le défaut d’obtention d’une autorisation gouvernementale nécessaire au montage et/ou à l’achèvement des Installations, le Constructeur peut, après avoir donné un préavis de quatorze (14) jours au Maître de l’ouvrage, suspendre l’exécution de ses obligations ou d’une partie de ses obligations au titre du Marché, ou ralentir le rythme d’avancement des travaux.


41.3 Si l’exécution des obligations du Constructeur est suspendue ou si le rythme d’avancement des travaux est ralenti conformément à la présente Clause 41, le Délai d’achèvement devra être prolongé conformément à la Clause 40.1 du CCAG et tous les coûts et dépenses supplémentaires engagés par le Constructeur en raison de cette suspension ou de ce ralentissement seront payés au Constructeur par le Maître de l’ouvrage en plus du montant du Marché, sauf dans le cas d’un ordre de suspension ou de ralentissement du rythme d’avancement des travaux motivé par une défaillance du Constructeur ou d’un manquement du Constructeur à ses obligations contractuelles.

41.4 Pendant la durée de la suspension, le Constructeur ne

pourra retirer du site aucun matériel ou équipement, aucune partie des Installations et aucun équipement du Constructeur, sans avoir obtenu au préalable l’autorisation par écrit du Maître de l’ouvrage.

42. Résiliation 42.1 Résiliation à l’initiative du Maître de l’ouvrage

42.1.1 Le Maître de l’ouvrage pourra à tout moment

résilier le Marché pour quelque raison que ce soit en faisant la notification au Constructeur par référence à la présente Clause 42.1.

42.1.2 A réception de cette notification, le Constructeur

devra, soit immédiatement, soit à la date spécifiée dans la notification :

a) interrompre tout travail à venir, à

l’exception des travaux que le Maître de l’ouvrage aura spécifié dans sa notification dans le seul but de protéger la partie des Installations déjà exécutée ou de tout travail nécessaire pour que le site soit laissé propre et sans danger ;

b) résilier tous les contrats de sous-traitance, à

l’exception de ceux devant être cédés au Maître de l’ouvrage conformément à l’alinéa d) ii) ci-dessous ;

c) retirer du site tous les équipements du

Constructeur et rapatrier le personnel du


Constructeur et de ses sous-traitant présents sur le site, retirer du site les décombres, ordures et débris de toute sorte et laisser le site propre et sans danger ;

d) de plus, sous réserve du paiement spécifié

au paragraphe 42.1.3 ci-dessous, le Constructeur devra :

i) livrer au Maître de l’ouvrage les

parties des Installations exécutées par le Constructeur à la date de résiliation ;

ii) dans la mesure où cela est

juridiquement possible, transférer au Maître de l’ouvrage tout droit, titre et avantage du Constructeur sur les Installations et sur les matériels et équipements à la date de la résiliation et, si le Maître de l’ouvrage l’exige, tout contrat de sous-traitance entre le Constructeur et ses sous-traitants ; et

iii) remettre au Maître de l’ouvrage

tous les dessins, spécifications et autres documents en rapport avec le site, préparés par le Constructeur ou ses sous-traitants à la date de résiliation.

42.1.3 Dans le cas d’une résiliation du Marché

conformément au paragraphe 42.1.1 ci-dessus, le Maître de l’ouvrage devra payer au Constructeur les montants suivants :

a) Le montant du Marché correctement

attribuable aux parties des Installations exécutées par le Constructeur à la date de résiliation ;

b) les coûts raisonnablement engagés par le

Constructeur pour enlever les équipements du Constructeur du site et rapatrier le personnel du Constructeur et de ses sous-


traitants présents sur le site ; c) toutes les sommes devant être payées par le

Constructeur à ses sous-traitants à la suite de la résiliation de tous les contrats de sous-traitance, y compris les frais d’annulation ;

d) les coûts supportés par le Constructeur pour

assurer la protection des Installations et laisser le site propre et sans danger conformément à l’alinéa a) de la Clause 42.1.1 du CCAG ;

e) le montant nécessaire pour remplir toutes

les autres obligations et engagements que le Constructeur aura contractés de bonne foi auprès de tiers, en rapport avec le Marché et non couverts par les alinéas a) à d) ci-dessus.

42.2 Résiliation pour défaillance du Constructeur

42.2.1 Le Maître de l’ouvrage, sans préjudice de tout

autre droit ou recours, peut résilier le Marché sur le champ dans les circonstances suivantes par notification à cet effet au Constructeur faisant référence à la présente Clause 42.2 du CCAG et mentionnant les motifs de résiliation :

a) si le Constructeur fait faillite ou devient

insolvable, ou ses biens ont été mis sous séquestre, ou, si étant une société, il est mis en liquidation judiciaire par résolution ou par ordonnance (autre que liquidation volontaire pour cause de fusion ou de restructuration), ou si un administrateur judiciaire est nommé pour administrer une partie quelconque de son entreprise ou de ses actifs, ou si le Constructeur fait l’objet de toute autre action en justice similaire pour cause de dette ;

b) si le Constructeur cède ou transfère le

Marché ou tout droit ou intérêt y afférents en violation des dispositions de la Clause 43 du CCAG ;


c) si le Constructeur, au jugement du Maître

de l’ouvrage, s’est livré à la corruption ou à des manœuvres frauduleuses au cours de l’attribution ou de l’exécution du Marché.

Aux fins de ce paragraphe, les termes ci-après sont définis comme suit : est coupable de « corruption » quiconque offre, donne, sollicite ou accepte un quelconque avantage en vue d’influencer l’action d’un agent public au cours de l’attribution ou de l’exécution d’un marché ; et se livre à des « manœuvres frauduleuses » quiconque déforme ou dénature des faits afin d’influencer l’attribution ou l’exécution d’un marché de manière préjudiciable au Maître de l’ouvrage, ou s’entend ou tente de s’entendre avec d’autres soumissionnaires (avant ou après le dépôt des offres) pour fixer des prix à un niveau artificiel et non compétitif, et d’ainsi priver le Maître de l’ouvrage des bénéfices d’un appel ouvert à la concurrence.

42.2.2 Si le Constructeur :

a) a délaissé ou refusé de poursuivre l’exécution du Marché ;

b) sans motif valable, n’a pas commencé les

travaux promptement ou a suspendu (dans des conditions autres que celles prévues à la Clause 41.2 du CCAG) l’avancement de l’exécution du Marché pendant plus de vingt-huit (28) jours après réception de l’ordre écrit du Maître de l’ouvrage d’exécuter le Marché ;

c) manque, continuellement, à l’exécution de

ses obligations contractuelles conformément au Marché ou néglige, de façon persistante, de respecter ses


obligations au titre du Marché ; d) refuse ou est dans l’incapacité de fournir

les matériaux, les services ou la main-d’œuvre nécessaires au montage et à l’achèvement des Installations ainsi qu’il est spécifié au programme fourni à la Clause 18 du CCAG et à un rythme d’avancement offrant au Maître de l’ouvrage l’assurance que le Constructeur parviendra à l’achèvement des Installations à la fin du délai d’achèvement ;

le Maître de l’ouvrage peut, sans préjudice de ses autres droits contractuels, notifier au Constructeur la nature de sa défaillance et exiger de celui-ci qu’il y remédie. Si le Constructeur ne remédie pas à cette défaillance ou ne prend pas les mesures nécessaires pour y remédier dans les quatorze (14) jours qui suivent la réception de la notification, le Maître de l’ouvrage peut résilier le Marché sur le champ en notifiant le Constructeur par référence à la présente Clause 42.2.

42.2.3 A réception de la notification conformément aux paragraphes 42.2.1 ou 42.2.2 ci-dessus, le Constructeur doit, soit immédiatement, soit à la date notifiée :

a) cesser tout travail à venir, à l’exception du

travail spécifié par le Maître de l’ouvrage dans le seul but de protéger la partie des Installations déjà exécutée ou des travaux nécessaires à la remise en état du site.

b) résilier tous les contrats de sous-traitance, à

l’exception de ceux devant être cédés au Maître de l’ouvrage conformément à l’alinéa d) ci-dessous ;

c) livrer au Maître de l’ouvrage les parties des

Installations exécutées par le Constructeur à la date de la résiliation ;

d) dans la mesure où cela est juridiquement

possible, céder au Maître de l’ouvrage tout


droit, titre et avantage que le Constructeur détient au titre de l’ouvrage et sur les matériels et les équipements à la date de résiliation et, si le Maître de l’ouvrage le demande, sur tous les contrats de sous-traitance entre le Constructeur et ses sous-traitants ; et

e) livrer au Maître de l’ouvrage tous les plans,

spécifications et autres documents en rapport avec les Installations préparés par le Constructeur et ses sous-traitants à la date de résiliation.

42.2.4 Le Maître de l’ouvrage peut pénétrer sur le site, en

expulser le Constructeur et achever les Installations lui-même ou en employant un tiers. Le Maître de l’ouvrage peut, à l’exclusion de tout droit du Constructeur sur les équipements en question, reprendre et utiliser tout équipement du Constructeur appartenant au Constructeur et se trouvant sur le site pour la réalisation des Installations, pendant la durée que le Maître de l’ouvrage jugera nécessaire pour la fourniture et le montage des Installations, contre paiement d’un juste prix de location au Constructeur, les coûts demaintenance étant à la charge du Maître de l’ouvrage, et le Maître de l’ouvrage indemnise sans réserve le Constructeur pour toute responsabilité, dégât ou accident découlant de l’utilisation desdits équipements par le Maître de l’ouvrage. A l’achèvement des Installations où à toute autre date antérieure laissée à la discrétion du Maître de l’ouvrage, ce dernier notifiera au Constructeur sa décision de lui rendre les équipements du Constructeur sur le site ou à proximité du site, et les lui rendra conformément à cette notification. Le Constructeur devra alors, sans délai et à ses frais, enlever ou faire enlever ces équipements du site.

42.2.5 Conformément au paragraphe 42.2.6 ci-dessous, le Constructeur sera habilité à se faire payer le montant du Marché imputable aux Installations exécutées à la date de la résiliation, la valeur de


tout matériel ou équipement inutilisé ou partiellement utilisé et, le cas échéant, les coûts supportés pour protéger les Installations et remettre le site en état conformément à l’alinéa a) de la Clause 42.2.3 du CCAG. Toute somme due par le Constructeur au Maître de l’ouvrage à la date de résiliation sera déduite du montant à payer au Constructeur au titre du Marché.

42.2.6 Si le Maître de l’ouvrage achève les Installations,

le coût de l’achèvement des Installations par le Maître de l’ouvrage devra être déterminé.

Si la somme que le Constructeur est habilité à se faire payer conformément au paragraphe 42.2.5 ci-dessus, plus les coûts raisonnables supportés par le Maître de l’ouvrage pour achever les Installations est supérieure au montant du Marché, le Constructeur sera responsable de ce dépassement. Si ce dépassement est supérieur aux sommes dues au Constructeur aux termes du paragraphe 42.2.5 ci-dessus, le Constructeur versera la différence au Maître de l’ouvrage, et si ce dépassement est inférieur aux sommes dues au Constructeur aux termes dudit paragraphe 42.2.5, le Maître de l’ouvrage versera la différence au Constructeur. Le Maître de l’ouvrage et le Constructeur conviendront par écrit du calcul mentionné ci-dessus et de la façon dont les sommes seront payées.

42.3 Résiliation par le Constructeur 42.3.1 Si :

a) le Maître de l’ouvrage n’a pas effectué les paiements dus au Constructeur au titre du Marché dans les délais qui lui étaient impartis ; ou n’a pas approuvé une facture ou des pièces justificatives sans motif valable conformément à l’annexe correspondante (Conditions de paiement) de l’Acte d’engagement ; ou contrevient à une obligation contractuelle essentielle, le Constructeur peut adresser au Maître de


l’ouvrage une notification l’enjoignant de payer ladite somme et les intérêts qui s’y appliquent conformément à la Clause 12.3 du CCAG, ou l’enjoignant d’approuver la facture ou les pièces justificatives, ou stipulant qu’il y a manquement à une obligation contractuelle et enjoignant le Maître de l’ouvrage d’y remédier, selon le cas. Si le Maître de l’ouvrage ne paie pas la somme et les intérêts, n’approuve pas la facture ou les pièces justificatives et ne communique pas les raisons justifiant son refus d’approbation, ou ne remédie pas à ce manquement ou ne prend aucune mesure pour y remédier dans les quatorze (14) jours suivant réception de la notification par le Constructeur ; ou

b) le Constructeur est dans l’incapacité de

remplir l’une de ses obligations au titre du Marché pour une raison quelconque imputable au Maître de l’ouvrage, y compris, de façon non limitative, le fait que le Maître de l’ouvrage ne lui donne pas possession du ou accès au site ou d’autreslieux, ou ne puisse pas obtenir une autorisation gouvernementale nécessaire à l’exécution et à l’achèvement de l’ouvrage ;

le Constructeur peut en aviser le Maître de l’ouvrage et, si le Maître de l’ouvrage n’a pas payé la somme à régler ou n’a pas approuvé la facture ou les pièces justificatives ni fourni les motifs de son refus d’approbation ou n’a pas remédié au manquement de ses obligations contractuelles dans les vingt-huit (28) jours suivant cette notification, ou si le Constructeur est toujours dans l’incapacité de remplir l’une de ses obligations aux termes du Marché, pour une raison imputable au Maître de l’ouvrage, dans les vingt-huit (28) jours suivant la notification, le Constructeur peut immédiatement résilier le Marché en adressant au Maître de l’ouvrage une seconde notification faisant référence à ce paragraphe 42.3.1. du CCAG.

42.3.2 Le Constructeur peut immédiatement résilier le


Marché en adressant au Maître de l’ouvrage une notification à cet effet, faisant référence au présent paragraphe 42.3.2, si le Maître de l’ouvrage fait faillite ou devient insolvable, ou fait l’objet d’une ordonnance de mise sous séquestre, ou, si le Maître de l’ouvrage est une société, s’il est mis en liquidation judiciaire par ordonnance (autre que liquidation volontaire pour cause de fusion ou de restructuration), ou si un administrateur judiciaire est nommé pour administrer une partie quelconque de son entreprise ou de ses actifs, ou si le Maître de l’ouvrage fait l’objet de toute autre action en justice similaire.

42.3.3 Si le Marché est résilié aux termes des paragraphes

42.3.1 ou 42.3.2 ci dessus, le Constructeur devra immédiatement :

a) cesser tout travail à venir, à l’exception des

travaux nécessaires à la protection de la partie des Installations déjà exécutée et à la remise en état du site ;

b) résilier les contrats de sous-traitance, à

l’exception de ceux devant être cédés au Maître de l’ouvrage conformément à l’alinéa d) ii) ci-dessous ;

c) retirer du site tous les équipements du

Constructeur et rapatrier le personnel du Constructeur et des sous-traitants présents sur le site ; et

d) de plus, le Constructeur, sous réserve du

paiement spécifié au paragraphe 42.3.4 ci-dessous, devra :

i) livrer au Maître de l’ouvrage les

parties des Installations exécutées par le Constructeur à la date de résiliation ;

ii) dans la mesure où cela est

juridiquement possible, céder au Maître de l’ouvrage tout droit, titre


et avantage détenu par le Constructeur sur les Installations et sur les matériels et les équipements à la date de résiliation, et, si le Maître de l’ouvrage l’exige, sur tous les contrats de sous-traitance entre le Constructeur et ses sous-traitants ; et

iii) livrer au Maître de l’ouvrage tous

les dessins, spécifications, et autres documents se rapportant aux Installations, préparés par le Constructeur ou ses sous-traitants à la date de résiliation.

42.3.4 Si le Marché est résilié aux termes des paragraphes

42.3.1 et 42.3.2 ci-dessus, le Maître de l’ouvrage devra verser au Constructeur les montants spécifiés à la Clause 42.1.3 du CCAG, et une compensation raisonnable pour toute perte ou dommage, à l’exclusion d’une perte de profit, subi par le Constructeur par suite de, en relation avec , ou en conséquence de cette résiliation.

42.3.5 La résiliation par le Constructeur conformément à

la présente Clause 42.3 est sans préjudice à d’autres droits et recours que le Constructeur peut exercer à la place de ou en plus des droits conférés par la présente Clause 42.3.

42.4 En ce qui concerne la présente Clause 42, l’expression

« Installations réalisées » doit comprendre tous les travaux exécutés, les services de montage fournis et l’ensemble des matériels et équipements acquis (ou sujet à une obligation légale d’achat) par le Constructeur et utilisés ou devant être utilisés pour les Installations, jusqu’à la date de résiliation incluse.

42.5 En ce qui concerne la présente Clause 42 et pour le calcul

des sommes dues par le Maître de l’ouvrage au Constructeur, toute somme précédemment payée par le Maître de l’ouvrage au Constructeur au titre du Marché devra être dûment comptabilisée, y compris toute avance versée conformément à l’annexe correspondante (Conditions de paiement) de l’Acte d’engagement.


43. Cession 43.1 Ni le Maître de l’ouvrage ni le Constructeur ne pourront,

sans le consentement écrit formel de l’autre partie (consentement qui ne pourra pas être refusé sans motif valable) céder à un tiers le Marché, ou une partie de celui-ci, ou tout droit, avantage, obligation ou intérêt inclus dans celui-ci, excepté que le Constructeur sera autorisé à céder soit absolument soit par imputation toutes sommes qui lui sont dues ou susceptibles de lui être dues au titre du Marché.

Section V. Cahier des clauses administratives particulières 126

Section V. Cahier des clauses administratives particulières

TABLE DES CLAUSES

1. Définitions (Clause 1 du CCAG) .........................................................................127 2. Notifications (Clause 4 du CCAG) ......................................................................127 3. Droit applicable (Clause 5 du CCAG) .................................................................127 4. Règlement des litiges (Clause 6 du CCAG).........................................................127 5. Etendue des prestations (pièces de rechange) (Clause 7 du CCAG) ...................128 6. Date de commencement et d’achèvement (Clause 8 du CCAG) .........................128 7. Garanties (Clause 13 du CCAG)..........................................................................129 8 Programme des travaux (Clause 18 du CCAG) ...................................................129 9 Mise en service et réception opérationnelles (Clause 25 du CCAG)...................129 10. Garantie du délai d’achèvement (Clause 26 du CCAG) ......................................129 11. Achèvement - Essai de garantie - Réception opérationnelle (Clauses 24.3 et

25.2) .....................................................................................................................129


Cahier des clauses administratives particulières

Le Cahier des clauses administratives particulières (CCAP) qui suit précise le Cahier des clauses administratives générales (CCAG). Lorsqu’il y a contradiction, les clauses ci-après prévalent par rapport aux clauses du CCAG. Les numéros des clauses correspondantes du CCAG sont indiqués entre parenthèses. 1. Définitions (Clause 1 du CCAG)

Le Maître de l’ouvrage est : Bureau de Coordination des Marchés d’Infrastructures – B.C.M.I. Building Citibank, 2ème étage, avenue du Colonel Lukusa Kinshasa / Gombe – République Démocratique du Congo Le Directeur de projet est : ( Nom, adresse, numéros de téléphone, télécopie, e mail ) Le Constructeur est : [Nom, adresse, numéros de téléphone, télécopie, e mail] Le Représentant du Constructeur est : [Nom, adresse, numéros de téléphone, télécopie, e mail] Le Conciliateur est : [Nom, adresse, numéros de téléphone, télécopie, e mail] Pays d’origine : tous les pays et territoires indiqués dans la section VIII du Dossier d’appel d’offres « Critère de provenance pour les fournitures, travaux et services dans les Appels d’offres finances par la Banque mondiale ». Délai d’achèvement : Le délai d’achèvement pour l’ensemble des Installations sera de douze (12) mois.

2. Notifications (Clause 4 du CCAG)

Clause 4.1 du CCAG :

Adresse du Maître de l’ouvrage pour les notifications : Adresse du Constructeur pour les notifications : [adresse, numéros de téléphone, télex et télécopie]

3. Droit applicable (Clause 5 du CCAG)


Le Marché sera interprété conformément au droit applicable dans le pays du Maître de l’ouvrage

4. Règlement des litiges (Clause 6 du CCAG)

Clause 6.1.3 du CCAG :

Honoraires horaires du Conciliateur : [Les honoraires seront versés dans une monnaie librement convertible]



Autorité de nomination pour le Conciliateur : [L’autorité de nomination sera une organisation technique internationale neutre reconnue dans le secteur d’activité]


Règle de procédure pour l’arbitrage :

a) Marché avec des constructeurs qui ne sont pas des nationaux du pays du Maître de l’ouvrage :

Clause 6.2.3 a) du CCAG - Tous différends découlant du présent marché seront tranchés définitivement selon le Règlement de conciliation et d’arbitrage de la Chambre de commerce internationale de Paris, France, par un ou plusieurs arbitres nommés conformément à ce Règlement. b) Marché avec des constructeurs nationaux du pays du Maître de l’ouvrage : Clause 6.2.3 b) du CCAG - Tout différend entre le Maître de l’ouvrage et le Constructeur, qui est un national du pays du Maître de l’ouvrage, né du présent marché ou se rapportant au présent Marché, y compris toute question liée à son existence, sa validité ou sa résolution, sera référé à et tranché définitivement par arbitrage conformément aux lois du pays du Maître de l’ouvrage.

5. Etendue des prestations (pièces de rechange) (Clause 7 du CCAG)


Le Constructeur convient de fournir des pièces de rechange pendant une période de trois (3 ans).


Le Constructeur aura des stocks suffisants pour fournir à partir du stock des pièces détachées consommables pour les matériels et équipements. Les autres pièces détachées et éléments seront fournis aussi rapidement que possible, dans un délai n’excédant pas six (6) mois après l’émission de l’ordre et l’ouverture de la lettre de crédit. De plus, dans le cas où la production de pièces détachées serait arrêtée, notification préalable sera faite au Maître de l’ouvrage de cet arrêt de production, suffisamment de temps à l’avance pour que le Maître de l’ouvrage puisse se procurer les éléments nécessaires. Après un tel arrêt de production, le Constructeur fournira dans la mesure du possible et gratuitement au Maître de l’ouvrage les dessins et spécifications des pièces détachées, si on le lui demande.

6. Date de commencement et d’achèvement (Clause 8 du CCAG)


Le Constructeur commencera les études, fabrications et travaux concernant les Installations à partir de la date d’entrée en vigueur servant à déterminer la date d’achèvement précisée dans l’Acte d’engagement.



Les ouvrages seront terminés dans les douze (12) mois suivant l’entrée en vigueur.

7. Garanties (Clause 13 du CCAG)


Le montant de la garantie de bonne exécution sera égal à dix pour cent (10%) du montant du Marché.


La garantie opérationnelle sera fournie sous la forme d’une garantie, dont le modèle figure dans ce Dossier d’appel d’offres dans la section VII Modèles de documents et procédures.

8 Programme des travaux (Clause 18 du CCAG)


Le programme d’exécution du marché sera présenté sous une forme utilisant la méthode du chemin critique, les diagrammes PERT, ou autres méthodes utilisées internationalement.

9 Mise en service et réception opérationnelles (Clause 25 du CCAG)


L’essai de garantie des Installations devra être réalisé avec succès dans les trois (3) semaines suivant la date d’achèvement..

10. Garantie du délai d’achèvement (Clause 26 du CCAG)


Pénalité de retard applicable : Le taux applicable sera égal à un demi pour cent (0,5 %) du montant du marché par semaine de retard. Montant maximum de la pénalité de retard : Le montant maximum de la pénalité ne dépassera pas dix pour cent (10 %) du montant du marché.

Les taux et montant maximum ci-dessus s’appliquent aux prix des parties des Installations, tels qu’ils figurent aux bordereaux de prix, pour les tranches que le Constructeur ne termine pas dans les délais spécifiques prescrits. Clause 26.3 du CCAG :

Aucune prime ne sera accordée en cas d’achèvement desInstallations ou parties de celles-ci avant la date contractuelle.

11. Achèvement - Essai de garantie - Réception opérationnelle (Clauses 24.3 et 25.2)

111 Dans l’éventualité où le Constructeur ne peut pas procéder à la mise en service provisoire des Installations conformément aux dispositions de la Clause 24.3 du CCAG, ou à l’Essai de garantie conformément aux dispositions de la Clause 25.2 du CCAG, pour des raisons attribuables au Maître de l’ouvrage soit du fait de la non-disponibilité d’autres installations sous la responsabilité d’autre(s) entrepreneur(s), ou pour des raisons en dehors du contrôle du Maître de l’ouvrage, les dispositions


relatives aux conditions à remplir pour que soient « réputées » achevées les activités telles que l’Achèvement conformément aux dispositions de la Clause 24.6 du CCAG, la réception opérationnelle, conformément à la Clause 25.3.4 du CCAG, et la période de garantie, conformément à la Clause 27.2 du CCAG, les garanties opérationnelles, conformément à la Clause 28 du CCAG, l’entretien et la garde des Installations, conformément à la Clause 32 du CCAG, et la supervision, conformément à la Clause 41.1 du CCAG, ne seront pas d’application. Dans ces circonstances, les dispositions qui suivent seront d’application.

112 Lorsque le Constructeur reçoit notification du Directeur de projet qu’il ne lui sera pas

possible de procéder aux activités et obligations reprises dans la Clause 13.1 ci-dessus, les dispositions suivantes s’appliqueront en faveur du Constructeur :

a) le délai d’achèvement sera prolongé pour la période de supervision sans

application des pénalités de retard spécifiées à la Clause 26 du CCAG ; b) les paiements dus au Constructeur en conformité avec les provisions spécifiées

dans l’annexe correspondante (Conditions et procédures de paiement) de l’Acte d’engagement, qui auraient dû être effectués dans des circonstances normales liées à l’achèvement des activités correspondantes, seront versés au Constructeur contre remise d’une garantie sous la forme d’une garantie bancaire d’un montant équivalent acceptable par le Maître de l’ouvrage, laquelle deviendra nulle et non avenue lorsque le Constructeur aura satisfait à ses obligations concernant ces paiements, sous réserve des dispositions de la Clause 113 ci-dessous ;

c) les dépenses encourues pour l’obtention de la garantie mentionnée ci-dessus et

l’extension d’autres garanties contractuelles, dont la validité devra être prolongée, seront remboursées au Constructeur par le Maître de l’ouvrage ;

d) les frais supplémentaires encourus pour l’entretien et la garde des Installations

conformément à la Clause 32.1 du CCAG seront remboursés au Constructeur par le Maître de l’ouvrage pour la période entre la notification mentionnée ci-dessus et la notification mentionnée dans la Clause 13.4 ci-dessous. Les dispositions de la Clause 33.2 du CCAG s’appliqueront aux Installations durant la même période.

113 Dans l’éventualité où la période de suspension considérée dans la Clause 111 ci-

dessus dépassera cent quatre-vingts (180) jours, le Maître de l’ouvrage et le Constructeur devraient se mettre d’accord sur le montant des compensations supplémentaires dues au Constructeur.

114 Lorsque le Constructeur reçoit la notification par le Directeur de projet que les

Installations doivent être prêtes pour la réception provisoire, le Constructeur devra procéder sans délai à l’exécution de toutes les activités et obligations spécifiées dans le Marché.

Section VII. Modèles de documents et procédures

TABLE DES MODELES DE DOCUMENTS ET PROCEDURES

1. Modèle de garantie d’offre............................................................................................ 132

2. Modèle de Lettre de marché ......................................................................................... 134

3. Modèle d’Acte d’engagement........................................................................................ 135

4. Modèles de garantie de bonne exécution ..................................................................... 144

5. Modèle de garantie de restitution d’avance

6. Modèle de certificat d’achèvement........................................................................... 149

7. Modèle de certificat de réception opérationnelle ....................................................... 150

Section VII. Modèles de documents et procédures 132

1. Modèle de garantie d’offre

Date : Prêt/Crédit No : AAO No : [Nom du Marché] A : Bureau de Coordination des Martchés d’Infrastructures (B.C.M.I. ) Building Citibank, 2ème étage, Avenue du Colonel Lukusa, Kinshasa / Gombe – République Démocratique du Congo ATTENDU QUE [nom du Soumissionnaire] (ci-après dénommé le « Soumissionnaire ») a soumis son offre le [date de l’offre] pour l’exécution du Marché susnommé (ci-après dénommée « l’Offre »). FAISONS SAVOIR PAR LES PRESENTES que NOUS [nom de la banque] de [adresse de la banque] (ci-après dénommée la « Banque »), sommes engagés vis-à-vis du Bureau de Coordination des Marchés d’Infrastructures (B.C.M.I.) (ci-après dénommé le « Maître de l’ouvrage ») pour la somme de : [montant], au paiement de laquelle, par les présentes, la Banque s’engage et engage ses successeurs au profit dudit Maître de l’ouvrage. Certifié par le cachet de ladite Banque ce jour du 19 . Les CONDITIONS de cette obligation sont les suivantes : 1. Si le Soumissionnaire retire son offre au cours de la période de validité spécifiée par

le Soumissionnaire dans son document de soumission, ou 2. Si le Soumissionnaire, ayant été informé de l’acceptation de son offre par le Maître de

l’ouvrage pendant la période de validité de l’offre :

a) ne signe pas ou refuse de signer l’Acte d’engagement en temps utile ; ou b) n’émet pas ou refuse d’émettre la garantie de bonne exécution conformément

aux Dossier d’appel d’offre,

NOUS nous engageons à payer au Maître de l’ouvrage une somme à concurrence du montant susmentionné à réception de sa première demande écrite, sans que le Maître de l’ouvrage ait à motiver sa demande, à condition qu’il y indique que la somme est demandée en raison de la survenue de l’une ou des deux CONDITIONS susmentionnées, en précisant de quelle(s) condition(s) il s’agit. Cette garantie restera en vigueur jusqu’au [date survenant trente (30) jours après l’expiration de la période de validité de l’offre] y compris, et toute demande formulée dans son cadre devra parvenir à la Banque à cette date au plus tard.


Pour le compte et au nom de la Banque [signature] en tant que [titre] Cachet de la banque


2. Modèle de Lettre de marché

[Papier à en-tête du Maître de l’ouvrage]

Date : [date] A : [nom et adresse du Soumissionnaire retenu] Mesdames/Messieurs, La présente a pour but de vous notifier que votre offre en date du [date] pour la réalisation complète, clé en main, des installations d’électrification des dix communes rurales identifiées pâr le projet pour le montant du Marché d’une valeur de [montant en chiffres et en lettres, dans les monnaies du Marché], rectifié et modifié conformément aux instructions aux soumissionnaires, est acceptée par nos services. Instruction vous est donnée par la présente de commencer l’exécution desdites Installations conformément aux dispositions du Marché. Veuillez agréer, Mesdames/Messieurs, l’expression de notre considération distinguée. [Signature, nom et titre du signataire habilité à signer au nom du Maître de l’ouvrage.]


3. Modèle d’Acte d’engagement

MARCHE conclu le jour du 2007 ENTRE 1) le Bureau de Coordination des Marchés d’Infrastructures (B.C.M.I.), société de droit de la République Démocratique du Congo, ayant son siège social à Building Citibank, 2ème étage, avenue du Colnel Lukusa (ci-après dénommée « le Maître de l’ouvrage »), et 2) [nom du Constructeur], société de droit, [nom du pays du Constructeur], ayant son siège social à [adresse du Constructeur] (ci-après dénommée « le Constructeur ») ATTENDU que le Maître de l’ouvrage souhaite confier au Constructeur la conception, la fabrication, les tests, la livraison, les travaux, le montage, et la mise en service des installations d’électrification des dix communes rurales identifiées par les fiches projets (ci-après dénommée « les Installations ») : et que le Constructeur a indiqué l’accepter dans les termes et conditions ci-après précisés, IL A ETE CONCLU CE QUI SUIT : Article 1.

Documents contractuels

1.1 Documents contractuels (Référence Clause 2 du CCAG) Les documents suivants constitueront le Marché passé entre le Maître de l’ouvrage et le Constructeur, et chacun de ces documents devra être considéré comme faisant partie intégrante du Marché : a) Le présent Acte d’engagement et ses annexes b) La Lettre de marché c) L’Offre et les bordereaux de prix remis par le

Constructeur d) Le Cahier des clauses administratives particulières e) Le Cahier des clauses administratives générales f) Le Cahier des charges techniques g) Procédures (telles que citées dans la liste jointe)

1.2 Ordre de Priorité (Référence Clause 2 du CCAG) En cas d’ambiguïté ou de confit entre les documents contractuels repris ci-dessus, l’ordre de priorité sera celui dans lequel ils sont repris à l’Article 1.1 ci-dessus.

1.3 Définitions (Référence Clause 1 du CCAG) Les mots et expressions commençant par une lettre majuscule auront la signification définie dans le Cahier des clauses administratives générales du Marché.


Article 2. Montant du Marché et conditions de paiement tels que spécifiés dans le bordereau de prix

2.1 Montant du Marché (Référence Clause 11 du CCAG) Le Maître de l’ouvrage s’engage par les présentes à payer au Constructeur le montant du Marché en échange de l’exécution par le Constructeur de ses obligations au titre du Marché. Le montant total du Marché est de : [montant en devise étrangère en toutes lettres], [montant en chiffres], et [montant en devise locale en toutes lettres], [montant en chiffres], ou toute autre somme déterminée en conformité avec les termes et conditions du Marché.

2.2 Conditions de paiement (Référence Clause 12 du CCAG) Les conditions et procédures de paiement du Constructeur par le Maître de l’ouvrage font l’objet de l’annexe correspondante (Conditions et procédures de paiement).

Article 3. Date d’entrée en vigueur pour la détermination de la Date d’achèvement

3.1 Date d’entrée en vigueur (Référence Clause 1 du CCAG) La Date d’achèvement des Installations sera déterminée en fonction de la date à laquelle toutes les conditions suivantes auront été remplies : a) le présent Acte d’engagement a été dûment signé

pour le compte de et au nom du Maître de l’ouvrage et du Constructeur ;

b) le Constructeur a soumis à l’approbation du

Maître de l’ouvrage les garanties de bonne exécution et de restitution d’acompte ;

c) le Maître de l’ouvrage a payé la première avance

au Constructeur ;

3.2 Si le Marché n’est pas entré en vigueur selon les termes ci-dessus dans les deux (2) mois suivant la date de notification du présent Marché pour des raisons indépendantes du Constructeur, les parties étudieront et se mettront d’accord sur un ajustement équitable du prix du Marché, de la Date d’achèvement et de toute autre condition pertinente du Marché.

Article 4.

Annexes 4.1 Les annexes énumérées dans la liste des annexes jointe

seront réputées faire partie intégrante du présent Marché. 4.2 Toute référence dans le Marché à une annexe concernera

l’une des annexes jointes, et le Marché devra être compris conformément à cette disposition.


EN VERTU DE QUOI le Maître de l’ouvrage et le Constructeur ont autorisé leurs représentants à signer les dispositions des présentes. Signé pour le compte et au nom du Maître de l’ouvrage par [Signature] [Titre] en présence de Signé pour le compte et au nom du Constructeur par [Signature] [Titre] en présence de ANNEXES Annexe 1 : Conditions et procédures de paiement Annexe 2 : Assurances obligatoires Annexe 3 : Calendrier d’exécution Annexe 4 : Liste des sous-traitants Annexe 5 : Liste des documents soumis à approbation ou examen


Annexe 1. Conditions de paiement En conformité avec les dispositions de la Clause 12 du CCAG (Conditions de paiement), le Maître de l’ouvrage réglera le Constructeur de la manière et selon l’échéancier précisés ci-après, en appliquant la ventilation des prix fournie à la section des bordereaux de prix. Sauf accord contraire des parties, les règlements seront effectués dans les devises stipulées par le Soumissionnaire. Les demandes de règlement correspondant à des livraisons partielles pourront être formulées par le Constructeur au fur et à mesure de l’avancement des travaux. Les paiements suivants seront effectués tant en devise locale qu’étrangère :

* Dix pour cent (10 %) du montant total du marché sous forme d’acompte contre reçu d’une facture et d’une garantie de restitution d’acompte irrévocable au profit du Maître de l’ouvrage couvrant un montant équivalent. La garantie de restitution d’acompte peut être réduite en fonction de la valeur des prestations, fournitures et travaux réalisés par le Constructeur, attestés par les demandes de paiement. * Quatre-vingts pour cent (80 %) de la valeur mesurée des prestations, fournitures et travaux prévus au programme d’exécution et effectués par le Constructeur au cours du mois précédent, tel qu’attesté par l’autorisation du Maître de l’ouvrage de la demande de paiement formulée par le Constructeur, seront réglés mensuellement dans les quarante-cinq (45) jours suivant la réception des factures correspondantes. * Cinq pour cent (5 %) de la valeur totale des prestations, fournitures et travaux effectués par le Constructeur, tel qu’attesté par l’autorisation du Maître de l’ouvrage des demandes mensuelles de paiement du Constructeur, seront réglés à l’émission du certificat d’achèvement, dans les quarante-cinq (45) jours suivant la réception de la facture correspondante. * Cinq pour cent (5 %) de la valeur totale des prestations, fournitures et travaux effectués par le Constructeur, tel qu’attesté par l’autorisation du Maître de l’ouvrage des demandes mensuelles de paiement du Constructeur, seront réglés à l’émission du certificat de réception opérationnelle, dans les quarante-cinq (45) jours suivant la réception de la facture correspondante.


Annexe 2. Assurances obligatoires Assurances devant être souscrites par le Constructeur En conformité avec les dispositions de la Clause 34 du CCAG, le Constructeur devra à ses propres frais, contracter et maintenir en vigueur, ou faire contracter et maintenir en vigueur les assurances énumérées ci-dessous pendant toute la durée d’exécution du Marché. L’identité des assureurs ainsi que la forme, le montant et les conditions des polices seront soumis à l’approbation du Maître de l’ouvrage, étant entendu que cette approbation ne pourra être refusée sans motif légitime. a) Assurance du fret en cours de transport

Couvrant la perte ou les dommages causés aux matériels et équipements (y compris les pièces de rechange) et aux équipements de montage devant être fournis par le Constructeur ou ses sous-traitants, survenant en cours de transport entre les usines ou dépôts de leur fournisseur ou fabricant jusqu’à l’arrivée sur le site.

b) Assurance tous risques des travaux Couvrant la perte ou les dommages physiques causés aux installations sur le site, survenant avant l’achèvement des Installations, avec une extension de garantie couvrant la responsabilité du Constructeur au titre de la perte ou des dommages survenus pendant la période de garantie tant que le Constructeur demeure sur le site pour exécuter ses obligations pendant la période de garantie.

c) Assurance de responsabilité civile vis-à-vis des tiers Couvrant les dommages corporels et le décès de tiers (y compris le personnel du Maître de l’ouvrage) et la perte ou les dommages causés à des biens (y compris les biens du Maître de l’ouvrage et toute partie des installations qui on fait l’objet d’une réception par le Maître de l’ouvrage), survenant en relation avec la réalisation des Installations.

d) Assurance de responsabilité automobile

Couvrant l’usage de tous les véhicules utilisés par le Constructeur ou ses sous-traitants (qu’ils en soient ou non propriétaires), en relation avec la réalisation des Installations. Le montant de la couverture sera conforme à la réglementation en vigueur.

e) Assurance contre les accidents du travail Conforme à la réglementation en vigueur dans les pays où doit être exécuté tout ou partie du Marché.

f) Assurance de responsabilité civile du Maître de l’ouvrage Conforme à la réglementation en vigueur dans les pays où doit être exécuté tout ou partie des Installations


Le Maître de l’ouvrage devra être nommément désigné comme coassuré dans toutes les polices d’assurance contractées par le Constructeur en vertu de la Clause 34.1 du CCAG, exception faite de l’assurance contre les accidents du travail et de l’assurance de responsabilité civile du Maître de l’ouvrage. En outre, les sous-traitants du Constructeur devront être nommément désignés comme coassurés dans toutes les polices d’assurance contractées par le Constructeur en vertu de la Clause 34.1 du CCAG, exception faite de l’assurance contre les accidents du travail et de l’assurance de responsabilité civile du Maître de l’ouvrage. Par ailleurs, les assureurs devront renoncer au titre de ces polices à tous leurs droits de subrogation à l’encontre de ces coassurés pour toute perte ou tous dommages résultant de l’exécution du Marché.


Annexe 3. Calendrier d’exécution

Le Soumissionnaire devra proposer avec son offre un programme détaillé, normalement sous forme d’un diagramme à barres, montrant comment et dans quel ordre il compte réaliser les Installations, et montrant les événements clés nécessitant une action ou une décision de la part du Maître de l’ouvrage. Ce programme, établi par le Soumissionnaire respectera le délai d’achèvement indiqué dans les Données particulières de l’appel d’offres, ou donnera les raisons pour lesquelles il ne peut le respecter. Le calendrier d’exécution soumis par le Soumissionnaire retenu, amendé en tant que de besoin préalablement à la notification du Marché, sera inclus comme annexe au Marché avant sa signature. Si le Soumissionnaire, conformément aux Instructions aux soumissionnaires, a la possibilité de proposer des variantes fondées sur des calendriers d’exécution différents, les détails de ceux-ci ainsi que toute réduction de prix qui en résulterait par rapport à son offre de base fondée sur le respect du calendrier d’exécution inclus dans le Dossier d’appel d’offres seront présentés comme des documents joints à l’offre.


Annexe 4. Liste des sous-traitants Les sous-traitants et fournisseurs suivants sont approuvés pour l’exécution de la partie des Installations indiquée. Lorsque plusieurs sous-traitants ou fournisseurs sont mentionnés, le Constructeur est libre de retenir le sous-traitant ou le fournisseur de son choix, mais doit informer le Maître de l’ouvrage de ce choix en temps opportun avant toute désignation officielle. Conformément à la Clause 19.1 du CCAG, le Constructeur est libre de proposer de temps à autre des sous-traitants ou fournisseurs pour des parties supplémentaires des Installations. Aucun contrat d’exécution de partie supplémentaire des Installations ne pourra être conclu avec un sous-traitant ou un fournisseur qu’après accord écrit préalable du Maître de l’ouvrage afin que son nom soit ajouté dans la présente liste des sous-traitants approuvés. Partie des Installations Sous-traitants et fournisseurs approuvés Nationalité


Annexe 5. Liste des documents soumis à approbation ou examen En conformité avec la Clause 20.3.1 du CCAG, le Constructeur devra préparer et présenter au Maître de l’ouvrage, pour examen et approbation, selon les exigences de la Clause 18.2 du CCAG les documents suivants :

- les documents d’actualisation des fiches projets, - les documents et plans d’étude préliminaire, - les documents et plans d’exécution détaillés des installations, - la liste des normes et règlementations auxquelles les matériels, équipements,

matériaux, procédés, etc… dont la mise en œuvre est prévue, sont conformes, - les descriptions, caractéristiques et spécifications de tous les matériels, équipements

et appareillages devant être utilisés ou mis en place dans le cadre de la réalisation des installations,

- la nature et le programme des essais avant mise en service des installations, - le programme et l’étendue de la formation dispensée aux personnels d’exploitation,

entretien et maintenace des installations, - tout autre document que le Maître d’ouvrage jugerait nécessaire.


4. Modèle de garantie de bonne exécution

Garantie bancaire

Date : Crédit No : Marché No : [nom du Marché] A : Bureau de Coordination des Marchés d’Infrastructures (B.C.M.I.) Building Citibank, 2ème étage, Avenue du Colonel Lusuka, Kinshasa / Gombe, République Démocratique du Congo Mesdames/Messieurs, Nous faisons référence au Marché (le Marché ) conclu le [date] entre vous-mêmes et [nom du Constructeur] (le Constructeur ) pour la conception, l’exécution, l’achèvement et la mise en service de l’ensemble des installations d’électrification des dix communes rurales identifiées par les fiches projets. Par la présente, nous, soussignés, [nom de la banque], banque (ou société) de droit [pays de la banque], sise à [adresse de la banque], vous garantissons de façon irrévocable, et solidairement avec le Constructeur, le paiement d’une somme maximale de [montant], équivalant à dix pour cent ( 10 %) du montant du Marché jusqu’à la date du certificat de réception opérationnelle, puis d’une somme maximale de [montant], équivalant à deux et demi pour cent (2,5 %) du montant du Marché jusqu’à la première des dates suivantes : douze (12) mois après la date de réception opérationnelle, ou dix-huit (18) mois après l’achèvement des Installations. Lorsqu’il est convenu entre vous-mêmes et le Constructeur que les Installations seront reçues par parties, et donc que des certificats de réception opérationnelle et certificats d’achèvement séparés seront émis pour chacune d’elles, la présente garantie de bonne exécution s’appliquera proportionnellement à la valeur de chaque partie, et sera réduite ou expirera comme indiqué ci-dessus en fonction des dates de réception opérationnelle et d’achèvement de chaque partie. Nous nous engageons à procéder aux paiements prévus dans la présente garantie de bonne exécution à la réception de votre première demande écrite, signée par un représentant dûment habilité, indiquant que le Constructeur a manqué à ses engagements au titre du Marché.


Nous y procéderons sans objection ni discussion, dans les limites des sommes susmentionnées, sans que vous deviez ni apporter la preuve de ce manquement, ni motiver votre demande, et sans que le Constructeur puisse contester ni mettre en doute ladite demande. Notre responsabilité au titre de la présente garantie de bonne exécution sera de vous régler la moins élevée des deux sommes suivantes : somme réclamée dans votre demande, ou montant garanti et réclamé en vertu des présentes avant l’expiration de cette garantie de bonne exécution, sans possibilité de vérifier si ce règlement est légitimement exigé. La présente garantie de bonne exécution sera valide à partir de sa date d’émission jusqu’à la première des dates suivantes : douze (12) mois après la date de réception opérationnelle, ou dix-huit (18) mois après l’achèvement des Installations ; si les Installations sont réceptionnées par parties, elle sera valide à partir de sa date d’émission jusqu’à la première des dates suivantes : douze (12) mois après la date de réception opérationnelle, ou dix-huit (18) mois après l’achèvement de la dernière partie, ou [date]. Exception faite des documents indiqués aux présentes, et nonobstant la législation ou réglementation en vigueur, aucun autre document et aucune autre action ne seront nécessaires. Si la période garantie est prorogée pour une partie quelconque des Installations conformément au Marché, vous devez nous le notifier et la validité de la présente garantie de bonne exécution sera prorogée suivant un pourcentage du montant du Marché correspondant de cette partie des Installations, jusqu’à l’expiration de ladite période de garantie prorogée. Notre responsabilité au titre de la présente garantie de bonne exécution sera nulle et non avenue dès son expiration, que cette garantie de bonne exécution nous soit renvoyée ou non, et aucune réclamation ne sera acceptée après survenance de l’un des événements suivants : après son expiration ou après que le montant cumulé des versements que nous aurions faits égale les sommes garanties par les présentes. Toutes les notifications exigées en vertu des présentes seront effectuées par envoi recommandé (voie aérienne) à l’adresse du destinataire indiquée ci-dessus ou à toute autre adresse décidée par les parties. Nous vous reconnaissons par les présentes la possibilité de procéder d’un commun accord entre vous-mêmes et le Constructeur à un amendement, un renouvellement, une extension, une modification, une transaction, un renoncement de toute partie du Marché. Nous vous reconnaissons également la possibilité d’échanger ou d’abandonner cette garantie sans que cela n’entame ni n’affecte notre responsabilité en vertu des présentes, sans que vous ayez l’obligation de nous en avertir ni d’obtenir de notre part un aval, un consentement ou une garantie, à condition toutefois que la somme garantie ne soit ni augmentée ni diminuée. Aucune action, circonstance ou condition susceptible, en vertu de quelque loi que ce soit, de nous décharger de notre responsabilité au titre des présentes ne pourra avoir d’effet en ce


sens, et nous renonçons à tout droit éventuel que nous pourrions avoir au regard de cette loi, de sorte qu’en toutes circonstances, notre responsabilité au titre des présentes est irrévocable et, sauf disposition contraire des présentes, inconditionnelle à tous égards. Veuillez agréer, Mesdames/Messieurs, l’expression de nos sentiments distingués. [nom de la banque] [signature autorisée]


5. Modèle de garantie de restitution d’avance

Date : Crédit No : Marché No : [nom du Marché] A : Bureau de Coordination des Marchés d’Infrastructures (B.C.M.I.) Building Citibank, 2ème étage avenue du Colonel Lukusa, Kinshasa / Gombe – République Démocratique du Congo Mesdames/Messieurs, Nous faisons référence au Marché (le Marché ) conclu le [date] entre vous-mêmes et [nom du Constructeur] (le Constructeur ) pour la conception, l’exécution, l’achèvement et la mise en service des installations d’électrification des 10 communes rurales identifiées par les fiches projets.. Attendu qu’en accord avec les conditions dudit Marché, le Maître de l’ouvrage s’est engagé à payer ou faire payer au Constructeur une avance d’un montant de dix pour cent (10 %) du montant total du Marché dû au Constructeur, à savoir : [montant en monnaie étrangère en toutes lettres], [montant en chiffres], et [montant en monnaie nationale en toutes lettres], [montant en chiffres]. Par les présentes, nous, soussignés, [nom de la banque], banque (ou société) de droit [pays de la banque] sise à [adresse de la banque], garantissons de façon irrévocable, et solidairement avec le Constructeur, le remboursement desdites sommes à la première demande du Maître de l’ouvrage sans objection ni discussion, dans le cas où le Constructeur n’entamerait pas l’exécution ou manquerait à ses obligations au titre dudit Marché, et refuserait alors de rembourser au Maître de l’ouvrage tout ou partie (selon le cas) dudit acompte. L’obligation de la Banque restera cependant toujours limitée à un montant égal au solde de l’avance, ce solde prenant en considération les montants déjà remboursés par le Constructeur en conformité avec les conditions de paiement dudit Marché et attestés par les reçus de paiement adéquats. Cette garantie restera en vigueur à compter de la date de réception par le Constructeur de ladite avance jusqu’à la date à laquelle il aura entièrement remboursé la somme ainsi avancée par le Maître de l’ouvrage en conformité avec le Marché. Lorsque le solde sera égal à zéro, la présente garantie sera nulle et non avenue, et ce que l’original nous soit ou non renvoyé.


Toute réclamation effectuée au titre de la présente garantie devra être reçue par la Banque au cours de sa période de validité. Veuillez agréer, Mesdames/Messieurs, l’expression de nos sentiments distingués. [nom de la banque] [signature autorisée]


6. Modèle de certificat d’achèvement

Date : Crédit No : Marché No : [nom du Marché] A : [nom et adresse du Constructeur] Mesdames/Messieurs, Conformément à la Clause 24 du CCAG du Marché conclu entre vous-mêmes et le Maître de l’ouvrage à la date du [date], et relatif à la réalisation des installations d’électrification des dix communes rurales identifiées par les fiches projets, nous vous notifions par la présente que les parties des Installations suivantes ont été achevées à la date ci-dessous indiquée, et qu’en conformité avec les conditions du Marché, le Maître de l’ouvrage se voit transférer la responsabilité desdites parties des Installations, le soin de veiller sur elles, d’en assurer la garde, et d’en supporter le risque de perte afférent à compter de ladite date. 1. Description des Installations ou des parties des Installations concernées :

[description] 2. Date d’achèvement : [date] Vous devez néanmoins achever dès que possible les parties en cours d’exécution énumérées dans le document joint. La présente lettre ne vous dégage pas de votre obligation d’achever l’exécution des Installations selon les termes du Marché, ni de vos obligations au titre de la période de garantie. Veuillez agréer, Mesdames/Messieurs, l’expression de nos sentiments les meilleurs. Titre (Directeur de projet)


7. Modèle de certificat de réception opérationnelle

Date : Crédit No : Marché No : [nom du Marché] A : [nom et adresse du Constructeur] Mesdames/Messieurs, Conformément à la Clause 25.3 du CCAG du Marché conclu entre vous-mêmes et le Maître de l’ouvrage à la date du [date], et relatif à la réalisation des installations d’électrification des dix communes rurales identifiées par les fiches projets, nous vous notifions par la présente que les garanties de performance des parties des Installations suivantes ont été satisfaites à la date ci-dessous indiquée. 1. Description des Installations ou des parties des Installations concernées :

[description] 2. Date de réception opérationnelle : [date] La présente lettre ne vous dégage pas de votre obligation d’achever l’exécution des Installations selon les termes du Marché, ni de vos obligations au titre de la période de garantie. Veuillez agréer, Mesdames/Messieurs, l’expression de nos sentiments les meilleurs. Titre (Directeur de projet)




Cahier des Charges Techniques – Localité de BAKWA LUBADI OCTOBRE 2007



BANQUE MONDIALE

SECTION VI. CAHIER DES CHARGES TECHNIQUES Localité de BAKWA LUBADI (province du Kasaï oriental)

1 - Préambule .........................................................................................................................2

2 - Objet du contrat ...............................................................................................................2

3 - Définition des prestations, fournitures et travaux.........................................................3 3 - 1 – Prestations ................................................................................................................ 3 3 - 2 – Fournitures ............................................................................................................... 5 3 - 3 – Travaux .................................................................................................................... 6

4 – Normes et réglementations..............................................................................................6

5 - Description des installations ............................................................................................6

6 – Modèles d’offre et de bordereau des prix………………………………………………9

Section VI. Cahier des charges techniques 2

Cahier des charges techniques 1 - Préambule

Dans le cadre du Programme Multisectoriel d’Urgence de Réhabilitation et de Reconstruction (PMURR), le Gouvernement de la RDC se propose d’utiliser une partie des fonds reçus au titre d’un crédit de l’IDA pour développer l’électrification des zones rurales. Aussi, en illustration des dispositions institutionnelles élaborées à cette fin, il envisage de réaliser, dans une localité de chacune des provinces du pays, un projet pilote d’installation permettant la production, l’alimentation et la distribution d’énergie électrique dans la localité. Dans ce but, le gouvernement a décidé de lancer le présent appel d’offres auprès des constructeurs et fabricants pour l’exécution des prestations, fournitures et travaux exigés pour la réalisation des installations correspondantes suivant un contrat « clés en main » où le constructeur est responsable de toutes les tâches nécessaires à l’achèvement et la mise en service des installations. 2 - Objet du contrat

Sur la base de la fiche projet élaborée pour la localité de Bakwa Lubandi dans le cadre de l’étude destinée à aider les autorités de la RDC à cerner le problème de l’électrification rurale, le constructeur aura, suivant les directives données à titre indicatif pour ce site, à procéder aux tâches ci-après énumérées.

1. Elaboration d’un dossier d’étude préliminaire comportant la revue et l’actualisation de la fiche projet,

2. Exécution d’une étude d’avant projet comportant tous levés topographiques et reconnaissance de sols nécessaires,

3. Elaboration des documents d’exécution détaillés et complets des installations tant au point de vue de la construction des ouvrages que de la fourniture, montage et mise en services des matériels et équipements,

4. Fourniture rendue site des matériels, équipements et appareillages définis par les études d’exécution ci-dessus,

5. Réalisation de tous les ouvrages nécessaires à la mise en place des matériels et équipements suivant les dispositions définies par les études d’exécution,

6. Mise en place et montage de tous les matériels, équipements et appareillages de l’ensemble des installations,

7. Essais et mise en service,

8. Elaboration des documents d’exploitation comportant l’ensemble des plans de récolement et des notices d’exploitation et maintenance,


9. Fourniture rendue site des pièces d’usure et de rechange nécessaires à une durée d’exploitation de deux ans après la fin de la garantie et la réception définitive des installations,

10. Formation du personnel d’exploitation, entretien et maintenance des installations. 3 - Définition des prestations, fournitures et travaux

3 - 1 – Prestations

3 -1 – 1 - Etudes préliminaires

Après avoir procédé à une revue et à une actualisation des données de la fiche projet, notamment, en concertation avec les agents de la CNE ou de ses représentants, à la confirmation de l’identification des consommateurs, le constructeur élaborera un dossier d’étude préliminaire qui fera ressortir toutes les composantes du projet en les définissant, en les décrivant et en en donnant les dimensionnements et caractéristiques principales. Ce dossier devra comporter en outre tous les plans-guides et schémas nécessaires à la compréhension du projet permettant au Maître d’Ouvrage d’apprécier la teneur et la qualité des installations prévues, de formuler ses observations et de donner sa non objection à la poursuite des études et du projet sur les bases ainsi définies. 3 - 1 – 2 – Avant projet

Après avoir obtenu la non objection du Maître d’Ouvrage, le constructeur effectuera une étude d’avant projet qui précisera les dispositions de l’étude préliminaire tenant compte, en plus des observations formulées par le Maître d’Ouvrage, des résultats des études de levés topographiques, de reconnaissance des sols et d’impact environnemental qu’il aura effectuées. Cette étude comportera les pièces écrites, descriptifs, caractéristiques et spécifications définissant les éléments des installations ainsi que tous les plans-guides et schémas explicitant les dispositions des pièces écrites. Celles-ci donneront notamment :

▪ la définition et la description précises des installations et ouvrages donnant leurs dimensionnements et caractéristiques principales,

▪ la nomenclature des matériels, équipements et appareillages précisant leurs caractéristiques, spécifications et normes auxquelles ceux-ci répondent,

▪ la liste des pièces d’usure et de rechange nécessaires à deux années d’exploitation, ▪ la liste et la description des tests et essais auxquels seront soumis les matériels et

équipements, Les plans-guides et schémas devront expliciter les descriptions et définitions données par les pièces écrites et donner une image précise des ouvrages, aménagements et installations permettant une parfaite compréhension des dispositions envisagées.


De plus, les documents ci-dessus seront complétés par la production de toutes les documentations, fiches techniques, certificats de tests et résultats des essais relatifs aux matériels, équipements et appareillages proposés pour être mis en place dans les installations. Ce dossier d’avant projet sera soumis à l’examen et l’approbation du Maître d’Ouvrage. 3 - 1 – 3 – Documents d’exécution

Après avoir obtenu l’accord du Maître d’Ouvrage sur les dispositions de l’avant projet, le constructeur procédera à l’élaboration des documents d’exécution comprenant d’une part les études et plans détaillés de construction des ouvrages et aménagements, et d’autre part, les préparation et passation des commandes lui permettant d’approvisionner les matériels, équipements et appareillages prévus. Ces documents devront, avant mise en exécution, être soumis au Maître d’Ouvrage qui en vérifiera la conformité avec les documents préparés au titre de l’avant projet et fera part de ses observations ou de sa non objection à la réalisation suivant les dispositions de ceux-ci. Cet avis favorable ne dégagera en rien la responsabilité du constructeur quant au bon fonctionnement des installations et aux résultats de performance. De plus, tous plans et notes de calculs des ouvrages, bâtiments et aménagements seront soumis à l’examen et à l’approbation d’un Bureau de Contrôle Technique agréé, chargé de donner son avis sur les dispositions figurées sur les documents d’exécution. Les frais inhérents à l’intervention de ce bureau seront à la charge du constructeur. 3 - 1 – 4 – Documents d’exploitation

Lors de la mise en service des installations, et avant la présentation à la réception provisoire, le constructeur préparera et remettra au Maître d’Ouvrage, xx exemplaires sur papier et un support informatique, le dossier d’exploitation complet qui devra comporter :

▪ l’ensemble des plans de récolement des ouvrages, aménagements et installations, ▪ la totalité des schémas électriques mis en conformité avec les circuits réalisés, ▪ l’ensemble des documentations et fiches techniques relatives aux matériels,

équipements et appareillages mis en service, ▪ la notice d’exploitation des installations qui précisera les conditions, modalités et

procédures de fonctionnement et service, ▪ la notice d’entretien et de maintenance d’une part des ouvrages et aménagements,

et d’autre part, des matériels, équipements et appareillages,


3 -1 – 5 – Mise en place et montage

Au titre des prestations, le constructeur assurera la mise en place et le montage de tous les matériels, équipements et appareillages des installations et procèdera notamment à tous les raccordements, fixations et scellements nécessaires. 3 -1 – 6 – Essais et mise en service

Dès achèvement des travaux de construction des installations, le constructeur procèdera à tous les essais permettant de constater que le fonctionnement est correct et conforme aux dispositions contractuelles prévues et aux normes en vigueur telles qu’elles sont rappelées ci-après. 3 -1 – 7 – Formation

Pendant la réalisation des installations, le constructeur élaborera un programme de formation du personnel d’exploitation, d’entretien et maintenance. Ce programme, dont le constructeur devra définir la teneur et la durée dans son offre, devra comporter deux phases :

▪ une première phase, qui s’effectuera pendant la durée de la mise en place et du montage des installations et portera sur la connaissance technique des matériels, équipements et appareillages,

▪ une deuxième phase, qui se déroulera pendant les essais, la mise en service et les premiers mois d’exploitation et concernera les modalités d’exploitation, les conditions et nécessités d’entretien et de maintenance des installations.

Cette formation devra être assurée, d’une part, par des techniciens des fournisseurs des matériels, équipements et appareillages, et d’autre part, par des agents spécialisés dans l’exploitation et la maintenance d’installations similaires. 3 - 2 – Fournitures

Le constructeur assurera la fourniture, rendue sur le site des installations, de tous les matériels, équipements et appareillages nécessaires à la complète réalisation de celles-ci, tels qu’ils auront été définis par l’étude d’avant projet et les documents d’exécution approuvés par le Maître d’Ouvrage. Le constructeur, tout en assumant la responsabilité de la conformité des matériels, équipements et appareillages, devra remettre au Maître d’Ouvrage tous les certificats d’essais et contrôles effectués en usine lors de la fabrication. De même, le constructeur assurera l’approvisionnement de la totalité des pièces d’usure et de rechange nécessaires à une durée d’exploitation de trois ans telles qu’elles auront été définies lors de l’étude d’avant projet.


3 - 3 – Travaux

Le constructeur aura à sa charge l’exécution de tous les travaux de construction des ouvrages, bâtiments, canalisations et aménagements nécessaires à la réalisation des installations tels qu’ils auront été déterminés lors des études d’avant projet, précisés par les documents d’exécution et approuvés par le Maître d’Ouvrage. Ces travaux seront exécutés dans le respect des normes et réglementations en vigueur et devront faire l’objet d’un contrôle par un Bureau de Contrôle Technique agréé dont la rémunération sera assurée par le constructeur. 4 – Normes et réglementations

Les installations et tous les prestations, fournitures et travaux inhérents à leur réalisation devront être exécutés dans le respect et en conformité avec les dispositions des normes et réglementations nationales de la Senelec et internationales de l’ IEC relatives aux réseaux de transport et distribution de l’énergie électrique, notamment les normes ci-après :

- IEC 61936-1 : installations électriques en courant alternatif de tension supérieure à 1 Kv

IEC 61915-1 : low voltage switchgear and controlgear IEC 60364 : low voltage electrical installations IEC 61000 : compatibilité électromagnétique IEC 61557 : electrical safety in low voltage distribution systems up

to 1 kv AC and 1,5 kv DC IEC 61558 : safety of power transformers, power supply units and similar

devices De plus, le constructeur s’engage à délivrer un courant électrique respectant les normes de qualité ci-après :

- tension = 220/400 Volts avec une variation maximale de plus ou moins 12 % - fréquence = 50 Hertz

5 - Description des installations

5 – 1 – Données générales ( localisation, population, conditions économiques locales, topologie, etc.)

Bakwa Lubadi est un village de 6000 habitants, situé à 48 km de Mbuji Mayi, dans le secteur de MUOVO-NKATSHIA, district de Tshilenge, territoire de MIABI. Village typique du Kasaï oriental où la population est partagée entre l’agriculture et l’exploitation artisanale du diamant, la localité a une allure de bien-être social moyen, mais est handicapée par le manque d’énergie électrique. De part et d’autre de l’axe principal traversant la localité, plus de 320 maisons sont construites en matériaux durables (murs en briques et toits en tôles) sur une longueur de moins de 2 km.


Environ 20% des ménages possèdent un téléviseur. Ce village a expérimenté l’électrification précaire à partir d’un groupe électrogène appartenant à un privé, qui approvisionne les cabines téléphoniques et quelques ménages moyennant respectivement 1,2 et 0,6 dollars par jour, le service durant de 18 heures à 24 heures. Chacun prend en charge son raccordement et la redevance est perçue tous les soirs. Bakwa Lubadi compte une dizaine de moulins à manioc et maïs, 2 mécaniciens de motos, 2 huileries manuelles, une savonnerie artisanale, une boulangerie au bois, une école primaire, quatre églises, un sous-commissariat, un centre de santé à Bakwa Nkamba et un service de l’Agence Nationale de Renseignements. 5 – 2 - Analyse des besoins en énergie électrique

Besoins résidentiels : A Bakwa Lubadi, la demande résidentielle sera dans un premier temps constituée par les 20% de ménages possédant un téléviseur et, à court terme, par les 320 maisons construites en matériaux durables, ce qui représente le tiers des habitations. Etant donné leur statut, il est raisonnable de penser que 30% de ces ménages souscriront 0,5 kW et les autres 200 W chacun, la puissance moyenne par ménage s’établira alors à 290 W. La puissance foisonnée appelée par l’ensemble des ménages raccordés dans cette localité sera comprise entre 14 kW de 18h à 22h, 7 kW de 0 à 6 h, et 12 kW pendant le reste de la journée. Petites et moyennes industries : Les PMI sont représentées par les 10 moulins identifiés, les 5 boutiques, le petit artisanat, une chambre froide, l’atelier de menuiserie et le pompage d’eau. Selon la méthode Tractebel, il en résulte une puissance foisonnée de 38 kW, appelée entre 7 et 18 heures. En dehors de cette période, les moulins étant arrêtés, la puissance appelée chute à la moitié jusqu’à 23 heures environ et au tiers pendant la nuit, la chambre froide étant la principale charge. Eclairage public : La distance à éclairer est d’environ 3,6 km avec l’installation de 91 poteaux et points lumineux. Avec l’hypothèse de 75 W par point lumineux, la puissance appelée sera alors de 6,8 kW tous les jours de 18 à 6 heures. Centres sociaux : Concernant les consommateurs sociaux, la zone du projet s’étend à Bakwa Nkamba, qui compte un centre de santé, le sous-commissariat, une école primaire, quatre églises et l’Agence Nationale de Renseignements. En tenant compte d’un coefficient de foisonnement de 0,7, la puissance appelée par l’ensemble des centres sociaux variera de 2 kW en journée, à 4 kW en soirée, essentiellement pour l’éclairage. Le graphique ci-après donne une simulation du profil journalier de la demande en électricité, cumulée pour tous les acteurs de la localité. La pointe journalière (54 kW) se situe en soirée au moment du pompage d’eau, de l’éclairage domestique et public. La consommation journalière est dès lors estimée à 1079 kWh, soit 394 MWh/an.


Profil journalier simulé de la consommation d'électricité à BAKWA LUBADI

0

10

20

30

40

50

60

0 6 12 18 24

heures

puis

sanc

e ap

pelé

e en

kW


5 – 3 - Inventaire des sources d’énergie potentielles

• Aménagement hydroélectrique 1 : une chute est aménageable sur la rivière MUOVO à Bashiganla, à 12 km de Bakwa Lubadi

• Aménagement hydroélectrique 2 : La rivière Katshia présente aussi une possibilité de développement d’un barrage de 80 kW, sur un site situé à 13 km de la localité

• Le solaire photo-voltaïque, mais le coût de l’installation correspondante est prohibitif • Une centrale thermique au gazole

5 – 4 - Solution technique proposée

Compte tenu de l’expérience acquise en gestion privée de distribution d’énergie électrique à partir d’un groupe électrogène, il est apparu plus économique de retenir une centrale de type classique, basée sur un groupe électrogène de 100 kW en puissance nominale et de doter la localité d’un réseau BT respectant les règles en vigueur. La centrale sera placée au marché et les départs de lignes BT envisagés comme suit :

- Une ligne jusqu’au sous-commissariat de Bakwa Nkamba - Deux lignes de part et d’autre de l’axe principal en direction de la rivière MUOVO - Une ligne pour les 3 moulins du marché et quelques habitations environnantes - Une ligne pour les moulins de Bakwa Nkamba

Il est nécessaire d’inclure un groupe de secours de 60 kW et une citerne de 10 000 litres pour garantir une sécurité d’approvisionnement d’environ six semaines.

5 – 5 - Schéma simplifié de l’installation


6 - Modèle d’offre et de bordereau des prix

6 – 1 – Modèle d’offre

Date : Prêt/Crédit No : AAO No : [Nom du Marché] A : [Nom et adresse du Maître de l’ouvrage] Mesdames et/ou Messieurs, Ayant examiné le Dossier d’appel d’offre, y compris les annexes Nos [indiquer les numéros], dont nous accusons ici officiellement réception, nous, soussignés, offrons de concevoir, fabriquer, tester, livrer, exécuter les travaux, et mettre en marche de manière provisoire puis définitive les installations faisant partie du marché mentionné ci-dessus, en parfaite conformité avec ledit Dossier d’appel d’offres pour la somme de : [montant en devise étrangère en toutes lettres], [montant en chiffres], et [montant en monnaie nationale en toutes lettres], [montant en chiffres] ou autres montants qui seraient déterminés conformément aux termes et conditions du marché. Les montants ci-dessus sont cohérents avec les bordereaux de prix joints et font partie de cette offre. Nous nous engageons, si notre offre est acceptée, à commencer les installations et à les achever dans les limites de temps stipulées dans le Dossier d’appel d’offres.


Si notre offre est acceptée, nous nous engageons à fournir une garantie de restitution d’acompte et une garantie de bonne exécution dans la forme, pour les montants, et dans les délais spécifiés dans le Dossier d’appel d’offres. Nous acceptons l’engagement de [nom proposé dans les Données particulières de l’appel d’offres] comme Conciliateur. Nous nous engageons sur cette offre, qui consiste en cette lettre et ses documents joints numérotés de 1 à [nombre], pour une période de 120 jours, à partir de la date limite de réception des offres telle qu’elle figure dans le Dossier d’appel d’offres ; l’offre continuera à nous engager et pourra être acceptée par vous à tout moment avant la fin de cette période. Les commissions que nous avons versées ou que nous comptons verser, le cas échéant, en relation avec la préparation ou la présentation de cette offre ou avec l’exécution du marché si nous en sommes attributaires figurent ci-après : Nom et Montant et Objet de la adresse de l’agent monnaie commission ------------------------ ----------------------- ----------------- (si aucune commission n’a été ou ne doit être versée, indiquer « aucune ».) Jusqu’à ce qu’un marché en bonne et due forme soit préparé et signé entre nous, cette offre, complétée par votre acceptation écrite de celle-ci et la notification d’attribution du marché, constituera un marché nous obligeant réciproquement. Il est entendu que vous n’êtes pas tenus d’accepter l’offre la moins disante ni aucune des offres que vous recevez. Le jour de 19 [signature] En tant que :

[titre] Dûment autorisé à signer cette offre pour et au nom de :

[nom du Soumissionnaire]

6–3 Bordereau de prix


Généralités 1. Le bordereau de prix se compose des bordereaux relatifs à la réalisation des

installations nécessaires à l’électrification des communes rurales concernées par le projet.

2. De façon générale, les bordereaux ne donnent pas une description complète des matériels et équipements à fournir et des services à effectuer dans chaque poste. Les soumissionnaires sont réputés, avant de fournir leurs taux et prix, avoir lu le Cahier des charges techniques et autres sections du Dossier d’appel d’offres pour comprendre toute l’étendue des exigences de chaque poste. Les taux et prix indiqués seront réputés couvrir ladite étendue de ces exigences et comprendre les frais généraux et bénéfices.

3. Si les soumissionnaires ont un doute sur l’étendue d’un poste, ils devront,

conformément aux Instructions aux soumissionnaires indiquées dans le Dossier d’appel d’offres, demander des éclaircissements avant de soumettre leur offre.

Prix 4. Les prix doivent être indiqués à l’encre indélébile, et toute modification apportée en

cas d’erreur ou pour une autre raison doit être paraphée par le Soumissionnaire.

Comme il est indiqué dans les Données particulières de l’appel d’offres et le CCAP, les prix seront fermes pour toute la durée du Marché conformément à l’Annexe 2 (Révision de prix) de l’Acte d’engagement.

5. Les prix doivent être fournis sous la forme demandée et dans les devises spécifiées dans les Instructions aux soumissionnaires du Dossier d’appel d’offres.

Pour chaque poste, les soumissionnaires doivent compléter la colonne appropriée du bordereau correspondant, en indiquant la décomposition des prix comme indiqué dans les bordereaux. Les prix indiqués pour chaque poste dans les bordereaux sont réputés couvrir l’ensemble du poste concerné tel qu’il est détaillé dans le Cahier des charges techniques ou dans tout autre document du Dossier d’appel d’offres.

6. En cas de différence entre le total des montants indiqués dans la colonne pour la décomposition des prix et le montant indiqué à la ligne TOTAL, le premier montant prévaudra et le second sera corrigé en conséquence.

En cas de différence entre le total des montants des Bordereaux et le montant indiqué dans le Bordereau récapitulatif, le premier total prévaudra et le second sera corrigé en conséquence.


En cas de différence entre les montants exprimés en chiffres et ceux libellés en toutes lettres, ceux libellés en toutes lettres prévaudront.

7. Les paiements au Constructeur seront effectués dans la ou les monnaies indiquées pour chaque poste.

8. Les postes non renseignés seront réputés inclus dans d’autres postes. Que tous les

postes aient été individuellement renseignés ou non, le TOTAL de chaque bordereau et le TOTAL du Bordereau récapitulatif seront réputés constituer le montant total correspondant à l’exécution complète des Installations et de ses parties conformément aux dispositions du Marché.

9. Sur demande du Maître de l’ouvrage aux fins de règlement total ou partiel,

d’évaluation des écarts ou d’examen des réclamations, ou pour tout autre motif raisonnable, le Constructeur fournira au Maître de l’ouvrage le détail du montant forfaitaire ou non de tout poste figurant aux bordereaux.

Bordereau des taux et prix

Localité de BAKWA LUBADI

Poste Libellé Unité Quantité Prix unitaire Prix total

1 Dossier d'étude préliminaire Ff 12 Dossier d'avant projet Ff 13 Documents d'exécution Ff 1

Installation complète compris toutes sujétions defourniture, montage, construction d'ouvrages, etc

4 groupe électrogène diesel de 100 Kw Ens 15 groupe électrogène diesel de 60 Kw Ens 16 équipement et appareillage électrique Ens 17 cuve de stockage de 10 000 l. de gazole Ens 18 bâtiment de la centrale énergie Ens 19 lignes basse tension 0,4 kv km 7

10 réseau d'éclairage public 100 lampadaires Ens 1

11 Essais et mise en service Ff 112 Raccordement des consommateurs Ff 113 Fourniture rendue site des pièces de rechange Ens 114 Dossier d'exploitation Ff 115 Formation Ff 1

TOTAL localité de BAKWA LUBADI




Cahier des Charges Techniques – Localité de CIHERANO OCTOBRE 2007



BANQUE MONDIALE

SECTION VI. CAHIER DES CHARGES TECHNIQUES

Localité de CIHERANO (province du Sud Kivu)

1 - Préambule .........................................................................................................................2

2 - Objet du contrat ...............................................................................................................2



5 - Description des installations ............................................................................................6 6 - Modèles d'offre et de bordereau des prix……………………………………………...10




Sur la base de la fiche projet élaborée pour la localité de Lusanga dans le cadre de l’étude destinée à aider les autorités de la RDC à cerner le problème de l’électrification rurale, le constructeur aura, suivant les directives données à titre indicatif pour ce site, à procéder aux tâches ci-après énumérées.



















équipements,


Les plans-guides et schémas devront expliciter les descriptions et définitions données par les pièces écrites et donner une image précise des ouvrages, aménagements et installations permettant une parfaite compréhension des dispositions envisagées. De plus, les documents ci-dessus seront complétés par la production de toutes les documentations, fiches techniques, certificats de tests et résultats des essais relatifs aux matériels, équipements et appareillages proposés pour être mis en place dans les installations. Ce dossier d’avant projet sera soumis à l’examen et l’approbation du Maître d’Ouvrage. 3 - 1 – 3 – Documents d’exécution

















3 - 3 – Travaux









5 – 1 - Données générales (localisation, population, conditions économiques locales, topologie, etc.)

CIHERANO, située sur le territoire de Kabare, à 50 km de Bukavu, est un village qui a souffert du pillage, et l’exode des populations. Trois groupements vivent dans un rayon de 5 km, avec une population estimée à 70000 habitants, essentiellement des agriculteurs et éleveurs. Cette localité dispose d’une vallée de 900 ha, cultivée par des milliers de particuliers. Les principales cultures sont le thé, la banane, les pommes de terres, le manioc, le haricot, le maïs, le soja, la patate douce, le sorgho, etc.


Le projet d’électrification concerne dans un premier temps les services énergétiques et plus tard les besoins domestiques étant donné la dispersion de l’habitat. Le petit commerce n’est pas développé, le marché ayant lieu deux fois par semaine. Comme PMI, 4 moulins fonctionnent actuellement à Ciherano et un moulin est en phase d’installation à Mwimbi, tous alimentés en gazolel. Une ferme de 1000 bovins est obligée de faire conserver son lait à Bukavu par manque d’énergie. Les infrastructures sociales identifiées sont le centre de santé de Mwimbi, trois écoles primaires et deux secondaires, deux églises catholiques et un temple protestant, un centre de santé de l’église protestante, le centre hospitalier Kakono géré par les sœurs du couvent. Les dépenses substituables par l’électrification ont été évaluées à environ 6 USD/mois pour un ménage moyen, à plus de 150 USD/mois en frais d’achat de gazole pour les meuniers et à près de 120 USD pour le centre de santé de Mwimbi, qui possède un groupe électrogène de 5,5 kVA pour ses besoins. Dix ménages ont adressé une requête pour se connecter au groupe du centre de santé de Mwimbi. Des requêtes semblables ont été adressées pour un raccordement au groupe électrogène alimentant la maison des prêtres et les deux couvents, expression d’une demande réelle en énergie électrique et de la volonté de payer des populations de cette localité. 5 – 2 - Analyse des besoins en énergie électrique

Besoins résidentiels : Le village est très montagneux et l’habitat très dispersé. Cependant les demandes spontanées telles celles adressées à l’hôpital de Mwimbi, se multiplieront après la réalisation du projet. La puissance foisonnée appelée par l’ensemble des ménages sera d’environ 6 kW entre 18h et 22h. Petites et moyennes industries : Dans un premier temps, 5 moulins à manioc et maïs, une chambre froide, un mélangeur d’aliment pour bétail, le petit artisanat et quelques boutiques pourront être connectés au réseau. Il en résulte une puissance foisonnée de 47 kW appelée entre 7 et 18 heures et, en dehors de cette période les moulins étant arrêtés, la puissance appelée, dominée par la chambre froide, chute à 25 kW. Eclairage public : La distance à éclairer est d’environ 3 km avec l’installation de 76 poteaux et points lumineux. Avec l’hypothèse de 75 W par point lumineux, la puissance appelée sera alors de 5,7 kW tous les jours de 18 à 6 heures. Centres sociaux : CIHERANO compte deux importants centres de santé et un poste de santé pouvant cumuler une puissance installée de 15 kW. Dans le périmètre du projet, trois écoles (3 kW), le poste de police (0,5 kW), deux paroisses (1,5 kW), 3 foyers sociaux ou communautaires et 2 couvents sont de consommateurs potentiels. En tenant compte d’un coefficient de foisonnement de 0,6, la puissance appelée par l’ensemble des centres sociaux variera de 25 kW en soirée à 17 kW en journée, puis à environ 12 kW entre 22 et 6 heures.


Le graphique ci-après donne une simulation du profil journalier de la demande en électricité, cumulée pour tous les acteurs de la localité. La pointe journalière se situe à 66 kW pendant la journée, dominée par la consommation des moulins et de la chambre froide. La consommation journalière est dès lors estimée à 1,36 MWh, soit 497 MWh/an.

Profil journalier simulé de la consommation d'électricité à CIHERANO - MWIMBI

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Le village est traversé par la rivière Kahungwe qui présente sur le site de coordonnées (2,72° S ; 28,74° E) une chute brute de 23 m et un débit en période d’étiage de 1,8 m³/s. Aucune autre ressource n’a pu être identifiée. 5 – 4 - Solution technique proposée

La solution proposée consiste à construire une centrale au fil de l’eau sur la rivière Kahungwe, dimensionnée pour un débit nominal de 1,2 m³/s. La centrale sera équipée d’une turbine Banki aux caractéristiques nominales suivantes :

- Hauteur de chute nette : 20 m - Débit nominal d’équipement : 1,2 m³/s - Rendement de la turbine au débit nominal : 75% - Puissance nette de la turbine au débit nominal : 177 kW


- Pertes hydrauliques maximales : 5% - Rendement de la génératrice : 95%


- Pertes dans le transformateur : 1% - Pertes parasite d’électricité : 2%,

la puissance nette fournie sur le réseau sera en régime nominal de 154 kW, soit environ 190 kVA. Un système de by-pass devra être prévu pour réguler le débit en fonction de la charge étant donné que la centrale fournira l’ électricité sur un réseau isolé. La centrale alimentera deux lignes MT à 6,6 kV, l’une vers le centre de santé Mwimbi et l’autre vers le marché de Ciherano. Deux transformateurs 6,6 kV / 0,4 kV, l’un de 75 kVA au centre de santé Mwimbi et l’autre de 100 kVA soit au marché soit devant la maison des pères, abaisseront la tension pour la distribution. 5 – 5 – Schéma simplifié de l’installation


6 – Modèles d’offre et de bordereau des prix 6 – 1 – Modèle d’offre

Date : Prêt/Crédit No : AAO No : [Nom du Marché] A : [Nom et adresse du Maître de l’ouvrage] Mesdames et/ou Messieurs, Ayant examiné le Dossier d’appel d’offre, y compris les annexes Nos [indiquer les numéros], dont nous accusons ici officiellement réception, nous, soussignés, offrons de concevoir, fabriquer, tester, livrer, exécuter les travaux, et mettre en marche de manière provisoire puis définitive les installations faisant partie du marché mentionné ci-dessus, en parfaite conformité avec ledit Dossier d’appel d’offres pour la somme de : [montant en devise étrangère en toutes lettres], [montant en chiffres], et [montant en monnaie nationale en toutes lettres], [montant en chiffres] ou autres montants qui seraient déterminés conformément aux termes et conditions du marché. Les montants ci-dessus sont cohérents avec les bordereaux de prix joints et font partie de cette offre. Nous nous engageons, si notre offre est acceptée, à commencer les installations et à les achever dans les limites de temps stipulées dans le Dossier d’appel d’offres. Si notre offre est acceptée, nous nous engageons à fournir une garantie de restitution d’acompte et une garantie de bonne exécution dans la forme, pour les montants, et dans les délais spécifiés dans le Dossier d’appel d’offres. Nous acceptons l’engagement de [nom proposé dans les Données particulières de l’appel d’offres] comme Conciliateur. Nous nous engageons sur cette offre, qui consiste en cette lettre et ses documents joints numérotés de 1 à [nombre], pour une période de 120 jours, à partir de la date limite de réception des offres telle qu’elle figure dans le Dossier d’appel d’offres ; l’offre continuera à nous engager et pourra être acceptée par vous à tout moment avant la fin de cette période. Les commissions que nous avons versées ou que nous comptons verser, le cas échéant, en relation avec la préparation ou la présentation de cette offre ou avec l’exécution du marché si nous en sommes attributaires figurent ci-après : Nom et Montant et Objet de la adresse de l’agent monnaie commission ------------------------ ----------------------- ----------------- (si aucune commission n’a été ou ne doit être versée, indiquer « aucune ».)


Jusqu’à ce qu’un marché en bonne et due forme soit préparé et signé entre nous, cette offre, complétée par votre acceptation écrite de celle-ci et la notification d’attribution du marché, constituera un marché nous obligeant réciproquement. Il est entendu que vous n’êtes pas tenus d’accepter l’offre la moins disante ni aucune des offres que vous recevez. Le jour de 19 [signature] En tant que :



6–3 Bordereau de prix Généralités 1. Le bordereau de prix se compose des bordereaux relatifs à la réalisation des












En cas de différence entre le total des montants des Bordereaux et le montant indiqué dans le Bordereau récapitulatif, le premier total prévaudra et le second sera corrigé en conséquence. En cas de différence entre les montants exprimés en chiffres et ceux libellés en toutes lettres, ceux libellés en toutes lettres prévaudront.







Bordereau des taux et prix Localité de CIHERANO



Installation complète compris toutes sujétions de :fourniture, montage, construction d'ouvrages, etc :

4 barrage de retenue Ens 15 conduite forcée Ens 16 turbine type Banki 180 kW u 17 alternateur 1 500 t/min u 18 équipement et appareillage electriques Ens 19 transformateur élévateur 0,4 kv / 6,6 kv u 1

10 transformateur 75 kVA abaisseur 6,6 kv / 0,4 kv u 111 transformateur 100 Kva abaisseur 6,6 kv / 0,4 kv u 112 ligne moyenne tension 6,6 kv Ens 113 lignes bassetension 0,4 kv Ens 114 réseau d'éclairage public 80 lampadaires Ens 1


TOTAL localité de CIHERANO




Cahier des Charges Techniques – Localité de KIROTSHE-SHASHA OCTOBRE 2007



BANQUE MONDIALE

SECTION VI. CAHIER DES CHARGES TECHNIQUES Localité de KIROTSHE-SHASHA (province du Nord Kivu)

1 - Préambule .........................................................................................................................2

2 - Objet du contrat ...............................................................................................................2




6 – Modèles d’offre et de bordereau des prix ……………………………………………10










































3 - 3 – Travaux










Kirotshe est située sur le territoire de Masisi, à 34 km de Goma et 7 km de SAKE, sur la route n° 3 reliant Goma à Bukavu. C’est une vieille localité qui doit sa réputation à son Grand Hôpital datant des années 1940. L’activité portuaire des années pré-indépendance ainsi que les activités commerciales ont été abandonnées. La population ? estimée à 2000 habitants, est essentiellement agricole, produisant de la banane, des pommes de terre, du manioc, du haricot, du maïs, du soja, de la patate douce, etc. A 1,7 km du Grand Hôpital se trouve SHASHA, un gros village de 250 ménages, avec une population agricole mais très dynamique.


Le projet d’électrification concerne dans un premier temps les habitants vivant le long de la route principale, entre l’école protestante et environ 900 mètres après le marché de SHASHA. Parmi les 600 ménages identifiés, près de 20% ont construit leur habitation en matériaux durables. Le petit commerce y est développé, essentiellement celui des produits de première nécessité. Seuls 2 moulins à manioc en fonctionnement ont été identifiés comme PMI. Les dépenses substituables par l’électrification ont été évaluées à environ 10 USD/mois pour le ménage moyen et plus de 150 USD/mois en frais de gazole pour les meuniers. Les infrastructures sociales identifiées sont le Grand Hôpital, deux écoles primaires et secondaires, un poste de police, un bureau de poste, une maison de conférence GEAD, des églises. Les villages de Kirotshe et Shasha sont séparés par la rivière MUKONI qui prend sa source dans les montagnes. 5 – 2 - Analyse des besoins en énergie électrique

Besoins résidentiels : Sur les 250 maisons que compte SHASHA, une vingtaine seulement est susceptible d’être électrifiée à court terme. De part et d’autre de la route nationale n° 3 entre le pont sur la rivière MUKONI et l’école protestante de Ritshoke, 80 maisons supplémentaires en construction durable ont été comptabilisées, soit au total une centaine de ménages susceptibles d’être électrifiés. Il est raisonnable de penser que 30% de ces ménages pourront souscrire 500 W et les autres 200 W chacun, la puissance moyenne par ménage s’établissant à 290 W. La puissance foisonnée appelée par l’ensemble des ménages sera de l’ordre de 8 kW entre 18h et 22h et environ la moitié pendant la journée. Petites et moyennes industries : Avec les 3 moulins à manioc et maïs, le petit artisanat et quelques boutiques, la puissance foisonnée pour les PMI sera de 17 kW avec un coefficient de simultanéité de 0,9, appelée entre 7 et 18 heures et, en dehors de cette période, les moulins étant arrêtés, la puissance appelée chute au quart de cette valeur. Eclairage public : La distance à éclairer est d’environ 4 km avec l’installation de 101 poteaux et points lumineux. Avec l’hypothèse de 75 W par point lumineux, la puissance appelée sera alors de 7,6 kW tous les jours de 18 à 6 heures. Centres sociaux : Kirotshe compte un grand hôpital de référence dont les besoins ont été évalués à 20 kW. Dans le périmètre du projet, trois écoles (3 kW), un poste de police (0,5 kW), deux paroisses (1,5 kW), des bureaux administratifs et le centre GEAD sont de potentiels consommateurs. En tenant compte d’un coefficient de foisonnement de 0,6, la puissance appelée par l’ensemble des centres sociaux variera de 16 kW en journée à 10 kW en soirée, puis à environ 8 kW entre 0 et 6 heures.


Le graphique ci-dessous donne une simulation du profil journalier de la demande en électricité, cumulée pour tous les acteurs de la localité. La pointe journalière se situe à 37 kW pendant la journée, car dominée par la consommation du Grand Hôpital et des trois moulins envisagés. La consommation journalière est dès lors estimée à 738 kWh, soit 269 MWh/an.

Profil journalier simulé de la consommation d'électricité à SHASHA - KIROTSHE

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* Hydroélectricité : à 1 km de la cité de SAKE, se trouve sur la rivière MUTAHYO un site pouvant accueillir un aménagement hydroélectrique. Des études antérieures menées par la SNEL ont révélées un débit moyen de 2 m³/s et une chute naturelle de 9 mètres, mesure confirmée le 21/04/2006 par ASILI1 à l’aide d’un appareil de précision. * Raccordement HT : La deuxième possibilité consiste à créer un poste HT/MT sur la ligne 70 kV (Bukavu – Goma), à partir du pylône situé à environ 5 km de SAKE et de construire une ligne 30 kV jusqu’à SHASHA où au-delà. Cette solution aurait l’avantage de faciliter l’électrification entre autres de SAKE et les stations relais de téléphonie mobile (VODACOM et CELTEL). * Biogaz : La troisième possibilité pourrait consister à valoriser les résidus de culture de la banane (troncs, feuilles) en biogaz pour alimenter un groupe électrogène à biogaz. Cette solution nécessite une analyse approfondie, qui dépasse le cadre de la présente étude, pour déterminer la fraction de résidus à prélever dans les plantations sans appauvrir les sols, dans le souci d’éviter l’utilisation d’engrais chimiques.



5 – 4 – Solution technique proposée

La solution retenue consiste canaliser de l’eau via une conduite forcée en béton armé vers une turbine placée en contrebas de la rivière, exploitant ainsi la dénivellation nette de 9 mètres. Tenant compte du débit moyen de 2 m3/s, et d’un rendement global de 70%, la puissance développable sera de 40 kW en période d’étiage. L’installation comprendra aussi un bâtiment abritant les équipements électromécaniques de la centrale (turbine de type Banki d’une puissance de 50 kVA, un alternateur 1500 tr/min, un multiplicateur de vitesse, un régulateur, des armoires électriques, un transfo élévateur), un canal de restitution et les ancrages en béton armé pour la conduite forcée, dont la longueur est estimée à 150 mètres. Le transport de l’électricité produite jusqu’à l’hôpital de RITSHOKE se fera par une ligne MT longue de 3,2 km. Au niveau du marché de SHASHA, soit à 1,5 km de la centrale, un transformateur 6,6 kV / 0,4 kV de 25 kVA permettra d’alimenter les deux moulins à manioc et les habitations environnantes. Un deuxième poste MT/BT sera installé au niveau de l’hôpital de Kirotshe à partir duquel seront alimentés celui-ci ainsi que les logements de cadres, le bureau de PTT et de l’administration. Deux autres lignes BT desserviront la paroisse catholique, l’école protestante et les villas voisines. Eventuellement, une ligne BT sortant directement de la centrale pourra alimenter les groupements Bwirundi (50 ménages, à moins de 500 m de la centrale) et Kashyolero (30 ménages, à environ 200 m de la centrale), ce qui permettrait aux cultivateurs de disposer d’un moulin pour la transformation de leurs produits avant le transport vers le marché de Shasha. La possibilité de dévier une deuxième rivière pour augmenter le débit existe, mais n’a pas été analysée. 5 – 5 - Schéma simplifié de l’installation

I




Date : Prêt/Crédit No : AAO No : [Nom du Marché] A : [Nom et adresse du Maître de l’ouvrage] Mesdames et/ou Messieurs, Ayant examiné le Dossier d’appel d’offre, y compris les annexes Nos [indiquer les numéros], dont nous accusons ici officiellement réception, nous, soussignés, offrons de concevoir, fabriquer, tester, livrer, exécuter les travaux, et mettre en marche de manière provisoire puis définitive les installations faisant partie du marché mentionné ci-dessus, en parfaite conformité avec ledit Dossier d’appel d’offres pour la somme de : [montant en devise étrangère en toutes lettres], [montant en chiffres], et [montant en monnaie nationale en toutes lettres], [montant en chiffres] ou autres montants qui seraient déterminés conformément aux termes et conditions du marché. Les montants ci-dessus sont cohérents avec les bordereaux de prix joints et font partie de cette offre. Nous nous engageons, si notre offre est acceptée, à commencer les installations et à les achever dans les limites de temps stipulées dans le Dossier d’appel d’offres. Si notre offre est acceptée, nous nous engageons à fournir une garantie de restitution d’acompte et une garantie de bonne exécution dans la forme, pour les montants, et dans les délais spécifiés dans le Dossier d’appel d’offres. Nous acceptons l’engagement de [nom proposé dans les Données particulières de l’appel d’offres] comme Conciliateur. Nous nous engageons sur cette offre, qui consiste en cette lettre et ses documents joints numérotés de 1 à [nombre], pour une période de 120 jours, à partir de la date limite de réception des offres telle qu’elle figure dans le Dossier d’appel d’offres ; l’offre continuera à nous engager et pourra être acceptée par vous à tout moment avant la fin de cette période. Les commissions que nous avons versées ou que nous comptons verser, le cas échéant, en relation avec la préparation ou la présentation de cette offre ou avec l’exécution du marché si nous en sommes attributaires figurent ci-après :


Nom et Montant et Objet de la adresse de l’agent monnaie commission ------------------------ ----------------------- ----------------- (si aucune commission n’a été ou ne doit être versée, indiquer « aucune ».) Jusqu’à ce qu’un marché en bonne et due forme soit préparé et signé entre nous, cette offre, complétée par votre acceptation écrite de celle-ci et la notification d’attribution du marché, constituera un marché nous obligeant réciproquement. Il est entendu que vous n’êtes pas tenus d’accepter l’offre la moins disante ni aucune des offres que vous recevez. Le jour de 19 [signature] En tant que :



6–3 Bordereau de prix Généralités 1. Le bordereau de prix se compose des bordereaux relatifs à la réalisation des




3. Si les soumissionnaires ont un doute sur l’étendue d’un poste, ils devront, conformément aux Instructions aux soumissionnaires indiquées dans le Dossier d’appel d’offres, demander des éclaircissements avant de soumettre leur offre.












d’évaluation des écarts ou d’examen des réclamations, ou pour tout autre motif


raisonnable, le Constructeur fournira au Maître de l’ouvrage le détail du montant forfaitaire ou non de tout poste figurant aux bordereaux.

Bordereau des taux et prix Localité de KIROTSHE SHASHA



Installation complète compris toutes sujétions defourniture, montage, construction d'ouvrages, etc:

4 barrage de retenue Ens 15 conduite forcée Ens 16 turbine type Banki de 50 kW u 17 alternateur 1 500 t/min u 18 équipement et appareillage électriques Ens 19 transformateur élévateur 0,4 kv / 6,6 kv u 1

10 transformateur 50 kW abaiisseur 6,6 kv / 0,4 kv u 111 transformateur 25 kW abaisseur 6,6 kv / 0,4 kv u 112 ligne moyenne tension 6,6 kv km 3,213 lignes basse tension km 514 réseau d'éclairage public 100 lampadaires Ens 1

15 Essais et mise en service Ff 116 Raccordement des consommateurs Ff 117 Fourniture rendue site des pièces de rechange Ens 118 Dossier d'exploitation Ens 119 Formation Ff 1

TOTAL localité de KIROTSHE SHASHA




Cahier des Charges Techniques – Localité de KIVULU OCTOBRE 2007



BANQUE MONDIALE

SECTION VI. CAHIER DES CHARGES TECHNIQUES Localité de KIVULU (province du Bas Congo)

1 - Préambule .........................................................................................................................2

2 - Objet du contrat ...............................................................................................................2



5 - Description des installations ............................................................................................6 6 – Modèles d’offre et de borderau des prix ……………………………………………….9










































3 - 3 – Travaux











Kivulu, chef lieu du secteur de même nom, est situé dans la province du Bas-Congo, à 60 km de Mbanza Bungu, chef lieu du district des Cataractes. Le secteur de Kivulu est constitué de « Kivulu Cité « et d’une multitude de villages environnants. Le projet d’électrification concerne les 3500 habitants de la cité de Kivulu, répartis actuellement sur une superficie carrée d’environ 3 km de côté. La cité est traversée par une artère principale qui mène au centre administratif. Parmi les 500 maisons inventoriées dans la cité, 180 à 200 sont construites en matériaux durables. La population est essentiellement agricole, produisant du manioc, du maïs, du haricot. Cette localité est très enclavée, ce qui rend l’accès et l’évacuation des produits agricoles très difficiles. Néanmoins, le dynamisme de la population se traduit par la présence dans la cité d’une dizaine de groupes électrogènes et de batteries qui sont rechargées une fois par semaine à Mbanza Bungu pour alimenter radios et postes TV équipant environ 20% des ménages. Le petit commerce s’y développe essentiellement celui des produits de première nécessité. Comme associations structurées, il existe l’Union des jeunes agriculteurs, le Comité villageois pour le développement, l’Initiative locale de développement (alphabétisation des femmes) et le Comité de développement de l’aire de santé (CODESA) qui représente la population dans la co-gestion du centre de santé. Les PMI identifiés sont principalement 3 moulins à manioc en fonctionnement, une boulangerie avec four à bois et un atelier de forge. 5 – 2 - Analyse des besoins en énergie électrique

Besoins résidentiels : Les premiers habitants à se raccorder au réseau électrique seront ceux ayant actuellement un téléviseur (soit 20%) et à très court terme les 40% de ménages ayant des maisons construites en dur. En prévoyant que 20% de ces ménages souscrivent 500 W et les autres 200 W chacun, la puissance moyenne par ménage s’établit à 260 W. Le coefficient de foisonnement étant 0,273, la puissance totale appelée par les 30% de ménages sera de l’ordre de 10 kW entre 18h et 22h et environ la moitié dans la journée. Petites et moyennes industries : Dès la première année d’électrification, les trois moulins à manioc et maïs, une mini-chambre froide avec 2 à 3 grands congélateurs, les petits commerces de boissons, le pompage d’eau, et le forgeron se raccorderont au réseau. La méthode Tractebel permet d’estimer la demande foisonnée des PMI, hors pompage, à une pointe de 9 kW. Cette puissance foisonnée est appelée entre 5 et 17 heures et, en dehors de cette période, la moitié de cette puissance suffit à maintenir les éventuels équipements en fonctionnement. Le pompage d’eau s’effectuera 2 à 3 heures par jour, de préférence le matin pour remplir la citerne. Si le projet USAID de transformation du manioc sur place se réalise, cette puissance sera doublée.


Eclairage public : La distance à éclairer est d’environ 6 km avec l’installation de 151 poteaux et points lumineux. La puissance appelée est alors de 11 kW tous les jours de 18 à 6 heures. Centres sociaux : Kivulu compte un centre de santé avec maternité et salles d’observation ainsi qu’un poste de santé kimbangiste dont les besoins en éclairage ont été estimés à 1 kW, trois écoles primaires et une secondaire(2 kW), un poste de police (0,5 kW), et trois paroisses (1,5 kW). En tenant compte d’un coefficient de foisonnement de 0,6, la puissance appelée par l’ensemble des centres sociaux variera de 2 kW en journée à 3,3 kW en soirée. Le graphique ci-dessous donne une simulation du profil journalier de la demande en électricité, cumulée pour tous les acteurs de la localité. La pointe journalière se situe à 41 kW lors du pompage d’eau. La consommation journalière s’établira dès lors à 539 kWh, soit environ 197 MWh/an.

Profil journalier simulé de la consommation d'électricité à Kivulu

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5 – 3 - Inventaire des ressources envisageables

Aucune ressource n’est à priori disponible à Kivulu. Le poste de transformation le plus proche se situe à 60 km du village et étant donné l’enclavement et l’état des routes, une centrale thermique au gazole risque de souffrir des problèmes d’approvisionnement. Par contre, des terres très fertiles sont disponibles et il est possible d’envisager de façon réaliste des cultures énergétiques tout en restant à l’abri des problèmes de disponibilité des terres et de sécurité alimentaire.



La solution proposée pour Kivulu est la mise en place d’un système de production d’énergie basé sur la culture du jatropha dont les graines après récolte seront séchées et broyées pour obtenir de l’huile végétale, qui sera ensuite soit estérifiée pour obtenir du biodiesel ou directement utilisée comme carburant du groupe électrogène de la centrale. Etant donné la consommation annuelle d’énergie électrique estimée à 197 MWh et en considérant 10% de pertes de distribution, 70 m³ d’huile seront nécessaires par an, soit 62 tonnes. Avec l’hypothèse d’un rendement d’extraction de 30% et un rendement à l’hectare de 4 tonnes de graines, la plantation de jatropha à créer devra avoir une suprficie de 40 à 50 hectares. La centrale à installer, d’une capacité de 63 kVA, fonctionnera pendant les trois premières années au gazole avant la première récolte. 6 - Modèle d’offre et de bordereau des prix


Date : Prêt/Crédit No : AAO No : [Nom du Marché] A : [Nom et adresse du Maître de l’ouvrage] Mesdames et/ou Messieurs, Ayant examiné le Dossier d’appel d’offre, y compris les annexes Nos [indiquer les numéros], dont nous accusons ici officiellement réception, nous, soussignés, offrons de concevoir, fabriquer, tester, livrer, exécuter les travaux, et mettre en marche de manière provisoire puis définitive les installations faisant partie du marché mentionné ci-dessus, en parfaite conformité avec ledit Dossier d’appel d’offres pour la somme de : [montant en devise étrangère en toutes lettres], [montant en chiffres], et [montant en monnaie nationale en toutes lettres], [montant en chiffres] ou autres montants qui seraient déterminés conformément aux termes et conditions du marché. Les montants ci-dessus sont cohérents avec les bordereaux de prix joints et font partie de cette offre. Nous nous engageons, si notre offre est acceptée, à commencer les installations et à les achever dans les limites de temps stipulées dans le Dossier d’appel d’offres. Nous nous engageons, si notre offre est acceptée, à commencer les installations et à les achever dans les limites de temps stipulées dans le Dossier d’appel d’offres. Si notre offre est acceptée, nous nous engageons à fournir une garantie de restitution d’acompte et une garantie de bonne exécution dans la forme, pour les montants, et dans les délais spécifiés dans le Dossier d’appel d’offres.


Nous acceptons l’engagement de [nom proposé dans les Données particulières de l’appel d’offres] comme Conciliateur. Nous nous engageons sur cette offre, qui consiste en cette lettre et ses documents joints numérotés de 1 à [nombre], pour une période de 120 jours, à partir de la date limite de réception des offres telle qu’elle figure dans le Dossier d’appel d’offres ; l’offre continuera à nous engager et pourra être acceptée par vous à tout moment avant la fin de cette période. Les commissions que nous avons versées ou que nous comptons verser, le cas échéant, en relation avec la préparation ou la présentation de cette offre ou avec l’exécution du marché si nous en sommes attributaires figurent ci-après : Nom et Montant et Objet de la adresse de l’agent monnaie commission ------------------------ ----------------------- ----------------- (si aucune commission n’a été ou ne doit être versée, indiquer « aucune ».) Jusqu’à ce qu’un marché en bonne et due forme soit préparé et signé entre nous, cette offre, complétée par votre acceptation écrite de celle-ci et la notification d’attribution du marché, constituera un marché nous obligeant réciproquement. Il est entendu que vous n’êtes pas tenus d’accepter l’offre la moins disante ni aucune des offres que vous recevez. Le jour de 19 [signature] En tant que :



6–3 Bordereau de prix Généralités


1. Le bordereau de prix se compose des bordereaux relatifs à la réalisation des installations nécessaires à l’électrification des communes rurales concernées par le projet.












7. Les paiements au Constructeur seront effectués dans la ou les monnaies indiquées

pour chaque poste. 8. Les postes non renseignés seront réputés inclus dans d’autres postes. Que tous les





Localité de KIVULU



Installation complète compris toutes sujétions defourniture, montage, exécution d'ouvrages, etc

4 plantation de jatropha ha 505 unité de production et de transestérification d'huile Ens 16 cuve de stockage de 6 000 l. de biodiesel Ens 17 groupe électrogène de 100 kva Ens 18 bâtiments et ouvrages divers Ens 19 réseau basse tension Ens 1

10 réseau d'éclairage public 100 lampadaires Ens 1

11 Essais et mise en service Ff 112 Raccordements des consommateurs Ff 113 Fourniture rendue site des pièces de rechange Ens 114 Dossier d'exploitation Ff 115 Formation Ff 1

TOTAL localité de KIVULU




Cahier des Charges Techniques – Localité de LUSANGA OCTOBRE 2007



BANQUE MONDIALE


Localité de LUSANGA (province de Bandugu)

1 - Préambule .........................................................................................................................2

2 - Objet du contrat ...............................................................................................................2




6 – Modèles d’offre et de bordereau des prix …………………………………………….8

Section VI. Cahier des charges techniques

2

Cahier des charges techniques

1 - Préambule

Dans le cadre du Programme Multisectoriel d’Urgence de Réhabilitation et de Reconstruction (PMURR), le Gouvernement de la RDC se propose d’utiliser une partie des fonds reçus au titre d’un crédit de l’IDA pour développer l’électrification des zones rurales. Aussi, en illustration des dispositions institutionnelles élaborées à cette fin, il envisage de réaliser, dans une localité de chacune des provinces du pays, un projet pilote d’installation permettant la production, l’alimentation et la distribution d’énergie électrique dans la localité.

Dans ce but, le gouvernement a décidé de lancer le présent appel d’offres auprès des constructeurs et fabricants pour l’exécution des prestations, fournitures et travaux exigés pour la réalisation des installations correspondantes suivant un contrat « clés en main » où le constructeur est responsable de toutes les tâches nécessaires à l’achèvement et la mise en service des installations.

2 - Objet du contrat


1 Elaboration d’un dossier d’étude préliminaire comportant la revue et l’actualisation de la fiche projet,

2 Exécution d’une étude d’avant projet comportant tous levés topographiques et reconnaissance de sols nécessaires,

3 Elaboration des documents d’exécution détaillés et complets des installations tant au point de vue de la construction des ouvrages que de la fourniture, montage et mise en services des matériels et équipements,

4 Fourniture rendue site des matériels, équipements et appareillages définis par les études d’exécution ci-dessus,

5 Réalisation de tous les ouvrages nécessaires à la mise en place des matériels et équipements suivant les dispositions définies par les études d’exécution,

6 Mise en place et montage de tous les matériels, équipements et appareillages de l’ensemble des installations,

7 Essais et mise en service, 8 Elaboration des documents d’exploitation comportant l’ensemble des plans de récolement

et des notices d’exploitation et maintenance, 9 Fourniture rendue site des pièces d’usure et de rechange nécessaires à une durée

d’exploitation de deux ans après la fin de la garantie et la réception définitive des installations,

10 Formation du personnel d’exploitation, entretien et maintenance des installations.


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3 - Définition des prestations, fournitures et travaux



Après avoir procédé à une revue et à une actualisation des données de la fiche projet, notamment, en concertation avec les agents de la CNE ou de ses représentants, à la confirmation de l’identification des consommateurs, le constructeur élaborera un dossier d’étude préliminaire qui fera ressortir toutes les composantes du projet en les définissant, en les décrivant et en en donnant les dimensionnements et caractéristiques principales.

Ce dossier devra comporter en outre tous les plans-guides et schémas nécessaires à la compréhension du projet permettant au Maître d’Ouvrage d’apprécier la teneur et la qualité des installations prévues, de formuler ses observations et de donner sa non objection à la poursuite des études et du projet sur les bases ainsi définies.

3 - 1 – 2 – Avant projet

Après avoir obtenu la non objection du Maître d’Ouvrage, le constructeur effectuera une étude d’avant projet qui précisera les dispositions de l’étude préliminaire tenant compte, en plus des observations formulées par le Maître d’Ouvrage, des résultats des études de levés topographiques, de reconnaissance des sols et d’impact environnemental qu’il aura effectuées.

Cette étude comportera les pièces écrites, descriptifs, caractéristiques et spécifications définissant les éléments des installations ainsi que tous les plans-guides et schémas explicitant les dispositions des pièces écrites. Celles-ci donneront notamment : • la définition et la description précises des installations et ouvrages donnant leurs

dimensionnements et caractéristiques principales, • la nomenclature des matériels, équipements et appareillages précisant leurs caractéristiques,

spécifications et normes auxquelles ceux-ci répondent, • la liste des pièces d’usure et de rechange nécessaires à deux années d’exploitation, • la liste et la description des tests et essais auxquels seront soumis les matériels et

équipements, Les plans-guides et schémas devront expliciter les descriptions et définitions données par les pièces écrites et donner une image précise des ouvrages, aménagements et installations permettant une parfaite compréhension des dispositions envisagées. De plus, les documents ci-dessus seront complétés par la production de toutes les documentations, fiches techniques, certificats de tests et résultats des essais relatifs aux matériels, équipements et appareillages proposés pour être mis en place dans les installations.

Ce dossier d’avant projet sera soumis à l’examen et l’approbation du Maître d’Ouvrage.


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3 - 1 – 3 – Documents d’exécution

Après avoir obtenu l’accord du Maître d’Ouvrage sur les dispositions de l’avant projet, le constructeur procédera à l’élaboration des documents d’exécution comprenant d’une part les études et plans détaillés de construction des ouvrages et aménagements, et d’autre part, les préparation et passation des commandes lui permettant d’approvisionner les matériels, équipements et appareillages prévus. Ces documents devront, avant mise en exécution, être soumis au Maître d’Ouvrage qui en vérifiera la conformité avec les documents préparés au titre de l’avant projet et fera part de ses observations ou de sa non objection à la réalisation suivant les dispositions de ceux-ci. Cet avis favorable ne dégagera en rien la responsabilité du constructeur quant au bon fonctionnement des installations et aux résultats de performance.

De plus, tous plans et notes de calculs des ouvrages, bâtiments et aménagements seront soumis à l’examen et à l’approbation d’un Bureau de Contrôle Technique agréé, chargé de donner son avis sur les dispositions figurées sur les documents d’exécution. Les frais inhérents à l’intervention de ce bureau seront à la charge du constructeur.

3 - 1 – 4 – Documents d’exploitation


• l’ensemble des plans de récolement des ouvrages, aménagements et installations, • la totalité des schémas électriques mis en conformité avec les circuits réalisés, • l’ensemble des documentations et fiches techniques relatives aux matériels, équipements et

appareillages mis en service, • la notice d’exploitation des installations qui précisera les conditions, modalités et procédures

de fonctionnement et service, • la notice d’entretien et de maintenance d’une part des ouvrages et aménagements, et d’autre

part, des matériels, équipements et appareillages, 3 -1 – 5 – Mise en place et montage

Au titre des prestations, le constructeur assurera la mise en place et le montage de tous les matériels, équipements et appareillages des installations et procèdera notamment à tous les raccordements, fixations et scellements nécessaires.

3 -1 – 6 – Essais et mise en service

Dès achèvement des travaux de construction des installations, le constructeur procèdera à tous les essais permettant de constater que le fonctionnement est correct et conforme aux dispositions contractuelles prévues et aux normes en vigueur telles qu’elles sont rappelées ci-après.

3 -1 – 7 – Formation

Pendant la réalisation des installations, le constructeur élaborera un programme de formation du personnel d’exploitation, d’entretien et maintenance.

Ce programme, dont le constructeur devra définir la teneur et la durée dans son offre, devra comporter deux phases :


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• une première phase, qui s’effectuera pendant la durée de la mise en place et du montage des installations et portera sur la connaissance technique des matériels, équipements et appareillages,

• une deuxième phase, qui se déroulera pendant les essais, la mise en service et les premiers mois d’exploitation et concernera les modalités d’exploitation, les conditions et nécessités d’entretien et de maintenance des installations.

Cette formation devra être assurée, d’une part, par des techniciens des fournisseurs des matériels, équipements et appareillages, et d’autre part, par des agents spécialisés dans l’exploitation et la maintenance d’installations similaires.

3 - 2 – Fournitures

Le constructeur assurera la fourniture, rendue sur le site des installations, de tous les matériels, équipements et appareillages nécessaires à la complète réalisation de celles-ci, tels qu’ils auront été définis par l’étude d’avant projet et les documents d’exécution approuvés par le Maître d’Ouvrage.

Le constructeur, tout en assumant la responsabilité de la conformité des matériels, équipements et appareillages, devra remettre au Maître d’Ouvrage tous les certificats d’essais et contrôles effectués en usine lors de la fabrication.

De même, le constructeur assurera l’approvisionnement de la totalité des pièces d’usure et de rechange nécessaires à une durée d’exploitation de trois ans telles qu’elles auront été définies lors de l’étude d’avant projet. 3 - 3 – Travaux

Le constructeur aura à sa charge l’exécution de tous les travaux de construction des ouvrages, bâtiments, canalisations et aménagements nécessaires à la réalisation des installations tels qu’ils auront été déterminés lors des études d’avant projet, précisés par les documents d’exécution et approuvés par le Maître d’Ouvrage.

Ces travaux seront exécutés dans le respect des normes et réglementations en vigueur et devront faire l’objet d’un contrôle par un Bureau de Contrôle Technique agréé dont la rémunération sera assurée par le constructeur.

4 – Normes et réglementations

Les installations et tous les prestations, fournitures et travaux inhérents à leur réalisation devront être exécutés dans le respect et en conformité avec les dispositions des normes et réglementations nationales de la Senelec et internationales de l’ IEC relatives aux réseaux de transport et distribution de l’énergie électrique, notamment les normes ci-après : - IEC 61936-1 : installations électriques en courant alternatif de tension supérieure à 1 Kv - IEC 61915-1 : low voltage switchgear and controlgear - IEC 60364 : low voltage electrical installations - IEC 61000 : compatibilité électromagnétique - IEC 61557 : electrical safety in low voltage distribution systems up to 1 kv AC and 1,5 kv DC - - IEC 61558 : safety of power transformers, power supply units and similar devices


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De plus, le constructeur s’engage à délivrer un courant électrique respectant les normes de qualité ci-après : -tension = 220/400 Volts avec une variation maximale de plus ou moins 12 % -fréquence = 50 Hertz


5 – 1 – Données générales (localisation, population, conditions économiques locales, topologie, etc.)

Lusanga est une localité située à 50 km au nord de Kikwit, ayant une population d’environ 7000 habitants dont la plupart travaille dans l’huilerie de la même localité et est un exemple typique des localités rurales de la province. La population est essentiellement agricole, les principaux produits étant le manioc, l’arachide, le maïs, le riz, le haricot, l’igname et la patate douce. La localité dispose d’un centre hospitalier, d’une polyclinique avec maternité et lits d’hospitalisation, 3 écoles primaires, 2 écoles secondaires, 1 foyer social, d’une mission catholique, d’une mission protestante, d’une mission Kimbangiste, 2 couvents. A environ 3 kilomètres de l’huilerie où pourrait être installée la centrale, se trouve la mission SOA comprenant 3 couvents, 3 écoles primaires, 3 écoles secondaires avec internat dont une école technique disposant des équipements non fonctionnels par manque d’énergie et d’un centre de santé avec lit d’hospitalisation. L’absence d’électricité freine le développement de la localité et limite l’activité du centre hospitalier, jadis alimenté par le groupe électrogène de l’huilerie, actuellement hors service suite au manque de gasoil et du coût élevé. Pour cette même raison, 7 moulins à manioc et une égreneuse de maïs existant dans le village ne fonctionnent que très rarement.

5 – 2 - Analyse des besoins en énergie électrique

Besoins résidentiels Avec une population de 7000 habitants, à 6,5 personnes par ménage, le nombre de ménages estimé pour Lusanga est 1077. Selon la méthode utilisée, la pointe appelée par le secteur résidentiel varie entre 175 et 274 kW. En admettant que grâce à une sensibilisation massive, un taux de raccordement de 30% soit atteint la première année, la puissance appelée par les ménages entre 18h et 22h serait comprise entre 60 et 93 kW.

Petites et moyennes industries En supposant que dès la première année d’électrification les moulins à manioc, l’égreneuse de maïs, le pompage d’eau soient raccordés au réseau local, une savonnerie et les artisans pourraient se développer ultérieurement. La méthode Tractebel permet d’estimer la demande foisonnée des PMI à 44 kW, cette puissance foisonnée étant appelée entre 6 et 19 heures. En dehors de cette période, la production principale est arrêtée mais le tiers de cette puissance suffirait à maintenir les éventuels équipements en marche, soit 15 kW.

Eclairage public La distance à éclairer est d’environ 4 km, soit l’installation de 101 poteaux ou points lumineux. La puissance appelée est alors de 12,6 kW tous les jours de 18 à 6 heures.

Centres sociaux Lusanga est doté de plusieurs centres sociaux, le plus grand consommateur d’énergie électrique étant le centre hospitalier, pour lequel est prévue une puissance installée de 20 kW. Les deux autres centres de santé sont supposés avoir souscrit 5 kW chacun, les écoles et le poste de police 500 W, les paroisses chacune 1 kW. En tenant compte d’un coefficient de foisonnement de 0,6, la puissance appelée par l’ensemble des centres sociaux varierait de 12 kW en journée à 23,7 kW en soirée.


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Le graphique ci-dessous donne une simulation du profil journalier de la demande en électricité, cumulée pour tous les acteurs de la localité. La pointe journalière se situe à 164 kW entre 18 et 19 heures. La consommation journalière s’établit pendant les 3 ou 5 premières années, dès lors à 2021 kWh, soit environ 738 MWh/an.

5 – 3 - Inventaire des sources énergétiques potentielles

* Une ressource envisageable dans la localité provient de l’huilerie qui, en régime de fonctionnement optimal (6 tonnes de régimes à l’heure), génère environ 4,8 tonnes/h de résidus, essentiellement constitués de rafles, de coques de palmiste et de fibres, dont seulement 2t/h sont actuellement utilisés. Il en résulte que 2,8 tonnes/h pourraient être valorisées dans une chaudière pour la production de vapeur, cette dernière entraînant un moteur ou une turbine à vapeur pour produire l’électricité, environ 750 kW.

* L’aménagement d’une centrale hydroélectrique à l’embouchure des rivières KWENGE

et KWILU, pourrait être une solution envisageable, mais aucune donnée technique (hauteur de chute, débit, etc.) n’étant disponible, cette solution ne sera pas prise en considération.

* L’utilisation d’huile de palme comme combustible dans un moteur de groupe

électrogène sera retenue pour la production de l’électricité.


La solution proposée consiste à installer sur le site de l’huilerie un groupe électrogène de 300 à 400 kW qui sera alimenté en biodiesel produit par trans-estérification de l’huile de palme. La centrale sera munie d’un transformateur élévateur BT/MT et d’un « répartiteur » à partir duquel l’électricité sera distribuée. Chaque ligne sera protégée en amont par des « fusibles » ou télérupteurs adéquats. Le poste élévateur BT/MT situé à la centrale alimentera deux postes abaisseurs, un à la mission SOA (50 kVA) et un autre au campement des ménages (100 kVA) qui


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desservira aussi le centre hospitalier. La distribution nécessitera 5 km de lignes MT et environ 15 km de lignes BT. Une cuve de 6 m³ permettra de garantir la réserve d’exploitation pendant 6 à 7 jours.



Date : Prêt/Crédit N

o

: AAO N

o

: [Nom du Marché]

A : [Nom et adresse du Maître de l’ouvrage]

Mesdames et/ou Messieurs,

Ayant examiné le Dossier d’appel d’offre, y compris les annexes Nos

[indiquer les numéros], dont nous accusons ici officiellement réception, nous, soussignés, offrons de concevoir, fabriquer, tester, livrer, exécuter les travaux, et mettre en marche de manière provisoire puis définitive les installations faisant partie du marché mentionné ci-dessus, en parfaite conformité avec ledit Dossier d’appel d’offres pour la somme de : [montant en devise étrangère en toutes lettres], [montant en chiffres], et [montant en monnaie nationale en toutes lettres], [montant en chiffres] ou autres montants qui seraient déterminés conformément aux termes et conditions du marché. Les montants ci-dessus sont cohérents avec les bordereaux de prix joints et font partie de cette offre.

Nous nous engageons, si notre offre est acceptée, à commencer les installations et à les achever dans les limites de temps stipulées dans le Dossier d’appel d’offres.

Si notre offre est acceptée, nous nous engageons à fournir une garantie de restitution d’acompte et une garantie de bonne exécution dans la forme, pour les montants, et dans les délais spécifiés dans le Dossier d’appel d’offres.

Nous acceptons l’engagement de [nom proposé dans les Données particulières de l’appel d’offres] comme Conciliateur.

Nous nous engageons sur cette offre, qui consiste en cette lettre et ses documents joints numérotés de 1 à [nombre], pour une période de 120 jours, à partir de la date limite de réception des offres telle qu’elle figure dans le Dossier d’appel d’offres ; l’offre continuera à nous engager et pourra être acceptée par vous à tout moment avant la fin de cette période. Les commissions que nous avons versées ou que nous comptons verser, le cas échéant, en relation avec la préparation ou la présentation de cette offre ou avec l’exécution du marché si nous en sommes attributaires figurent ci-après :


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Généralités

1 Le bordereau de prix se compose des bordereaux relatifs à la réalisation des installations nécessaires à l’électrification des communes rurales concernées par le projet.

2. De façon générale, les bordereaux ne donnent pas une description complète des matériels et

équipements à fournir et des services à effectuer dans chaque poste. Les soumissionnaires sont réputés, avant de fournir leurs taux et prix, avoir lu le Cahier des charges techniques et autres sections du Dossier d’appel d’offres pour comprendre toute l’étendue des exigences de chaque poste. Les taux et prix indiqués seront réputés couvrir ladite étendue de ces exigences et comprendre les frais généraux et bénéfices.

3. Si les soumissionnaires ont un doute sur l’étendue d’un poste, ils devront, conformément

aux Instructions aux soumissionnaires indiquées dans le Dossier d’appel d’offres, demander des éclaircissements avant de soumettre leur offre.


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Prix 4. Les prix doivent être indiqués à l’encre indélébile, et toute modification apportée en cas

d’erreur ou pour une autre raison doit être paraphée par le Soumissionnaire. Comme il est indiqué dans les Données particulières de l’appel d’offres et le CCAP, les prix seront fermes pour toute la durée du Marché conformément à l’Annexe 2 (Révision de prix) de l’Acte d’engagement.


Pour chaque poste, les soumissionnaires doivent compléter la colonne appropriée du bordereau correspondant, en indiquant la décomposition des prix comme indiqué dans les bordereaux.

Les prix indiqués pour chaque poste dans les bordereaux sont réputés couvrir l’ensemble du poste concerné tel qu’il est détaillé dans le Cahier des charges techniques ou dans tout autre document du Dossier d’appel d’offres.


En cas de différence entre le total des montants des Bordereaux et le montant indiqué dans le Bordereau récapitulatif, le premier total prévaudra et le second sera corrigé en conséquence.

En cas de différence entre les montants exprimés en chiffres et ceux libellés en toutes lettres, ceux libellés en toutes lettres prévaudront.


8. Les postes non renseignés seront réputés inclus dans d’autres postes. Que tous les postes

aient été individuellement renseignés ou non, le TOTAL de chaque bordereau et le TOTAL du Bordereau récapitulatif seront réputés constituer le montant total correspondant à l’exécution complète des Installations et de ses parties conformément aux dispositions du Marché.

9. Sur demande du Maître de l’ouvrage aux fins de règlement total ou partiel, d’évaluation des

écarts ou d’examen des réclamations, ou pour tout autre motif raisonnable, le Constructeur fournira au Maître de l’ouvrage le détail du montant forfaitaire ou non de tout poste figurant aux bordereaux.


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Localité de LUSANGA


1 Dossier d'étude préliminaire Ff 1 2 Dossier d'avant projet Ff 1 3 Documents d'exécution Ff 1 Installation complète compris toutes sujétions de fourniture, montage, construction d'ouvrages, etc 4 groupe électrogène 340 kW complet u 1 5 Cuve de stockage 10 000 l. de carburant u 1 6 transformateur 400 kW élévateur 0,4 / 6,6 kV u 1 7 transformateur 100 kW abaisseur 6,6 / 0,4 kV u 1 8 transformateur 50 kW abaisseur 6,6 / 0,4 kV u 1 9 Ligne moyenne tension 6,6 kv km 4

10 lignes basse tension 0,4 kV km 15 11 réseau d'éclairage public 100 lampadaires u 1

12 Essais et mise en service Ff 1 13 Raccordement des consommateurs Ff 1 14 Fourniture rendue site des pièces de rechange Ens 1 15 Dossier d'exploitation Ff 1 16 Formation Ff 1 TOTAL localité de LUSANGA




Cahier des Charges Techniques – Localité de MBANKANA OCTOBRE 2007



BANQUE MONDIALE

SECTION VI. CAHIER DES CHARGES TECHNIQUES Localité de MBANKANA (province de Kinshasa)

1 - Préambule .........................................................................................................................2

2 - Objet du contrat ...............................................................................................................2

3 - Définition des prestations, fournitures et travaux.........................................................3 3 - 1 – Prestations ................................................................................................................ 3 3 - 2 – Fournitures ........................................................................................................... 5 3 - 3 – Travaux .................................................................................................................... 6


5 - Description des installations ............................................................................................6 6 – Modèles d’offre et de bordereau des prix

2 Section VII. Modèles de documents et procédures









































3 - 3 – Travaux










Mbankana est située à environ 125 km à l’est de Kinshasa sur la route vers Bandundu (coordonnées -4°N, 16,00°E). La population vivant dans cette localité est estimée à 8000 habitants, avec, dans les environs, un ensemble de cités implantées dans les années 1980 dans le cadre du Projet PIFCA, dont la direction actuelle est confiée au CADIM. La population vit essentiellement de l’agriculture, de l’élevage et du petit commerce. Les principaux produits agricoles sont le manioc, le maïs, le riz et les légumes, qui alimentent les marchés de Kinshasa. La localité dispose de près de 1000 maisons construites avec des matériaux durables, d’un centre d’instruction de la police nationale, de 3 centres de santé, de 15 églises dont 10


construites en dur, de 2 écoles primaires et 2 écoles secondaires. Les activités commerciales, concentrées le long de la route asphaltée traversant la localité, sur une longueur d’environ 1,5 km, comprennent 3 auberges, 10 moulins à manioc, 52 échoppes, 3 complexes commerciaux, 11 débits de boissons, 3 quincailleries. Douze maisons privées sont équipées de groupes électrogènes de type TIGER. La population s’approvisionne en eau dans la rivière Lufimi pour ses besoins ménagers. 5 – 2 -Analyse des besoins en énergie électrique

Besoins résidentiels : Le niveau apparent de la population permet de considérer que les premiers à se raccorder au réseau électrique seront les 40% des 1120 ménages ayant actuellement des maisons construites en dur. En prévoyant que 20% de ces ménages pourraient souscrire 500 W et les autres 200 W chacun, la puissance moyenne par ménage s’établit à 260 W. La puissance totale appelée par l’ensemble des ménages entre 18h et 23h serait de l’ordre de 35 kW et environ la moitié pendant la journée. Petites et moyennes industries : En supposant que dès la première année d’électrification, dix moulins à manioc et maïs, une chambre froide, le centre CADIM, les hôtels, les petits commerces de boissons, le pompage d’eau, et le forgeron soient raccordés au réseau, la méthode Tractebel permet d’estimer la demande foisonnée des PMI, hors pompage, à une pointe de 69 kW. Cette puissance foisonnée est appelée entre 5 et 18 heures et, en dehors de cette période, le quart de cette puissance suffira à maintenir les éventuels équipements en marche. Le pompage d’eau s’effectuera 2 à 3 heures par jour, de préférence le matin pour remplir la citerne. Eclairage public : La distance à éclairer est d’environ 6 km, soit l’installation de 151 poteaux et points lumineux à 75 W. La puissance appelée est alors de 11 kW tous les jours de 18 à 6 heures. Centres sociaux : Mbandaka compte trois centres de santé dont deux avec maternité et salles d’observation et les besoins en éclairage ont été estimés à 7,5 kW, deux écoles primaires et deux secondaires (4 kW), le poste de police et le centre d’instruction de la police (20 kW), et dix églises (5 kW). En tenant compte d’un coefficient de foisonnement de 0,6, la puissance appelée par l’ensemble des centres sociaux variera de 10 kW en journée à 21 kW en soirée. Le graphique ci-dessous donne une simulation du profil journalier de la demande en électricité, cumulée pour tous les acteurs de la localité. La pointe journalière se situe à 100 kW et est très influencée par la consommation des petites industries et le pompage d’eau. La consommation journalière s’établira dès lors à 1944 kWh, soit environ 710 MWh/an.


Profil journalier simulé de la consommation d'électricité à Mbankana

0

20

40

60

80

100

120

0 6 12 18 24

heures

puis

sanc

e ap

pelé

e en

kW



Deux solutions d’approvisionnement en énergie électrique sont possibles pour l’électrification de Mbankana :

1. Le raccordement sur la ligne HT (Kinshasa – Bandundu), qui nécessitera 30 km de ligne HT et un poste HT/MT.

2. La construction d’une centrale hydroélectrique sur la rivière Lufimi qui passe à 2,5 km de l’axe principal de Mbankana, et est dotée de chute et rapides. Une étude de pré-faisabilité existe dans laquelle la hauteur de chute brute a été estimée à 4,5 m, avec un débit nominal garanti de 3,10 m³/s.


La solution proposée consiste à construire une centrale au fil de l’eau sur la rivière Lufimi, dimensionnée pour un débit de 4 m³/s. La centrale sera équipée de deux turbines à hélice aux caractéristiques nominales suivantes :

- Hauteur de chute brute : 4,50 m - Débit nominal d’équipement : 4 m³/s - Type de turbine : à hélice - Source de la courbe de rendement de la turbine : standard - Ajustement du rendement : 0% - Débit au rendement de pointe : 4 m³/s - Rendement de la turbine au débit nominal : 83,4% - Puissance nette de la turbine au débit nominal : 147 kW


En tenant compte des paramètres ci-après pour le système : - Pertes hydrauliques maximales : 5% - Rendement de la génératrice : 95% - Pertes dans le transformateur : 1% - Pertes parasites d’électricité : 2%,

la puissance nette fournie sur le réseau sera en régime nominal de 129 kW par turbine. Un système de by-pass devra être prévu pour réguler le débit en fonction de la charge étant donné que la centrale fournira l’électricité sur un réseau isolé. La centrale alimentera trois lignes dont une vers le centre CADIM et les deux autres vers le centre de Mbankana. Afin de limiter les chutes de tension, ces 3 lignes seront à 6,6 kV et auront une longueur cumulée de 4 km. Deux transformateurs 6,6 kV / 0,4 kV, l’un de 50 kVA au centre CADIM et l’autre de 100 kVA au centre ville, sur la route asphaltée, abaisseront la tension pour la distribution. 6 - Modèle d’offre et de bordereau des prix


Date : Prêt/Crédit No : AAO No : [Nom du Marché] A : [Nom et adresse du Maître de l’ouvrage] Mesdames et/ou Messieurs, Ayant examiné le Dossier d’appel d’offre, y compris les annexes Nos [indiquer les numéros], dont nous accusons ici officiellement réception, nous, soussignés, offrons de concevoir, fabriquer, tester, livrer, exécuter les travaux, et mettre en marche de manière provisoire puis définitive les installations faisant partie du marché mentionné ci-dessus, en parfaite conformité avec ledit Dossier d’appel d’offres pour la somme de : [montant en devise étrangère en toutes lettres], [montant en chiffres], et [montant en monnaie nationale en toutes lettres], [montant en chiffres] ou autres montants qui seraient déterminés conformément aux termes et conditions du marché. Les montants ci-dessus sont cohérents avec les bordereaux de prix joints et font partie de cette offre. Nous nous engageons, si notre offre est acceptée, à commencer les installations et à les achever dans les limites de temps stipulées dans le Dossier d’appel d’offres. Si notre offre est acceptée, nous nous engageons à fournir une garantie de restitution d’acompte et une garantie de bonne exécution dans la forme, pour les montants, et dans les délais spécifiés dans le Dossier d’appel d’offres.


Nous acceptons l’engagement de [nom proposé dans les Données particulières de l’appel d’offres] comme Conciliateur. Nous nous engageons sur cette offre, qui consiste en cette lettre et ses documents joints numérotés de 1 à [nombre], pour une période de 120 jours, à partir de la date limite de réception des offres telle qu’elle figure dans le Dossier d’appel d’offres ; l’offre continuera à nous engager et pourra être acceptée par vous à tout moment avant la fin de cette période. Les commissions que nous avons versées ou que nous comptons verser, le cas échéant, en relation avec la préparation ou la présentation de cette offre ou avec l’exécution du marché si nous en sommes attributaires figurent ci-après : Nom et Montant et Objet de la adresse de l’agent monnaie commission ------------------------ ----------------------- ----------------- (si aucune commission n’a été ou ne doit être versée, indiquer « aucune ».) Jusqu’à ce qu’un marché en bonne et due forme soit préparé et signé entre nous, cette offre, complétée par votre acceptation écrite de celle-ci et la notification d’attribution du marché, constituera un marché nous obligeant réciproquement. Il est entendu que vous n’êtes pas tenus d’accepter l’offre la moins disante ni aucune des offres que vous recevez. Le jour de 19 [signature] En tant que :










cas d’erreur ou pour une autre raison doit être paraphée par le Soumissionnaire. Comme il est indiqué dans les Données particulières de l’appel d’offres et le CCAP, les prix seront fermes pour toute la durée du Marché conformément à l’Annexe 2 (Révision de prix) de l’Acte d’engagement.

5. Les prix doivent être fournis sous la forme demandée et dans les devises spécifiées dans les Instructions aux soumissionnaires du Dossier d’appel d’offres. Pour chaque poste, les soumissionnaires doivent compléter la colonne appropriée du bordereau correspondant, en indiquant la décomposition des prix comme indiqué dans les bordereaux. Les prix indiqués pour chaque poste dans les bordereaux sont réputés couvrir l’ensemble du poste concerné tel qu’il est détaillé dans le Cahier des charges techniques ou dans tout autre document du Dossier d’appel d’offres.

6. En cas de différence entre le total des montants indiqués dans la colonne pour la décomposition des prix et le montant indiqué à la ligne TOTAL, le premier montant prévaudra et le second sera corrigé en conséquence. En cas de différence entre le total des montants des Bordereaux et le montant indiqué dans le Bordereau récapitulatif, le premier total prévaudra et le second sera corrigé en conséquence. En cas de différence entre les montants exprimés en chiffres et ceux libellés en toutes lettres, ceux libellés en toutes lettres prévaudront.



postes aient été individuellement renseignés ou non, le TOTAL de chaque bordereau


et le TOTAL du Bordereau récapitulatif seront réputés constituer le montant total correspondant à l’exécution complète des Installations et de ses parties conformément aux dispositions du Marché.

9. Sur demande du Maître de l’ouvrage aux fins de règlement total ou partiel, d’évaluation des écarts ou d’examen des réclamations, ou pour tout autre motif raisonnable, le Constructeur fournira au Maître de l’ouvrage le détail du montant forfaitaire ou non de tout poste figurant aux bordereaux.

Bordereau des taux et prix Localité de MBANKANA




4 barrage au fil de l'eau Ens 15 bâtiment de la centrale hydro-électrique Ens 16 turbine type Banki 150 kW Ens 17 alternateur 1500 t/min Ens 18 équipement et appareillage électrique Ens 19 transformateur 150 kW élévateur 0,4 / 6,6 kV Ens 1

10 transformateur 100 kW abaisseur 6,6 / 0,4 Kv Ens 111 transformateur 50 kW abaisseur 6,6 / 0,4 kV Ens 112 ligne moyenne tension 6,6 kv km 413 réseau basse tension km 614 réseau d'éclairage public de 150 lampadaires Ens 1


TOTAL localité de MBANKANA




Cahier des Charges Techniques – Localité de SAKE OCTOBRE 2007



BANQUE MONDIALE

SECTION VI. CAHIER DES CHARGES TECHNIQUES Localité de SAKE (province du Nord Kivu)

1 - Préambule .........................................................................................................................2

2 - Objet du contrat ...............................................................................................................2



5 - Description des installations ............................................................................................6 6 – Modèles d’offre et de bordereau des prix……………………………………………..11










































3 - 3 – Travaux










Sake est située sur le territoire de Masisi, à 27 km de Goma, sur la route n° 3 reliant Goma à Bukavu et l’agglomération compte près de 28000 habitants. L’agriculture et l’élevage constituent les activités principales de la population. Les cultures vivrières sont le haricot, le maïs, le soja, la patate douce, le manioc, la banane, alors que le café est la seule culture industrielle. Le projet d’électrification concerne dans un premier temps les habitants vivant dans un rayon de 1 km autour du marché. La cité est traversée par une artère principale qui mène à Kikola en passant par la mission catholique. Parmi les 5000 maisons inventoriées dans la cité, près


de la moitié sont construites en matériaux durables (murs en brique et toit en tôles) ou semi-durables (murs en planches et toit en tôles). La population très dynamique, possède un comité pour l’électrification qui œuvre pour la réhabilitation de la centrale dont la construction avait été initiée avant l’indépendance, mais n’a jamais été réalisée. Ce comité déclare être prêt à sensibiliser les ménages pour un raccordement massif et compte s’organiser pour faciliter le paiement régulier des factures. Il a pu obtenir le financement d’une turbine de 225 kVA, fabriquée localement. Une vingtaine de ménages possède un groupe électrogène et certains utilisent des batteries rechargées une fois par semaine à Goma pour alimenter les radios et postes TV. Le petit commerce est développé, essentiellement celui des produits de première nécessité. Comme PMI, existent 5 moulins à manioc en fonctionnement, une boulangerie avec four à bois et un atelier de soudure. Les dépenses substituables ont été évaluées à environ 10 USD/mois pour le ménage moyen et à plus de 200 USD/mois en frais de gazole pour les meuniers. Les infrastructures sociales identifiées sont un centre de santé, un poste de santé, un collège de métiers, deux écoles primaires et trois secondaires, un poste de police, un institut supérieur des techniques commerciales et économiques et une maison de conférence GEAD.


Besoins résidentiels : Etant donné l’existence et le dynamisme annoncé du comité d’électrification rurale, il est possible d’espérer qu’à très court terme le taux de raccordement atteingne 40% des ménages. En prévoyant que 20% de ces ménages pourra souscrire 500 W et les autres 200 W chacun, la puissance moyenne par ménage s’établit à 260 W. La puissance totale appelée par l’ensemble des ménages sera alors de l’ordre de 114 kW entre 18h et 22h et environ le tiers pendant la journée. Petites et moyennes industries : Dès la première année d’électrification, les cinq moulins à manioc et maïs, la presse à huile, le mélangeur d’aliments pour bétail, une chambre froide pour la conservation des produits d’élevage, l’atelier de soudure, les boutiques et les petits commerces de boissons, se raccorderont au réseau. La méthode Tractebel permet d’estimer la demande foisonnée des PMI à une pointe de 35 kW. Cette puissance foisonnée est appelée entre 5 et 18 heures et, en dehors de cette période, la moitié de cette puissance suffit à maintenir les éventuels équipements en fonctionnement. Eclairage public : La distance à éclairer est d’environ 4 km avec l’installation de 101 poteaux et points lumineux. La puissance appelée est alors de 13 kW tous les jours de 18 à 6 heures. Centres sociaux : SAKE compte un centre hospitalier et un dispensaire. Les besoins du centre hospitalier ont été évalués 20 kW dont 6 kW en éclairage et 14 kW pour les équipements de laboratoire. Ceux du dispensaire s’élèvent à environ 2 kW, ceux des


deux écoles primaires et trois secondaires (4 kW), du poste de police (0,5 kW), et des trois paroisses (1,5 kW). En tenant compte d’un coefficient de foisonnement de 0,6, la puissance appelée par l’ensemble des centres sociaux varie de 22 kW en journée à 14 kW en soirée, puis à 11 kW entre 0 et 6 heures. Le graphique ci-dessous donne une simulation du profil journalier de la demande en électricité, cumulée pour tous les acteurs de la localité. La pointe journalière se situe à 158 kW en soirée, sous l’effet de l’éclairage tant urbain que domestique. La consommation journalière est dès lors estimée à 2,4 MWh, soit environ 874 MWh/an.

Profil journalier simulé de la consommation d'électricité à SAKE

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0 6 12 18 24

heures

puis

sanc

e ap

pelé

e en

kW



* A 1,5km du marché de SHASHA se trouve sur la rivière MUTONI une chute avec une dénivellation d’environ 102m pouvant accueillir un aménagement hydroélectrique. Des études antérieures menées par la SNEL en collaboration avec ASILI1 ont révélées un débit moyen de 42 litres/s. * Une deuxième solution consiste à créer un poste HT/MT sur la ligne 70 kV (Bukavu – Goma), à partir du pylône situé à environ 5 km de SAKE et de construire une ligne 30 kV jusqu’à KIROTSHE en passant par SAKE avec une cabine MT/BT en face de l’hôpital et une autre au droit du marché de SHASHA pour l’approvisionnement de cette localité. Cette solution aurait l’avantage de faciliter l’électrification d’autres localités environnantes par extension de la ligne MT, et les stations relais de téléphonie mobile (VODACOM et CELTEL).



* Enfin, une dernière solution consiste en la réhabilitation de l’aménagement hydroélectrique situé à 2,5 km du centre de Sake


La solution consiste à réhabiliter l’aménagement datant de la période coloniale et dont les travaux n’ont jamais été achevés suite aux évènements post-indépendance et installer sur le site un barrage déversoir avec bassin désableur de mise en charge (25 m x 6m x 2m) de manière à créer une dénivellation nette de 16 mètres. Tenant compte d’un débit moyen de 2 m³/s, garanti pendant 8 mois par an, soit 66% du temps, de l’installation d’une turbine à double compartiment ainsi que d’un rendement global de 70%, la puissance développable sera de 220 kW en période d’étiage. L’installation comprendra aussi un bâtiment abritant les équipements électromécaniques de la centrale (turbine de type Banki d’une puissance de 225 kW, un alternateur 1500 tr/min, un multiplicateur de vitesse, un régulateur, des armoires électriques), un canal de restitution et les ancrages en béton armé pour la conduite forcée, dont la longueur est estimée à 285 mètres. La distribution de l’électricité de la centrale à SAKE sera réalisée avec sortie BT pour alimenter l’école des métiers et l’école secondaire catholique et 2,5 km de ligne MT 6,6 kV reliant la centrale aux trois cabines 6,6kV / 0,4 kV d’où partiront 5 lignes BT alimentant les moulins du marché, les habitations et les centres sociaux, etc. 5 – 5 - Schéma simplifié de l’installation



Date : Prêt/Crédit No : AAO No : [Nom du Marché] A : [Nom et adresse du Maître de l’ouvrage] Mesdames et/ou Messieurs, Ayant examiné le Dossier d’appel d’offre, y compris les annexes Nos [indiquer les numéros], dont nous accusons ici officiellement réception, nous, soussignés, offrons de concevoir, fabriquer, tester, livrer, exécuter les travaux, et mettre en marche de manière provisoire puis définitive les installations faisant partie du marché mentionné ci-dessus, en parfaite conformité avec ledit Dossier d’appel d’offres pour la somme de : [montant en devise étrangère en toutes lettres], [montant en chiffres], et [montant en monnaie nationale en toutes lettres], [montant en chiffres] ou autres montants qui seraient déterminés conformément aux termes et conditions du marché. Les montants ci-dessus sont cohérents avec les bordereaux de prix joints et font partie de cette offre. Nous nous engageons, si notre offre est acceptée, à commencer les installations et à les achever dans les limites de temps stipulées dans le Dossier d’appel d’offres. Si notre offre est acceptée, nous nous engageons à fournir une garantie de restitution d’acompte et une garantie de bonne exécution dans la forme, pour les montants, et dans les délais spécifiés dans le Dossier d’appel d’offres. Nous acceptons l’engagement de [nom proposé dans les Données particulières de l’appel d’offres] comme Conciliateur. Nous nous engageons sur cette offre, qui consiste en cette lettre et ses documents joints numérotés de 1 à [nombre], pour une période de 120 jours, à partir de la date limite de réception des offres telle qu’elle figure dans le Dossier d’appel d’offres ; l’offre continuera à nous engager et pourra être acceptée par vous à tout moment avant la fin de cette période.


Les commissions que nous avons versées ou que nous comptons verser, le cas échéant, en relation avec la préparation ou la présentation de cette offre ou avec l’exécution du marché si nous en sommes attributaires figurent ci-après : Nom et Montant et Objet de la adresse de l’agent monnaie commission ------------------------ ----------------------- ----------------- (si aucune commission n’a été ou ne doit être versée, indiquer « aucune ».) Jusqu’à ce qu’un marché en bonne et due forme soit préparé et signé entre nous, cette offre, complétée par votre acceptation écrite de celle-ci et la notification d’attribution du marché, constituera un marché nous obligeant réciproquement. Il est entendu que vous n’êtes pas tenus d’accepter l’offre la moins disante ni aucune des offres que vous recevez. Le jour de 19 [signature] En tant que :






2. De façon générale, les bordereaux ne donnent pas une description complète des

matériels et équipements à fournir et des services à effectuer dans chaque poste. Les soumissionnaires sont réputés, avant de fournir leurs taux et prix, avoir lu le Cahier des charges techniques et autres sections du Dossier d’appel d’offres pour comprendre toute l’étendue des exigences de chaque poste. Les taux et prix indiqués


seront réputés couvrir ladite étendue de ces exigences et comprendre les frais généraux et bénéfices.





5. Les prix doivent être fournis sous la forme demandée et dans les devises spécifiées

dans les Instructions aux soumissionnaires du Dossier d’appel d’offres. Pour chaque poste, les soumissionnaires doivent compléter la colonne appropriée du bordereau correspondant, en indiquant la décomposition des prix comme indiqué dans les bordereaux. Les prix indiqués pour chaque poste dans les bordereaux sont réputés couvrir l’ensemble du poste concerné tel qu’il est détaillé dans le Cahier des charges techniques ou dans tout autre document du Dossier d’appel d’offres.

6. En cas de différence entre le total des montants indiqués dans la colonne pour la

décomposition des prix et le montant indiqué à la ligne TOTAL, le premier montant prévaudra et le second sera corrigé en conséquence. En cas de différence entre le total des montants des Bordereaux et le montant indiqué dans le Bordereau récapitulatif, le premier total prévaudra et le second sera corrigé en conséquence. En cas de différence entre les montants exprimés en chiffres et ceux libellés en toutes lettres, ceux libellés en toutes lettres prévaudront.







Bordereau des taux et prix Localité de SAKE



Installation complète compris toutes sujétions de fourniture, montage, construction d'ouvrages, etc :

4 barrage déversoir Ens 15 bassin désableur de mise en charge Ens 16 conduite forcée avec canal de restitution Ens 17 turbine Blanki 225 kW avecmultiplicateur de vitesse u 18 alternateur 1 500 t/min u 19 équipement et appareillage électrique Ens 1

10 transformateur élévateur 0,4 kv / 6,6 kv u 111 transformateur 100 kW abaisseur 6,6 kv / 0,4 kv u 312 ligne moyenne tension 6,6 kv km 2,513 lignes basse tension km 714 réseau d'éclairage public de 100 lampadaires Ens 1


TOTAL localité de SAKE




Cahier des Charges Techniques – Localité de SIMBILYABO OCTOBRE 2007



BANQUE MONDIALE

SECTION VI. CAHIER DES CHARGES TECHNIQUES Localité de SIMBILYABO (province Orientale)

1 - Préambule .........................................................................................................................2

2 - Objet du contrat ...............................................................................................................2



5 - Description des installations ............................................................................................7 6 – Modèles d’offre et de bordereau des prix………………………………………………9


































Au titre des prestations, le constructeur assurera la mise en place et le montage de tous les matériels, équipements et appareillages des installations et procèdera notamment à tous les raccordements, fixations et scellements nécessaires.


3 -1 – 6 – Essais et mise en service








3 - 3 – Travaux










Simbilyabo, quartier périphérique de la ville de Bunia, est situé à 5 km du centre ville sur le prolongement de l’Avenue NYAKASANZA, après les quartiers SALONGO, RWAMBIZI et SAYO. La population estimée à 6000 habitants, est très hétérogène. Elle tire ses revenus de l’agriculture, du petit élevage (lapins, volaille, porcs), du petit commerce et beaucoup d’hommes travaillent à Bunia comme maçons, etc. Les principaux produits agricoles sont le manioc, le haricot, le maïs, le soja, la patate douce, etc. Le quartier ne dispose pas de moulin, ce qui oblige les femmes à aller à 1,7 km pour moudre les grains et le manioc. Cette tâche est d’autant plus contraignante qu’elle est récurrente chez


les dames fabriquant et vendant la bière locale, à base de maïs. La zone peut être qualifiée de très évolutive, prototype des périphéries urbaines. Après les pillages qui ont entraîné des incendies, les habitants ont pris l’habitude de construire les cases avec le toit en tôle, plus résistante au feu que la paille. Parmi les 900 ménages identifiés, près de la moitié ont construit leur habitation en matériaux durables. Les dépenses substituables par l’électrification ont été évaluées à environ 14 USD/mois pour le ménage moyen. Les infrastructures sociales identifiées sont l’Institut Panafricain de Santé Communautaire (IPASC), deux écoles primaires et secondaires le long de l’axe principal, une école secondaire privée (avenue Jérusalem), un bureau administratif, un centre de santé, un poste de santé et des églises.


Besoins résidentiels : Sur les 900 maisons que compte Simbilyabo, environ la moitié est susceptible d’être électrifiée à court terme, car en construction durable (briques et toit en tôle). Il est raisonnable de penser que 30% de ces ménages pourront se connecter dès la première année. Si 10% souscrit 1 kW et les autres 300 W chacun, la puissance moyenne par ménage s’établira à 370 W. La puissance foisonnée appelée par l’ensemble des ménages de cette localité sera alors comprise entre 9 kW dans la journée et 28 kW de 18h à 22h. Petites et moyennes industries : Sont susceptibles de se raccorder les 2 moulins à manioc et maïs, le petit artisanat, une chambre froide et quelques boutiques. Il en résulte, selon la méthode Tractebel, une puissance foisonnée de 20 kW, appelée entre 7 et 18 heures et, en dehors de cette période les moulins étant arrêtés, la puissance appelée chute à la moitié du fait de la chambre froide. Eclairage public : La distance à éclairer est d’environ 5 km avec l’installation de 126 poteaux et points lumineux. Avec l’hypothèse de 75 W par point lumineux, la puissance appelée sera alors de 9,5 kW tous les jours de 18 à 6 heures. Centres sociaux : Simbilyabo compte l’ISPASC avec une cité des enseignants dont les besoins ont été évalués à 20 kW. Dans le périmètre du projet, deux écoles (2 kW), le poste de police (0,5 kW), deux paroisses (1,5 kW), le bureau de quartier, les centre et poste de santé sont les potentiels consommateurs. En tenant compte d’un coefficient de foisonnement de 0,6, la puissance appelée par l’ensemble des centres sociaux variera de 16 kW en soirée à 11 kW en soirée, puis à environ 8 kW entre 0 et 6 heures. Le graphique ci-après donne une simulation du profil journalier de la demande en électricité, cumulée pour tous les acteurs de la localité. La pointe journalière, 74 kW se situe en soirée


car dominée par les éclairages domestique, public et sociaux. La consommation journalière est dès lors estimée à 1029 kWh, soit 376 MWh/an.

Profil journalier simulé de la consommation d'électricité à Simbilyabo

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0 6 12 18 24

heures

puis

sanc

e ap

pelé

e en

kW


5 - 3 – Inventaire des sources d’énergie potentielles

Bien que le quartier soit délimité par les rivières Rwambuzi, Nguezi et Tagata, il n’est pas possible d’envisager un aménagement hydroélectrique. Par contre, une extension de la ligne MT à partir de la cabine CATECHESE, à côté de l’Institut Supérieur Religieux (ISR), située à environ 2 km de Simbilyabo, jusqu’à l’ISPASC, soit 4 km de ligne MT est envisageable,.cette solution ayant l’avantage de renforcer l’électrification de SALONGO, RWAMBUZI et SAÏO dont les rares lignes BT sont vétustes et à la limite de la sécurité avec les risques d’ incendies ou électrocutions domestiques inhérents. Une autre solution consiste en l’extension de la ligne MT jusqu’à l’entrée de SIMBILYABO, soit sur 2 km : solution moins coûteuse que la précédente, mais occasionnant des chutes de tension au niveau de l’ISPASC (amphis et logements). 5 – 4 - Description de la solution technique proposée

La solution retenue consiste à construire une ligne MT à partir du pylône de la cabine CATECHESE jusqu’à l’IPASC, soit environ 4 km et installer des transformateurs MT/BT :

- au marché SAÏO où sont installés beaucoup de moulins (75 kVA/6,6/0,4 kV), - au rond point à l’entrée de Simbilyabo (75 kVA/6,6/0,4 kV) d’où partiront les lignes

BT, - et à l’IPASC (50 kVA/6,6/0,4 kV) où une charge importante pourra se développer

dans le futur (cours en soirée, logements des enseignants, future résidence universitaire, extension des habitations, etc.).


5 – 5 - Schéma simplifié de l’installation

6 – Modèles d’offre et de bordereau des prix


Date : Prêt/Crédit No : AAO No : [Nom du Marché] A : [Nom et adresse du Maître de l’ouvrage] Mesdames et/ou Messieurs, Ayant examiné le Dossier d’appel d’offre, y compris les annexes Nos [indiquer les numéros], dont nous accusons ici officiellement réception, nous, soussignés, offrons de concevoir, fabriquer, tester, livrer, exécuter les travaux, et mettre en marche de manière provisoire puis définitive les installations faisant partie du marché mentionné ci-dessus, en parfaite conformité avec ledit Dossier d’appel d’offres pour la somme de : [montant en devise étrangère en toutes lettres], [montant en chiffres], et [montant en monnaie nationale en toutes lettres], [montant en chiffres] ou autres montants qui seraient déterminés


conformément aux termes et conditions du marché. Les montants ci-dessus sont cohérents avec les bordereaux de prix joints et font partie de cette offre. Nous nous engageons, si notre offre est acceptée, à commencer les installations et à les achever dans les limites de temps stipulées dans le Dossier d’appel d’offres. Si notre offre est acceptée, nous nous engageons à fournir une garantie de restitution d’acompte et une garantie de bonne exécution dans la forme, pour les montants, et dans les délais spécifiés dans le Dossier d’appel d’offres. Nous acceptons l’engagement de [nom proposé dans les Données particulières de l’appel d’offres] comme Conciliateur. Nous nous engageons sur cette offre, qui consiste en cette lettre et ses documents joints numérotés de 1 à [nombre], pour une période de 120 jours, à partir de la date limite de réception des offres telle qu’elle figure dans le Dossier d’appel d’offres ; l’offre continuera à nous engager et pourra être acceptée par vous à tout moment avant la fin de cette période. Les commissions que nous avons versées ou que nous comptons verser, le cas échéant, en relation avec la préparation ou la présentation de cette offre ou avec l’exécution du marché si nous en sommes attributaires figurent ci-après : Nom et Montant et Objet de la adresse de l’agent monnaie commission ------------------------ ----------------------- ----------------- (si aucune commission n’a été ou ne doit être versée, indiquer « aucune ».) Jusqu’à ce qu’un marché en bonne et due forme soit préparé et signé entre nous, cette offre, complétée par votre acceptation écrite de celle-ci et la notification d’attribution du marché, constituera un marché nous obligeant réciproquement. Il est entendu que vous n’êtes pas tenus d’accepter l’offre la moins disante ni aucune des offres que vous recevez. Le jour de 19 [signature] En tant que :

[titre]


Dûment autorisé à signer cette offre pour et au nom de : [nom du Soumissionnaire]





matériels et équipements à fournir et des services à effectuer dans chaque poste. Les soumissionnaires sont réputés, avant de fournir leurs taux et prix, avoir lu le Cahier des charges techniques et autres sections du Dossier d’appel d’offres pour comprendre toute l’étendue des exigences de chaque poste. Les taux et prix indiqués seront réputés couvrir ladite étendue de ces exigences et comprendre les frais généraux et bénéfices.








décomposition des prix et le montant indiqué à la ligne TOTAL, le premier montant prévaudra et le second sera corrigé en conséquence.








Bordereau des taux et prix Localité de SIMBILYABO




4 ligne moyenne tension 6,6 kv km 45 transformateur 75 kW abaisseur 6,6 kv / 0,4 kv u 26 transformateur 50 kW abaisseur 6,6 kv / 0,4 kv u 17 ligne basse tension 0,4 kv km 108 équipement et appareillage électriques Ens 19 réseau d'éclairage public Ens 1


TOTAL localité de SIMBILYABO




Cahier des Charges Techniques – Localité de TSHIBASHI-KATUAMBI OCTOBRE 2007



BANQUE MONDIALE


Localité de TSHIBASHI-KATUAMBI (province du Kasaî Occidental)

1 - Préambule .........................................................................................................................2

2 - Objet du contrat ...............................................................................................................2




6 – Modèles d’offre et de bordereau des prix……………………………………………..10










































3 - 3 – Travaux










Tshibashi est située à 12 km de Kananga, sur la route Kananga-Ilebo. Sa population, forte de 1000 habitants, est essentiellement agricole, mais compte parmi elle, une dizaine de ménages possédant un groupe électrogène TIGER. Les produits cultivés sont le manioc, le maïs, la banane, etc. La localité est dotée d’un institut technique agricole, d’une école primaire, d’un centre de santé, d’une maternité, d’un internat mixte et d’un couvent. Katuambi est situé à environ 2 km de la paroisse de Tshibashi.


Ce petit village est réputé pour son centre neuropsychiatrique, actuellement géré par les Frères de la Charité. Sa population estimée, à 5000 habitants, est essentiellement constituée d’anciens malades, qui s’y sont installés et s’adonnent à l’élevage et l’agriculture. Le reste de la population est constitué par le personnel du Centre dont les activités ont été élargies à d’autres spécialités de la médecine. La communauté des Frères de la Charité possède actuellement un groupe de 32 kVA en prêt qui permet d’éclairer le centre, la maison de la communauté, 5 maisons de médecins, pendant 1 à 2 heures par jour et d’assurer le pompage. Le camp des infirmiers a été déconnecté faute de carburant et de son coût élevé. Les Frères exploitent également une minoterie pour l’approvisionnement du centre en farine, mais la consommation élevée en carburant (10 litres/heure) ne permet pas une exploitation accrue en faveur de la population. Comme PMI, il existe 2 moulins à Tshibashi et 4 à Katuambi. 5 – 9 – 2 – Analyse des besoins en énergie électrique

Besoins résidentiels : A Katuambi, la demande résidentielle sera dans un premier temps celle du personnel du Centre neuropsychiatrique, soit les 4 maisons de cadres, la maison de la communauté et les 43 habitations du camp des infirmiers et autres personnels. A Tshibashi, il est possible de compter sur une vingtaine de ménages qui se connecte dès la première année. Etant donné leur statut, il est raisonnable d’estimer que 30% de ces ménages souscriront 1 kW et les autres 400 W chacun, la puissance moyenne par ménage s’établira alors à 580 W. La puissance foisonnée appelée par l’ensemble des ménages de cette localité sera comprise entre 10 kW dans la journée et 20 kW de 18h à 22h. Petites et moyennes industries : Les PMI seront dominées par les 6 moulins qui préfèreront une énergie moins coûteuse et indépendante de l’approvisionnement en gazole. La minoterie des Frères de la Charité fonctionnant de temps en temps, le petit artisanat, le centre de formation en menuiserie, l’élevage porcin, une chambre froide et quelques boutiques sont demandeurs en énergie électrique. Il s’ensuit, selon la méthode Tractebel, une puissance foisonnée de 46 kW, appelée entre 7 et 18 heures. En dehors de cette période, les moulins étant arrêtés, la puissance appelée chute au tiers, la chambre froide étant la principale charge. Eclairage public : La distance à éclairer est d’environ 5 km avec l’installation de 126 poteaux et points lumineux. Avec l’hypothèse de 75 W par point lumineux, la puissance appelée sera alors de 9,5 kW tous les jours de 18 à 6 heures. Centres sociaux : La zone du projet compte un institut technique agricole doté d’un internat, d’un centre hospitalier de grande capacité (25 kW), d’un centre de santé doté d’une maternité (5 kW),


d’un couvent de sœurs catholiques (5 kW), de deux paroisses (1 kW), de deux écoles primaires (1 kW), etc. En tenant compte d’un coefficient de foisonnement de 0,6, la puissance appelée par l’ensemble des centres sociaux variera de 24 kW dans la journée, dominée par les équipements en milieu hospitalier, à 16 kW en soirée, puis à environ 12 kW entre 0 et 6 heures, dominée par l’éclairage. Le graphique ci-après donne une simulation du profil journalier de la demande en électricité, cumulée pour tous les acteurs de la localité. La pointe journalière (92 kW) se situe en soirée, car dominée par le pompage d’eau, les éclairages domestique, public et sociaux. La consommation journalière est dès lors estimée à 1,58 MWh, soit 576 MWh/an.

Profil journalier simulé de la consommation d'électricité à TSHIBASHI - KATUAMBI

0102030405060708090

100110120130140

0 6 12 18 24

heures

puis

sanc

e ap

pelé

e en

kW


5 – 9 – 3 - Inventaire des sources d’énergie potentielles

A 1,5 km du centre de Tshibashi, passe la rivière du même nom, un des multiples affluents de la rivière Lulua. Le site de coordonnées 6°50’ en latitude Sud et 22°20’ en longitude Est, a une altitude de 516,72 mètres. Une étude de faisabilité technique, datant de 2002, fait état d’une capacité de production supérieure à 2 MW, pour un débit moyen de 28,72 m³/s et une hauteur brute de plus de 11 mètres. La visite du site lors de la mission permet d’estimer un débit de 14 m³/s et l’aménagement éventuel d’une dénivellation naturelle de plus ou moins 3 mètres, avec une conduite forcée de longueur raisonnable en aval du pont-route. Le débit ainsi observé coïncide avec le débit minimal calculé à partir des statistiques pluviométriques de la ville de Kananga sur une période de 30 ans. Une deuxième possibilité est l’extension du réseau MT sur une distance d’environ 10 km, mais l’approvisionnement de ce poste, point de raccordement, tributaire du fonctionnement de la centrale thermique de Kananga étant aléatoire, un raccordement ne peut être envisagé.



5 – 9 – 4 - Solution technique proposée

La solution proposée consiste à équiper le site décrit ci-haut sur la rivière Tshibashi de : - un barrage-pont suivant l’axe de la route, avec une prise d’eau de surface munie d’un

grillage et suivie d’un bassin désableur, - un canal d’amenée à ciel ouvert sur la rive droite, - une chambre de mise en charge pour maintenir le débit constant, - une conduite forcée résistant à la corrosion, - une turbine Banki, - un canal de fuite, - un alternateur

En tenant compte du débit moyen de 14 m³/s, disponible toute l’année, une hauteur nette de 3 mètres et un rendement de la turbine de 65%, la puissance nette disponible à l’arbre sera de 268 kW. En tenant compte du rendement du système estimé à 88%, la puissance nette fournie au réseau sera de 234 kW. 5 - 9 – 5 – Schéma simplifié de l’installation




Date : Prêt/Crédit No : AAO No : [Nom du Marché] A : [Nom et adresse du Maître de l’ouvrage] Mesdames et/ou Messieurs, Ayant examiné le Dossier d’appel d’offre, y compris les annexes Nos [indiquer les numéros], dont nous accusons ici officiellement réception, nous, soussignés, offrons de concevoir, fabriquer, tester, livrer, exécuter les travaux, et mettre en marche de manière provisoire puis définitive les installations faisant partie du marché mentionné ci-dessus, en parfaite conformité avec ledit Dossier d’appel d’offres pour la somme de : [montant en devise étrangère en toutes lettres], [montant en chiffres], et [montant en monnaie nationale en toutes lettres], [montant en chiffres] ou autres montants qui seraient déterminés conformément aux termes et conditions du marché. Les montants ci-dessus sont cohérents avec les bordereaux de prix joints et font partie de cette offre. Nous nous engageons, si notre offre est acceptée, à commencer les installations et à les achever dans les limites de temps stipulées dans le Dossier d’appel d’offres. Si notre offre est acceptée, nous nous engageons à fournir une garantie de restitution d’acompte et une garantie de bonne exécution dans la forme, pour les montants, et dans les délais spécifiés dans le Dossier d’appel d’offres. Nous acceptons l’engagement de [nom proposé dans les Données particulières de l’appel d’offres] comme Conciliateur. Nous nous engageons sur cette offre, qui consiste en cette lettre et ses documents joints numérotés de 1 à [nombre], pour une période de 120 jours, à partir de la date limite de réception des offres telle qu’elle figure dans le Dossier d’appel d’offres ; l’offre continuera à nous engager et pourra être acceptée par vous à tout moment avant la fin de cette période.


Les commissions que nous avons versées ou que nous comptons verser, le cas échéant, en relation avec la préparation ou la présentation de cette offre ou avec l’exécution du marché si nous en sommes attributaires figurent ci-après : Nom et Montant et Objet de la adresse de l’agent monnaie commission ------------------------ ----------------------- ----------------- (si aucune commission n’a été ou ne doit être versée, indiquer « aucune ».) Jusqu’à ce qu’un marché en bonne et due forme soit préparé et signé entre nous, cette offre, complétée par votre acceptation écrite de celle-ci et la notification d’attribution du marché, constituera un marché nous obligeant réciproquement. Il est entendu que vous n’êtes pas tenus d’accepter l’offre la moins disante ni aucune des offres que vous recevez. Le jour de 19 [signature] En tant que :







matériels et équipements à fournir et des services à effectuer dans chaque poste. Les soumissionnaires sont réputés, avant de fournir leurs taux et prix, avoir lu le Cahier des charges techniques et autres sections du Dossier d’appel d’offres pour


comprendre toute l’étendue des exigences de chaque poste. Les taux et prix indiqués seront réputés couvrir ladite étendue de ces exigences et comprendre les frais généraux et bénéfices.















Localité de TSHIBASHI-KATUAMBI




4 barrage-pont avec prise d'eau de surface Ens 15 canal d'amenée et chambre de mise en charge Ens 16 conduite forcée et canal de restitution Ens 17 bâtiment de la centrale hydro-électrique Ens 18 turbine type Banki 270 Kw u 19 alternateur 1 500 t/min u 1

10 equipement et appareillage électrique Ens 111 transformateur 300kW élévateur 0,4 kv / 6,6 kv u 112 transformateur 100 kW abaisseur 6,6 ikv / 0,4 kv u 113 transformateur 50 kW abaisseur 6,6 kv / 0,4 kv u 114 ligne moyenne tension 6,6 kv km 3,615 ligne basse tension 0,4 kv km 416 réseau d'éclairage public 126 lampadaires Ens 1


TOTAL localité de TSHIBASHI-KATUAMBI





Cahier des Charges Techniques – Localité de TUMBWE OCTOBRE 2007



BANQUE MONDIALE

SECTION VI. CAHIER DES CHARGES TECHNIQUES Localité de TUMBWE (province du Katanga)

1 - Préambule........................................................................................................................... 2

2 - Objet du contrat................................................................................................................. 2

3 - Définition des prestations, fournitures et travaux .......................................................... 3 3 - 1 – Prestations ................................................................................................................3 3 - 2 – Fournitures................................................................................................................5 3 - 3 – Travaux.....................................................................................................................5

4 – Normes et réglementations ............................................................................................... 5

5 - Description des installations..............................................................................................6 6 – Modèles d’offre et de bordereau des prix………………………………………………9


2

Cahier des charges techniques

1 - Préambule












10. Formation du personnel d’exploitation, entretien et maintenance des installations.


3

3 - Définition des prestations, fournitures et travaux








équipements, Les plans-guides et schémas devront expliciter les descriptions et définitions données par les pièces écrites et donner une image précise des ouvrages, aménagements et installations permettant une parfaite compréhension des dispositions envisagées. De plus, les documents ci-dessus seront complétés par la production de toutes les documentations, fiches techniques, certificats de tests et résultats des essais relatifs aux matériels, équipements et appareillages proposés pour être mis en place dans les installations. Ce dossier d’avant projet sera soumis à l’examen et l’approbation du Maître d’Ouvrage. 3 - 1 – 3 – Documents d’exécution

Après avoir obtenu l’accord du Maître d’Ouvrage sur les dispositions de l’avant projet, le constructeur procédera à l’élaboration des documents d’exécution comprenant d’une part les


4

études et plans détaillés de construction des ouvrages et aménagements, et d’autre part, les préparation et passation des commandes lui permettant d’approvisionner les matériels, équipements et appareillages prévus. Ces documents devront, avant mise en exécution, être soumis au Maître d’Ouvrage qui en vérifiera la conformité avec les documents préparés au titre de l’avant projet et fera part de ses observations ou de sa non objection à la réalisation suivant les dispositions de ceux-ci. Cet avis favorable ne dégagera en rien la responsabilité du constructeur quant au bon fonctionnement des installations et aux résultats de performance. De plus, tous plans et notes de calculs des ouvrages, bâtiments et aménagements seront soumis à l’examen et à l’approbation d’un Bureau de Contrôle Technique agréé, chargé de donner son avis sur les dispositions figurées sur les documents d’exécution. Les frais inhérents à l’intervention de ce bureau seront à la charge du constructeur. 3 - 1 – 4 – Documents d’exploitation




procédures de fonctionnement et service, ▪ la notice d’entretien et de maintenance d’une part des ouvrages et aménagements, et

d’autre part, des matériels, équipements et appareillages, 3 -1 – 5 – Mise en place et montage





5




Le constructeur assurera la fourniture, rendue sur le site des installations, de tous les matériels, équipements et appareillages nécessaires à la complète réalisation de celles-ci, tels qu’ils auront été définis par l’étude d’avant projet et les documents d’exécution approuvés par le Maître d’Ouvrage. Le constructeur, tout en assumant la responsabilité de la conformité des matériels, équipements et appareillages, devra remettre au Maître d’Ouvrage tous les certificats d’essais et contrôles effectués en usine lors de la fabrication. De même, le constructeur assurera l’approvisionnement de la totalité des pièces d’usure et de rechange nécessaires à une durée d’exploitation de trois ans telles qu’elles auront été définies lors de l’étude d’avant projet. 3 - 3 – Travaux



- IEC 61936-1 : installations électriques en courant alternatif de tension supérieure à 1 Kv IEC 61915-1 : low voltage switchgear and controlgear IEC 60364 : low voltage electrical installations IEC 61000 : compatibilité électromagnétique IEC 61557 : electrical safety in low voltage distribution systems up

to 1 kv AC and 1,5 kv DC


6

IEC 61558 : safety of power transformers, power supply units and similar devices

De plus, le constructeur s’engage à délivrer un courant électrique respectant les normes de qualité ci-après :



5 – 1 – Données générales (localisation, population, conditions économiques locales, topologie, etc.) Tumbwe est situé à 30 km au nord de Lubumbashi sur la route de Likasi. Sa population estimée à 1500 habitants est répartie en cinq quartiers disposés de part et d’autre de la route de Lubumbashi. Parmi les 230 maisons inventoriées dans la cité, 35 sont construites en matériaux durables, soit environ 16%. La population est essentiellement agricole, produisant du manioc, du maïs, du haricot, de la patate douce, des arachides et des cultures maraîchères (tomate, choux, carotte, persil, ail, etc.). L’artisanat comprend une forge et l’exploitation artisanale des minerais. D’autres activités identifiées sont la couture, une salle vidéo, le petit commerce et la fabrication des briques avec utilisation de fours, ainsi que 5 moulins en fonctionnement et une boulangerie artisanale avec four à bois. 14% des ménages possèdent un téléviseur fonctionnant sur batterie, dont la recharge se fait une fois par semaine, à environ 7 km de la cité, moyennant 1US$. En moyenne, 12 piles sont consommées par ménage et par mois pour écouter la radio, et la consommation de pétrole pour l’éclairage est estimée à 73 cl par semaine, ce qui, pour chaque ménage moyen, correspond à une dépense de l’ordre de 10 USD par mois Les ménages moins fortunés dépensent 6 USD par mois pour s’éclairer à la bougie, à raison d’une bougie par soirée. En outre, 10 groupes électrogènes fonctionnent à Tumbwe et les moulins consomment 10 à 12 litres de gazole par semaine correspondant à une dépense de 60 USD par mois, soit la moitié de leur chiffre d’affaires mensuel. Comme association structurée, il faut citer l’Association des agriculteurs, encadrée par l’UNICEF et le comité des enseignants. L’approvisionnement en eau se fait à partir d’une source aménagée jadis par la Commission Nationale de l’Energie. Comme infrastructures sociales, Tumbwe dispose d’une école primaire, d’un centre de santé, de deux postes de santé, d’une paroisse catholique et d’une mission kimbanguiste. 5 – 2 - Analyse des besoins en énergie électrique

Besoins résidentiels : Les premiers à se raccorder au réseau électrique seront les 14% des ménages ayant actuellement un téléviseur et à très court terme les 35 ménages possédant des constructions durables. En prévoyant que 20% de ces ménages pourront souscrire 500 W et les autres 200 W chacun, la puissance moyenne par ménage s’établit à 260 W. La puissance totale appelée par


7

l’ensemble des ménages entre 18h et 22h serait de l’ordre de 7 kW en soirée et environ le tiers dans la journée. Petites et moyennes industries : Dès la première année d’électrification, les cinq moulins à manioc et maïs, le petit commerce de boissons, le pompage d’eau, et le forgeron se raccorderont au réseau. La méthode Tractebel permet d’estimer la demande foisonnée des PMI à une pointe de 32 kW. Cette puissance foisonnée est appelée entre 5 et 18 heures et, en dehors de cette période, le tiers de cette puissance suffira à maintenir les éventuels équipements en marche. Le pompage d’eau s’effectuera 2 à 3 heures par jour, de préférence le matin pour remplir la citerne. Eclairage public : L’éclairage public concerne le tronçon de la route de Lubumbashi traversant la localité et les cinq ruelles principales. La distance à éclairer est d’environ 6 km avec l’installation de 151 poteaux et points lumineux. La puissance appelée est alors de 11 kW tous les jours de 18 à 6 heures. Centres sociaux : Tumbwe compte un centre de santé avec maternité et salles d’observation dont les besoins ont été estimés à 3 kW, une école primaire (2 kW), deux postes de santé privés (1 kW), et deux petites paroisses (1 kW). En tenant compte d’un coefficient de foisonnement de 0,6, la puissance appelée par l’ensemble des centres sociaux variera de 2 kW dans la journée à 4 kW en soirée. Le graphique ci-après donne une simulation du profil journalier de la demande en électricité, cumulée pour tous les acteurs de la localité. La pointe journalière se situe à 40 kW lors du pompage d’eau. La consommation journalière s’établira dès lors à 818 kWh, soit environ 293 MWh/an.

Profil journalier simulé de la consommation d'électricité à Tumbwe

0

10

20

30

40

50

60

0 6 12 18 24

heures

puis

sanc

e ap

pelé

e en

kW



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• Aucune ressource n’est à priori disponible à Tumbwe. La forêt la plus proche se trouve à environ 16 km, mais aucune donnée crédible ne permet d’envisager la valorisation de la biomasse résultante en énergie électrique.

• Trois lignes HT (la ligne N°71, 220 kV, la ligne n° 72, 110kV et la ligne 50kV Shilatembo-Lubumbashi) traversent le village entre les pylônes n° 195/1055 et n° 441.

Il est réaliste d’envisager un soutirage pour approvisionner Tumbwe. 5 – 4 - Solution technique proposée

La solution proposée consiste en un soutirage monophasé inductif de 100 kVA par transformateur isolé au SF6 à partir de la ligne HT (n°71) sur le pylône n° 228, situé derrière l’école. La tension passe directement de 220 kV à 220V. Cette installation, identique à celle en fonctionnement au village de Makola en République du Congo depuis 2002, sera constituée de :

• un sectionneur HT pour le découplage éventuel du village, • un parafoudre, • un transformateur d’alimentation rurale, • une armoire de distribution BT avec mesures, contrôle et protections, • un réseau BT étendu à tout le village, • un réseau de terre aussi bien en HT qu’en BT pour limiter les risques d’accident en cas

de court-circuit ou de choc foudre. 5 – 5 - Schéma simplifié de l’installation


9



Date :

Prêt/Crédit No : AAO No : [Nom du Marché] A : [Nom et adresse du Maître de l’ouvrage] Mesdames et/ou Messieurs, Ayant examiné le Dossier d’appel d’offre, y compris les annexes Nos [indiquer les numéros], dont nous accusons ici officiellement réception, nous, soussignés, offrons de concevoir, fabriquer, tester, livrer, exécuter les travaux, et mettre en marche de manière provisoire puis définitive les installations faisant partie du marché mentionné ci-dessus, en parfaite conformité avec ledit Dossier d’appel d’offres pour la somme de : [montant en devise étrangère en toutes lettres], [montant en chiffres], et [montant en monnaie nationale en toutes lettres], [montant en chiffres] ou autres montants qui seraient déterminés conformément aux termes et conditions du marché. Les montants ci-dessus sont cohérents avec les bordereaux de prix joints et font partie de cette offre. Nous nous engageons, si notre offre est acceptée, à commencer les installations et à les achever dans les limites de temps stipulées dans le Dossier d’appel d’offres. Si notre offre est acceptée, nous nous engageons à fournir une garantie de restitution d’acompte et une garantie de bonne exécution dans la forme, pour les montants, et dans les délais spécifiés dans le Dossier d’appel d’offres. Nous acceptons l’engagement de [nom proposé dans les Données particulières de l’appel d’offres] comme Conciliateur. Nous nous engageons sur cette offre, qui consiste en cette lettre et ses documents joints numérotés de 1 à [nombre], pour une période de 120 jours, à partir de la date limite de réception des offres telle qu’elle figure dans le Dossier d’appel d’offres ; l’offre continuera à nous engager et pourra être acceptée par vous à tout moment avant la fin de cette période. Les commissions que nous avons versées ou que nous comptons verser, le cas échéant, en relation avec la préparation ou la présentation de cette offre ou avec l’exécution du marché si nous en sommes attributaires figurent ci-après :


10












11






décomposition des prix et le montant indiqué à la ligne TOTAL, le premier montant prévaudra et le second sera corrigé en conséquence.

7. En cas de différence entre le total des montants des Bordereaux et le montant indiqué dans le Bordereau récapitulatif, le premier total prévaudra et le second sera corrigé en conséquence. En cas de différence entre les montants exprimés en chiffres et ceux libellés en toutes lettres, ceux libellés en toutes lettres prévaudront.

7. Les paiements au Constructeur seront effectués dans la ou les monnaies indiquées pour

chaque poste. 8. Les postes non renseignés seront réputés inclus dans d’autres postes. Que tous les





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Bordereau des taux et prix Localité de TUMBWE

Poste Libellé Unité Quantité Prix unitaire Prix total1 Dossier d'étude préliminaire Ff 12 Dossier d'avant projet Ff 13 Documents d'exécution Ff 1


4 raccordement à la ligne HT 220 kv Ens 15 transformateur 50 kW abaisseur 22 kv / 0,4 kv u 26 équipement et appareillage électriques Ens 17 lignes basse tension 0,4 kv km 88 réseau de mise à la terre Ens 19 réseau d'éclairage public 150 lampadaires Ens 1


TOTAL localité de TUMBWE




Cahier des Charges Techniques – Localité de WENDJI SECLI OCTOBRE 2007



BANQUE MONDIALE

SECTION VI. CAHIER DES CHARGES TECHNIQUES Localité de WENDJI SECLI (province de l’Equateur)

1 - Préambule .........................................................................................................................2

2 - Objet du contrat ...............................................................................................................2




6 – Modèles d’offre et de bordereau des prix………………………………………………9










































3 - 3 – Travaux

Le constructeur aura à sa charge l’exécution de tous les travaux de construction des ouvrages, bâtiments, canalisations et aménagements nécessaires à la réalisation des installations tels qu’ils auront été déterminés lors des études d’avant projet, précisés par les documents d’exécution et approuvés par le Maître d’Ouvrage. Ces travaux seront exécutés dans le respect des normes et règlementations en vigueur et devront faire l’ojet d’un contrôle par un Bureau de Contrôle Technique agréé dont la rémunération sera assurée par le constructeur. 4 – Normes et réglementations









La localité de Wendji Secli est située à environ 20 km du centre de Mbandaka, capitale de la province de l’Equateur. La population vivant au centre de cette localité et visée par ce projet d’électrification est estimée à 7000 habitants. Elle vit essentiellement de la pêche sur le fleuve Congo dont les produits sont écoulés rapidement et le plus souvent à faible prix par manque d’installation de conservation. Les principaux produits agricoles sont le manioc, le maïs, le riz et les légumes, qui alimentent le marché de Mbandaka et Kinshasa.


La localité dispose d’une source aménagée à l’entrée du village où la population vient s’approvisionner en eau, d’un centre de santé, de 2 paroisses, d’une école primaire et d’une école secondaire. Les activités commerciales sont essentiellement le petit commerce généré par la situation au carrefour de la route de Bikoro. Le moulin à manioc installé au marché par une ONG américaine ne fonctionne plus. La population est très dynamique et les ménages sont prêts à payer 5000 FC, soit 10 USD par mois pour le service énergétique (3 à 4 lampes et une prise), les dépenses actuelles pour le pétrole lampant (éclairage) et les piles (radio) s’élèvant à 11 USD. 5 – 2 - Analyse des besoins en énergie électrique

Besoins résidentiels : Pour une population de 7000 habitants, et une dizaine de personnes par ménage, le nombre de maisons à électrifier a été estimé à environ 700. Vu la catégorie sociale de la population concernée, les besoins principaux d’un ménage se limitent à 3 – 4 points lumineux et 1-2 prises pour la radio ou TV, soit une puissance installée de 100 W. En tenant compte des facteurs d, h et s définis précédemment ayant respectivement les valeurs 0,9 ; 0,8 et 0,7 ; la puissance foisonnée des ménages s’établit à 35 kW. Par une sensibilisation massive permettant d’atteindre un taux de raccordement de 40% la première année, la puissance totale appelée par l’ensemble des ménages serait de l’ordre de 14 kW entre 18h et 22h et la moitié jusqu’à 24h. Petites et moyennes industries : Vraisemblablement, dès la première année d’électrification un moulin à manioc, un magasin de stockage de poissons avec 20 congélateurs ou une petite chambre froide, le pompage d’eau, les petits commerces et ateliers de couture ainsi que les artisans seront raccordés au réseau local. La méthode Tractebel permet d’estimer la demande foisonnée des PMI à une pointe de 13 kW. Le pompage d’eau s’effectuera 2 à 3 heures par jour. Cette puissance foisonnée est appelée entre 5 et 17 heures et, en dehors de cette période, la moitié de cette puissance suffit à maintenir les éventuels équipements en marche. Eclairage public : La distance à éclairer est d’environ 4,5 km nécessitant l’installation de 114 poteaux et points lumineux. La puissance appelée sera alors de 2 kW tous les jours de 18 à 6 heures. Centres sociaux : Wendji Secli compte un centre de santé dont les besoins en éclairage ont été estimés à 200 W, deux écoles (80 W), le poste de police (80 W), et deux paroisses (80 W). En tenant compte d’un coefficient de foisonnement de 0,9, la puissance appelée par l’ensemble des centres sociaux variera de 200 W en journée à 396 W en soirée. Le graphique ci-dessous donne une simulation du profil journalier de la demande en électricité, cumulée pour tous les acteurs de la localité. La pointe journalière se situe à 23 kW entre 18 et 22 heures. La consommation journalière s’établira dès lors à 332 kWh, soit environ 121 MWh/an.


Profil journalier simulé de la consommation d'électricité à Wendji Secli

0

5

10

15

20

25

30

0 6 12 18 24

heures

puis

sanc

e ap

pelé

e en

kW



Cette localité comporte deux possibilités d’alimentation en énergie électrique : - le raccordement à la centrale thermique de Mbandaka par une ligne MT de 20 km - la production d’électricité par une centrale solaire Photovoltaïque.

5 – 4 - Solution technique proposée La solution retenue est celle de l’aménagement d’une centrale solaire de puissance nominale 146 kWc constituée de :

- un champ photovoltaïque composée de 24 unités de 36 modules solaires monocristallins, produisant chacun 170 Wc, chaque unité de 36 modules développant une puissance de 6,1 kWc, la superficie totale du champ PV étant de 1200 m².

- des batteries de stockage d’une capacité de 540000 Ah, qui assureront une autonomie de 3 jours, ces batteries étant d’un type à longue durée de vie (15 à 18 ans à une température de 20°C), composées de cellules de 2V pouvant développer 3000 Ah par cellule

- deux onduleurs de 35 kW chacun ou plusieurs petites unités - des régulateurs de charge - d’une centrale de gestion du réseau - d’une structure métallique sur laquelle seront fixés les rails de fixation des modules,

sous lequel seront entreposés les batteries. Une partie du hangar ainsi formé pourra servir de marché et améliorer les conditions des vendeurs.

- 8 à 10 km de lignes BT.



Date : Prêt/Crédit No : AAO No : [Nom du Marché] A : [Nom et adresse du Maître de l’ouvrage] Mesdames et/ou Messieurs, Ayant examiné le Dossier d’appel d’offre, y compris les annexes Nos [indiquer les numéros], dont nous accusons ici officiellement réception, nous, soussignés, offrons de concevoir, fabriquer, tester, livrer, exécuter les travaux, et mettre en marche de manière provisoire puis définitive les installations faisant partie du marché mentionné ci-dessus, en parfaite conformité avec ledit Dossier d’appel d’offres pour la somme de : [montant en devise étrangère en toutes lettres], [montant en chiffres], et [montant en monnaie nationale en toutes lettres], [montant en chiffres] ou autres montants qui seraient déterminés conformément aux termes et conditions du marché. Les montants ci-dessus sont cohérents avec les bordereaux de prix joints et font partie de cette offre. Nous nous engageons, si notre offre est acceptée, à commencer les installations et à les achever dans les limites de temps stipulées dans le Dossier d’appel d’offres. Si notre offre est acceptée, nous nous engageons à fournir une garantie de restitution d’acompte et une garantie de bonne exécution dans la forme, pour les montants, et dans les délais spécifiés dans le Dossier d’appel d’offres. Nous acceptons l’engagement de [nom proposé dans les Données particulières de l’appel d’offres] comme Conciliateur. Nous nous engageons sur cette offre, qui consiste en cette lettre et ses documents joints numérotés de 1 à [nombre], pour une période de 120 jours, à partir de la date limite de réception des offres telle qu’elle figure dans le Dossier d’appel d’offres ; l’offre continuera à nous engager et pourra être acceptée par vous à tout moment avant la fin de cette période. Les commissions que nous avons versées ou que nous comptons verser, le cas échéant, en relation avec la préparation ou la présentation de cette offre ou avec l’exécution du marché si nous en sommes attributaires figurent ci-après :























Bordereau des taux et prix Localité de WENDJI SECLI




4 centrale solaire photovoltaïque de 146 kWc avecbatteries, onduleurs, régulateurs, etc Ens 1

5 lignes basse tension km 86 réseau d'éclairage public u 1

7 Essais et mise en service Ff 18 Raccordemeent des consommateurs Ff 19 Fourniture rendue site des pièces de rechange Ens 1

10 Dossier d'exploitation Ff 111 Formation Ff 1

TOTAL localité de WENDJI SECLI