Projet supervisé Groupe 3 Développement optimal du … · IV- Présentation de la méthodologie relative au développement ... EDF Electricité De France Eff. Effectif HC Heure

HEC MONTREAL (DESS _ GESTION DU SECTEUR DE L’ENERGIE)

RAPPORT DE PROJET D’ETUDE SUPERVISE POUR L’OBTENTION DU DESS EN GESTION DANS LE SECTEUR DE L’ENERGIE

Thème

PRESENTE PAR :

- DEKAMBI MAVOUNGOU Ulrich Michael - KEITA-OKOMBI Nice Edner - MOHAMED Albira Essi - NDINGA OSSONDJO Guy Serge - NIAMA NGOMA Alain Michel

SOUS LA SUPERVISION DE : Germain BELZILE Maître d’Enseignement

Année académique 2014-2015

Développement optimal du réseau de distribution d’électricité en République du Congo : Cas de Pointe-Noire et de

Ouesso

DESS EN GESTION DANS LE SECTEUR DE L’ENERGIE (ANNEE 2014-2015). Page 2

Sommaire

REMERCIEMENTS…………………………………………………………..……. 3

LISTE DES TABLEAUX……………………………………………………..……... 4

LISTE DES SCHEMAS……………………………………………………...……... 5

LISTE DES ABREVIATIONS ET DES SIGLES…………………………….…..…… 6

Préface…………………………………………………………………………… 7

I- Introduction…………………………………………………………………. 9

II- Situation actuelle du réseau de distribution d’électricité, ainsi

que celle de la population congolaise relative à l’accès à

l’électricité…………………………………………………………………... 12

II.1- Situation actuelle du réseau de distribution d’électricité……….... 12

II.2- Situation actuelle de la population congolaise relative à

l’accès à l’électricité…………………………………………………….……. 25

III- Problématique………………………………………………………….…... 30

IV- Présentation de la méthodologie relative au développement

optimal du réseau de distribution d’électricité au Congo………... 32

V- Faisabilité et Gouvernance du projet………………………...……….. 36

V.1- Faisabilité du projet…………………………………….……………….... 36

V.2- Gouvernance du projet…………………………………….…………... 78

VI-Conclusion………………………..…………………………………….……. 80

VII- Recommandations…………………………………………………..…… 81

VIII- Références bibliographiques………………………………….....…..… 83

IX- Table de matières………………………………………………………..… 86

X- Liste des annexes…………………………………………….……………… 89


REMERCIEMENTS

Au terme de cette étude de projet supervisé, nous remercions

particulièrement son excellence Monsieur le Ministre à la présidence, Jean Jacques BOUYA, en charge de l’aménagement du territoire et de

la délégation générale aux grands travaux, à qui nous exprimons notre

profonde gratitude pour n’avoir ménagé aucun effort dans le cadre de

la réalisation de cette formation.

Nous tenons aussi à remercier Madame la Directrice Générale de la

compagnie aérienne Equatorial Congo Air Line (ECAIR) pour son

soutien sans faille lors du déroulement des cours, en dépit de ses

multiples charges.

Ce travail est aussi le résultat des enseignements reçus des enseignants

de HEC Montréal en générale, et en particulier de Germain BELZILE

notre superviseur du projet, qu’ils veuillent bien accepter notre

profonde reconnaissance.

Notre reconnaissance va également à l’endroit de toutes les personnes

évoluant dans les structures publiques ou privées, qui par leurs

confidences et leur collaboration ont facilité l’élaboration de ce travail,

notamment :

- Evariste ABIRA, chef de service technique distribution à la

Direction Départementale Plateau-Cuvette (DDPC); - Octave ASSAKETO, chef de service technique distribution à la

Direction Départementale du Kouilou_ Pointe-Noire (DDK); - Herman M’POUSSA, Chef de Division distribution de la zone A à

Brazzaville.

A notre famille et nos chefs hiérarchiques, veuillez trouver au travers de

cette étude, le résultat de votre compréhension, vos sacrifices à notre endroit, car vous avez pu surmonter notre absence durant la période

de notre formation.

Enfin, que tous ceux qui nous ont soutenus de près ou de loin, tout au

long de cette étude de projet supervisé, et que nous ne citons pas de peur d’en oublier d’autres, trouvent ici l’expression de notre profonde

gratitude.


LISTE DES TABLEAUX

Tableau 1: Présentation des postes publics par zone en 2014 ...................... 19 Tableau 2: répartition des Ménages de Pointe-Noire par arrondissement entre 2011 et 2013 ................................................................................................. 26 Tableau 3 : Taux d’accès à l’électricité (BT et MT) à Pointe – Noire entre 2011 et 2013 ........................................................................................................... 27 Tableau 4: répartition des Ménages de Ouesso par arrondissement entre 2011 et 2013 ........................................................................................................... 28 Tableau 5 : Taux d’accès à l’électricité (BT et MT) à Ouesso entre 2011 et 2013 ......................................................................................................................... 29 Tableau 6 : Etat des postes en délestage de Pointe-Noire et stratégies de dénouement .......................................................................................................... 39 Tableau 7: Evolution du taux d’accès à l’électricité à Pointe-Noire de 2013 à 2024 avec projet ................................................................................................ 45 Tableau 8: tableau récapitulatif et détaillé de l’étude technique du projet ................................................................................................................................. 47 Tableau 9: Equipements électriques d’un réseau Moyenne Tension (MT) .. 49 Tableau 10: Equipements électriques d’un réseau Basse Tension (BT) ........ 50 Tableau 11: présentation du matériel électrique par branchement promotionnel de type monophasé aérien ....................................................... 51 Tableau 12: matériel électrique pour la mise en œuvre d’un réseau d’éclairage public ................................................................................................ 52 Tableau13: paramètres techniques des options d’approvisionnement en électricité................................................................................................................ 55 Tableau14: paramètres économiques d’options d’approvisionnement d’électricité ............................................................................................................ 56 Tableau 15: caractéristiques techniques du réseau de distribution de Ouesso .................................................................................................................... 57 Tableau 16 : postes en délestage à Ouesso et stratégie de dénouement 57 Tableau 17 : Evolution du taux d’accès à l’électricité à Ouesso entre 2015 et 2024 avec projet .............................................................................................. 59 Tableau 18: Equipements électriques d’un réseau Moyenne Tension (MT) 60 Tableau 19: matériels pour la réalisation du réseau basse tension de Ouesso .................................................................................................................... 61 Tableau 20: matériels pour la réalisation du réseau d’éclairage public de Ouesso .................................................................................................................... 62 Tableau 21 : matériels de branchements d’abonnés .................................... 63 Tableau 22 : Evaluation financière du projet à Pointe-Noire ......................... 66 Tableau 23: Evaluation financière du projet à Ouesso .................................. 71 Tableau 24 : présentation de l’analyse Coûts- Avantages du projet .......... 76


LISTE DES SCHEMAS Schéma 1: RESEAU DE DISTRIBUTION DE POINTE-NOIRE A PARTIR DE

NGOYO // HUIT FEEDERS ............................................................................... 14

Schéma 2: RESEAU DE DISTRIBUTION DE POINTE-NOIRE A PARTIR DE MGK

2 – MGK 1 - CT3 .............................................................................................. 15


LISTE DES SIGLES ET DES ABREVIATIONS

AICD Diagnostic des Infrastructures Nationales en Afrique Arr.TR Arrivée Transformateur BT Basse Tension CFA Communauté Française d’Afrique CEC Centrale Electrique du Congo CED Centrale Electrique de Djeno CEPI Centre d’Etudes et d’Evaluation des Projets

d’Investissement

CIB La Congolaise Industrielle des Bois CCP Coupe Circuit de Protection CND Centre National de Dispatching CNSEE Centre National de la Statistique et des Etudes

Economiques DGADC Direction Générale Adjointe chargée de la Distribution

et de la Commercialisation DSCERP Document de stratégie pour la croissance, l’emploi et la

réduction de la pauvreté EDF Electricité De France Eff. Effectif HC Heure Creuse HP Heure de Pointe HT Haute Tension Icc Intensité de court circuit IEPF Institut de l’Energie et de l’Environnement de la

Francophonie IFO Industrie Forestière de Ouesso KVA Kilovolt Ampère Ktep Kilo tonne équivalent pétrole KW Kilowatt MGK Mongo Kamba MT Moyenne Tension ND Non Disponible PEAC Pool Energétique de l’Afrique Centrale PN Puissance Nominale PU Prix Unitaire RGPH Recensement Général de la Population et de l’Habitat SNE Société Nationale d’Electricité SOCALIB Société Congolaise Arabe Libyenne de Bois THT Très Haute Tension VAN Valeur Actuelle Nette


Préface

Dans le cadre du programme de développement « LE CHEMIN

D’AVENIR » de son excellence le Président Denis SASSOU NGUESSO, qui

prévoit un processus de modernisation et d’industrialisation pour un

développement économique et social durable, le gouvernement du Congo par l’intermédiaire du Ministère à la présidence chargé de

l’Aménagement du Territoire et de la Délégation Générale aux Grands

Travaux, a délocalisé à Brazzaville le DESS énergie de l’Université HEC

Montréal sur le territoire congolais en vue de prévoir la gestion optimale du boulevard énergétique en cours de déploiement.

Ce rapport de projet d’études supervisé est le résultat d’un travail

réalisé par cinq (05) étudiants congolais de HEC Montréal, qui ont reçu

des enseignements auprès des enseignants de l’Université HEC Montréal au cours de l’année académique 2014 – 2015. Cette étude

représente un projet pilote qui vise à servir de modèle pour un

développement optimal du réseau de distribution d’électricité en

République du Congo, en prenant comme échantillon la ville de Pointe – Noire qui est la capitale économique et présentant les mêmes réalités

que Brazzaville la capitale politique, et la localité de Ouesso qui est une

zone enclavée, éloignée du réseau national de transport d’électricité.

La localité de Ouesso représente le prototype d’une zone rurale alors que Pointe-Noire représente la réalité des zones urbaines en République

du Congo.

Vous trouverez dans ce rapport les éléments ci-après, relatifs à la

démarche utilisée pour mieux développer le réseau de distribution en République du Congo :

- la situation actuelle du réseau de distribution d’électricité du

Congo en générale, ainsi que celle de Pointe-Noire et Ouesso

en particulier ; - les taux d’accès à l’électricité de Pointe-Noire et de Ouesso ;

- l’étude de faisabilité de notre projet ;

- la gouvernance de notre projet.

Nous profitons de cette occasion pour exprimer notre gratitude à toutes les institutions et à toutes les personnes qui ont contribué de près


ou de loin à la réalisation de ce travail, et sommes disponibles pour

d’éventuelles contributions ou remarques.


I- Introduction

Le monde avance aujourd’hui à une vitesse accélérée vers des

économies dont la vitalité sera de plus en plus liée à l’utilisation de l’énergie électrique. En effet, le développement du secteur

énergétique devient un préalable au développement des pays du

monde. En outre, selon les prévisions de l’Agence Internationale de

l’Energie (AIE), il existe une corrélation positive entre la consommation mondiale de l’énergie et la croissance de la population mondiale

jusqu’à 2030, c’est-à-dire que plus la population augmente, plus le

besoin en énergie d’un pays sera important pour son développement.

Le Gouvernement congolais dans son Document de stratégie pour la croissance, l’emploi et la réduction de la pauvreté (DSCERP 2012-2016)

présente trois piliers 1 qui portent respectivement sur : (i) le

développement des infrastructures économiques et sociales

permettant d’offrir des services productifs et sociaux aux populations (énergie, transport, eau) et renforcer leurs capacités à participer à la

croissance ; (ii) le développement social et l’inclusion visant à renforcer

les capacités des groupes y compris les plus vulnérables à contribuer à

la croissance et à en tirer profit ; et (iii) le développement « équilibré », soutenable et durable, afin d’assurer un développement équilibré entre

les régions du pays, entre les villes et les campagnes. Par ailleurs, la

politique sectorielle de l’électricité adoptée par le gouvernement

congolais en 2010 envisage fournir de l’électricité de qualité, et en quantité suffisante à toute la population et à des coûts abordables d’ici

2015. De façon spécifique, elle envisage augmenter le taux d’accès à

l’énergie à 90% en zones urbaines et 50% en zones rurales d’ici 2015.

D’après les données du Ministère de l’Energie et de l’hydraulique de la République du Congo, en 2011 l’offre potentielle d’énergie électrique

est de 591,5 MW. A ce jour, le parc de production d’électricité de la

république du Congo se compose de 6 unités de production, à savoir

la centrale Electrique du Congo (CEC) qui a une capacité installée de 300 MW, la centrale d'Imboulou avec 120 MW, la centrale de

Moukoukoulou qui produit 74 MW, la centrale de Djeno qui produit 50

MW, la centrale de Djoué qui produit 15 MW, et enfin la centrale de

1 Troisième, quatrième et cinquième piliers du DSCERP


Mpila qui a une capacité de 32,5 MW. Cependant, malgré ce potentiel

important, avec une puissance garantie de 425 MW, la demande nationale estimée de 355 MW n’est pas satisfaite. La production

nationale d’électricité est actuellement dominée par le thermique, qui

représente 66% contre 34% de production hydroélectrique. Cette

tendance a été inversée depuis 2011 avec la mise en place de la Centrale Electrique du Congo (CEC) qui fournit 300 MW en termes de

capacité installée. Les importations ne représentent plus actuellement

que 2% de la production totale.

Toutefois, de nos jours, comme le souligne le Diagnostic des Infrastructures Nationales en Afrique (AICD), 2011, l’accès à l’électricité

au Congo est très inférieur à la moyenne de tous les pays africains

riches en ressources énergétiques, puisqu’il était de 34,9% de la

population en 2008, et de 37,8 % en 2011, contre respectivement 46,1 % et 50,7 % pour les pays africains pairs (riches en ressources). De cette

manière, l’accès à l’électricité au Congo n’est pas en général

satisfaisant. A cet effet, l’AICD indique que 51,3 % de la population

urbaine au Congo ont accès à l’électricité contre seulement 16,4% dans les zones rurales.

Par conséquent, cette situation nous conduit à affirmer que, même si

l’offre potentielle d’énergie électrique est actuellement supérieure à la

demande, la consommation réelle d’électricité est faible sur tout le territoire congolais. Plusieurs hypothèses sont évoquées pour expliquer

cette situation notamment : (i) le mauvais état de la plupart des

infrastructures de transport d’électricité, ce qui occasionne des pertes

d’électricité ; (ii) le manque de maintenance adéquat de ces infrastructures et (iii) l’existence d’un réseau de distribution en mauvais

état. Cette situation ne permet pas de répondre favorablement à la

demande nationale.

La question centrale à laquelle nous nous proposons de répondre est la suivante : comment ce projet permettra-t-il de satisfaire la demande

nationale d’électricité en République du Congo ? La problématique

ainsi formulée nous conduit à nous intéresser, dans le cadre de ce

projet, à la distribution d’électricité sur le plan national et au segment résidentiel (les ménages). Par ailleurs, la République du Congo présente


un avantage stratégique à cause de sa position géographique de

‘‘pays de transit’’. En effet, cette position le place au centre du projet du NEPAD, notamment le Pool Energétique de l’Afrique Centrale

(PEAC) qui va inclure l’interconnexion des pays de l’Afrique Centrale.

Cependant, cette perspective ne peut être objective que si la situation

en interne, celle qui fait l’objet de notre étude, est améliorée. C’est dans ce contexte que nous nous sommes intéressés à

vouloir contribuer, par ce projet, à l’atteinte des objectifs du DSCERP,

en présentant les stratégies nécessaires pour développer de façon

optimale le réseau de distribution d’électricité. Cette question est préoccupante en République du Congo, car elle freine l’accès à

l’électricité à la majorité des populations urbaines et rurales.

Notre projet est considéré comme étant un projet pilote qui concerne

deux zones, à savoir Pointe-Noire et Ouesso, représentant un échantillon respectivement de la zone urbaine et de la zone rurale,

avant de se lancer sur le reste du pays. Nous avons choisi de considérer

la ville de Ouesso comme étant une zone rurale parce qu’elle est

enclavée, située à 1000 km de Brazzaville, et n’est pas reliée au réseau national de transport d’électricité. Le choix de Pointe-Noire se justifie

par le fait que, d’une part, cette ville est la capitale économique du

Congo et présente les mêmes réalités en termes d’accès à l’électricité

que la capitale politique Brazzaville, et d’autre part le fait que nous avons rencontré beaucoup de difficultés concernant l’acquisition des

données de Brazzaville et d’autres localités. En outre, notre échantillon

est représentatif, car il présente les caractéristiques essentielles des

différentes catégories des zones urbaines et rurales.

Notre projet comprend deux principales phases :

- la première phase porte sur l’étude de la situation actuelle du

réseau de distribution d’électricité (Pointe-Noire et Ouesso en

particulier), ainsi que celle de la population congolaise relative à l’accès à l’électricité. Cette partie permet d’identifier les

problèmes et les besoins existants au niveau du réseau de

distribution et au niveau des populations urbaines et rurales ;

- la seconde phase consiste à présenter l’étude de faisabilité du projet, ainsi que sa mise en œuvre. Cette partie traite de


l’étude technique, de la rentabilité financière, d’un bref

aperçu de la rentabilité économique et sociale ainsi que la gouvernance de notre projet.

II- Situation actuelle du réseau de distribution d’électricité, ainsi que celle de la population congolaise relative à l’accès à l’électricité

II.1- Situation actuelle du réseau de distribution d’électricité

Nous présentons dans cette section les caractéristiques générales du

réseau de distribution d’électricité en République du Congo. Selon « la

note sur la problématique de la fourniture d’énergie électrique au

Congo », 2011, la situation actuelle du réseau de distribution est présentée en deux volets : la situation en zone urbaine et la situation en

zone rurale.

II.1.1- Situation en zone urbaine

En zone urbaine, la situation relative à la distribution d’électricité reste

caractérisée jusqu’à nos jours par la saturation des transformateurs ainsi

que de leurs différents départs, le vieillissement et l’obsolescence des

équipements électriques. Cette situation est observée dans toutes les

grandes villes, telles que Brazzaville, Pointe-Noire et d’autres, sauf dans

la ville de Dolisie où le réseau de distribution avait été suffisamment

aménagé au cours des actions de la « municipalisation accélérée » du

Département du Niari dont est issue cette ville.

Toutefois, pour garantir une meilleure distribution de l’énergie électrique

aux populations, de grands travaux de réhabilitation et de renforcement des réseaux ainsi que des infrastructures de production

sont en cours d’exécution depuis 2013 (renforcement des capacités de

transit de l’énergie électrique, création de nouveau départ, mise en

fonction de nouveau poste MT/BT dans les quartiers, réhabilitation de la centrale du Djoué qui aura 18 MW de puissance nominale et la

construction du barrage de Liouesso (13.2 MW de puissance nominale).

Ces travaux confiés à des Sociétés privées, ont respectivement pour


maître d’ouvrage, la Délégation Générale des Grands travaux (DGGT)

pour Brazzaville et la Société ENI-CONGO pour Pointe-Noire. Cependant, ces travaux connaissent un rythme d’exécution qui est

lent, vu le planning indiqué et les attentes des consommateurs.

II.1.1.1- Présentation du réseau de distribution de Pointe-Noire

De manière générale, le réseau de distribution d’électricité débute à

partir d’un poste source HT/MT (apport d’énergie), qui alimente en

énergie électrique les artères du réseau et ses dérivations en vue

d’atteindre les postes de transformation MT/BT. Ceux-ci permettent à leur tour d’alimenter l’ensemble des consommateurs.

D’après les services techniques chargés de distribution de la SNE à

Pointe-Noire (2015), l’offre potentielle d’électricité dans cette ville est

de 225 MW avec une puissance garantie de 166 MW. Cette offre est générée par la CEC, la CED et le barrage hydroélectrique de

Moukoukoulou qui partagent, comme à Pointe-Noire, une partie de

leur énergie électrique aux départements de Brazzaville, Niari, Pool et

de la Bouenza.

La demande d’électricité à Pointe-Noire est de 110 MW aux heures

creuses, alors qu’elle est de 140 MW pendant les heures de pointe.

Ainsi, l’offre d’électricité à Pointe-Noire est capable de couvrir la

demande.

Selon les informations disponibles, recueillies auprès de la Direction

Générale Adjointe chargée de la Distribution et de la

Commercialisation (DGADC) de la SNE, la situation actuelle du réseau

de distribution d’électricité dans la zone de Pointe-Noire est illustrée par les schémas suivants :


Schéma 1: RESEAU DE DISTRIBUTION DE POINTE-NOIRE A PARTIR DE NGOYO // HUIT FEEDERS

Source : DGADC, Département chargé de la Distribution, SNE, 2013

CED : Centrale Electrique de Djeno ; MGK 1 : Poste source de MongoKamba 1

Arr. TR 2

Arr. TR 1

Vacherot OKANDZE

Dispensaire

Domaine DIOGO

PATRA

TR2

TR1

Sous station NGOYO

Arr. TR3

25MVA

TR3

Itoua Ondongo

KONDJI

30kv T. djeno

45MVA

225/20kv

225/30kv

30/20kv

30/20kv

MGK 1

CED

225kv

2x25MW

16MVAx2


Schéma 2: RESEAU DE DISTRIBUTION DE POINTE-NOIRE A PARTIR DE MGK 2 – MGK 1 - CT3

MG 2

MG 1 31 Juillet

CONGO tôles

LOANDJILI

SACOGLACE

CORAF

TR2

CT3 SATELLITE

zone proche

630x2

CT3 1

CT3 2

Hôpital militaire

2x50MVA

M

G

K2

M

G

K1

225/30/20kv

TR1

Mahouata

Coraf cité 2 Loango

Forage

Centre intégré

Trabec

Mvoumvou

NGOYO

2x70MVA

MGK1= 7 feeders CT3= 6 feeders NGOYO = 8 feeders TOTAL = 21 feeders


De ces schémas, il est démontré que le réseau de distribution de

Pointe-Noire comporte trois postes sources notamment les postes de

Mongo Kamba 1, Mongo Kamba 2 et Ngoyo. Le poste de Mongo

Kamba 1 comprend deux (02) transformateurs 225/20/30 KV de puissance unitaire 50 MVA ; le poste de Mongo Kamba 2 comprend

deux (02) transformateurs 225/20/30 KV de puissance unitaire 70 MVA ;

le poste de Ngoyo est équipé de trois (03) transformateurs 225/20/30 KV

de puissances unitaires respectives 21,7 MVA, 35 MVA, et 35 MVA, aussi de deux (02) transformateurs 30/20 KV de puissance unitaire 16 MVA

pour l’alimentation du réseau de distribution.

Tous ces postes sources sont alimentés par l’énergie en provenance de

la centrale Electrique du Congo (300 MW), la Centrale d'Imboulou (120 MW), la centrale de Moukoukoulou (74 MW) et la Centrale Electrique

de Djeno (50 MW).

Tout en restant sur l’analyse de ces schémas, on peut retenir que les

postes sources sont constitués de transformateurs HT/MT, de conducteurs et appareils de coupures, permettant de gérer les feeders

qui représentent les différents départs MT qui alimentent les quartiers de

Pointe-Noire mentionnés ci-dessus, en passant d’abord par des postes

MT/BT avant d’atteindre les consommateurs.

De façon succincte, les caractéristiques du réseau de distribution de

Pointe-Noire 2 se présentent comme suit :

- Tension MT de distribution : 20 KV ;

- Nombre de postes MT/BT : 433 (publics et privés); - Longueur du réseau MT souterrain : 442 Km ;

- Longueur du réseau MT aérien : 6 Km ;

- Longueur du réseau BT : 1794 Km ;

Le réseau MT peut être aérien ou souterrain. Cependant, à Pointe-Noire

il est à 90% souterrain. Dans les zones industrielles, généralement

installées en banlieue, le réseau MT est souvent aérien tandis que dans

les centres villes, il est souterrain avec des câbles dimensionnés pour

2 Direction de la Distribution et de la Commercialisation, SNE : Tableau récapitulatif de l’état du réseau de distribution au Congo, SNE, Brazzaville 2012


cela. Pour un réseau MT bouclé, chaque poste comporte une cellule

d’arrivée de câble et une autre de départ de câble (cellule arrivée +

cellule départ).

Par conséquent, il est important dans notre étude de chercher à connaitre d’abord le nombre de ménages abonnés ou non ainsi que le

nombre de commerciaux dans ce secteur, ensuite à analyser les postes

utilisés afin de mieux faire l’évaluation du réseau actuel et de présenter

nos stratégies en vue d’un développement optimal.

II.1.1.2- Analyse des problèmes relatifs au réseau MT/BT de Pointe-Noire

D’après le rapport d’assistance technique en faveur de la SNE, relatif

au plan d’urgence et schéma directeur des réseaux de distribution

(2014), réalisé par Electricité De France (EDF), parmi les problèmes que

connaît le réseau de distribution à Pointe -Noire, nous pouvons citer les éléments suivants :

- La saturation des réseaux MT (30 kV et 20 kV), des transformateurs

HT/MT et MT/BT dans les 3 zones de la capitale économique.

Cette situation est due à l’évolution ou encore à l’extension des villes suite à l’augmentation de la population ainsi que du PIB de

l’état congolais qui est en perpétuel évolution depuis

l’indépendance du Congo en 1960 ;

- Le surdimensionnement de certains ouvrages, en particulier dans les postes sources (Icc 25 KA, Départs 800A parfois, Arrivées

1600A), ce qui explique le fait que beaucoup de défauts ne sont

pas perçu par les équipements de protection, entrainant pour conséquence la fragilité du réseau d’où de nombreuses

interruption de fourniture d’électricité dans certaines zones et

quartiers ;

- La prise en compte insuffisante des risques d’incendie dans les postes sources (mode commun au niveau des disjoncteurs MT).

Cette situation s’observe à l’intérieur des postes qui présentent

plusieurs anomalies. Les consignes de sécurité des exploitants ne

figurent sur aucun des murs des édifices et on y constate également un manque de formation des exploitants dans le

cadre de la conduite à tenir en cas d’incident au sein du poste ;


- La doctrine actuelle d’utilisation de 20kV et de 30kV sur les mêmes

zones non pertinentes à cause de nombreuses disparités

observées entre les normes actuelles et les normes antérieures ;

- La qualité de la fourniture propre à la distribution est mauvaise. Cette mauvaise qualité de fourniture s’observe à travers des

branchements défectueux et des types de poteaux utilisés ;

- L’absence d’indicateurs de passage de défauts (bardins) dans les

postes MT/BT, d’où le vieillissement des matériels et une mauvaise qualité d’énergie fournie ;

- L’absence d’automatisation du réseau (télécommandes en

réseau), d’où la réalisation manuelle et locale des différentes

manipulations au sein des postes ; - Le manque de moyens techniques (camion de recherche de

défauts, matériel pour la confection des boites de jonction) qui

pour conséquences la lenteur et la non réactivité des différentes

équipes d’intervention à l’intérieur de leur périmètre d’action qui sont les différentes zones ;

- Une insuffisance des postes MT/BT à travers la ville, ce qui a pour

conséquence la surcharge de certains postes et le manque

d’accès à l’électricité dans plusieurs zones ; - Le sous dimensionnement des conducteurs BT qui provoque de

nombreux incidents domestiques ainsi que la dégradation des

câbles à l’intérieur du réseau de distribution ;

- L’existence de nombreux délestages en BT ; - Les nombreuses pertes non techniques qui sont dues au piratage

du réseau et qui rendent difficile le travail d’évaluation des

charges au niveau des postes MT/BT. Par ailleurs, nous avons réalisé la cartographie des postes publics à

Pointe-Noire, représentée en trois zones, à partir des données recueillies

auprès de la Direction Générale Adjointe chargée de la Distribution et

de la Commercialisation (DGADC) de la manière suivante :


Tableau 1: Présentation des postes publics par zone en 2014

N° Centre

N° Zone

Noms du poste PN

(KVA) Etat du poste

Localisation

Zone A 01 01 202 400 En délestage Gare PV entrée port 02 02 203 250 Vers rond-point DAVOUM 03 03 204 250 Face air liquide entrée KM4 04 04 31 Juillet 800 Face camps 31 juillet 05 05 31 Juillet 250 Face camps 31 juillet 06 06 24 logements 630

07 07 64 Logements 250 Vers stade Anselmi, immeuble face

pharmacie 3M 08 08 8 étages 630 Immeuble des officiers 09 09 ABRASSARD 630 10 10 ADOU DANGA 630 Quartier Tchimbamba, vers le CQ TETE 11 11 Aérogare 630 Face aéroport de Pointe-Noire 12 12 Aéroservice 630 Vers laiterie Bayo

13 13 Aéroservice 2 630 Tchimbamba, avenue Gilbert Potigon après

le pont

14 14 AFRIGO 630 Vers la côte sauvage (domicile privé du Maire Viaudo)

15 15 ARTISANAL 800 Face total km4,à côté de Codisco

16 16 AUGOUARD 400 Enceinte du stade Anselmi face CEG trois glorieuses

17 17 BANGO 630 Ngoyo vers la mer ; à partir de la station

Puma 18 18 BAC 1 630 En délestage Rond-point ILLAMA Route de la Base 19 19 BAC 2 630 En délestage Route de la base 20 20 BASE MARINE 250 Apres l’usine de Foberg

21 21 BIDC 630 Enceinte de la banque face restaurant

cactus 22 22 BOUITY Arsène 630 Ngoyo, après le Poste HT-THT 23 23 BOUITY Céline 630 OCH à côté du CSI 24 24 CAMP CFCO 630 Quartier KM4 25 25 Case du parti 800 En délestage Av Félix Tchicaya à côté de la case du parti 26 26 CEG KM4 630 En délestage Enceinte CEG KM4 27 27 Citerne SNE 630 Derrière CT1 28 28 Cité AGIP 400 En délestage Face OCI 29 29 Club hippique 630 En délestage Enceinte du club hippique

30 30 CMCR 400 Immeuble CMCR à côté du camp CORAF vers la baraka

31 31 Collège CETA 630 A droite de la RN4 route de la Frontière Vers NGOYO

32 32 COMILOG NIANGA 400 Enceinte immeuble, face consulat d’Italie 33 33 CT2 630 Enceinte poste de Ngoyo

34 34 DE GAULLE 630 En délestage Enceinte d’immeuble d’air Afrique, face ex

Novotel 35 35 DAOUDA 630 Tchimbamba vers la mer 36 36 DIOGO 630 Route de la frontière, à côté d’Agricongo 37 37 Domaine 400 En délestage Ruelle Face station puma de Ngoyo 38 38 DSTM (Voirie) 630

39 39 EX Radio 400 En délestage Route de la base après les rails de château

d’eau

40 40 FORAGE I NSTITUT 630 Enceinte institut av Marien Ngouabi face bar Boueta

41 41 GAÏA 630 Route de la frontière (base de la société

Gaïa) 42 42 Galaté 630


43 43 Grand Marché 1 000 Dans le grand marché non loin d’air

Poutoulou 44 44 Garnison SNDE 630 Enceinte STD SNDE 45 45 Hôpital Adolphe Sicé 800 En délestage Enceinte de l’hôpital 46 46 IGET 630 Enceinte du camp vers Mpita

47 47 INOCKOMIS 630 2e ruelle, à gauche après le CSI de

Tchimbamba 48 48 ITOUA DANIEL 630 Wharf vers le Bambino

49 49 KONDJI 630 En délestage Ruelle face entrée école agricole (domicile Mr Kondji marcel)

50 50 KONDJI 2 630 Mayinga Tchimbambouka 51 51 Laborex 630 Devant Laborex av Marien Ngouabi 52 52 LA BASE 630 La Base vers ex Radio 53 53 LA COTIERE 630 Devant l’hôtel La côtière 54 54 LE GERS 630 Derrière le domaine de POABOU 55 55 LINA-CONGO 400 En délestage Dans camps trois martyrs (la base aérienne) 56 56 Loango 800 Vers la télé Pointe-Noire 57 57 Log CSTD 630 Vers l’hôtel Azur vers wharf

58 58 Losange 800 Face hôtel Victory palace et devant la villa DD police

59 59 Lotissements 1 000 Face la station puma (Brasco)

60 60 Lumumba 400 Derrière l’école primaire face rond-point

Lumumba 61 61 MAMPENZA 400 En délestage Immeuble devant l’entrée du port vers SVP et Panalpina

62 62 Marche Mpita 630 Marché Mpita 63 63 Marché Plateau 400 Immeuble face marché plateau 64 64 Marché KM4 630 Marché KM4 65 65 MAYINGA 630 Route de la frontière après Agricongo

66 66 MAYINGA2 630 Mayinga en allant vers la mer à gauche, à partir d’Agricongo

67 67 MBONDJI 630 A droite de la RN4 route de la Frontière Vers NGOYO

68 68 MODESTE 630 Ngoyo plaine, après le poste de Ngoyo 69 69 Moe Pratt 1 250 En délestage Vers Jeanne vaille (Rex)

70 70 MOHAMED 1 630 Wharf au bord de mer Avenue Général Alfred Raoul

71 71 MOHAMED 2 630 Wharf en partant de Mpita 72 72 MOUNTOLET 630 Vacherot Tchimbamba 73 73 MPITA 630 Face la résidence des familles Tchicaya 74 74 Ngoyo Plaine 630 Enceinte futur hôpital 75 75 Ngoyo Ecole 630 A côté futur Ecole de Ngoyo

76 76 OKANDZE 630 Mayinga en allant vers la mer à gauche, à partir d’Agricongo

77 77 OPOUMBA 630 Ruelle après arrêt colonel Route Frontière (Tchimbamba)

78 78 Palais côte sauvage 630 Côte sauvage

79 79 PCT ou AFRIGO 250 Derrière la gare PV, après la villa du maire

Viaudo 80 80 PELLA 630 En délestage Avenue Ma Loango, vers Boscongo 81 81 PTT 630 Derrière la préfecture 82 82 Pyramide 630 En délestage Côte sauvage 83 83 RADIO 250 Enceinte radio Pointe-Noire 84 84 SAEG 400 Derrière l’ex hôtel Novotel

85 85 SAMBA Simon 250 Vers le bar Lucras et les villas Gomes (Tchimbamba)

86 86 SIC Tchitchelle 630 Sic Tchitchelle 87 87 STD 630 Enceinte SNE 88 88 SNDE Tchimbamba 1 000 Enceinte SNDE 89 89 SNE DDK 630 Enceinte SNE 90 90 SPORAFRIC 630 A côté de Sporafric face optique Congo


91 91 ST Pierre I 800 En délestage Enceinte stade v-club OCH 92 92 ST Pierre II 1 000 En délestage Vers la baguette d’or

93 93 ST Pierre III 250 En délestage Entre la carrière de Miambanzila et la boulangerie Ngok

94 94 TAVOUKA 630 Socoprise à gauche avant le pont en allant vers le Rond-point

95 95 TCHAKALA 630 Socoprise à droite après du pont en allant vers le Rond-point

96 96 TCHICAYA 400 Face AGC, à côté de l’hôtel ex Novotel 97 97 Tchimbamba 800 En délestage Face entrée antenne de Linda 98 98 TWIGA (pyramide) 630 Côte sauvage 99 99 WHARF 630 Sous le pont de wharf

100 100 YIMBOU 630 En délestage Vers l’hôtel FLM Zone B

101 01 5 chemins 630 En délestage Route vers Patra (devant les 5 chemins) 102 02 Agence Mpaka 400 En délestage Agence SNE de Mpaka 103 03 Avenir 800 En délestage Vers le rond-point de X-or 104 04 Bel air 630 En délestage Face bar bel air vers la commune de Ngoyo 105 05 Bissongo 630 En délestage Enceinte marché de Bissongo 106 06 CEG Mpaka 630 En délestage Derrière le CEG route de la radio Louzolo 107 07 Clarisse Marko 630 En délestage 108 08 CNSS Foucks 630 En délestage Enceinte CNSS rond-point Foucks 109 09 Coomapon 630 En délestage Entre ex G8 et vers SMI de Mbota 110 10 CSI Bissongo 630 En délestage A côté du CSI Bissongo 111 11 CSI Mouissou Mado 630 En délestage Enceinte CSI Mouissou Madeleine Mpaka

112 12 Dispensaire Ngoyo 250 En délestage Enceinte dispensaire, après la commune de

Ngoyo 113 13 EEC Mbota 630 En délestage A côté de l’EEC Mbota

114 14 GO 630 En délestage Derrière l’ex boulangerie GO et vers l’hôpital de Tié-Tié

115 15 Gorille 630 En délestage Rond-point le gorille 116 16 Ibangui 400 En délestage Enceinte de l’hôtel Ibangui, vers 7/7 de Dany 117 17 Itoua Ondongo 630 En délestage Vers la villa d’Inès Nguesso 118 18 KOUMBA 630 En délestage Tchimbambouka 119 19 Lien DAMBOU 630 En délestage Dans l’enceinte de l’Ecole Lien Dambou 120 20 Loussala 800 En délestage Enceinte école primaire de Loussala 121 21 Mahouata 1000 En délestage Rond-point de Mahouata face station total 122 22 Marché Liberté 800 En délestage Enceinte marché liberté 123 23 Marché Tié-Tié 630 En délestage Face marché Tié-Tié et le poste de police 124 24 Mbota marché 630 En délestage Devant le marché de Mbota 125 25 Moukenga 630 En délestage Entrée principale de CSI Mpaka 126 26 MIAMBANZILA 630 En délestage Avenue des Dallettes à Mpaka 127 27 MISSIDIMBAZI 630 En délestage Voungou 128 28 Mpaka 8 630 En délestage Enceinte école primaire de KM8 129 29 Mahouata 2 630 En délestage 130 30 Modeste 2 630 En délestage Mayinga 131 31 Mouyondzi 2X630 En délestage Dans l’enceinte du Cimetière de Mboukou 132 32 Roy 1000 En délestage Rond-point et dans l’ex cinéma ROY, 133 33 Savon 630 En délestage Face pharmacie de savon 134 34 Saint Jean-Bosco 630 En délestage Enceinte de l’église 135 35 SMI Mbota 630 En délestage Enceinte SMI 136 36 SNDE Matendé 630 En délestage Enceinte SNDE vers chez les sœurs 137 37 SNDE Tié-Tié 630 En délestage Face agence SNE Tié-Tié (immeuble Adjibi) 138 38 SNDE Voungou 630 En délestage Ruelle face poste Voungou école 139 39 SNDE Mpaka 630 En délestage Ruelle à gauche à la Mucodec 140 40 Tchimani 800 En délestage Vers l’église Zéphirin 141 41 Tchimani 2 630 En délestage Tchimani 142 42 Voungou Ecole 800 En délestage Enceinte école primaire de Voungou 143 43 Voungou 2 630 En délestage Voungou


144 44 Poudrière 630 En délestage Poudrière à Tchimani 145 45 PATRA 630 En délestage Avenue de l’indépendance à Patra (Mpaka)

146 46 Ya Bolé 630 En délestage Vers le lycée de Mpaka, sur la route de

Tchimani Zone C

147 01 ADOUMA Gabriel 630 148 02 Agence de Loandjili 630 149 03 Antenne souvenir 150 04 ARMÉE DU SALUT 630 151 05 Auriole 630 152 06 Cité 1Coraf 630 153 07 Congo Assistance 154 08 CT3 630X2 Enceinte du poste CT3 155 09 Ecole du 15 août 156 10 Ecole Balou Constant 157 11 Ecole 418 158 12 Ecole A. Banthoud 2 159 13 Ecole Makayabou 160 14 Ecole Mbota Raffinerie 161 15 Ex Agence Loandjili 630 162 16 Ex Cimetière Loandjili

163 17 Forage Mongo 630 En face du poste HT-THT de Mongo-Kamba

1 164 18 Forage Nkouikou 630 165 19 Forage Privée 630 166 20 Foyer Coraf 167 21 Fulconsa 800 168 22 GOMA-TATY 630 169 23 ITOUA OBAMBOU 630 170 24 JPS 800 171 25 Kando 1 000 172 26 KIF-KIF 173 27 KINANA 630

174 28 Kisito 800 A côté de l’Eglise catholique Kisito à

Nkouikou 175 29 Koufoli 630

176 30 Loandjili Commune 1000 Enceinte siège de l’Arrondissement 4

Loandjili 177 31 Lycée 250 178 32 MANESIA 630 179 33 Marché Mayaka 180 34 Matendé 800 181 35 MBENDZA 630 182 36 Mbota Carlos 630 183 37 Mbota Raffinerie1 400 184 38 Mbota Raffinerie2 MEH 630 178 39 NgofoPambou 179 40 Nkouikou I 630 Rond-point DAVOUM 180 41 Nkouikou II 800 Rond-point DAVOUM 181 42 Moe-Poaty 630 182 43 Mongo Kamba 1 630 183 44 Mongo-Poukou 630 184 45 Movis 630 185 46 Mvoumvou 1 250 186 47 Mission du cèdre 187 48 ONGOUNDOU Jean 188 49 OSSAKETO Vers le pylône THT derrière MGK2 189 50 PAKA Honoré


190 51 Scierie Buisson 191 52 Siafoumou 800 192 53 Siafoumou Intérieur 800 193 54 STPN 630 194 55 Sympathique 630 195 56 Témoins de Jéhovah 196 57 Tchiali 800 197 58 Tchiali 2 Bouity Viaudo 630 198 59 Taliane 400 199 60 Tchiniambi Ecole 630 200 61 Tchipounga Sita Bitori 201 62 Tchystère 630 202 63 Tchystère 2 630 203 64 Zone Foire 800

Source : DGADC, Département chargé de la Distribution, SNE, 2014

Il ressort de ces données que 68 postes MT/BT publics sur les 203 existants demeurent jusqu’à ce jour en situation de délestage

permanent depuis le dernier trimestre 2014, ce qui correspond à un

taux de délestage de 26%. Ces délestages sont dus au mauvais état du

réseau de distribution MT/BT, à la surcharge de certains postes, et à bien d’autres raisons évoquées dans les rapports d’EDF cités plus haut

relatifs à l’état du réseau de distribution de Pointe-Noire.

II.1.2- Situation en zone rurale

Dans les zones rurales, bien que des efforts sont constatés, grâce aux

politiques de la municipalisation accélérée en termes d’une part, de

renforcement et de modernisation des équipements électriques en

place, et d’autre part, de l’augmentation du niveau de dotations en carburant et pièces de rechange fournis dans les centres ruraux, la

plupart des populations rurales n’a pas accès à l’électricité.

Plusieurs zones rurales sont alimentées par des générateurs électriques

en vue de pallier à cette situation de manque d’électricité. En effet, la localité de Ouesso compte deux arrondissements notamment

l’arrondissement 1 ‘‘Nzalangoye’’ et l’arrondissement 2 ‘‘Mbinzo’’.

D’après les services techniques chargés de distribution de la SNE à

Ouesso (2015), cette localité est alimentée en électricité par trois (03) groupes électrogènes d’une puissance nominale de 1 200 KW chacun,

soit une capacité totale installée de 3,6 MW.

La demande d’électricité aux heures creuses est de 2,4 MW, et


pendant les heures de pointe elle est de 2,8 MW. Au regard de ce qui

précède, l’offre d’électricité à Ouesso est capable de couvrir la

demande. Cependant, la population n’est pas satisfaite du service, car

elle ne reçoit de l’électricité que pendant une courte durée (18 h à 22 h), soit quatre (04) heures par jour.

Par ailleurs, il ressort de l’enquête réalisé par le CEPI (2013) relative à

l’élaboration de la mercuriale des biens et services consommés par

l’Etat congolais que, l’énergie électrique à Ouesso est distribuée à partir de 18 heures, ce qui pénalise le fonctionnement de certaines activités

publiques et privées la journée. A cet effet, la population de Ouesso, les

administrations et les entreprises sont obligées à rechercher des

solutions alternatives qui sont en générale très coûteuses. Cette situation explique le fait qu’à Ouesso il n’existe pas de la part de la SNE

des distributions d’électricité MT, mais plutôt que des alimentations en

BT, ce qui justifie le faible effectif d’entreprises dans cette localité,

notamment vingt-deux (22) PME et trois (03) grandes entreprises évoluant dans le domaine forestier (CIB, IFO et SOCALIB), car Ouesso

est situé au cœur de la forêt équatoriale et regorge de la deuxième

ressource naturelle du Congo, le bois, après le pétrole.

Selon le rapport annuel 2013 de la SNE, parmi les problèmes que présente le réseau de distribution de Ouesso, on peut citer :

• l’existence permanente de plusieurs pannes sur les groupes

provoquant ainsi plusieurs interruptions dans la fourniture

d’électricité ; • le vieillissement du matériel ou équipements électriques tels que les

câbles qui ne supportent plus le courant résiduel, certaines pièces

des groupes qui sont défectueuses, …. ; • l’absence d’un service de maintenance permanent et performant ;

• l’accroissement de la population avec l’extension de la localité par

la création de nouveaux quartiers ;

• l’inexistence d’un plan de réseaux BT, MT actualisé.


II.2- Situation actuelle de la population congolaise relative à l’accès à l’électricité

II.2.1- Situation globale d’accès à l’électricité

Selon le Recensement Général de la Population et de l’Habitat (RGPH-

2007), la République du Congo compte 3 697 490 habitants, répartis

dans douze (12) départements, subdivisés en 86 sous-préfectures et 6

communes urbaines (Brazzaville, Pointe-Noire, Dolisie, Nkayi, Mossendjo et Ouesso).

La consommation finale totale d’énergie passe de 981 ktep en 2000 à

1769 ktep en 2011, soit un accroissement annuel moyen de 5,8%. Ce

dernier est supérieur à la croissance démographique (3,3% en moyenne par an), ainsi qu’à la croissance économique (4,7% en moyenne par

an).

Au cours de la période 2000 - 2011, la consommation finale totale pour

l’électricité est passée de 22 ktep à 55 ktep, soit une croissance annuelle moyenne de 8,5% et une croissance de 11,2% entre 2007 et

2011. Cette croissance, supérieure à la croissance annuelle moyenne

du PIB (4,7%) sur la même période, devrait se poursuivre avec les

investissements électriques prévus. Le taux d’accès à l’électricité (sur la base du nombre d’abonnés

comptabilisés) passe de 16% à 25% entre 2000 et 2011, soit un

accroissement annuel moyen de 4%.

II.2.2- Situation d’accès à l’électricité dans la ville de Pointe-Noire

La situation concernant l’accès à l’électricité de la population de

Pointe-Noire est illustrée par le taux d’accès à l’électricité, qui est

déterminé de la manière suivante : - Taux d’accès à l’électricité (en BT) = nombre de ménages

raccordés au réseau x 6 / population totale NB : nombre de ménages = Population totale / 6 , car au Congo

un ménage est constitué en moyenne de 6 membres. - Taux d’accès à l’électricité (en MT) = nombre d’abonnés (en MT)/

Effectif total des PME Il est important de signaler que les ménages sont alimentés par la Basse

Tension (BT), tandis que les services ou les PME sont concernés par l’alimentation en HT/MT. En effet, d’après l’annuaire statistique du


Congo (2012), la ville de Pointe-Noire comptait environ 666 PME en

2010. A cet effet, le calcul du taux d’accès à l’électricité, en MT,

prendra pour référence cet effectif de PME en 2010 car les données

concernant les années suivantes sont indisponibles.

D’après les rapports annuels de la SNE, la ville de Pointe-Noire compte

50 074 abonnés (en BT) et 286 abonnés (en HT/MT) en 2011 ; 62 468

abonnés (en BT) et 325 abonnés (en HT/MT) en 2012 ; 71 766 abonnés

(en BT) et 381 abonnés (en HT/MT) en 2013.

Selon le Recensement Général de la Population et de l’Habitat (RGPH),

2007, la Population totale de Pointe-Noire était d’environ 715 334

habitants en 2007 et devrait, avec un taux de croissance de 4,5%, être

au tour de 1000 000 d’habitants en 2014.

La répartition de la population de Pointe-Noire par arrondissement est

présentée dans le tableau ci-après :

Tableau 2: répartition des Ménages de Pointe-Noire par arrondissement entre 2011 et 2013

Rubriques

Arrondis.

Population Ménages

2011 2012 2013 2011 2012 2013

Eff. % Eff. % Eff. % Eff. % Eff. % Eff. %

Ensemble 853

049

100

%

891

436 100

%

931

551 100

%

142

175

100

%

148

573

100% 1552

59

100%

Lumumba 127

028

14,

89%

132

744

14,

89%

138

718

14,

89%

211

71

14,

89%

221

24

14,8

9%

2312

0

14,89

%

Mvoumvou 101

079

11,

85%

105

627

11,

85%

110

381

11,

85%

168

46

11,

85%

176

04

11,8

5%

1839

7

11,85

%

Tié-Tié 303 35, 316 35, 331 35, 505 35, 528 35,5 5519 35,55


281 55% 928 55% 190 55% 47 55% 21 5% 8 %

Loandjili 321

661

37,

71%

336

137

37,

71%

351

262

37,

71%

536

10

37,

71%

560

23

37,7

1%

5854

4

37,71

%

Mongo

MPouK.

ND - ND - ND - ND - ND - ND -

Ngoyo ND - ND - ND - ND - ND - ND -

Source : résultats de l’examen des données du RGPH-2007 en quelques chiffres.

Dans le cadre de cette étude, nous avons aussi retenu l’hypothèse

selon laquelle l’électricité en BT est consommé par les ménages qui

constituent les résidentiels, et l’électricité en MT est consommé par les clients commerciaux constitués de PME. Les industriels ne sont pas

concernés par notre étude, car nous les classons parmi les

consommateurs d’électricité HT.

Le calcul du taux d’accès à l’électricité en BT et en MT à Pointe – Noire est présenté dans le tableau suivant :

Tableau 3 : Taux d’accès à l’électricité (BT et MT) à Pointe – Noire entre 2011 et 2013

Années

Ensemble

des

ménages

Entre-

prises Nombre d’abonnés

Taux d’accès à

l’électricité

Ensemble BT MT BT MT Ens.

2011 142175 666 50360 50074 286 35,2% 43% 35,4%

2012 148573 666 62793 62

468 325 42% 49% 42,3%

2013 155259 666 72147 71766 381 46,2% 57% 46,5%

Source : résultats de l’examen des rapports annuels SNE, 2012-2013.

Comme le montre ces données, l’évolution du taux d’accès à

l’électricité à Pointe-Noire est loin de satisfaire les attentes du


gouvernement congolais qui envisage en 2015, à travers sa politique

sectorielle de l’électricité, d’augmenter le taux d’accès à l’électricité à

90% en zone urbaine.

II.2.3- Situation d’accès à l’électricité à Ouesso

Concernant la population de Ouesso, le Recensement Général de la Population et de l’Habitat (RGPH), 2007, indique que celle-ci était

d’environ 28 179 habitants en 2007 et devrait, avec un taux de

croissance de 2,8% par année, atteindre 34 188 habitants en 2014.

La répartition de la population de Ouesso par arrondissement est présentée dans le tableau ci-après :

Tableau 4: répartition des Ménages de Ouesso par arrondissement entre 2011 et 2013

Rubriques

Arrondis.

Population Ménages

2011 2012 2013 2011 2012 2013

Eff. % Eff. % Eff. % Eff. % Eff. % Eff. %

Ensemble 31

470 100

%

32

351 100

%

33

257 100

%

5

245

100

%

5

392

100% 5

543

100%

1.Nzalango

ye

16

327

52% 16

785

52% 17

255

52% 2

721

52% 2

797

52% 2

876

52%

2.Mbindzo 15

142

48% 15

566

48% 16

002

48% 2

524

48% 2

594

48% 2

667

48%

Source : résultats de l’examen du RGPH-2007 en quelques chiffres.

L’arrondissement 1(Nzalangoye) compte plus de ménages que

l’arrondissement 2 (Mbinzo) avec respectivement 52% et 48% de

l’ensemble des ménages.

Comme à Pointe-Noire, l’évolution du taux d’accès à l’électricité à Ouesso entre 2011 et 2013 est présentée dans le tableau suivant :


Tableau 5 : Taux d’accès à l’électricité (BT et MT) à Ouesso entre 2011 et 2013

Années

Ensemble

des

ménages

Nombre d’abonnés Taux d’accès à

l’électricité

Ensemble BT MT BT MT Ens.

2011 5245 868 868 - 16,5% - 16,5%

2012 5392 1266 1266 - 23,5% - 23,5%

2013 5543 1370 1370 - 24,7% - 24,7%

Source : résultats de l’examen des rapports annuels SNE, 2012-2013.

Comme on peut le constater, le taux d’accès à l’électricité en zone rurale en générale et à Ouesso en particulier est faible. Ces mauvais

résultats sont encore renforcés par l’attitude de plusieurs résidents qui

préfèrent ne pas s’abonner puisque les services fournis ne satisfont pas

pleinement leur besoin journalier en énergie électrique.


III- Problématique

L’enjeu principal pour le gouvernement Congolais est de fournir de

manière régulière l’électricité à la majorité de la population des zones urbaines et rurales en République du Congo. La question centrale à

laquelle cette étude se propose de répondre est la suivante : Ce projet

permettra t- il de remplir pleinement cette mission qui lui a été

assignée, celle de permettre à la majorité des populations urbaines et rurales d’avoir accès à l’électricité ?

La réponse à cette problématique implique des investissements qui

peuvent être supportés soit par le gouvernement, soit par les

investisseurs privés lorsque le projet est financièrement rentable. C’est pourquoi, nous examinerons la rentabilité financière et nous

ferons un bref aperçu de la rentabilité économique et sociale du

projet.

Ces résultats ne pourront être atteints que si les contraintes ci-après sont prises en considération :

- L’offre potentielle d’électricité doit être maintenue au niveau

actuel (591,5 MW) ou bien améliorée, car il existe au Congo

plusieurs difficultés en terme de maintenance des centrales électriques;

- Existence d’importantes pertes techniques (près de la moitié

de la production d’électricité au Congo, notamment 47,4 %) et

non techniques. En effet, d’après l’Institut de l’Energie et de l’Environnement de la Francophonie (IEPF)3, pour l’ensemble

du système électrique, de la production à la distribution, le seuil

des pertes globales considéré comme acceptable pour les

experts internationaux est de 15 à 16%. Ce pourcentage inclus les pertes techniques et les pertes non techniques. En plus,

l’IEPF considère que les pertes techniques proviennent

généralement de la production et du transit sur le réseau

(transport et distribution), alors que les pertes non techniques proviennent de l’énergie consommée non enregistrée, c’est-à-

dire non facturée ;

- Certaines zones urbaines ou rurales sont enclavées suite au

mauvais état des routes ou bien à cause des érosions des sols, rendant ainsi leur accès difficile, ce qui complique alors la

3 IEPF : Fiche technique de PRISME N°8, thématique sur les politiques de maîtrise de l’Energie, p 1.


mise en place d’infrastructures de transport d’électricité. Par

ailleurs, d’autres zones sont éloignées du réseau de transport

d’électricité interconnecté, qui est constitué de deux ilots, à

savoir : l’axe 110/225 KV, Moukoukoulou – Loudima, couplé aux centrales à gaz, qui alimentent les régions de la Bouenza, Niari

et la ville de Pointe-Noire ; l’axe 220 KV Lingouala – Mbouono –

Tsiélampo, qui alimente la ville de Brazzaville, s’étendant

jusqu’à la centrale hydroélectrique d’Imboulou, en passant par les postes de Djiri et de Ngo. Cet axe qui dispose d’une

puissance installée de 180 MW, devrait permettre de répondre

à la demande globale de Brazzaville, mais se heurte à un

goulot d’étranglement sur la liaison Mbouono – Djoué dont la puissance à transiter ne peut dépasser 30 MW, car le

transformateur n°2 du poste de Tsiélampo étant en panne,

toute la charge des feeders de 20 KV transite par l’unique

transformateur resté en service, causant ainsi sa saturation ; - La situation de la distribution d’électricité en zone urbaine est

caractérisée de manière générale par la saturation et le

vieillissement des équipements électrotechniques. Cette

situation nécessite de la part du gouvernement une prise de conscience en vue de renforcer les réseaux et de réhabiliter

certains équipements.

La problématique ainsi formulée conduit à avancer les hypothèses

suivantes: - Les moyens financiers sont disponibles, et la bonne volonté du

gouvernement congolais est exprimée par sa politique nationale

d’urbanisation et de modernisation des zones urbaines et rurales, intitulée « la municipalisation accélérée », en vue de répondre

favorablement aux différentes contraintes mentionnées ci-dessus ;

- Ce projet permet d’augmenter le taux d’accès à l’électricité en

zones urbaine et rurale.


IV- Présentation de la méthodologie relative au développement optimal du réseau de distribution d’électricité au Congo

La méthodologie que nous allons utiliser pour atteindre nos objectifs est

basée d’une part sur la recherche documentaire (collecte des

données techniques telles que le type d’équipements ou de matériels

à installer, le schéma à adopter, la puissance nécessaire, les types de

câbles, de postes MT/BT, de branchements, de réseaux électriques ; et

des données économiques et sociales des localités concernées telles

que l’évolution d’abonnés, de la population ou des ménages ayant

accès ou pas à l’électricité, le revenu des populations, les entreprises

en place, … ), d’autre part sur l’approche analytique et sur l’approche

comparative. L’approche analytique consiste à trouver une solution

optimale dans la distribution de l’électricité, en évaluant tout d’abord

la faisabilité technique du projet, la rentabilité financière, économique

et sociale du projet, en se basant sur les coûts pratiqués au niveau des

projets similaires ou sur des propositions de coûts inscrits dans des

cahiers de charges de la SNE.

Dans le cadre de l’évaluation financière, nous nous sommes appuyés

sur la Valeur Actuelle Nette (VAN) qui est un indicateur présentant

moins de limites par rapport à d’autres. En ce qui concerne la

rentabilité économique et sociale du projet, on s’est limité, vu l’ampleur

du projet, à présenter un bref aperçu de l’évaluation économique et

sociale. Ensuite, l’approche comparative consistera à comparer les

situations avant et après-projet, à partir du taux d’accès à l’électricité

et par l’identification des avantages et des coûts socio-économiques

afin d’analyser les effets du projet sur les différents groupes de la

société en milieu urbain et rural.


Pour assurer la pérennité du projet, nous allons adopter une politique

relative à la gestion de la demande en accompagnant l’évolution de

la population par des branchements annuels constants sur 10 ans

(échéance du projet) et après le projet par le suivi et l’évaluation des

investissements réalisés. En outre, cette gestion de la demande passera

aussi par le Centre National de Dispatching (CND), situé à Djiri dans le

Nord de Brazzaville, en ce qui concerne les localités interconnectées

au réseau de transport d’électricité et visibles sur le tableau synoptique.

Cet outil permettra d’apprécier l’équilibre entre l’offre et la demande

nationale d’électricité en temps réel par localité, dans le but de gérer

les dessertes conformément à l’évolution de la demande. Concernant

les localités qui ne sont pas connectés au réseau de transport national,

telles que les villes de Ouesso, d’Impfondo, Sibiti…, qui sont alimentées

par des groupes électrogènes de fortes capacités, une politique de

gestion particulière est mise en place selon les technologies utilisées.

Pour réaliser cette démarche, notre stratégie se présente comme suit :

- Localiser les zones connectées ou pas au réseau de transport

national d’électricité ;

- Exploiter toutes les potentialités des différents départements en

sources d’énergie électrique ;

- Identifier les ressources humaines nécessaires ;

- Choisir le niveau de tension requis selon la distance des localités

par rapport à la source ;

- Choisir le type et le nombre de pilonnes nécessaires par rapport

au relief ;

- Notre mode de calcul des valeurs de prix et coûts retenu prévoit

une marge d’imprévus d’environ 3%;

- S’appuyer sur l’indicateur « taux d’accès à l’électricité », qui est le

rapport entre le nombre de ménages ayant accès à l’électricité


et le nombre total des ménages des localités électrifiées. Cet outil

est un indicateur important pour diagnostiquer la situation

actuelle des localités et pour le suivi du projet dans la mesure où

un des objectifs importants est d’avoir un nombre élevé

d’utilisateurs du service d’électricité ;

- Envisager la prévision de la demande en électricité en se basant

sur les taux d’évolution de la population, des ménages et des

consommateurs BT et MT ;

- Rechercher une technologie à faible coût, en premier lieu

privilégier l’hydroélectricité, tout en respectant l’environnement ;

- Recourir aux centrales solaires, à la biomasse, à l’énergie éolienne

et au thermique gaz ou Diesel, lorsque la solution

d’hydroélectricité ne peut pas s’appliquer ou bien dans le cas

des zones enclavées;

- Envisager une stratégie pour la gestion des heures de forte

consommation et des heures de faible consommation basée sur

l’analyse du coût marginal de chaque type de technologies à

utiliser. En outre, dans le cas des centrales hydroélectriques, pour

gérer ces périodes, on peut instaurer un système de régulation

selon le type d’installation (déversoir libre, au fil de l’eau,…) ;

- Envisager une connexion électrique (tension 220 volt en

monophasé et 380 volt en triphasé via le poste MT/BT le plus

proche) dans chaque maison (milieu urbain et milieu rural) en

procédant à des opérations promotionnelles de branchements

sociaux selon les bourses ;

- Au-delà d’une puissance de 160 KVA à alimenter, l’installation

électrique doit s’équiper d’un poste MT/BT privé, car dans ce cas

de figure la charge est trop importante, donc pas du tout aisé

pour se connecter à un poste public prévu pour alimenter


plusieurs abonnés ;

- Privilégier les réseaux souterrains en MT (6,6 kV, 20 kV et 30 kV) et

aériens en BT dans le milieu rural pour une meilleure gestion du

réseau ;

- Se donner d’un horizon temporel de dix ans (10 ans) afin

d’atteindre ces objectifs.


V- Faisabilité et Gouvernance du projet

L’analyse de la situation actuelle du réseau de distribution d’électricité

ainsi que celle de la population congolaise a révélé qu’il existe un problème et un besoin réel en électricité. A cet effet, il est nécessaire

d’examiner la faisabilité technique, financière, socio-économique, ainsi

que la gouvernance du projet.

Les ressources financières de ce projet proviendront de l’Etat congolais, par l’intermédiaire du Ministère chargé de l’Aménagement du Territoire

et de la Délégation Générale aux Grands Travaux. Au Congo, la SNE

est une société étatique qui ne finance pas en générale ses projets, au

contraire c’est l’Etat qui investit et lui remet ensuite l’ouvrage. Ce financement permettra d’acquérir les infrastructures électriques et de

mettre en œuvre ce projet.

V.1- Faisabilité du projet V.1.1- Faisabilité technique V.1.1.1- Etude de la Zone urbaine : POINTE-NOIRE

Rappelons que le réseau de distribution de Pointe-Noire a pour but d’alimenter tous les consommateurs d’électricité de cette localité qui

est repartie en six communes, à savoir : Lumumba, Mvoumvou, Tié-Tié,

Loandjili, Mongo Mpoukou et Ngoyo. En effet, l’offre garantie

d’électricité à Pointe-Noire est de 166 MW face à une demande de 110 MW aux heures creuses et de 140 MW pendant les heures de pointe.

L’offre d’électricité est alors supérieure à la demande.

En outre, la ville de Pointe-Noire a présenté environ 1000 000 habitants

en 2014, avec une densité de 22883 habitants/km2. Ce réseau est subdivisé en deux sous niveaux de tension : les réseaux Moyenne

Tension (20 à 30 kV) et basse tension (220 à 380V). En outre, ces

communes sont réparties par zone du réseau de la manière suivante :

- Zone A : communes de Lumumba et de Ngoyo ; - Zone B : commune de Tié – Tié et une portion de Loandjili (20%) ;

- Zone C : communes de Loandjili (80%) et de Mongo Mpoukou.

A cet effet, selon les données du RGPH-2007, on arrive à déterminer

que la zone A constitue environ 22% de l’ensemble des ménages de


Pointe-Noire, la zone B représente environ 43% des ménages, et la zone

C compte 35% des ménages.

La faisabilité technique de notre projet s’appuie d’une part sur les

éléments constitutifs des infrastructures ou matériels électriques requis pour le bon fonctionnement de ces deux types de réseaux (MT et BT),

et d’autre part sur les méthodes de branchement des abonnés et de

l’éclairage public.

Selon les données en notre possession (hors postes privés) nous avons enregistré que 68 postes MT/BT publics demeurent jusqu’à ce jour en

situation de délestage permanent. La répartition de ces postes par

zone montre que les communes de Lumumba et de Ngoyo (Zone A)

présentent 22 postes en délestage permanent ; la commune de Tié-Tié et 20% de celle de Loandjili (Zone B) présentent 46 postes en délestage

permanent ; cependant la commune de Mongo Mpoukou et 80% de

Loandjili n’affichent aucun poste en délestage permanent du fait que

cette zone est constituée de nouveaux quartiers dans lesquels la densité de la population est encore faible. Les effectifs des ménages

abonnés et de l’ensemble des ménages de Pointe-Noire, nous

permettent de déduire l’effectif des ménages qui n’ont pas accès à

l’électricité.

A partir de ces situations de postes en délestage, l’étude technique

relative au développement optimal du réseau de distribution à Pointe-

Noire consiste d’abord à comprendre les raisons qui expliquent ces

problèmes, et à prendre des décisions stratégiques comme suit :

- S’assurer que la puissance disponible pour la fourniture d’énergie

électrique est réellement opérationnelle : ce qui est le cas à

Pointe-Noire ; - Dans les secteurs en délestage (Zones A et B), nous allons vérifier

la capacité des transformateurs HT/MT (postes sources) et MT/BT,

c’est-à-dire voir s’ils sont saturés ou non, aussi leur état de

vieillissement ainsi que les équipements de protection ; - Si les transformateurs sont saturés : la solution serait d’assainir le

réseau de distribution en changeant les câbles défectueux par

des câbles dimensionnés par rapport à la section concernée afin

de réduire les pertes ; construire des nouveaux postes ou bien


augmenter la capacité des anciens postes; identifier et éliminer

ensuite les réseaux pirates ;

- Si les transformateurs HT/MT ne sont pas saturés : la solution serait

d’augmenter la capacité des transformateurs MT/BT et revoir les câbles pour réduire les pertes ;

- Tenir compte de l’évolution de la demande, notre étude a retenu

l’échéance de 10 ans, afin de mieux localiser l’emplacement des

postes et de surdimensionner leur capacité. Ensuite, présenter l’évolution du taux d’accès à l’électricité à Court terme et à Long

terme (dans 10 ans) qui représente l’objectif principal de notre

étude ;

- Pointe-Noire étant une zone urbaine où la densité de population est forte, l’on doit séparer deux postes d’un rayon de 500 m au

maximum ;

- Signifier le nombre de ménages qui peut être branché à un

transformateur MT/BT ; - Prévoir le nombre de postes par départ dans le cas d’un poste

source: selon les conseils des techniciens de la SNE, un départ doit

alimenter moins de 12 postes, en moyenne 8, soit 48

transformateurs (6 départs x 8) en moyenne par poste source lorsque celle-ci fonctionne à pleine capacité, ce qui n’est pas

recommander ;

- Enfin, présenter notre schéma du réseau futur.

A cet effet, pour comprendre les raisons qui expliquent ces problèmes de délestage, notre équipe d’étude de projet, vu les difficultés de

financement rencontrées pour mener une enquête de terrain en vue

d’élaborer notre propre diagnostic, s’est orientée vers la Direction Départementale de la SNE à Pointe – Noire pour examiner leurs rapports

d’évaluation du réseau de distribution et certains cahiers de charge

avec coûts. Il ressort de ceux-ci certaines explications relatives aux

problèmes de délestage de ces différents postes. Les cahiers de charge avec coûts nous donnent un aperçu général sur les coûts de

certains matériels, infrastructures électriques et opérations de

branchement d’abonnés.

Les raisons relatives au délestage de ces postes et notre stratégie de dénouement de cette situation sont présentées dans le tableau


suivant :

Tableau 6 : Etat des postes en délestage de Pointe-Noire et stratégies de dénouement

N°

Postes en délestage

PNB (KVA)

Localisation Raisons des délestages Stratégies de dénouement

ZONE A ( LUMUMBA ET NGOYO)

1 202 400 Gare PV entrée port

Transformateur de faible capacité

Augmentation de puissance (Réhabilitation du poste)

2 BAC 1 630

Rond-point ILLAMA Route de la Base

Insuffisance de transformateurs

Création de nouveaux postes

3 BAC 2 630 Route de la base Transformateur surchargé


4 Case du parti 800

Av Félix Tchicaya à côté de la case du parti

Transformateur surchargé Création de nouveaux postes

5 CEG KM4 630 Enceinte CEG KM4 Transformateur surchargé


6 Cité AGIP 400 Face OCI Transformateur surchargé


7 Club hippique

630 Enceinte du club hippique Transformateur surchargé


8 DE GAULLE 630

Enceinte d’immeuble d’air Afrique, face ex Novotel


9 Domaine 400 Ruelle Face station puma de Ngoyo

Poste surchargé Création de nouveaux postes

10 EX Radio 400

Route de la base après les rails de château d’eau

Transformateur surchargé Augmentation de puissance (Réhabilitation du poste)

11 Hôpital Adolphe Sicé

800 Enceinte de l’hôpital

Equipement de protection défectueux

Réhabilitation du poste

12 KONDJI 630

Ruelle face entrée école agricole (domicile Mr Kondji marcel)


13 LINA-CONGO 400 Dans camps trois martyrs (la Transformateur de faible Réhabilitation du poste


base aérienne) capacité

14 MAMPENZA 400

Immeuble devant l’entrée du port vers SVP et Panalpina



15 Moe Pratt 1 250 Vers Jeanne vaille (Rex) Transformateur surchargé


16 PELLA 630 Avenue Ma Loango, vers Boscongo

Transformateur surchargé

Densification du réseau (création de nouveaux postes)

17 Pyramide 630 Côte sauvage Transformateur surchargé

Densification du réseau ((création de nouveaux postes)

18 ST Pierre I 800 Enceinte stade v-club OCH Transformateur surchargé


19 ST Pierre II 1 000 Vers la baguette d’or Transformateur surchargé


20 ST Pierre III 250

Entre la carrière de Miambanzila et la boulangerie Ngok



21 Tchimbamba 800 Face entrée antenne de Linda



22 YIMBOU 630 YIMBOU Transformateur surchargé


ZONE B (TIE-TIE ET 20% DE LOANDJILI)

23 5 chemins 630 Route vers Patra (devant les 5 chemins)

- Transformateur surchargé ;

- Existence des réseaux pirates


24 Agence Mpaka

400 Agence SNE de Mpaka Transformateur surchargé

Augmentation de la puissance (Réhabilitation)

25 Avenir 800 Vers le rond-point de X-or




26 Bel air 630

Face bar bel air vers la commune de Ngoyo



27 Bissongo 630 Enceinte marché de Bissongo



28 CEG Mpaka 630 Derrière le CEG route de la radio Louzolo


Une cellule IM à compléter (réhabilitation)


29 Clarisse Marko

630 Transformateur surchargé


30 CNSS Foucks 630 Enceinte CNSS rond-point Foucks



Réseau à refaire (création de nouveaux postes)

31 Coomapon 630 Entre ex G8 et vers SMI de Mbota




32 CSI Bissongo 630 A côté du CSI Bissongo




33 CSI Mouissou Mado

630

Enceinte CSI Mouissou Madeleine Mpaka




34 Dispensaire Ngoyo

250

Enceinte dispensaire, après la commune de Ngoyo



35 EEC Mbota 630 A côté de l’EEC Mbota Transformateur surchargé


36 GO 630

Derrière l’ex boulangerie GO et vers l’hôpital de Tié-Tié



37 Gorille 630 Rond-point le gorille Transformateur surchargé


38 Ibangui 400

Enceinte de l’hôtel Ibangui, vers 7/7 de Dany




39 Itoua Ondongo

630 Vers la villa d’Inès Nguesso Transformateur surchargé


40 KOUMBA 630 Tchimbambouka Vieillissement des matériels Réhabilitation du poste

41 Lien DAMBOU

630 Dans l’enceinte de l’Ecole Lien Dambou

Vieillissement des matériels Réhabilitation du poste

42 Loussala 800 Enceinte école primaire de Loussala





43 Mahouata 1000 Rond-point de Mahouata face station total



44 Marché Liberté

800 Enceinte marché liberté Transformateur surchargé


45 Marché Tié-Tié

630 Face marché Tié-Tié et le poste de police

Vieillissement des matériels

- Aération à ajouter ;

- Changement de câbles défectueux (Réhabilitation)

46 Mbota marché

630 Devant le marché de Mbota


- Réhabilitation du poste ;

- Changement de câbles défectueux (Réhabilitation)

47 Moukenga 630 Entrée principale de CSI Mpaka

Effets d’inondation sur le poste

Poste à déplacer à cause de l’inondation pendant la période des pluies (Réhabilitation)

48 MIAMBANZILA

630 Avenue des Dallettes à Mpaka


49 MISSIDIMBAZI 630 Voungou Vieillissement des matériels Réhabilitation du poste

50 Mpaka 8 630 Enceinte école primaire de KM8 Vieillissement des matériels Réhabilitation du poste

51 Mahouata 2 630 Vieillissement des matériels Réhabilitation du poste

52 Modeste 2 630 Mayinga Vieillissement des matériels Réhabilitation du poste

53 Mouyondzi 2X630

Dans l’enceinte du Cimetière de Mboukou


54 Roy 1000 Rond-point et dans l’ex cinéma ROY,


Local à agrandir et aération à ajouter tableau à remplacer (Réhabilitation)

55 Savon 630 Face pharmacie de savon Vieillissement des matériels

Socle du poste à surélever (Réhabilitation)

56 Saint Jean-Bosco

630 Enceinte de l’église Vieillissement des matériels Réhabilitation du poste

57 SMI Mbota 630 Enceinte SMI Vieillissement des matériels Réhabilitation du poste

58 SNDE Matendé

630 Enceinte SNDE vers chez les sœurs


Local à agrandir, gamme de cellules BT à installer (Réhabilitation)

59 SNDE Tié-Tié 630

Face agence SNE Tié-Tié (immeuble Adjibi)


- Existence des



réseaux pirates

60 SNDE Voungou

630 Ruelle face poste Voungou école

Transformateur surchargé Réhabilitation du poste

61 SNDE Mpaka 630 Ruelle à gauche à la Mucodec Vieillissement des matériels

Local à agrandir Gamme de cellules MT à installer (Réhabilitation)

62 Tchimani 800 Vers l’église Zéphirin




63 Tchimani 2 630 Tchimani




64 Voungou Ecole

800 Enceinte école primaire de Voungou



- Densification du réseau ;

- Elimination des réseaux pirates (réhabilitation)

65 Voungou 2 630 Voungou





66 Poudrière 630 Poudrière à Tchimani





67 PATRA 630 Avenue de l’indépendance à Patra (Mpaka)





68 Ya Bolé 630

Vers le lycée de Mpaka, sur la route de Tchimani





ZONE C (MONGO MPOUKOU ET 80% DE LOANDJILI)

- Rien à Signaler car tous postes en défaillances sont actuellement réhabilités ;

- Toutefois, création de nouveaux postes à cause de l’évolution de la demande

future (1 poste tous les 2 ans durant 10 ans, soit 5 postes au total).

Source : Résultats de l’examen des données de la DGADC, Département chargé de la

Distribution, SNE, 2014.


De ce qui précède, notre projet consiste à réaliser dans les zones A, B et

C certaines opérations telles que :

• La construction de nouveaux postes de distribution MT/BT, proportionnellement au nombre de ménages habitant les zones

concernées, avec tout son équipement tels que 4 km de réseaux

BT, MT, et l’éclairage public, dans les zones fortement peuplées,

en vue de résoudre le problème relatif à l’insuffisance de postes. Ces nouveaux postes doivent être surdimensionnés afin de tenir

compte de l’évolution de la demande future (horizon 10 ans) tout

en notant qu’un transformateur de puissance 630 KVA, que nous

avons retenu parmi d’autres types, a une durée de vie de 25 ans d’après les services techniques de la SNE ;

• La réalisation des branchements promotionnels durant 10 ans par

rapport à l’évolution des ménages à Pointe-Noire jusqu’en 2024,

en répartissant 90% du nombre total de ménages à l’horizon 2024 sous forme de branchements à réaliser sur chaque année à partir

de 2015. Cette méthode permettra d’atteindre 90% du taux

d’accès à l’électricité dans la ville de Pointe-Noire en 2024, tout

en rappelant que l’amortissement des équipements électriques, les normes requises, et leur capacité de desserte face à

l’évolution de la population durant les 10 ans ont été pris en

compte. Les branchements promotionnels facilitent l’accès à

l’abonnement aux ménages qui gagnent de faibles revenus ; • La réhabilitation des postes ou des équipements électriques

vétustes, ainsi que l’élimination des réseaux pirates.

Notre méthode relative à l’augmentation des abonnés et à l’amélioration du taux d’accès à l’électricité au cours de la période

2015 – 2024 est présentée dans le tableau suivant :


Tableau 7: Evolution du taux d’accès à l’électricité à Pointe-Noire de 2013 à 2024 avec projet

années Population Ménages Ménages Abonnés

Variation d’abonnés

Ménages non abonnés

Taux d’accès à l’électricité

2013 931 551 155 259 72 147 - 83 112 46,5%

2014 973 471 162 245 86 203 14 056 76 042 53,1%

2015 1 017 277 169 546 100 259 14 056 69 287 59,1%

2016 1 063 054 177 176 114 315 14 056 62 861 64,5%

2017 1 110 892 185 149 128 371 14 056 56 778 69,3%

2018 1 160 882 193 480 142 427 14 056 51 053 73,6%

2019 12 131 22 202 187 156 483 14 056 45 704 77,4%

2020 1 267 712 211 285 170 539 14 056 40 746 80,7%

2021 1 324 759 220 793 184 595 14 056 36 198 83,6%

2022 1 384 373 230 729 198 651 14 056 32 078 86,1%

2023 1 446 670 241 112 212 707 14 056 28 405 88,2%

2024 1 511 770 251 962 226 766 14 056 25 196 90,0%

Source : Résultats de l’examen des données du RGPH-2007 et des rapports annuels 2012-2013

de la SNE

En 2024, le nombre total de ménages sera de 251 962 à Pointe-Noire.

En effet, pour atteindre un taux d’accès à l’électricité de 90% en zone

urbaine comme nous l’envisageons dans nos objectifs, nous avons fait

le rapport suivant :

• taux (90%) = ménages abonnés / Total des ménages ;

• → 0,9 = Ménages abonnés en 2024 / 251 962 ;

• → nombre de ménages abonnés en 2024 = 0,9 x 251 962 = 226

766 abonnés.


Ensuite, on calcule la moyenne de l’intervalle entre le nombre

d’abonnés espéré en 2024 (Valeur maximale) et le nombre d’abonnés

réel en 2013 (Valeur minimale) sur 11 ans, ce qui donne 14 056 abonnés

par an. A cet effet, le cumul de 14 056 abonnés en moyenne après 2013 nous permet d’estimer les valeurs d’abonnés pour les années

suivantes.

La réalisation de 14 056 branchements par an est techniquement

faisable avec nos options de densification du réseau (avec création de nouveaux postes), de réhabilitation des postes, et des opérations

d’éradication de réseaux pirates que nous avons présentés.

Cependant, les impacts relatifs à la réhabilitation des postes et aux

opérations d’éradication de réseaux pirates sur le nombre de ménages à raccorder au réseau ne sont pas évalués, car nous les prenons en

compte dans le cadre du maintien de l’équilibre de la situation

actuelle du réseau.

Par ailleurs, entre 2011 et 2012, le nombre d’abonnés avait augmenté de 12 433, ce qui signifie que la SNE est à mesure, avec l’aide du

gouvernement, de réaliser 14 056 branchements par an que préconise

notre projet.

Le nombre de branchements à effectuer par an varie d’une zone à une autre selon leur densité de population et l’ampleur de leurs

problèmes techniques (nombre de postes à réhabiliter et le nombre de

postes à construire). En effet, conformément à la structure de la

population par zone signifiée plus haut, les 14 056 branchements à réaliser annuellement sont répartis de la manière suivante : 22% des

branchements pour la zone A, 43% pour la Zone B, et 35% pour la zone

C. La zone B est beaucoup peuplée et présente plus de problèmes par rapport aux autres (avec 46 postes en délestages).

Outre cela, pour déterminer nos besoins en termes de nombre de

postes à créer par rapport à l’effectif des ménages, la démarche ci-

après justifie notre décision :

• Considérons un poste MT/BT de 630 KVA que nous utilisons dans

notre projet ;

• Pour un abonné ordinaire, la charge nécessaire de l’intensité du


courant électrique (I) fourni est de 10 ou 15 Ampères (A). nous

retenons la charge minimale de 10 A ;

• La puissance souscrite de l’abonné (P) ordinaire avec une tension

de 220 V est : P = U x I ; • Puissance mini d’un abonné = 220 x 10 = 2 200 VA ≈ 2,2 KVA ; • D’où : si 1 abonné → 2,2 KVA

X → 630 KVA

• X = 630 / 2,2 = 286 ménages abonnés pour un poste de 630 KVA ;

• Il est recommandé de ne pas faire fonctionner le poste à pleine capacité pour des raisons de maintenance, alors on considère à

peu près 80% de charges utiles et 20% de pertes. Ainsi, on retient

environ 230 ménages abonnés pour un poste de 630 KVA ;

• En ce qui concerne nos 14056 branchements à réaliser par an, il faut prévoir annuellement : si 1 poste → 230 ménages abonnés

X → 14 056 abonnés

• X = 14 056 / 230 = 61 postes à construire chaque année.

Par conséquent, comme dans le cas de la détermination du nombre

de branchements par zone, nous avons jugé de répartir

proportionnellement le nombre de postes à construire par zone selon la structure de sa population, c’est-à-dire : 22% de l’ensemble des postes

à construire pour la zone A, 43% pour la Zone B, et 35% pour la zone C.

Notre étude technique du projet est enfin détaillée et récapitulée dans

le tableau ci-après :

Tableau 8: tableau récapitulatif et détaillé de l’étude technique du projet

Années

Nombre de postes à construire par an

Nombre de postes à réhabiliter

Nombre de

branchements à réaliser par an

Opératio

n d’éradic

ation des réseaux

pirates

Augmentation des abonnés

Zone

A

Zone

B

Zone

C

Zone

A

Zone

B

Zone

C

Zone

A

Zone

B

Zone

C Effectifs Variat°

2015 13 27 21 4 10 - 3092 6 044 4 920 active 100 259 14 056

2016 13 27 21 3 7 - 3092 6 044 4 920 active 114 315 14 056

2017 13 27 21 - 5 - 3092 6 044 4 920 active 128 371 14 056


2018 13 27 21 - 5 - 3 092 6 044 4 920 Suivi et contrôle

142 427 14 056

2019 13 27 21 - - - 3 092 6 044 4 920 Suivi et

contrôle 156 483 14 056

2020 13 27 21 - - - 3 092 6 044 4 920 Suivi et contrôle

170 539 14 056


184 595 14 056


198 651 14 056

2023 13 27 21 - - - 3 092 6 044 4 920 Suivi et

contrôle 212 707 14 056

2024 13 27 21 - - - 3 092 6 044 4 920 Suivi et

contrôle 226 766 14 056

Total 130 261 210 7 27 -

Source : Résultats de notre étude technique selon l’examen les données de la DGADC,

Département chargé de la Distribution, SNE, 2014

V.1.1.1.1- Construction de nouveaux postes MT/BT

La construction d’un poste MT/BT renferme les trois phases suivantes :

• Les travaux de Génie civil ;

• Equipement du poste MT/BT ; • Installation des réseaux BT, MT.

Selon les informations de la DGADC, de façon standard les travaux de

génie civil (main d’œuvre comprise) coûtent environ 15 000 000 FCFA

par poste.

Bien qu’il existe certaines spécificités face à la complexité de certains

projets, l’équipement d’un poste MT/BT ainsi que l’installation des

réseaux BT, MT et l’éclairage public sont en générale constitués par des

éléments techniques présentés dans les sections ci-dessous.

V.1.1.1.1.1- Mise en œuvre technique du réseau MT

Le réseau de distribution Moyenne Tension (MT) après-projet sera


amélioré par l’allégement des charges au niveau des feeders des

postes sources de MGK1, MGK2 et de Ngoyo, suite à la construction et

à la réhabilitation des postes de distribution MT/BT. Le réseau MT est en

générale souterrain et exploité à la tension service de 20 Kv. En effet, les feeders doivent bénéficier d’une protection contre les défauts issus de

la mise en terre et de la protection relative au maximum d’intensité.

Tableau 9: Equipements électriques d’un réseau Moyenne Tension (MT)

N° Désignation du matériel par poste unité

nombre de

postes

Quantité /Poste

Quantité totale

P.U MONTANT TOTAL

1 Transformateur 20/6,6KV; 630 KVA 1U 61 1 61 20 000 000 1 220 000 000

2 Câble HN33S23 Un=24KV 3X240mm²; m 61 800 48 800 12 000 585 600 000

3 Cellule réseau IM: In=400A; Un=24KV 2U 61 2 122 2 583 325 315 165 650

4 Cellule Protection transformateur QM:

In=200A; Un=24KV 1U 61 1 61 3 536 540 215 728 940

5 Extrémité type intérieur E3UI, Un=24KV carton 61 1 61 107 915 658 2815

6 Cosse bimétal cuivre aluminium Cu/Al

240mm² 1U 61 6 366 8 650 3 165 900

7 Cosse en cuivre étamé de 50mm² 1U 61 20 1 220 4 150 5 063 000

8 Disjoncteur compact 1250A avec

déclencheur automatique et lecture digital des paramètres

1U 61 1 61 1 000 000 61 000 000

9 Bornes embrochables en équerre, 24kv carton 61 1 61 262 400 16 006 400

10 Dalle perforée de 3m/30cm métallique 1U 61 3 183 4 650 850 950

11 Câble U1000RO2V unipolaire 1x240mm²

isolé en cuivre m 61 100 6 100 12 700 77 470 000

12 Câble PRC Unifilaire en cuivre de 35-

50mm² m 61 30 1 830 24 140 44 176 200

13 Tableau TUR complet de 6 départs T6 1U 61 1 61 1 000 000 61 000 000

14 Boite de jonction rubanée de 24kV J3UR1 carton 61 8 488 461 015 224 975 320 15 Manchon en aluminium de 240mm² x 61 24 1 464 12 735 18 644 040 16 Rouleau de scotch S23 x 61 11 671 10 050 6 743 550 17 Grillage avertisseur rouge rouleau de 100m rouleau 61 20 1 220 10 000 12 200 000

18 Camion de sable m3 61 100 6 100 10 000 61 000 000

19 Collier Colson GM Paquet 61 1 61 63 200 3 855 200

20 Piquet de terre en cuivre galvanisé de 2m 1U 61 54 3 294 10 450 34 422 300

21 Serre câble en acier galvanisé de 18 1U 61 54 3 294 5 800 19 105 200

22 Câble en cuivre nu unifilaire de 50mm² m 61 200 12 200 1 975 24 095 000 23 Câble en cuivre isolé unifilaire de 95mm² m 61 100 6 100 11 820 72 102 000

24 Barrette de terre 1U 61 2 122 11 000 1 342 000

25 Câble de terre en cuivre nu de 35mm² m 61 850 51 850 1 750 90 737 500

TOTAL 3 181 031 965

Source : Résultats de notre étude, avec l’utilisation des données issues de l’examen des

Fiches techniques des projets de densification et de réhabilitation des réseaux de Brazzaville-Pointe de la DGADC_SNE, Brazzaville 2014.


V.1.1.1.1.2 - Mise en œuvre technique du réseau BT (4 km)

Le réseau BT est aérien ou souterrain. La tension de service est de

380/220V. Le réseau aérien est soutenu par des supports en bois (en

majorité), métalliques ou en béton (utilisé par l’ancien réseau). Le

réseau souterrain est protégé avec l’utilisation des câbles à isolation synthétique et des grillages avertisseurs.

La mise en œuvre d’un réseau BT pour un poste et pour l’ensemble du

projet est représentée par l’utilisation des équipements suivants :

Tableau 10: Equipements électriques d’un réseau Basse Tension (BT)

N° Désignation du matériel par poste unité

nombre de

poste

Quantité/ Poste

Quantité totale

P.U MONTANT TOTAL

1 Câble HGS 3X240+1x95mm² m 61 150 9 150 18 000 164 700 000

2 câble pré assemblé 3x70+1x54,

6+2x16mm² m 61 1 500 91500 6 500 594 750 000

3 Câble pré assemblé 3x35+1x54,

6mm² m 61 2 000 122 000 4 500 549 000 000

4 Support poteau en bois 11m m 61 40 2 440 70 000 170 800 000

5 Support poteau en bois 8m m 61 130 7 930 40 000 317 200 000

6 Ensemble d'ancrage complet 1U 61 126 7 686 20 000 153 720 000

7 Ensemble d'alignement complet 1U 61 124 7 564 15 000 113 460 000

8 Cosse bimétal cuivre/aluminium

de 240mm² 1U 61 12 732 8 650 6 331 800


de 95mm² 1U 61 5 305 4 250 1 296 250

10 Raccord CT100 avec gousset 1U 61 16 976 2 500 2 440 000

11 Raccord CT70 avec gousset 1U 61 16 976 2 165 2 113 040

12 Tige filetée BH 12-200 1U 61 256 1 5616 690 10 775 040

13 Console simple 1U 61 50 3050 12 000 36 600 000

14 Scotch S23 1U 61 4 244 10 000 2 440 000

15 Fusible BT 400A 1U 61 10 610 8 650 5 276 500

16 Fusible BT 315A 1U 61 10 610 8 650 5 276 500

17 Fusible BT 250A 1U 61 10 610 8 650 5 276 500

18 Collier Atlas grand model 1U 61 3 183 20 000 3 660 000

19 Grillage avertisseur rouge 1U 61 80 4 880 10 000 48 800 000

20 Moellon m3 61 5 305 40 000 12 200 000

21 ferrure de tête pour contre fichage 1U 61 5 305 5 000 1 525 000

22 Tube cyntroplast de 110mm² m 61 100 6 100 12 000 73 200 000

23 Plaquette de serrage en acier

galvanisé 1U 61 6 366 1000 366 000

24 Poteau bois de 8 m 1U 7 50 350 42 000 14 700 000


25 Poteau bois de 11 m 1U 7 20 140 85 000 11 900 000

TOTAL 2 307 806 630

Source : Résultats de notre étude, avec l’utilisation des données issues de l’examen des Fiches techniques des projets de densification et de réhabilitation des réseaux de Brazzaville-

Pointe de la DGADC_SNE, Brazzaville 2014.

V.1.1.1.1.3 - Mise en œuvre des branchements d’abonnés et de l’éclairage public

En ce qui concerne les branchements d’abonnés domestiques, le

projet prévoit des branchements promotionnels de type monophasé aérien, afin de faciliter l’accès aux ménages gagnant de faibles

revenus. Les ménages qui désirent des branchements de type triphasé

doivent supporter quelques frais supplémentaires. Un disjoncteur

(monophasé ou triphasé) assure la protection des installations intérieures de l’abonné et permet le réglage de la puissance souscrite

par le client. L’installation d’un compteur est prévue entre un coupe

circuit de protection (CCP) et le disjoncteur afin de mieux gérer la

charge des différents postes de distribution d’une part, et de réduire les pertes non techniques dues à une consommation d’énergie facturée

au forfait d’autre part.

Chaque branchement promotionnel de type monophasé aérien

comprend le matériel suivant :

Tableau 11: présentation du matériel électrique par branchement promotionnel de type monophasé aérien

N° Désignation du matériel par branchement Unité Quantité/

Branchement Qté

totale Prix

unitaire

Montant total

Nombre de branchements

14 056

1 Câble rétylène 2x16mm² en aluminium m 30 421680 2 500 1 054 200 000

2 Disjoncteur monophasé 5/15A u 1 14 056 45 000 632 520 000

3 Raccord CT 70 avec gousset de

protection u 2

28 112 3 000 84 336 000

4 Pince d'ancrage API u 2 28 112 7 000 196 784 000

5 Boulon Queue de cochon QPC u 1 14 056 2 200 30 923 200

6 Plaque Queue de cochon PQC u 1 14 056 2 200 30 923 200

7 Tire fond Queue de cochon BQCUQ

12x130 u 2

28 112 2 500 70 280 000

8 Tableau en bois 25x65 Support compteur

plus CCP u 1

14 056 3 000 42 168 000


9 Tableau en bois 25x30 Support disjoncteur

plus CCP u 1

14 056 2 500 35 140 000

10 Coupe circuit porte fusible CCP 15A

monophasé u 1

14 056 30 000 421 680 000

11 Manchon C/C a fusible u 2 28 112 7 000 196 784 000

12 Cartouche fusible 22x58 AD 15A u 2 28 112 1 200 33 734 400

13 collier de serrage petit modèle PM boîte 2 28 112 7 000 196 784 000

14 Bas de scellement 45x700 u 1 14 056 15 000 210 840 000

15 Bride carré ou rond u 2 28 112 2 500 70 280 000

16 Tube carré de 3 cm u 1 14 056 25 000 351 400 000

TOTAL 3 658 776 800



Concernant le réseau d’éclairage public, les lignes d’alimentation sont selon les artères en aérien ou en souterrain. Les consoles avec

luminaires sont fixées sur des supports en bois de 11m ou sur des

supports métalliques de 11 à 13 m. les luminaires sont équipés

d’ampoules de puissance variable (125, 250 ou 400 w). Il existe des interrupteurs au niveau des postes de distribution pour assurer la

commande du réseau d’éclairage public.

Le matériel d’éclairage public est présenté dans le tableau ci-après :

Tableau 12: matériel électrique pour la mise en œuvre d’un réseau d’éclairage public

N° Désignation du matériel par poste

Unité Nombre

de postes

Quantité/ poste

Quantité totale

P.U Mont ant total

1 Luminaire complet

de 250w 1U 61 25 1 525 341 907 521 408 175

2

Coffret complet d'éclairage public avec conducteur

et relais horaire 1U 61

2 122 1 608 596 196 248 712

3 Console avec

patin de fixation 1U 61 25 1 525 23 910 36 462 750

4 Câble rétylène

2x16mm² m 61 4 000 244 000 750 183 000 000

5 Raccord CBS/CT25

1U 61 50 3 050 890 2 714 500

6 Boulon fileté BH12-

200 1U 61 100 6 100 2500 15 250 000


7 Plaque de serrage en acier galvanisé 1U 61

200 12 200 1000 12 200 000

TOTAL 967 284 137



V.1.1.1.2- Réhabilitation des postes MT/BT

La réhabilitation des postes concerne en générale l’amélioration des

services, le remplacement, l’installation ou la réparation des

équipements électriques à travers des opérations suivantes :

• Travaux de génie civil pour réaménager les postes : démolition

des murs, réfection des caniveaux, trous et buses de passage des

câbles, aérations basse et haute, remplacement des portes et

pose des serrures, confection de la plateforme à l’entrée des postes, pose ou réfection de l’étanchéité sur le toit des postes, sols

à réfectionner et à peindre à l’Acrysol 4, peindre les murs à

l’intérieur du poste ;

• Travaux de remplacement, d’installation ou d’ajout d’équipements dans les postes concernés tels que : les cellules

de réseau, la cellule de protection du transformateur, le

transformateur, le disjoncteur tétra polaire, le tableau BT complet

(TUR avec 8 départs), les canalisations MT et BT, le dispositif de détection de défauts sur liaisons MT genre relais Flair 200C, le

circuit d’éclairage intérieur, renforcer ou réhabiliter les circuits de

terre des masses métalliques et du neutre ;

• Réhabiliter les liaisons MT 20 Kv : remplacer les liaisons 20 Kv usées ou défectueuses, confectionner les accessoires (jonctions,

extrémités et mise à la terre), ou bien raccorder les liaisons en vue

de leur rétablissement et la remise en exploitation.

Au total, nous avons 34 postes à réhabiliter, cependant, il est difficile

pour nous d’évaluer le coût de réhabilitation de chaque poste car les

problèmes techniques concernés ne sont pas uniformes pour chaque

poste. Notre difficulté émane du fait que ces détails techniques par poste ne sont pas disponibles. D’après les techniciens de la SNE, la

réhabilitation d’un poste coûte entre 5 000 000 à 10 000 000 FCFA, alors 4 Un nettoyant ou solvant réservé pour les applications électriques ou électroniques


nous retenons dans notre évaluation la moyenne de 7 500 000 FCFA. En

effet, nous avions estimé au départ que ce coût ne pouvait pas être

supérieur à la valeur d’acquisition du matériel le plus coûteux d’un

poste, c’est-à-dire un transformateur de puissance 630 KVA par exemple coûtant 20 000 000 FCFA.

V.1.1.2- Etude de la Zone rurale : OUESSO

Contrairement à la ville de Pointe-Noire, la localité de Ouesso est très éloignée du réseau de transport national d’électricité, car les dernières

lignes THT dans ce secteur sont arrêtées à Makoua, une localité située à

180 Km de Ouesso à vol d’oiseau. Suite à cette situation, le

gouvernement congolais s’est engagé dans la construction du barrage de Liouesso (85 km de Ouesso), d’une puissance installée de 19,2 MW,

et le projet est en cours d’exécution.

Rappelons que selon les services techniques chargés de distribution, de

l’agence SNE de Ouesso, la charge de cette localité pendant les heures de pointes est de 2,8 MW et de 2,4 MW concernant les heures

creuses. L’offre garantie d’électricité est de 3,6 MW, ce qui permet de

couvrir la demande. Cependant, les groupes électrogènes répondent

difficilement à cette charge puisque certains postes sont quelque fois en délestage.

Concernant l’étude technique en zone rurale en générale et de

Ouesso en particulier, située hors du réseau national interconnecté,

plusieurs options de génération d’électricité existent selon les potentialités de la zone pour remédier à cette difficulté, notamment le

solaire, l’éolien, l’hydro, la biomasse, le gaz naturel, le charbon, le

nucléaire ou la centrale thermique à diesel (groupe électrogène).

Cependant, vu les paramètres techniques ou économiques

d’approvisionnement d’électricité et la dimension de la demande,

certaines options présentent quelques avantages par rapport à

d’autres. Ces paramètres sont présentés dans le tableau suivant :


Tableau13: paramètres techniques des options d’approvisionnement en électricité

Inte

rmitt

en

ce

Fac

teu

r d

'util

isa

tion

Re

sso

urc

e r

en

ou

vela

ble

Efficacité de conversion

Durée de vie économique

(années)

Solaire-photovoltaïque oui 30 % oui - 25

Éolien oui 30 % oui - 20

Hydro (fil de l’eau) non 60 % oui - 60

Hydro (réservoir) non 60 % oui - 60

Biomasse (résidus bois) non 85 % oui 20 % 40

Gaz naturel non 85 % non 55 % 25

Nucléaire non 85 % non 35 % 40

Charbon non 85 % non 39 % 40

Sources : OPA (2005); WEC (2007:336); IEA (2005: 29, 30, 35, 54, 57, 59, 72), données arrondies. Cours de « système de génération et de production d’énergie ».

D’après le cours de Pierre-Olivier PINEAU, professeur à HEC Montréal, sur le « système de génération et de production d’énergie »,

l’interprétation de ce tableau indique que l’intermittence représente la

possibilité de produire de l'électricité au moment voulu. Dans le cas des

énergies solaire et éolienne, la production est variable et incontrôlable. Cela limite grandement le facteur d'utilisation, représentant le

pourcentage de temps pendant lequel la capacité de production en

place est effectivement utilisée pour produire de l’énergie. Pour les

installations solaires et éoliennes, la capacité installée peut être ainsi utilisée en moyenne 30 % du temps, alors que pour les autres options

d’approvisionnement, ce pourcentage peut atteindre 60 % à 85 %. La

maintenance, les pannes ou les quantités insuffisantes d’eau

empêchent qu’on puisse utiliser la capacité 100 % du temps. L’efficacité de conversion représente le pourcentage d’énergie


primaire (source d’énergie initiale) qui est transformée en électricité

(une énergie « finale »).

En outre, le tableau ci-après présente les paramètres qui permettent de

faire des choix économiques sur ces options d’approvisionnement d’électricité.

Tableau14: paramètres économiques d’options d’approvisionnement d’électricité

Coût de capacité M$/MW

Coût fixe O&M $/MW

Coût O&M variable $/MWh

Coût du combustible $/MWh

Coût unitaire moyen $/MWh

Solaire 4,751 10 990 0 - 203,35

Éolien 1,202 28 510 0 - 64,57

Hydro (fil de l’eau)

1,500 13 140 3,30 - 34,43

Hydro (réservoir)

1,500 13 140 3,30 - 34,43

Biomasse 1,869 50 180 2,96 11,14 46,51

Gaz naturel 0,594 11 010 1,88 46,42 58,56

Nucléaire 2,081 63 880 0,47 4,13 41,76

Charbon 1,290 25 910 4,32 4,97 30,49

Source : EIA (2007:77) sauf pour le coût unitaire moyen de l’électricité (CUME). Cours de « système de génération et de production d’énergie ». Les CUME sont calculés pour les durées de vie économique indiquées au tableau précédent x, 8 760 heures par année et pour un taux d’actualisation de 10 %.

De l’analyse des deux tableaux, au regard des critères d’intermittence

liés à la production d’électricité, de la permanence de la demande à

Ouesso, des facteurs d’utilisation qui sont faibles et le coût unitaire

moyen élevé pour les énergies renouvelables (solaire, éolien et biomasse), notre choix auraient pu être porté sur l’utilisation du solaire


pendant la soirée (18h-23h), soit 05 heures de fonctionnement, et du

thermique diesel pendant la journée (8h-15h), soit 07 heures durant. Par

contre, nous avons opté pour l’utilisation des groupes électrogènes

(thermique diesel) parce que le gouvernement s’est déjà engagé dans la construction de la centrale hydroélectrique de Liouesso qui pourrait

être opérationnelle au cours des cinq années à venir.

A cet effet, dans les zones rurales où des projets de construction de

barrages hydroélectriques ne sont pas encore envisagés, nous conseillons l’utilisation de deux options d’approvisionnement

d’électricité à savoir : le thermique diesel, parce que son implantation

est facile et rapide ; et une source d’énergie renouvelable selon les

potentialités de la localité (quantité de soleil par jour ?, de vent ?, …).

Par ailleurs, le tableau ci–après présente un aperçu technique des

réseaux BT et MT de Ouesso : Tableau 15: caractéristiques techniques du réseau de distribution de Ouesso

Source d’énergie

Tension MT de

distribution (kV)

Nombre de postes

MT/BT

Longueur de réseau MT souterrain

(Km)

Longueur de réseau MT aérien

(km)

Longueur de réseau BT

(km)

Centrale

Thermique

1x2000 kVA, 3x550kVA

20 6 0 5,5 36

Source : SNE, Fiche statistique du service technique de la DGADC, 2013

Il ressort aussi de cette fiche technique que 04 postes sont souvent en délestage permanent à cause des pannes à répétition des groupes et

du mauvais état des câbles, ce sont les postes suivants:

Tableau 16 : postes en délestage à Ouesso et stratégie de dénouement

N° Postes Localisation Stratégie de dénouement

1 Poste Agriculture Vers la Préfecture Réhabilitation du poste 2 Poste Elenga Avenue Zélo Réhabilitation du poste 3 Poste Château d’eau Avenue Zélo Réhabilitation du poste

4 Poste centrale Centrale thermique

Augmentation de puissance (réhabilitation du poste)

Source : SNE, Fiche statistique du service technique de la DGADC, 2013


Comme souligner plus haut, l’arrondissement 1 (Nzalangoye) compte

plus de ménages que l’arrondissement 2 (Mbinzo) avec respectivement

52% et 48% de l’ensemble des ménages. La répartition des postes en

délestage par arrondissement montre que tous ces quatre (04) postes font partie de Nzalangoye. Ainsi, l’arrondissement 1 présente plus de

problèmes que l’arrondissement 2, car c’est le plus peuplé. D’après les

services techniques de la SNE de Ouesso, la charge de cette localité

est de 2,8 MW aux heures de pointe et de 2,4 MW aux heures creuses.

D’après les projections du CNSEE, le nombre total de ménages sera de

7 510 en 2024. Pour atteindre 50% de taux d’accès à l’électricité en

zone rurale en générale et à Ouesso en particulier, nous devons obtenir

en cette échéance 3 755 abonnés comme l’indiquent les calculs suivants :

• tx (50%) = ménages abonnés/Total des ménages ;

• → 0,5 = Ménages abonnés en 2024 / 7 510 ;

• → le nombre d’abonnés en 2024 = 0,5 x 7 510 = 3 755 abonnés

Pour déterminer le nombre de branchements à réaliser annuellement

afin d’atteindre 3 755 abonnés en 2024, on calcule la moyenne de l’intervalle entre ce nombre (Valeur maximale) et le nombre d’abonnés

en 2013 (Valeur minimale) sur 11 ans, ce qui donne 217 branchements

(ou abonnés) par an.

L’évolution des abonnés en 2024 et l’amélioration du taux d’accès à l’électricité durant le projet au cours de la période 2015 – 2024 sont

présentées dans le tableau suivant :


Tableau 17 : Evolution du taux d’accès à l’électricité à Ouesso entre 2015 et 2024 avec projet

années Population Ménages Ménages Abonnés

Variation d’abonnés

Ménages non abonnés

Taux d’accès à l’électricité

2013 33257 5 543 1 370 - 4 173 24,7%

2014 34 188 5 698 1 587 217 4 111 27,8%

2015 35 145 5 858 1 804 217 4 054 30,8%

2016 36 130 6 022 2 020 217 4 001 33,6%

2017 37 141 6 190 2 237 217 3 953 36,1%

2018 38 181 6 364 2 454 217 3 909 38,6%

2019 39 250 6 542 2 671 217 3 871 40,8%

2020 40 349 6 725 2 888 217 3 837 42,9%

2021 41 479 6 913 3 105 217 3 809 44,9%

2022 42 640 7 107 3 321 217 3 785 46,7%

2023 43 834 7 306 3 538 217 3 767 48,4%

2024 45 062 7 510 3 755 217 3 755 50,0%

Source : Résultats de l’examen des données du RGPH-2007 et des rapports annuels 2012-2013 de la SNE

Comme dans la situation de Pointe-Noire, un poste de 630 KVA doit

supporter en termes de charge 230 ménages. En ce qui concerne nos

217 branchements à réaliser par an, il faut prévoir annuellement :

• si 1 poste → 230 ménages abonnés

X → 217 ménages abonnés

• X = 217 / 230 = 0,94 ≈ 1 poste à construire chaque année.

En s’appuyant sur ces données, notre étude envisage les solutions

suivantes :

• Construire un poste de distribution chaque année afin d’alléger


d’autres postes tout en accompagnant l’évolution de la

population. Contrairement à Pointe-Noire, où deux postes doivent

être distancé d’un rayon de 500 m à cause de sa densité de la

population, à Ouesso en tant que zone rurale, nous devons refaire le réseau de Ouesso, car un poste de distribution doit être placé

après un rayon d’1 km, tout en accompagnant l’évolution de la

demande d’électricité via l’effectif de la population ;

• Mettre en place un service de maintenance des groupes ; • Réhabiliter les groupes existants et les lignes BT et MT ;

• Eradiquer les réseaux pirates.

V.1.1.2.1- Construction de nouveaux postes MT/BT

Contrairement en zone urbaine, le réseau MT est aérien et

pratiquement utilisé pour le transport de l’électricité, car les entreprises qui évoluent dans ces zones utilisent en générale leur propre

générateur d’électricité.

V.1.1.2.1.1- Mise en œuvre technique du réseau MT

Le réseau de distribution Moyenne Tension (MT) après-projet sera pour

ces zones comme un débouché pour le développement du secteur

industriel congolais, car les coûts liés à l’utilisation des centrales privées sont très importants.

Tableau 18: Equipements électriques d’un réseau Moyenne Tension (MT)

N° Désignation du matériel par poste unité nombre

de poste

Quantité /Poste

Quantité totale

P.U MONTANT TOTAL

1 Transformateur 20/6,6KV; 630 KVA 1U 1 1 1 20 000 000 20 000 000

2 Câble HN33S23 Un=24KV 3X240mm²; m 1 800 800 12 000 9 600 000

3 Cellule réseau IM: In=400A; Un=24KV 2U 1 2 2 2 583 325 5 166 650

4 Cellule Protection transformateur QM:

In=200A; Un=24KV 1U 1 1 1 3 536 540 3 536 540

5 Extrémité type intérieur E3UI, Un=24KV carton 1 1 1 107 915 107 915

6 Cosse bimétal cuivre aluminium Cu/Al

240mm² 1U 1 6 6 8 650 51 900

7 Cosse en cuivre étamé de 50mm² 1U 1 20 20 4 150 83 000

8 Disjoncteur compact 1250A avec

déclencheur automatique et lecture digital des paramètres

1U 1 1 1 1 000 000 1 000 000

9 Bornes embrochables en équerre, 24kv carton 1 1 1 262 400 262 400


10 Dalle perforée de 3m/30cm métallique 1U 1 3 3 4 650 13 950

11 Câble U1000RO2V unipolaire 1x240mm²

isolé en cuivre m 1 100 100 12 700 1 270 000

12 Câble PRC Unifilaire en cuivre de 35-

50mm² m 1 30 30 24 140 724 200

13 Tableau TUR complet de 6 départs T6 1U 1 1 1 1 000 000 1 000 000

14 Boite de jonction rubanée de 24kV J3UR1 carton 1 8 8 461 015 3 688 120 15 Manchon en aluminium de 240mm² x 1 24 24 12 735 305 640 16 Rouleau de scotch S23 x 1 11 11 10 050 110 550 17 Grillage avertisseur rouge rouleau de 100m rouleau 1 20 20 10 000 200 000

18 Camion de sable m3 1 100 100 10 000 1 000 000

19 Collier Colson GM Paquet 1 1 1 63 200 63 200

20 Piquet de terre en cuivre galvanisé de 2m 1U 1 54 54 10 450 564 300

21 Serre câble en acier galvanisé de 18 1U 1 54 54 5 800 313 200

22 Câble en cuivre nu unifilaire de 50mm² m 1 200 200 1 975 395 000 23 Câble en cuivre isolé unifilaire de 95mm² m 1 100 100 11 820 1 182 000

24 Barrette de terre 1U 1 2 2 11 000 22 000

25 Câble de terre en cuivre nu de 35mm² m 1 850 850 1 750 1 487 500

TOTAL 52 148 065



V.1.1.2.1.2- Equipement Basse Tension

La réalisation du réseau basse tension de Ouesso nécessite les éléments

que nous présentons dans le tableau suivant :

Tableau 19: matériels pour la réalisation du réseau basse tension de Ouesso

N° Désignation du matériel par poste unité nombre

de poste

Quantité/ Poste

Quantité totale

P.U TOTAL

1 Câble HGS 3X240+1x95mm² m 1 150 150 18 000 2 700 000

2 câble pré assemblé 3x70+1x54,

6+2x16mm² m 1 1 500 1500 6 500 9 750 000

3 Câble pré assemblé 3x35+1x54,

6mm² m 1 2 000 2 000 4 500 9 000 000

4 Support poteau en bois 11m m 1 40 40 70 000 2 800 000

5 Support poteau en bois 8m m 1 130 130 40 000 5 200 000

6 Ensemble d'ancrage complet 1U 1 126 126 20 000 2 520 000

7 Ensemble d'alignement complet 1U 1 124 124 15 000 1 860 000


de 240mm² 1U 1 12 12 8 650 103 800


de 95mm² 1U 1 5 5 4 250 21 250


10 Raccord CT100 avec gousset 1U 1 16 16 2 500 40 000

11 Raccord CT70 avec gousset 1U 1 16 16 2 165 34 640

12 Tige filetée BH 12-200 1U 1 256 256 690 176 640

13 Console simple 1U 1 50 50 12 000 600 000

14 Scotch S23 1U 1 4 4 10 000 40 000

15 Fusible BT 400A 1U 1 10 10 8 650 86 500

16 Fusible BT 315A 1U 1 10 10 8 650 86 500

17 Fusible BT 250A 1U 1 10 10 8 650 86 500

18 Collier Atlas grand model 1U 1 3 3 20 000 60 000

19 Grillage avertisseur rouge 1U 1 80 80 10 000 800 000

20 Moellon m3 1 5 5 40 000 200 000

21 ferrure de tête pour contre fichage 1U 1 5 5 5 000 25 000

22 Tube cyntroplast de 110mm² m 1 100 100 12 000 1 200 000

23 Plaquette de serrage en acier

galvanisé 1U 1 6 6 1 000 6 000

24 Poteau bois de 8 m 1U 7 50 350 42 000 14 700 000

25 Poteau bois de 11 m 1U 7 20 140 85 000 11 900 000

TOTAL 63 996 830


Fiches techniques de la SNE et des cahiers de charges 2012 – 2013, relatifs à l’électrification des zones rurales, de la DGADC_SNE.

V.1.1.2.1.3- Eclairage public

En ce qui concerne l’éclairage public, le matériel à utiliser dans le

cadre de notre projet est présenté dans le tableau suivant :

Tableau 20: matériels pour la réalisation du réseau d’éclairage public de Ouesso

N° Désignation du matériel par poste

Unité Nombre

de postes

Quantité/ poste

Quantité totale

P.U Total

1 Luminaire complet

de 250w 1U 1 25 25 341 907 8 547 675

2

Coffret complet d'éclairage public avec conducteur

et relais horaire 1U 1

2 2 1 608 596 3 217 192

3 Console avec

patin de fixation 1U 1 25 25 23 910 597 750

4 Câble rétylène

2x16mm² m 1 4 000 4 000 750 3 000 000

5 Raccord CBS/CT25

1U 1 50 50 890 44 500

6 Boulon fileté BH12-

200 1U 1 100 100 2 500 250 000


7 Plaque de serrage en acier galvanisé 1U 1

200 200 1 000 200 000

TOTAL 15 857 117



V.1.1.2.1.4- Branchements promotionnels de type monophasé aérien (217 kits)

La réalisation des branchements à Ouesso est constituée par le matériel

présenté dans le tableau ci-après :

Tableau 21 : matériels de branchements d’abonnés

N° Désignation du matériel par branchement Unité Quantité/

Branchement Qté

totale Prix

unitaire

Montant total

Nombre de branchements

217

1 Câble rétylène 2x16mm² en aluminium m 30 6510 2 500 16 275 000

2 Disjoncteur monophasé 5/15A u 1 217 45 000 9 765 000

3 Raccord CT 70 avec gousset de

protection u 2 434 3 000 1 302 000

4 Pince d'ancrage API u 2 434 7 000 3 038 000

5 Boulon Queue de cochon QPC u 1 217 2 200 477 400

6 Plaque Queue de cochon PQC u 1 217 2 200 477 400

7 Tire fond Queue de cochon BQCUQ

12x130 u 2 434 2 500 1 085 000

8 Tableau en bois 25x65 Support compteur

plus CCP u 1 217 3 000 651 000

9 Tableau en bois 25x30 Support disjoncteur

plus CCP u 1 217 2 500 542 500

10 Coupe circuit porte fusible CCP 15A

monophasé u 1 217 30 000 6 510 000

11 Manchon C/C a fusible u 2 434 7 000 3 038 000

12 Cartouche fusible 22x58 AD 15A u 2 434 1 200 520 800

14 collier de serrage petit modèle PM boîte 2 434 7 000 3 038 000

15 Bas de scellement 45x700 u 1 217 15 000 3 255 000

16 Bride carré ou rond u 2 434 2 500 1 085 000

17 Tube carré de 3 cm u 1 217 25 000 5 425 000

TOTAL 56 485 100




V.1.1.2.2- Réhabilitation des postes MT/BT

Comme à Pointe-Noire, la réhabilitation des postes concerne en

générale l’amélioration des services, le remplacement, l’installation ou

la réparation des équipements électriques à travers de certaines

opérations telles que : des travaux de génie civil pour réaménager les postes, des travaux de remplacement, d’installation ou d’ajout

d’équipements dans les postes concernés, et de réhabilitation des

liaisons MT 20 KV.

Au total, nous avons quatre (04) postes à réhabiliter, cependant chaque poste présente des problèmes techniques différents des autres.

D’après les techniciens de la SNE, la réhabilitation d’un poste coûte

entre 5 000 000 et 10 000 000 FCFA, alors que nous retenons dans notre

évaluation le scénario probable, c’est-à-dire la moyenne de 7 500 000 FCFA comme frais de réhabilitation d’un poste. En effet, nous avions

estimé au départ que ce coût ne pouvait pas être supérieur à la valeur

d’acquisition du matériel le plus coûteux d’un poste, c’est-à-dire un

transformateur de puissance 630 KVA par exemple coûtant 20 000 000 FCFA.


V.1.2- Evaluation financière

V.1.2.1 En Zone urbaine : Pointe-Noire

Les données et les hypothèses utilisées sont présentées dans l’encadré

suivant :

Prix de vente d'électricité (frCFA/ Kwh) 50

Prix de l'abonnement 50 000

Nbre d'hab par menage 6

Nbre de la population 931 551

Nbre d'abonné 155 259

Taux de croissance de la population 4,5%

Consommation d'électricité (Kwh) 145 000 000

Nbre de poste de transformation à placer sur l'ensemble du projet610

Nbre de poste de transformation à placer par an 61

Coûts travaux Génie civ il par poste 15 000 000

Coûts equipement reseau MT/BT par poste 51 000 000

Coûts branchement d'abonné par poste 59 000 000

Coûts equipement et installation éclairage public par poste15 000 000

Coût de réhabilitation d'un poste 7 500 000

Nbre de poste à réhabilité 34

Coût d'exploitation en situation de projet = X% coût d'investissement4%

Durée de l'amortissement de l'investissement 25 année

Consommation moyenne/hab (Kwh/hab) 156

Consommation moyenne/menage (Kwh) 1250

Taux d'actualisation 12%

Coéfficient d'actualisation 1,12

Hypothèses

Prix reste fixe hors inflation

Année zero = 2015

Nbre des phases d'investissement = 3

Durée 1ere phase 3

Durée 2ème phase 3


Nombre d'abonnés génerés par le projet par an 14 056

Nombre total d'bonnés à la fin du projet 140 560

Données zone urbaine ( Pointe-noire)

L’évaluation financière du projet à Pointe-Noire, se basant sur ces

données et hypothèses, est présentée dans le tableau ci-après :


0 1 2 3 4 5 6 7 8

Rubriques Total 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Revenus

Revenu consommation 232 802 500 000 - 878 500 000 1 757 000 000 2 635 500 000 3 514 000 000 4 392 500 000 5 271 000 000 6 149 500 000 7 028 000 000

Revenu abonnement 21 786 800 000 - 702 800 000 702 800 000 702 800 000 702 800 000 702 800 000 702 800 000 702 800 000 702 800 000

Revenus totaux (1) 254 589 300 000 - 1 581 300 000 2 459 800 000 3 338 300 000 4 216 800 000 5 095 300 000 5 973 800 000 6 852 300 000 7 730 800 000

Prix d'électricité (FCFA/KWh) 50 50 50 50 50 50 50 50 50

Consommation moyenne / ab (KWh/abonné) 1 250 1 250 1 250 1 250 1 250 1 250 1 250 1 250 1 250

Nbre d'abonné - 14 056 28 112 42 168 56 224 70 280 84 336 98 392 112 448

Prix d'abonnement 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000

Construction des poste

Coûts travaux Génie civil par poste 9 150 000 000 2 745 000 000 2 745 000 000 3 660 000 000

Coûts equipement reseau MT/BT par poste 31 110 000 000 9 333 000 000 9 333 000 000 12 444 000 000

Coûts branchement d'abonné par poste 35 990 000 000 10 797 000 000 10 797 000 000 14 396 000 000

Coûts equipement et installation éclairage public par poste 9 150 000 000 2 745 000 000 2 745 000 000 3 660 000 000

-

Coûts d'investissement (2) 85 400 000 000 25 620 000 000 - - 25 620 000 000 - - 34 160 000 000 - -

Autres investissements -

Instissements totaux (4) = (2)+(3) 85 400 000 000 25 620 000 000 - - 25 620 000 000 - - 34 160 000 000 - -

Coût de réhabilitation 255 000 000 255 000 000

Coût d'exploitation 94 623 200 000 1 024 800 000 1 024 800 000 1 024 800 000 2 049 600 000 2 049 600 000 2 049 600 000 3 416 000 000 3 416 000 000

Amortissement 85 400 000 000 1 024 800 000 1 024 800 000 1 024 800 000 2 049 600 000 2 049 600 000 2 049 600 000 3 416 000 000 3 416 000 000

Profit 74 311 100 000 255 000 000 - 468 300 000 - 410 200 000 1 288 700 000 117 600 000 996 100 000 1 874 600 000 20 300 000 898 800 000

Profit actualisé année 2014 255 000 000 - 418 125 000 - 327 008 929 917 271 205 74 736 926 565 213 891 949 730 700 9 182 689 363 010 245

Valeur actuelle nette (VAN) 10 846 182 214

Tableau 22 : Evaluation financière du projet à Pointe-Noire


9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Rubriques 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

Revenus

Revenu consommation 7 906 500 000 8 785 000 000 8 785 000 000 8 785 000 000 8 785 000 000 8 785 000 000 8 785 000 000 8 785 000 000 8 785 000 000 8 785 000 000 8 785 000 000 8 785 000 000

Revenu abonnement 702 800 000 702 800 000 702 800 000 702 800 000 702 800 000 702 800 000 702 800 000 702 800 000 702 800 000 702 800 000 702 800 000 702 800 000

Revenus totaux (1) 8 609 300 000 9 487 800 000 9 487 800 000 9 487 800 000 9 487 800 000 9 487 800 000 9 487 800 000 9 487 800 000 9 487 800 000 9 487 800 000 9 487 800 000 9 487 800 000

Prix d'électricité (FCFA/KWh) 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50

Consommation moyenne / ab (KWh/abonné) 1 250 1 250 1 250 1 250 1 250 1 250 1 250 1 250 1 250 1 250 1 250 1 250

Nbre d'abonné 126 504 140 560 140 560 140 560 140 560 140 560 140 560 140 560 140 560 140 560 140 560 140 560

Prix d'abonnement 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000


Coûts travaux Génie civil par poste

Coûts equipement reseau MT/BT par poste

Coûts branchement d'abonné par poste

Coûts equipement et installation éclairage public par poste

Coûts d'investissement (2) - - - - - - - - - - - -

Autres investissements

Instissements totaux (4) = (2)+(3) - - - - - - - - - - - -

Coût de réhabilitation

Coût d'exploitation 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000

Amortissement 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000

Profit 1 777 300 000 2 655 800 000 2 655 800 000 2 655 800 000 2 655 800 000 2 655 800 000 2 655 800 000 2 655 800 000 2 655 800 000 2 655 800 000 2 655 800 000 2 655 800 000

Profit actualisé année 2014 640 912 197 855 096 522 763 479 037 681 677 712 608 640 814 543 429 298 485 204 731 433 218 510 386 802 241 345 359 143 308 356 378 275 318 195

Valeur actuelle nette (VAN)


21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

Rubriques 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046

Revenus

Revenu consommation 8 785 000 000 8 785 000 000 8 785 000 000 8 785 000 000 8 785 000 000 8 785 000 000 8 785 000 000 8 785 000 000 8 785 000 000 8 785 000 000 8 785 000 000

Revenu abonnement 702 800 000 702 800 000 702 800 000 702 800 000 702 800 000 702 800 000 702 800 000 702 800 000 702 800 000 702 800 000 702 800 000

Revenus totaux (1) 9 487 800 000 9 487 800 000 9 487 800 000 9 487 800 000 9 487 800 000 9 487 800 000 9 487 800 000 9 487 800 000 9 487 800 000 9 487 800 000 9 487 800 000

Prix d'électricité (FCFA/KWh) 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50

Consommation moyenne / ab (KWh/abonné) 1 250 1 250 1 250 1 250 1 250 1 250 1 250 1 250 1 250 1 250 1 250

Nbre d'abonné 140 560 140 560 140 560 140 560 140 560 140 560 140 560 140 560 140 560 140 560 140 560

Prix d'abonnement 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000





Coûts equipement et installation éclairage public par poste

Coûts d'investissement (2) - - - - - - - - - - -


Instissements totaux (4) = (2)+(3) - - - - - - - - - - -


Coût d'exploitation 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000

Amortissement 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 3 416 000 000 2 391 200 000 2 391 200 000 2 391 200 000 1 366 400 000 1 366 400 000 1 366 400 000

Profit 2 655 800 000 2 655 800 000 2 655 800 000 2 655 800 000 2 655 800 000 3 680 600 000 3 680 600 000 3 680 600 000 4 705 400 000 4 705 400 000 4 705 400 000

Profit actualisé année 2014 245 819 817 219 481 979 195 966 053 174 969 690 156 222 938 193 308 091 172 596 510 154 104 027 175 903 261 157 056 483 140 229 003



Il découle de ce tableau que la rentabilité financière du projet à

Pointe-Noire (zone urbaine) dégage une VAN positive de 10 846 182

214 FCFA avec un taux d’actualisation de 12%. Lorsqu’on augmente le

taux à 20%, le projet demeure toujours rentable et la VAN passe à 4 605 121 594 FCFA. Vu le niveau de rentabilité généré par le projet il pourra

intéresser aussi les sociétés privées.

Par ailleurs, l’autre facteur d’incitation consiste à jouer sur les frais

d’abonnement, car il faudrait que le montant de l’abonnement soit économiquement et socialement accessible à la majorité de la

population congolaise. Le choix de 50 000 FCFA comme frais

d’abonnement promotionnels, avec la prise en charge par l’Etat du kit

d’installation, se justifie par le fait que le Salaire Minimum Interprofessionnel Garanti (SMIG) au Congo est de 90 000 FCFA5, et que

ce montant promotionnel permettra au ménage possédant un revenu

faible d’accéder à l’électricité. Selon l’analyse de sensibilité, pour un

prix d’abonnement de 50 000 FCFA, le seuil de rentabilité de ce projet est de 9690 branchements par année. Pour ne pas être en deçà de ce

seuil, notre politique de prix promotionnel permettra d’atteindre notre

cible, c’est-à-dire parvenir à réaliser 14056 branchements par année

avec un prix d’abonnement abordable.

En outre, le projet reste rentable même si les clients venaient à

s’abonner moyennant le paiement d’une somme symbolique de 1

FCFA. Toute fois, signalons que les frais officiels pour l’abonnement

s’élèvent à 179 000 FCFA, et qu’avec ce projet la population bénéficiera d’une réduction de 72% sur le coût habituel.

5 Discours du Président de la République sur la présentation des vœux à la Nation à l’occasion du nouvel an 2013 : « …à compter de janvier 2013, le plus faible gain mensuel d’un agent de l’Etat sera de 90 000 FCFA… »


V.1.2.1 En Zone rurale : Ouesso

Les données et les hypothèses utilisées pour la réalisation de l’étude

relative à l’évaluation financière de notre projet à Ouesso (zone rurale) sont présentées dans l’encadré ci-après :

Prix de vente d'électricité (frCFA/ Kwh) 50 Prix de l'abonnement 50 000

Nbre d'hab par menage 6

Nbre de la population 33 257

Nbre d'abonné 5 543

Taux de croissance de la population 4,5%

Consommation annuelle d'électricité (Kwh) 6 132 000

Nbre de poste de transformation à placer sur l'ensemble du projet10

Nbre de poste de transformation à placer par an 1

Coûts travaux Génie civ il par poste 16 000 000

Coûts equipement reseau MT/BT par poste 52 000 000

Coûts branchement d'abonné par poste 59 000 000

Coûts equipement et installation éclairage public par poste16 000 000

Coût de réhabilitation d'un poste 8 500 000

Nbre de poste à réhabilité 4

Coût d'exploitation en situation de projet

=X% coût d'investissement 4%

Durée de l'amortissement de l'investissement 25 année

Consommation moyenne/hab (Kwh/hab) 184

Consommation moyenne/menage (Kwh) 1106

Taux d'actualisation 12%

Coéfficient d'actualisation 1,12

Hypothèses

Prix reste fixe hors inflation

Année zero = 2015

Nbre de phases d'investissement = 3

Durée 1ere phase 3



Nombre d'abonnés génerés par le projet par an 217

Nombre total d'bonnés à la fin du projet 2 170

Données zone rurale de Ouesso

Il ressort de ces données et hypothèses, le tableau ci-après présentant

les résultats de l’évaluation financière du projet à Ouesso.


0 1 2 3 4 5 6 7 8

Rubriques Total 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Revenus

Revenu consommation 3 180 870 133 - 12 003 284 24 006 567 36 009 851 48 013 134 60 016 418 72 019 701 84 022 985 96 026 268

Revenu abonnement 336 350 000 - 10 850 000 10 850 000 10 850 000 10 850 000 10 850 000 10 850 000 10 850 000 10 850 000

Revenus totaux (1) 3 517 220 133 - 22 853 284 34 856 567 46 859 851 58 863 134 70 866 418 82 869 701 94 872 985 106 876 268

Prix d'électricité (FCFA/KWh) 50 50 50 50 50 50 50 50 50

Consommation moyenne / ab (KWh/abonné) 1 106 1 106 1 106 1 106 1 106 1 106 1 106 1 106 1 106

Nbre d'abonné - 217 434 651 868 1 085 1 302 1 519 1 736

Prix d'abonnement 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000

Construction des postes

Coûts travaux Génie civil par poste 160 000 000 48 000 000 48 000 000 64 000 000

Coûts equipement reseau MT/BT par poste 520 000 000 156 000 000 156 000 000 208 000 000

Coûts branchement d'abonné par poste 590 000 000 177 000 000 177 000 000 236 000 000

Coûts equipement et installation éclairage

public par poste 160 000 000 48 000 000 48 000 000 64 000 000

-

Coûts d'investissement (2) 1 430 000 000 429 000 000 - - 429 000 000 - - 572 000 000 - -

Autres investissements -

Instissements totaux (4) = (2)+(3) 1 430 000 000 429 000 000 - - 429 000 000 - - 572 000 000 - -

Coût de réhabilitation 34 000 000 34 000 000

Coût d'exploitation 1 584 440 000 17 160 000 17 160 000 17 160 000 34 320 000 34 320 000 34 320 000 57 200 000 57 200 000

Amortissement 1 430 000 000 17 160 000 17 160 000 17 160 000 34 320 000 34 320 000 34 320 000 57 200 000 57 200 000

Profit 468 780 133 34 000 000 - 11 466 716 - 536 567 12 539 851 9 776 866 - 2 226 418 14 229 701 19 527 015 - 7 523 732 -

Profit actualisé année 2015 34 000 000 - 10 238 140 - 427 748 8 925 618 6 213 375 - 1 263 329 7 209 209 8 833 030 - 3 038 709 -

Valeur actuelle nette (VAN) 8 432 592

Tableau 23: Evaluation financière du projet à Ouesso


9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

Rubriques 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034

Revenus

Revenu consommation 108 029 552 120 032 835 120 032 835 120 032 835 120 032 835 120 032 835 120 032 835 120 032 835 120 032 835 120 032 835 120 032 835

Revenu abonnement 10 850 000 10 850 000 10 850 000 10 850 000 10 850 000 10 850 000 10 850 000 10 850 000 10 850 000 10 850 000 10 850 000

Revenus totaux (1) 118 879 552 130 882 835 130 882 835 130 882 835 130 882 835 130 882 835 130 882 835 130 882 835 130 882 835 130 882 835 130 882 835

Prix d'électricité (FCFA/KWh) 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50

Consommation moyenne / ab (KWh/abonné) 1 106 1 106 1 106 1 106 1 106 1 106 1 106 1 106 1 106 1 106 1 106

Nbre d'abonné 1 953 2 170 2 170 2 170 2 170 2 170 2 170 2 170 2 170 2 170 2 170

Prix d'abonnement 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000






public par poste

Coûts d'investissement (2) - - - - - - - - - - -


Instissements totaux (4) = (2)+(3) - - - - - - - - - - -


Coût d'exploitation 57 200 000 57 200 000 57 200 000 57 200 000 57 200 000 57 200 000 57 200 000 57 200 000 57 200 000 57 200 000 57 200 000

Amortissement 57 200 000 57 200 000 57 200 000 57 200 000 57 200 000 57 200 000 57 200 000 57 200 000 57 200 000 57 200 000 57 200 000

Profit 4 479 552 16 482 835 16 482 835 16 482 835 16 482 835 16 482 835 16 482 835 16 482 835 16 482 835 16 482 835 16 482 835

Profit actualisé année 2015 1 615 371 5 307 032 4 738 421 4 230 733 3 777 440 3 372 715 3 011 352 2 688 707 2 400 632 2 143 421 1 913 769



20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

Rubriques 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046

Revenus

Revenu consommation 120 032 835 120 032 835 120 032 835 120 032 835 120 032 835 120 032 835 120 032 835 120 032 835 120 032 835 120 032 835 120 032 835 120 032 835

Revenu abonnement 10 850 000 10 850 000 10 850 000 10 850 000 10 850 000 10 850 000 10 850 000 10 850 000 10 850 000 10 850 000 10 850 000 10 850 000

Revenus totaux (1) 130 882 835 130 882 835 130 882 835 130 882 835 130 882 835 130 882 835 130 882 835 130 882 835 130 882 835 130 882 835 130 882 835 130 882 835

Prix d'électricité (FCFA/KWh) 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50

Consommation moyenne / ab (KWh/abonné) 1 106 1 106 1 106 1 106 1 106 1 106 1 106 1 106 1 106 1 106 1 106 1 106

Nbre d'abonné 2 170 2 170 2 170 2 170 2 170 2 170 2 170 2 170 2 170 2 170 2 170 2 170

Prix d'abonnement 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000 50 000






public par poste

Coûts d'investissement (2) - - - - - - - - - - - -


Instissements totaux (4) = (2)+(3) - - - - - - - - - - - -


Coût d'exploitation 57 200 000 57 200 000 57 200 000 57 200 000 57 200 000 57 200 000 57 200 000 57 200 000 57 200 000 57 200 000 57 200 000 57 200 000

Amortissement 57 200 000 57 200 000 57 200 000 57 200 000 57 200 000 57 200 000 40 040 000 40 040 000 40 040 000 22 880 000 22 880 000 22 880 000

Profit 16 482 835 16 482 835 16 482 835 16 482 835 16 482 835 16 482 835 33 642 835 33 642 835 33 642 835 50 802 835 50 802 835 50 802 835

Profit actualisé année 2015 1 708 722 1 525 645 1 362 183 1 216 235 1 085 924 969 575 1 766 949 1 577 633 1 408 601 1 899 176 1 695 693 1 514 012



En zone rurale, particulièrement à Ouesso, la rentabilité financière

génère une VAN positive de 8 432 592 FCFA avec un taux

d’actualisation de 12%. Lorsque ce taux passe à 14%, on constate que

le projet n’est plus rentable car la VAN devient négative, c’est-à-dire avec une valeur de -4 679 631 FCFA.

Par conséquent, l’analyse de sensibilité a permis de mettre en

évidence la sensibilité du projet dans les zones rurales, car la réussite de

ce projet dépend en grande partie du nombre d’abonnés susceptibles d’accéder à l’électricité. La densité de la population étant faible dans

les zones rurales, comparées aux zones urbaines, l’attractivité du projet

ne peut pas être identique dans les deux zones. De ce fait, il sera plus

intéressant que dans les zones rurales, vu le faible niveau de rentabilité financière de ce projet, que celui-ci soit réalisé par l’Etat dans le cadre

de sa mission régalienne à cause de plusieurs avantages économiques

et sociales. Aussi, le faible revenu des populations en zone rurale justifie

l’intervention de l’Etat qui permettra à ces populations de se raccorder au réseau électrique afin d’atteindre l’objectif de ce projet celui de

réaliser annuellement, durant 10 ans, 217 branchements à Ouesso.


V.1.3- Bref aperçu de la rentabilité Economique et Sociale

D’après le cours de Michel NORMANDIN, professeur à HEC Montréal, sur

« l’Evaluation économique de projets », les questions économiques ne se résument pas seulement à des flux monétaires, car certains coûts et

bénéfices ne sont pas facilement mesurables en termes de valeurs

monétaires puisqu’ils sont immatériels. A cet effet, le fait de tenir

compte des avantages et des coûts non monétaires nous permet d’effectuer une analyse avantages-coûts. Pour effectuer l’évaluation

économique et sociale de notre projet, l’analyse avantages-coûts est

recommandée. Cependant, une telle étude dépasse nettement

l’ampleur de ce qui peut être fait dans un projet supervisé, c’est ce qui explique le fait que nous nous sommes limités qu’à la présentation d’un

bref aperçu des coûts et des bénéfices de ce projet.

Au préalable, pour identifier les avantages au projet, nous avons

comparé le « statuquo » et la situation avec projet par le biais des « coûts évités » qui représentent tout ce qu’on aurait pu subir comme

conséquences si le projet n’existait pas. Pour identifier les coûts

économiques et sociaux, nous nous sommes intéressés à la notion des

coûts de renonciation qui représentent les coûts relatifs aux opportunités non saisies, c’est-à-dire tout ce qu’on renonce en mettant

ce projet.

Le niveau de développement des réseaux de distribution justifie les

écarts considérables entre les zones urbaines et les zones rurales. Ces écarts influencent le niveau de développement des services de

l’éducation, santé, transport, coût de la vie, ….

Le tableau ci-après présente un aperçu de l’analyse Avantages-Coûts de notre projet :


Tableau 24 : présentation de l’analyse Coûts- Avantages du projet

Coûts économiques et sociaux

• Renoncement à la construction de 87 km6 de routes bitumées en

vue de désenclaver certaines zones rurales ou urbaines

• Renoncement à la construction d’écoles en zone rurale

• Pertes des espaces pour la construction d’habitation et/ou

logements sociaux, espaces verts, parcs d’attraction, à cause de la construction des postes de distribution.

• Perte de l’esthétique (paysage), à cause de la construction des

lignes aériennes de transport ou de distribution d’électricité HT,

MT et BT.

• Perte de la qualité de l’air du fait de l’abattage des arbres destinés à la confection des poteaux électriques en bois, car une

végétation abondante réduit la pollution de l’air.

• Pertes dans le transport des marchandises par la voie ferrée, car

un tel projet diminue le trafic de marchandises (carburant,

ciment, matériaux de construction, produits de consommation finale,…) entre Brazzaville et Pointe-Noire, puisque

l’acheminement du matériel ou équipements électriques

occupent plus de wagons du train, alors que celui-ci constitue le

principal moyen de transport des marchandises lourdes.

Avantages

• Bien être : amélioration de la qualité de vie des populations dues

à l’utilisation des appareils électroménagers, de l’éclairage et du

confort.

• Revenu : - création d’emplois suite au développement du secteur

industriel, ce qui engendre l’augmentation du revenu des

ménages et de la consommation ; 6 Délégation Générale aux Grands Travaux, Services techniques 2015


- augmentation de la productivité des entreprises due à la

mécanisation des activités ;

- développement du secteur des PME et des petites activités

commerciales individuelles telles que : salon de coiffure, menuiserie, Cyber café, pressing, soudure, services

bureautiques… ;

- amélioration du pouvoir d’achat des ménages lié à la baisse

du Coût Unitaire Moyen d’Electricité, qui passe de 178,39 CFA /KWh 7 pour un groupe électrogène « Diesel » à 50 FCFA/KWh

proposé par le projet.

• Santé : - réduction des expositions aux polluants nocifs pour la santé, des

populations utilisant de la biomasse et des générateurs diesel ou essence ;

- amélioration de la sécurité sanitaire due à la meilleure

conservation des vaccins, des aliments et des produits

pharmaceutiques en utilisant des réfrigérateurs et la climatisation ;

- amélioration des conditions de soins hospitaliers des patients

avec l’utilisation d’appareils ou d’instruments électriques ;

- réduction du nombre d’accidents avec l’utilisation de la signalisation routière.

• Education : - amélioration du taux de réussite scolaire avec l’incitation aux lectures de nuit due à l’existence de l’éclairage public ;

- amélioration du taux d’accès aux Nouvelles Technologies de

l’Information et de la Communication (NTIC).

• Environnement : - diminution de la déforestation avec la réduction de l’utilisation

de la biomasse comme source d’énergie ;

- réduction de la pollution causée par l’utilisation des groupes

7 Pierre-Olivier PINEAU, professeur à HEC Montréal : Travaux dirigés sur le Cours de « système de génération et de production d’énergie », année 2014 – 2015.


électrogènes et de la biomasse ;

- amélioration du climat avec la diminution du réchauffement.

V.2- Gouvernance du Projet

Pour consolider les effets de notre projet, il faut une bonne organisation

qui conduira à la meilleure stratégie d’affaires, car « la structure doit suivre la stratégie » comme le souligne Alfred CHANDLER. En effet, les

équipements ou matériels électriques générés par notre projet, les

réseaux MT, BT, éclairage public, ainsi que le raccordement des

ménages au réseau électrique seront sous la responsabilité de la SNE, cependant celle-ci ne comporte pas dans sa structure

organisationnelle une instance chargée du suivi et d’évaluation de ces

différents éléments, comme le montre les annexes 2 et 3.

Par conséquent, pour la bonne gouvernance du secteur de distribution, un comité de suivi et d’évaluation, doté d’une autonomie financière,

doit être mis en place et intégré dans le nouvel organigramme de la

SNE, dans le but de mettre en œuvre toutes les stratégies nécessaires

pour maintenir à un niveau optimal le taux d’accès à l’électricité en zone urbaine et en zone rurale. Cette instance technique doit suivre et

évaluer de façon permanente les indicateurs ci-après en vue de

suggérer des décisions stratégiques :

• Nombre de ménages ayant accès à l’électricité en milieu urbain ; • Nombre de ménages ayant accès à l’électricité en milieu rural ;

• Nombre de ménages qui n’ont pas accès à l’électricité ;

• Nombre de branchements réalisés ;

• Nombre de branchements pirates ; • Nombre de postes MT/BT réalisés ;

• Nombre de postes MT/BT en délestage ;

• Nombre de postes MT/BT à réhabiliter ;

• Longueur de réseaux BT construits ; • Longueur de réseaux MT construits ;

• Nombre de foyers d’éclairage public installés.

Par ailleurs, cette expertise pour qu’elle soit efficace, nécessite que les


segments de production et de transport d’électricité puissent réaliser

de meilleurs services. En effet, selon le Diagnostic des Infrastructures

Nationales en Afrique (AICD)8, les pertes dans le transport et la

distribution de l’électricité au Congo atteignent 47% de la puissance générée, un chiffre élevé par rapport à la moyenne de 27% des autres

pays africains riches en ressources. En effet, le renouvellement des

lignes de transport Très Haute Tension (THT) et le renforcement des

liaisons moyennes tension (6.6 et 20kV) qui sont pour la plus part relié à des postes déjà existant permettront d’augmenter la capacité de

transit des différents départs et de réduire les pertes techniques.

8 AICD : Rapport de mars 2010


VI- Conclusion

Il apparaît à la lumière de cette étude que malgré une capacité

installée de 591,5 MW d’énergie électrique, le gouvernement congolais n’arrive pas à satisfaire une demande nationale de 355 MW. Les

résultats de notre étude montrent qu’on peut atteindre un taux

d’accès à l’électricité de 90% en zone urbaine et de 50% en zone rurale

dans une échéance de 10 ans, comme l’envisageait le gouvernement congolais dans sa politique sectorielle de l’électricité depuis 2010 avec

un horizon de cinq (05) ans. En effet, pour atteindre ces objectifs il est

nécessaire de mettre en application nos stratégies telles qu’une

meilleure maintenance des équipements ou matériels électriques, la mise en œuvre des mesures adéquates pour mieux gérer le réseau de

distribution (lutte contre les réseaux pirates, stratégie de gestion des

heures de pointe et des heures creuses, la prévision de la

demande,….).

D’autre part, ce projet est rentable financièrement sur toute sa durée

de vie (10 ans) même avec des frais d’abonnements très bas, ce qui

soulagent les ménages de catégorie sociale inférieure. En outre, ce

projet est aussi rentable économiquement et socialement. Par ailleurs, rappelons que c’est le gouvernement congolais, le garant du bien-être

collectif, qui finance ce projet et mettra ensuite l’ouvrage à la

disposition de la SNE. En outre, la situation relative à l’accès à

l’électricité en zone urbaine est différente de celle concernant la zone rurale car certains problèmes techniques, géographiques ou sociaux

sont spécifiques à ces zones.

Enfin, l’un des problèmes préoccupants qui résultent de ce projet finalisé est de savoir : comment renforcer les capacités de la SNE afin

de lui permettre de mieux gérer le réseau de distribution d’électricité au

Congo ?

Cette préoccupation nous conduit à énumérer certaines recommandations selon l’importance des faits décriés, mais nous nous

limiterons à l’essentiel, c'est-à-dire aux propositions susceptibles de

renforcer l’efficacité des stratégies des actions mises en vigueur. Ces

suggestions devraient être prises en compte dans la nouvelle politique sectorielle de l’électricité du gouvernement congolais.


VII- Recommandations

Au regard des conclusions tirées et des différentes observations faites,

nous déduisons que la gestion actuelle du réseau de distribution

d’électricité au Congo est inadaptée au développement optimal de

celui-ci. Pour faire face à cette préoccupation, nous suggérons la

révision des méthodes de management du réseau de distribution

utilisées par la SNE en vue de contribuer à la mise en place d’une

nouvelle politique nationale, permettant de redynamiser le segment de

distribution d’électricité. Les mesures ci-après sont nécessaires :

• Au niveau national, nous suggérons la mise en œuvre des mesures

prises par le gouvernement relatives à la libéralisation du marché

de l’électricité au Congo9, car la SNE est verticalement et

horizontalement intégré. En effet, Cette société est actuellement

positionnée dans la production, le transport, la distribution et la

commercialisation de l’électricité, ce qui l’empêche d’être

efficace sur tous les segments. A cet effet, le gouvernement

congolais devrait privatiser les segments distributions et

commercialisation pour une meilleure gestion, et de laisser la

production et le transport à la SNE, car en générale d’après les

expériences du passé, la majorité les entreprises commerciales au

Congo a connu d’importants problèmes de bonne gouvernance ;

• Consacrer beaucoup de ressources financières pour le bon

fonctionnement des services de maintenance et d’entretien des

équipements ou matériels électriques étant inexistants, avec la mise

en place d’une structure technique chargée de la réalisation de ce

service ;

9 Annexe 5 : Code de l’électricité _ Loi n° 14-2003 du 10 avril 2003 portant code de l’électricité, article 2


• Prendre des mesures efficaces pour faire évoluer le réseau de

distribution vers un réseau flexible et intelligent qui intégrera les

énergies locales et/ou renouvelables. Cette décision stratégique

s’appuiera sur les potentialités énergétiques des localités

concernées en termes de minimisation des coûts de production,

d’entretien et d’investissement d’une part, et sur la minimisation des

impacts environnementaux engendrés par l’utilisation de certaines

sources d’énergie polluantes d’autre part ;

• Mise en place de l’automatisation des réseaux de distribution afin

de rendre les réseaux plus flexibles et facile à exploiter afin de

pouvoir maitriser et accompagner en temps réel les charges futures

relatives à l’évolution de la population ;

• Pour soutenir la rentabilité financière après le projet, nous

recommandons que la SNE améliore ses techniques de

recouvrement, car actuellement le recouvrement au niveau des

ménages se fait après cinq (05) mois à hauteur de 75%, et au

niveau des entreprises après un (01) mois pour 80% de factures

recouvrées10.

Enfin, vu que ce projet a un caractère de service public avec des effets

positifs importants sur les différents groupes de la société, nous

souhaitons que le gouvernement congolais puisse continuer à

subventionner la SNE afin d’accompagner la pérennité des résultats du

projet.

10 Direction Générale Adjointe chargée de la Distribution et de la Commercialisation, SNE, 2015.


VIII- Références bibliographiques

� Africa Infrastructure Country Diagnostic (AICD), 2010,

« Infrastructures de la République du Congo : une

perspective continentale », Mars 2010, 44p.

� AUDETTE, Sylvain (2014), Planification énergétique et prévision

de la demande, Cours de DESS en Gestion dans le secteur

de l’Energie, Brazzaville, HEC Montréal, année académique

2014 – 2015.

� BELZILE, Germain (2014), Economie managériale, Cours de

DESS en Gestion dans le secteur de l’Energie, Brazzaville, HEC

Montréal, année académique 2014 – 2015.

� BOYER, Martin (2014), Evaluation financière et technique de

financement, Cours de DESS en Gestion dans le secteur de

l’Energie, Brazzaville, HEC Montréal, année académique 2014

– 2015.

� Centre National de la Statistique et des Etudes Economiques

(CNSEE), 2010, « Annuaire Statistique du Congo 2010 »,

Brazzaville, septembre 2012, 387p.


(CNSEE), 2011, « Enquête Congolaise auprès des Ménages

(ECOM), pour le Suivi et l’Evaluation de la pauvreté »,

Brazzaville, 179p.


(CNSEE), 2009, « Le RGPH-2007 en quelques chiffres »,

Brazzaville, Juillet 2010, 23p.

� FICHTNER, 2008, « rapport de l’étude de faisabilité de la


microcentrale de Liouesso et de son réseau de transport

associé dans la région de la Sangha », février 2008.

� Fonds Africain de Développement (FAD), 2012, « Rapport

d’évaluation de projet : Electrification rurale en République

du Congo », Département ONEC, Septembre 2012, 20p.

� Ministère de l’Economie, des Finances et du Budget (2009),

« Etude des réseaux de distribution de l’Energie électrique de

la ville de Pointe-Noire, en vue de sa réhabilitation, de son

renforcement et de son développement », BNETD, Côte

d’Ivoire, Novembre 2009, 112p.

� Ministère de l’Energie et de l’Hydraulique (2013), « Rapport

annuel SIE-CONGO 2013 », Brazzaville, Mai 2013.

� NORMANDIN, Michel (2014), Evaluation économique des

projets d’investissement, Cours de DESS en Gestion dans le

secteur de l’Energie, Brazzaville, HEC Montréal, année

académique 2014 – 2015.

� PINEAU, Pierre-Olivier (2014), Systèmes de génération et de

production d’énergie, Cours de DESS en Gestion dans le

secteur de l’Energie, Brazzaville, HEC Montréal, année

académique 2014 – 2015.

� SAMANO, Mario (2014), Organisation Industrielle du Secteur

de l’Energie, Cours de DESS en Gestion dans le secteur de

l’Energie, Brazzaville, HEC Montréal, année académique 2014

– 2015.

� Société Nationale d’Electricité (SNE), Direction Générale

2012, « Rapport d’activités 2012 », Brazzaville, 66p.

� Société Nationale d’Electricité (SNE), Direction Générale


2013, « Rapport d’activités 2013 », Brazzaville, 61p.

� Sites Internet :

- www.cnsee.org

- www.grandstravaux.org

- www.congosites.org

- www.measuredhs.com


Table de matières REMERCIEMENTS ....................................................................................................................................... 3

LISTE DES TABLEAUX ............................................................................................................................... 4

LISTE DES SCHEMAS .................................................................................................................................... 5

LISTE DES SIGLES ET DES ABREVIATIONS ................................................................................................. 6

Préface .......................................................................................................................................................... 7

I- Introduction .......................................................................................................................................... 9

II- Situation actuelle du réseau de distribution d’électricité, ainsi que celle de la population congolaise relative à l’accès à l’électricité ............................................................... 12

II.1- SITUATION ACTUELLE DU RÉSEAU DE DISTRIBUTION D’ÉLECTRICITÉ ................................................................. 12 II.1.1- Situation en zone urbaine .................................................................................................. 12

II.1.1.1- Présentation du réseau de distribution de Pointe-Noire ..................................... 13

II.1.1.2- Analyse des problèmes relatifs au réseau MT/BT de Pointe-Noire ................... 17

II.1.2- Situation en zone rurale ...................................................................................................... 23

II.2- SITUATION ACTUELLE DE LA POPULATION CONGOLAISE RELATIVE À L’ACCÈS À L’ÉLECTRICITÉ ........................ 25 II.2.1- Situation globale d’accès à l’électricité ........................................................................ 25

II.2.2- Situation d’accès à l’électricité dans la ville de Pointe-Noire ................................. 25

II.2.3- Situation d’accès à l’électricité à Ouesso..................................................................... 28

III- Problématique .............................................................................................................................. 30

IV- Présentation de la méthodologie relative au développement optimal du réseau de distribution d’électricité au Congo ..................................................................................................... 32

V- Faisabilité et Gouvernance du projet .................................................................................... 36

V.1- FAISABILITÉ DU PROJET ............................................................................................................................... 36 V.1.1- Faisabilité technique ........................................................................................................... 36

V.1.1.1- Etude de la Zone urbaine : POINTE-NOIRE ............................................................. 36

V.1.1.1.1- Construction de nouveaux postes MT/BT ....................................................... 48

V.1.1.1.1.1- Mise en œuvre technique du réseau MT ................................................ 48

V.1.1.1.1.2 - Mise en œuvre technique du réseau BT (4 km) ................................... 50

V.1.1.1.1.3 - Mise en œuvre des branchements d’abonnés et de l’éclairage public ....................................................................................................................................... 51

V.1.1.1.2- Réhabilitation des postes MT/BT ........................................................................ 53

V.1.1.2- Etude de la Zone rurale : OUESSO ............................................................................ 54

V.1.1.2.1- Construction de nouveaux postes MT/BT ....................................................... 60

V.1.1.2.1.1- Mise en œuvre technique du réseau MT ................................................ 60

V.1.1.2.1.2- Equipement Basse Tension .......................................................................... 61

V.1.1.2.1.3- Eclairage public ............................................................................................. 62

V.1.1.2.1.4- Branchements promotionnels de type monophasé aérien (217 kits) ................................................................................................................................................... 63

V.1.1.2.2- Réhabilitation des postes MT/BT ........................................................................ 64

V.1.3- Bref aperçu de la rentabilité Economique et Sociale ............................................... 75

V.2- GOUVERNANCE DU PROJET ...................................................................................................................... 78


VI- Conclusion ..................................................................................................................................... 80

VII- Recommandations ...................................................................................................................... 81

VIII- Références bibliographiques ................................................................................................ 83

IX- Liste des Annexes ......................................................................................................................... 89

IX.1- Annexe 1 : Carte de la zone du projet (République du Congo) ...................................... 90

IX.2- Annexe 2 : Organigramme de la Direction Générale Adjointe chargée de la production et du Transport (DGAPT) ................................................................................................... 91

IX.3- Annexe 3 : Organigramme de la Direction Générale Adjointe chargée de la Distribution et de la commercialisation ............................................................................................. 92

IX.4- Annexe 4 : Organigramme de la Direction chargée de la distribution ......................... 93

IX.5- Annexe 5 : Extrait du code de l’électricité en République du Congo ............................ 94


ANNEXES


IX- Liste des Annexes

IX.1- Annexe 1 : Carte de la zone du projet (République du Congo) IX.2- Annexe 2 : Organigramme de la Direction Générale Adjointe chargée de la production et du Transport (DGAPT)

IX.3- Annexe 3 : Organigramme de la Direction Générale Adjointe chargée de la Distribution et de la commercialisation

IX.4- Annexe 4 : Organigramme de la Direction chargée de la distribution

IX.5- Annexe 5 : Extrait du code de l’électricité en République du Congo


IX.1- Annexe 1 : Carte de la zone du projet (République du Congo)

Source : Banque Africaine de Développement (BAD), Septembre 2012


IX.2- Annexe 2 : Organigramme de la Direction Générale Adjointe chargée de la production et du Transport (DGAPT)

Source : DGAPT, Brazzaville 2015

Directeur Général Adjoint

de la Production et du Transport

Directeur de la Production Hydraulique

Directeur de la Production Thermique

Directeur du Transport Directeur des Mouvements d'Energie

Assistant du DGAPT

(directeur central)

Bureau Administration et Logistique

Bureau Approvisionnement et

Documentation

Bureau des Finances

Conseiller

(Chef de Service HSE)

Secrétariat Particulier

(Chef de Service)


IX.3- Annexe 3 : Organigramme de la Direction Générale Adjointe chargée de la Distribution et de la commercialisation

Source : Direction Générale de la SNE, Brazzaville 2015


IX.4- Annexe 4 : Organigramme de la Direction chargée de la distribution


IX.5- Annexe 5 : Extrait du code de l’électricité en République du Congo



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