SEMINAIRE NATIONAL SUR L’ENERGIE 2012 · 2014. 8. 5. · ministere des mines, du petrole et de l’Énergie repu lique de ote d’ivoire ----- union – discipline - travail plan

MINISTERE DES MINES, DU PETROLE ET DE L’ÉNERGIE

REPUBLIQUE DE COTE D’IVOIRE -------------------

Union – Discipline - Travail

PLAN D’ACTIONS ET D’INVESTISSEMENTS EN PRODUCTION – TRANSPORT

NOVEMBRE 2012

SEMINAIRE NATIONAL SUR L’ENERGIE 2012

------------------ DEFIS ET ENJEUX DU SECTEUR DE L’ENERGIE EN COTE D’IVOIRE :

MESURES D’URGENCE ET PLANS A MOYEN ET LONG TERMES

Séminaire National sur l’Energie 2012 / Groupe thématique N° 1 : Production – Transport

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TABLE DES MATIERES

SIGLES ET ABREVIATIONS .................................................................................................. 4 LISTE DES GRAPHIQUES ET TABLEAUX ............................................................................... 6 RESUME EXECUTIF ............................................................................................................ 7 INTRODUCTION ................................................................................................................. 9 1. VISION ET STRATEGIES DU MINISTERE DES MINES, DU PETROLE ET DE L’ENERGIE ... 10 2. BILAN DES ACTIONS DU SEMINAIRE DE JUIN 2011 .................................................. 11 3. ETAT DES LIEUX ...................................................................................................... 11

3.1. Parc de production ......................................................................................................... 11 3.2. Réseau de transport d’énergie ....................................................................................... 11

3.2.1. Réseau d’Abidjan ............................................................................................... 12 3.2.2. Réseau Ouest..................................................................................................... 12 3.2.3. Réseau Est ......................................................................................................... 13 3.2.4. Réseau Nord ...................................................................................................... 13

4. ACTUALISATION DES BESOINS ................................................................................ 14 4.1. Prévision de la demande ................................................................................................ 14

4.1.1. Demande diffuse ............................................................................................... 14 4.1.2. Demande des futurs projets miniers et industriels .......................................... 15 4.1.3. Demande à l’exportation .................................................................................. 15 4.1.4. Efficacité énergétique ....................................................................................... 16 4.1.5. Demande totale................................................................................................. 16

4.2. Planification des ouvrages .............................................................................................. 17 4.2.1. Equilibre Offre-Demande en énergie ................................................................ 17

4.3. Planification des ouvrages de production ...................................................................... 17 4.3.1. Ouvrages Hydrauliques ..................................................................................... 17 4.3.2. Ouvrages Thermiques ....................................................................................... 18

4.4. Planification des ouvrages de Transport d’énergie électrique ...................................... 19 4.4.1. Simulations ........................................................................................................ 19 4.4.2. Paramètres de simulation ................................................................................. 20 4.4.2.1. Critères de planification EEEOA.................................................................... 20 4.4.2.2. Compensation de la puissance réactive ....................................................... 21 4.4.2.3. Puissances de court-circuit admissibles ....................................................... 21 4.4.3. Méthodologie des simulations .......................................................................... 22 4.4.3.1. Changement de palier de puissance ............................................................ 22 4.4.3.2. Créations de nouvelles travées .................................................................... 22 4.4.3.3. Créations de nouveaux postes ..................................................................... 23 4.4.3.4. Normalisation des ouvrages ......................................................................... 23 4.4.4. Résultats des simulations .................................................................................. 24 4.4.4.1. Postes programmés sur le court et moyen termes ...................................... 24 4.4.4.2. Réseaux associés aux centrales de Production ............................................ 24 4.4.4.3. Autres renforcements de réseau.................................................................. 27 4.4.4.4. Opportunité d’un niveau supérieur de tension HTB .................................... 27 4.4.4.5. Système de téléconduite et dispatchings .................................................... 27


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5. PLAN D’ACTIONS ET D’INVESTISSEMENTS ............................................................... 27 5.1. Coûts de référence ......................................................................................................... 27 5.2. Investissements en centrales de production et réseaux d’évacuation associés ........... 27 5.3. Investissements en réseaux HTB .................................................................................... 28 5.4. Investissement Global .................................................................................................... 28 5.5. Montage financier .......................................................................................................... 28

6. RECOMMANDATIONS ............................................................................................ 29 CONCLUSION .................................................................................................................. 29


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SIGLES ET ABREVIATIONS

Alm Almélec

BNETD Bureau National d’Etudes Techniques et de Développement

BTA Basse Tension (ou BT)

CC Cycle Combiné

CEB Communauté Electrique du Bénin

CEDEAO Communauté Economique des Etats de l’Afrique de l’Ouest

CIE Compagnie Ivoirienne d’Electricité

CI-ENERGIES Société des Energies de Côte d’Ivoire

CIPREL Compagnie Ivoirienne de Production d’Electricité

CLSG Côte d’Ivoire-Liberia-Sierra Leone-Guinée

CNEEC China National Electric Engineering CO. , Ltd

CNO Centre Nord Ouest (Régions de la Côte d’Ivoire)

EEEOA Echanges d'Energie Electrique Ouest Africain

END Energie Non Distribuée

ENR Energies Nouvelles et Renouvelables

FCFA Franc de la Communauté Financière Africaine

FO Fuel Oil

GNL Gaz Naturel Liquéfié

GWh Gigawatt heure

HTA Moyenne Tension (ou MT)

HTB Haute Tension (ou HT)

HVO Heavy Vaccum Oil

Hz Hertz

Imax Courant maximum

IPP Independent Power Producer

km Kilomètre

kV Kilovolt

LBC Lampe à Basse Consommation

MMPE Ministère des Mines, du Pétrole et de l’Energie

Mpc Million pied cube


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Mpc/j Million pied cube par jour

ms Milliseconde

MVA Méga voltampère

MVar Méga voltampère réactif

MW Mégawatt

MWh Mégawatt heure

PPP Partenariat Public-Privé

SIR Société Ivoirienne de Raffinage

SME Séminaire des Mines et de l’Energie en juin 2011

SNE Séminaire National sur l’Energie

SODEMI Société pour le Développement Minier de la Côte d’Ivoire

SONABEL Société Burkinabé d'Electricité

TAC Turbine à Combustion

TAG Turbine à Gaz

TAV Turbine à Vapeur

TCED Temps Critique d’Elimination des Défauts

TFO Transformateur

WAPco West African gas Pipeline Company

WAPP West African Power Pool

WTI West Texas Intermediate (Qualité du pétrole de référence)


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LISTE DES GRAPHIQUES ET TABLEAUX

GRAPHIQUES

Graphique 1 : évolution des parcs de production hydraulique et thermique en MW de 2012 à 2030 ............................................................................................................................................................ 19

TABLEAUX

Tableau 1 : taux de croissance à court et moyen termes de la demande diffuse .............................. 15

Tableau 2 : demande à l’exportation ................................................................................................. 16

Tableau 3 : demande totale ............................................................................................................... 16

Tableau 4 : bilan en énergie ............................................................................................................... 17

Tableau 5 : évolution des parts thermique et hydraulique en puissance installée ............................ 19

Tableau 6 : paramètres de simulation ............................................................................................... 20

Tableau 7 : plage de tension admissible ............................................................................................ 20

Tableau 8 : charges admissibles des ouvrages du réseau .................................................................. 20

Tableau 9 : plage de fréquence admissible ........................................................................................ 21

Tableau 10 : facteur de puissance en 2011 ........................................................................................ 21

Tableau 11 : nombre de transformateurs de puissance par poste .................................................... 23

Tableau 12 : montage financier ......................................................................................................... 28


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RESUME EXECUTIF

Le système électrique ivoirien connaît depuis quelques années d’énormes contraintes au niveau de la capacité de son parc d’ouvrages de production face à la demande et de la fiabilité de son réseau de transport Le réseau de transport du système électrique ivoirien n’est plus adapté pour assurer en toute sécurité le transit nécessaire pour satisfaire la puissance appelée, notamment en période de pointe de la demande. L’insuffisance de la mise en œuvre des plans directeurs successifs a conduit à la dégradation de la qualité du service du réseau électrique ivoirien en raison d’une inadéquation de l’offre et de la demande en énergie électrique. Devant cette situation commune à tous les pays d’Afrique subsaharienne, les Chefs d’Etat des pays de l’espace CEDEAO ont mis en place le système d’Echanges d’Energie Electrique Ouest Africain (EEEOA) avec un plan d’actions dans lequel le système électrique ivoirien occupe une position privilégiée grâce aux lignes d’interconnexion existantes ou envisagées avec les pays voisins. La vision1 du Ministère des Mines, du Pétrole et de l’Energie est de faire de la Côte d’Ivoire le premier marché énergétique de l’Afrique subsaharienne à l’horizon 2030. La stratégie pour atteindre cet objectif passe par la réalisation de mesures qui s’articulent autour de quatre (04) Domaines d’Activités Stratégiques (DAS) :

i. adéquation de l’offre classique et de la demande ; ii. développement des énergies nouvelles ;

iii. révision du cadre institutionnel et renforcement des capacités ; iv. viabilité financière.

Pour transformer cette vision en réalité, vingt-huit (28) projets de production et de transport d’énergie électrique avaient été identifiés lors du Séminaire de juin 2011 et se situent à différents niveaux d’exécution. Le réseau électrique ivoirien actuel est caractérisé au niveau de son parc de production par une puissance installée de 1421 MW avec une production thermique de 817 MW (soit 57%) et un parc de production hydraulique de 604 MW (soit 43%). En 2011, la capacité de fourniture de gaz au secteur électrique fut en moyenne de 152 Mpc/j pour un besoin estimé à 203 Mpc/j. Le réseau de transport est caractérisé par 45 postes dont 13 postes 225 kV et 32 postes 90 kV, 17 lignes de niveau de tension 225 kV et 51 lignes de niveau de tension 90 kV. Malgré les efforts accomplis par le Gouvernement, les besoins sans cesse croissants de la demande en électricité tant au niveau national, du fait de la forte relance économique, qu’au niveau sous régional, nécessitent le renforcement des ouvrages existants et le développement de nouveaux ouvrages de production et de transport.

1 Rapport du SME 2011


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Ainsi, les investissements identifiés en matière de construction d’ouvrages de production et de transport et de réhabilitation des ouvrages existants ont un coût global de 5 300 Milliards de FCFA sur la période 2012-2030 réparti comme suit :

sur le court terme (2012-2015) : 900 Milliards FCFA ;

sur le moyen terme (2016-2020) : 1 800 Milliards FCFA ;

sur le long terme (2021-2030 : 2 600 Milliards FCFA.


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INTRODUCTION

Le système électrique ivoirien connaît depuis quelques années d’énormes contraintes tant au niveau de la capacité de son parc d’ouvrages de production face à la demande que de la fiabilité de son réseau de transport. Il se caractérise aujourd’hui par un parc de production à dominance thermique. En effet, la capacité totale installée est de 1421 MW dont 604 MW d’origine hydroélectrique et 817 MW d’origine thermique. La production thermique varie entre 70 et 75 % de la production totale. Cet état de fait pèse lourdement sur les ressources financières du secteur. Le gaz naturel qui sert de combustible de base est une ressource énergétique épuisable qu’il convient de gérer avec prudence dans une vision de long terme. L’insuffisance de la mise en œuvre des plans directeurs successifs a conduit à la dégradation sensible de la qualité du service du réseau électrique ivoirien en raison d’une inadéquation de l’offre et de la demande en énergie électrique. Le réseau de transport du système électrique ivoirien depuis quelques années n’est plus adapté pour assurer en toute sécurité le transit nécessaire pour satisfaire la puissance appelée par les consommateurs notamment en période de pointe de demande. Les projets de mise à niveau identifiés n’ont pas pu être mis en œuvre par manque de ressources financières. Cette situation de déficit est constatée dans tous les pays d’Afrique subsaharienne où les systèmes électriques se caractérisent par des insuffisances de capacité de production face aux besoins potentiels en énergie électrique. Aussi, les Chefs d’Etat des pays de l’espace CEDEAO ont-ils convenu d’agir en synergie en mettant en place le système d’Echanges d’Energie Electrique Ouest Africain (EEEOA) ou en Anglais West African Power Pool (WAPP). Le secrétariat général de cette institution a établi un plan d’actions dans lequel le système électrique ivoirien occupe une position privilégiée grâce aux lignes d’interconnexion existantes ou envisagées avec les pays voisins. Pour relancer l’économie ivoirienne après la grave crise qu’a connue le pays, le secteur de l’électricité a entamé des réflexions afin de proposer des solutions susceptibles de résoudre durablement les problèmes identifiés et de mettre à disposition des différents secteurs d’activités une énergie abondante, de qualité et bon marché. Le présent document vise à faire le bilan de la mise en œuvre des plans existants et à définir un plan d’actions à court, moyen et long termes. Pour atteindre ces objectifs, le groupe thématique n°1, Production – Transport, effectue un état des lieux du parc de production et du réseau de transport de la Côte d’Ivoire. Il fait ensuite un rappel de la vision du Ministère des Mines, du Pétrole et de l’Energie (MMPE) et dresse le bilan du séminaire des mines et de l’énergie de 2011. Enfin, une actualisation des besoins du secteur est réalisée afin d’en tirer un plan d’actions et d’investissements.


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1. VISION ET STRATEGIES DU MINISTERE DES MINES, DU PETROLE ET DE L’ENERGIE

La vision2 du Ministère des Mines, du Pétrole et de l’Energie est de faire de la Côte d’Ivoire le premier marché énergétique de l’Afrique subsaharienne à l’horizon 2030. La stratégie pour atteindre cet objectif passe par la réalisation de mesures qui s’articulent autour de quatre (04) Domaines d’Activités Stratégiques (DAS) :

i. adéquation de l’offre classique et de la demande ; ii. développement des énergies nouvelles ;

iii. révision du cadre institutionnel et renforcement des capacités ; iv. viabilité financière.

Pour satisfaire la demande d’énergie électrique à long terme avec la qualité requise aux niveaux national et sous régional, les actions envisagées devront porter sur:

l’accroissement de la capacité de production d’origine hydroélectrique ;

la réhabilitation et le renforcement du réseau de transport existant ;

la construction de nouveaux postes de transformation et de nouvelles lignes en vue d’une adaptation régulière aux besoins de transit ;

la sécurisation de l’approvisionnement en gaz naturel ;

la recherche d’autres sources alternatives de combustibles ;

les investissements dans le domaine de l’efficacité énergétique ;

la conversion de centrales thermiques existantes en centrales à cycle combiné ; l’adoption de l’option du cycle combiné pour la construction de nouvelles centrales

thermiques.

La Côte d’Ivoire dispose d’atouts importants pour mener la politique de son ambition. En effet, elle dispose d’un potentiel hydroélectrique estimé à 2 466 MW pour un productible annuel de 12 511 GWh, qui est aujourd’hui insuffisamment exploité (environ 25 % du potentiel). La mise en valeur de ce potentiel permettra de réduire le poids des charges de combustibles sur les ressources du secteur.

En outre, le développement des interconnexions dans le cadre de l’EEEOA offre une grande opportunité de conquête du marché de l’exportation de l’énergie électrique dans la sous-région. La Côte d’Ivoire, de par sa position centrale dans l’espace CEDEAO, jouit d’un privilège stratégique au sein du réseau interconnecté de l’EEEOA.

Le pays dispose de ressources en gaz naturel dont la mise en exploitation peut soutenir le développement du parc de production thermique envisagé. Par conséquent, la sécurisation de l’approvisionnement en gaz naturel et la recherche de l’efficience de ce combustible s’imposent. Aussi, la mise en production de nouveaux champs gaziers et le redéveloppement des gisements actuels deviennent-ils pour le secteur ivoirien de l’électricité une nécessité absolue. D’autres alternatives d’approvisionnement en gaz naturel notamment le raccordement au Gazoduc de l’Afrique de l’Ouest (WAPco) et l’importation du Gaz Naturel Liquéfié (GNL) sans exclure

2 Rapport du SME 2011


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l’opportunité de l’utilisation des combustibles fossiles (charbon, Heavy Vacuum Oil et le Fuel-Oil) s’imposent. En vue de l’utilisation efficiente des combustibles, la technologie de la centrale thermique à cycle combiné devra être privilégiée.

Sur le plan technologique, la valorisation des ressources énergétiques renouvelables dont regorge le pays (biomasse, solaire, éolien…) à des fins de production d’électricité devra faire l’objet d’engagement ferme des autorités afin de permettre à des opérateurs privés de s’intéresser à ce secteur d’activité. La technologie nucléaire qui n’est pas prise en compte dans la présente analyse compte tenu des conditions de mise en œuvre, n’est pas à écarter pour le très long terme.

L’utilisation rationnelle de l’électricité peut permettre de générer des économies substantielles. En effet, les programmes d’efficacité énergétique, visant l’amélioration de l’éclairage public (45 % des consommations de l’Etat) et la réduction de la consommation dans les bâtiments publics, constituent des moyens de réduction de la charge en période de pointe et des investissements à court terme.

2. BILAN DES ACTIONS DU SEMINAIRE DE JUIN 2011

Le plan d’actions d’équipement du système électrique ivoirien issu du Séminaire de juin 2011 avait identifié vingt-huit (28) projets de production et de transport d’énergie Electrique. L’annexe n°2 donne une synthèse de la situation de chacun des projets.

3. ETAT DES LIEUX

3.1. Parc de production

Le réseau électrique ivoirien actuel est caractérisé au niveau de son parc de production par une puissance installée de 1421 MW depuis la mise en service en juillet 2012 de la tranche 3 de 30 MW de la centrale d’AGGREKO. La capacité installée du parc de production thermique est de 817 MW (soit 57%) et celle du parc de production hydraulique est de 604 MW (soit 43%). Suite à la signature des avenants aux conventions des centrales de CIPREL et AZITO, l’installation des turbines à gaz et à vapeur à CIPREL prévue respectivement en décembre 2013 et juillet 2015 (projet CIPREL IV) et celle de la turbine à vapeur d’AZITO en décembre 2014 (projet AZITO III) permettront d’accroître la capacité du parc de production. Présentement, le système électrique ivoirien n’a pas de réserve de gestion en période de pointe de la demande pour faire face aux aléas. Le parc des ouvrages de production, à dominance thermique, est confronté à une insuffisance d’approvisionnement en gaz naturel. En effet, en 2011 la capacité de fourniture de gaz au secteur électrique fut en moyenne de 152 Mpc/j pour un besoin estimé à 203 Mpc/j.

3.2. Réseau de transport d’énergie

Le réseau de transport est caractérisé par 45 postes dont 13 postes 225 kV et 32 postes 90 kV. Le transport d’énergie électrique sur toute l’étendue du territoire est réalisé par 17 lignes de niveau


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de tension 225 kV et 51 lignes de niveau de tension 90 kV. Le réseau nord est constitué de longues lignes 225 kV qui génèrent beaucoup de puissance réactive. Les lignes Man-Laboa et Soubré-San-Pedro conçues pour un niveau de tension 225 kV sont exploitées au niveau de tension 90 kV du fait des contraintes d’exploitation, suite à l’avarie des réactances de Soubré et de Man. Les réseaux d’Abidjan et de l’Intérieur sont connectés par le biais de deux lignes 225 kV Abobo-Taabo et de la file 90 kV Yopougon 2-Agboville-Taabo. L’annexe n°1 donne un aperçu du réseau électrique en 2012.

3.2.1. Réseau d’Abidjan

Dans la zone d’Abidjan dont la consommation représente plus de deux tiers (2/3) de la consommation nationale, la tenue du plan de tension et la sécurité N-1 constituent les contraintes majeures de gestion du réseau. En effet, le plan de tension du réseau d’Abidjan est essentiellement soutenu par la production d’énergie réactive des groupes d’AZITO et de CIPREL. En cas d’indisponibilité de ces ouvrages, le plan de tension se dégrade fortement conduisant à des délestages de charge en vue de retrouver les niveaux de tension acceptables. En cas d’indisponibilité d’une ligne ou d’un transformateur (sécurité N-1), certains ouvrages de transport atteignent des niveaux de charge qui n’autorisent plus des reports de charge. En effet, les huit (8) transformateurs 225/90 kV (Abobo, Vridi et Riviéra) qui assurent le transit de l’énergie du réseau 225 kV vers le réseau 90 kV enregistrent des surcharges régulières qui nécessitent l’adoption de schémas particuliers d’exploitation. En cas d’indisponibilité de la ligne 225 kV Vridi-Azito, toute la production de la centrale d’AZITO (296 MW) transite par les transformateurs d’Abobo dont la capacité n’excède pas 260 MW. De plus, le poste de Yopougon 1 a atteint une charge de plus de 110 MW. En conséquence, la sécurité N-1 d’alimentation du poste n’est plus assurée par les lignes 90 kV Vridi-Yopougon 1 et Yopougon 1-Abobo qui ont une capacité d’environ 70 MW chacune. Concernant le poste de Bia-Sud qui a atteint une charge de plus de 110 MW, la sécurité N-1 n’est plus assurée par les lignes 90 kV Vridi-Bia-Sud 1 et Vridi-Bia-Sud 2. Le phénomène est identique pour le poste du Plateau où l’indisponibilité de l’une des lignes 90 kV Plateau-Treichville conduit à une surcharge de la seconde ligne.

3.2.2. Réseau Ouest

Le réseau Ouest est caractérisé, de par sa configuration, par une puissance maximale transmissible de 36 MW entre Man et Ferké sous une tension de 90 kV. Les groupes de Buyo débitant en 225 kV contribuent avec les réactances 20 MVar de Man et 40 MVar de Soubré au maintien d’un bon plan de tension sur le réseau Ouest en absorbant la production de puissance réactive des longues lignes HTB du réseau Ouest. Suite à l’indisponibilité des réactances 20 MVar de Laboa et 40 MVar de Soubré, l’exploitation du réseau Ouest en période de creux de charge, exige la disponibilité des groupes de Buyo débitant en


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225 kV et ce, malgré le passage à 90 kV de la tension d’exploitation des lignes 225 kV Soubré-San-Pedro et 225 kV Man-Laboa. L’indisponibilité de la ligne 225 kV Buyo-Man ou du seul transformateur 225/90 kV du poste de Man met les postes de Man et de Danané en antenne sur le poste 225 kV de Ferké. Avec l’intégration en 2011 du poste 90 kV de Tongon qui a une charge moyenne de 19 MW, cette indisponibilité conduit à des tensions hors plage (inférieures à 80 kV) à partir du poste de Boundiali. Le transformateur 225/90 kV-50 MVA du poste de Man enregistre une charge supérieure à 45 MW. La surcharge de ce transformateur pourrait conduire au déclenchement de ce dernier et entraîner l’écrasement de la tension du réseau Nord-Ouest (Boundiali-Odienné-Laboa-Séguéla-Man-Danané).

3.2.3. Réseau Est

Le réseau Est se caractérise par une longue antenne 90 kV Dimbokro-Attakro-Abengourou-Agnibilékrou de 196 km. Suite à l’avarie en novembre 2004 du transformateur 90/30 kV du poste de Sérébou, la charge de Sérébou a été reportée sur le poste d’Attakro (départ Arrah). Ce poste a enregistré en 2011 une pointe de charge de 19 MW. La forte demande sur cette longue antenne entraîne des chutes de tension importantes conduisant à des délestages qui permettent de retrouver des niveaux de tension acceptables. La file 90 kV Kossou-Yamoussoukro-Dimbokro et la ligne 90 kV Taabo-Dimbokro constituent l’ossature du réseau Est pour l’alimentation des postes d’Attakro, d’Abengourou et d’Agnibilékrou. L’indisponibilité de l’une des lignes 90 kV de la file et de la ligne 90 kV Taabo-Dimbokro conduit à une forte dégradation du plan de tension du réseau Est aux heures de pointe de charge. Les tensions observées en pointe dans une telle configuration sont voisines de 70 kV et obligent à l’interruption de l’alimentation des postes d’Abengourou et d’Agnibilékrou. Le groupe N°1 de la centrale de Kossou débitant sur la barre 90 kV et le transformateur 225/90 kV de Kossou contribuent au réglage de la tension de l’antenne Est (Attakro, Abengourou et Agnibilékrou). En cas d’indisponibilité de l’un de ces ouvrages, des tensions inférieures à 75 kV sont enregistrées sur le réseau Est.

3.2.4. Réseau Nord

L’ouverture d’une des lignes 225 kV Taabo-Kossou ou Kossou-Bouaké 2 conduit à des fluctuations de la tension de la barre 225 kV du poste de Ferké. Cette instabilité de la tension impose l’arrêt de la fourniture d’électricité à SONABEL (Burkina) par l’ouverture de la ligne 225 kV Ferké-Kodeni afin d’éviter des déclenchements intempestifs. L’ouverture de la ligne 225 kV Bouaké 2-Ferké ou du transformateur 225/90 kV-65 MVA de Ferké entraîne la mise en antenne du poste de Ferké sur le réseau Ouest occasionnant des écrasements de tension (environ 70 kV) et l’ouverture de la ligne d’interconnexion 225 kV Ferké-Kodeni. L’ouverture de la ligne 90 kV Ferké-Korhogo conduit à la mise en antenne du poste de Korhogo sur Man. Avec l’intégration en 2011 du poste 90 kV de Tongon qui a une charge moyenne de 19 MW, cette configuration conduit à des tensions basses autour de 70 kV.


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4. ACTUALISATION DES BESOINS

4.1. Prévision de la demande

Le système électrique ivoirien intégré au réseau interconnecté Ouest Africain doit permettre au secteur de l’électricité de satisfaire la demande nationale et d’honorer pleinement ses engagements d’exportation vers les pays voisins notamment :

le Burkina et le Mali à partir du poste de Ferké ;

le Liberia, la Sierra Leone et la Guinée grâce au projet d’interconnexion Côte d’Ivoire-Liberia-Sierra Leone-Guinée (CLSG) en cours de mise en œuvre ;

le Ghana, le Togo et le Bénin grâce au renforcement de l’interconnexion Côte d’Ivoire-Ghana par la construction d’une ligne à 330 kV.

Dans ce contexte, il convient de réviser la prévision de la demande en tenant compte des opportunités d’exportation d’énergie électrique, des besoins des entreprises minières et des retombées des actions d’efficacité énergétique entreprises par le gouvernement.

L’objectif de ce chapitre est de réaliser une étude sommaire de la demande d’énergie et de puissance électrique sur la période d’étude 2012-2030. L’approche tendancielle sera retenue par rapport à une approche analytique, plus précise mais nécessitant un volume de données et un délai de traitement et d’analyse plus important. Une étude plus complète sera réalisée ultérieurement dans le cadre de l’étude « Plan Directeur Production – Transport » à venir. La méthodologie adoptée pour estimer la demande repose sur la prise en compte et l’évaluation des éléments suivants :

demande diffuse ;

demande des futurs projets miniers et industriels ;

demande à l’exportation ;

efficacité énergétique.

4.1.1. Demande diffuse

La demande diffuse est évaluée par la projection de la demande de l’année de base 2011 avec des taux de croissance déterminés à court, moyen et long termes. L’accroissement de la demande diffuse prend en compte, entre autres, les besoins engendrés par les projets de construction de 50 000 habitats par an et les objectifs d’électrification de 500 localités rurales par an.


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4.1.1.1. Taux de croissance à court et moyen termes

Les taux de croissance à court terme sont ceux convenus par CIE et CI-ENERGIES sur la base de l’analyse des dernières évolutions de la demande et des prévisions économiques. Les valeurs convenues sont les suivantes :

Période 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Taux -5,3 % 16,7 % 10 % 10 % 10 % 9 %

Tableau 1 : taux de croissance à court et moyen termes de la demande diffuse

La valeur élevée de 2012 se justifie par la reprise des activités socio-économiques après la crise postélectorale de 2011.

4.1.1.2. Taux de croissance à long terme

Le taux de croissance à long terme correspond au taux équivalent des taux constatés sur une longue période (15 ans), hors année critique. Ce taux est estimé à 6,28 % sur la période 2017-2030.

4.1.2. Demande des futurs projets miniers et industriels

Le caractère exceptionnel du développement minier et industriel conduit à lui dédier une ligne spéciale dans le tableau de prévision de la demande. Les besoins des futurs projets miniers évalués avec le concours de la SODEMI et des projets industriels sont estimés à une puissance additionnelle de 25 MW par an avec un plafond de cumul de 300 MW. Par ailleurs, pour les projets miniers ou industriels de grande envergure nécessitant une demande supérieure à 100 MW, il est indiqué de conclure une entente tripartite entre l’Etat, l’IPP et le promoteur du projet. Ces projets feront donc l’objet d’une étude détaillée d’alimentation en énergie électrique avec la possibilité de programmation, pendant la période de développement de la mine (4 à 5 ans), d’ouvrages de production et de réseau de transport dédiés. Dans cette optique, les mines du Mont Gao et du Mont Klahoyo verront leur développement associé à des projets spécifiques de production d’énergie électrique avec les renforcements de réseau afférents. Le Take or Pay sera ainsi partagé entre le projet minier ou industriel et l’Etat selon les besoins. L’annexe n°3 présente une estimation des besoins en électricité des futurs projets miniers.

4.1.3. Demande à l’exportation

La demande à l’exportation est déterminée à partir des besoins exprimés par les pays interconnectés ou en voie d’être interconnectés au réseau électrique ivoirien. Ces besoins sont exprimés en termes de puissance garantie à la pointe (MW) et en énergie (GWh). Les volumes prévisionnels d’exportation d’énergie sur le long terme retenus sont donnés dans le tableau ci-après.


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Pays Puissance (MW) Energie (GWh)

VRA (GHANA) et CEB (TOGO - BENIN) - 600

SONABEL (BURKINA) 50 à 100 800

EDM (MALI) 80 à 100 700

CLSG (CÔTE D’IVOIRE - LIBERIA - SIERRA LEONE - GUINEE) 80 600

Tableau 2 : demande à l’exportation

4.1.4. Efficacité énergétique

L’efficacité énergétique regroupe toutes les actions visant à réduire la pointe de la demande sur le réseau interconnecté. Trois mesures ont été évaluées :

la diffusion de Lampes Basse Consommation (LBC) chez les ménages ;

l’utilisation de lanternes efficaces pour l’éclairage public ;

les économies d’énergie dans les bâtiments publics.

4.1.4.1. Diffusion de Lampes Basse Consommation (LBC) chez les ménages

La diffusion de LBC chez les ménages devrait permettre de réduire la pointe de 25 MW en 2013, 50 MW en 2014 et 100 MW de 2015 à 2030 à raison de 5 heures d’utilisation par jour.

4.1.4.2. Eclairage public efficace

L’utilisation de lanternes efficaces pour l’éclairage public devrait permettre de réduire la pointe de 5 MW en 2014, 10 MW en 2015 et 15 MW de 2016 à 2030 à raison de 12 heures d’utilisation par jour.

4.1.4.3. Economies d’énergie dans les bâtiments publics

Selon les conclusions d’une étude menée par le groupement ECONOLER/BNETD, les actions d’économies d’énergie dans les bâtiments publics devraient permettre de réduire la pointe de demande de 40 MW et la consommation de 55 GWh par an à partir de 2014.

4.1.5. Demande totale

L’annexe n°4 présente la prévision de demande détaillée. Le tableau ci-après donne les valeurs correspondant aux années charnières.

DESIGNATION Unité 2012 2015 2020 2025 2030

Consommation brute nationale GWh 6 340 8 440 12 400 16 909 21 580

Demande des futurs projets miniers et industriels GWh

350 1 226 2102 2102

Demande à l’exportation GWh 635 2 478 2 700 2 700 2 700

Demande nationale avec Mines, Industries et Export GWh 6 975 11 268 16 326 21 711 26 382

Energie totale évitée par Efficacité énergétique GWh 0 -281 -303 -303 -303

Demande totale après efficacité énergétique GWh 6 975 10 987 16 023 21 408 26 079

Tableau 3 : demande totale


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4.2. Planification des ouvrages

Le parc de production existant et la demande future en énergie et en puissance ont été décrits et évalués respectivement dans les chapitres 3 et 4.1 ci-dessus. Le bilan Offre-Demande est établi pour déterminer les déficits afin d’identifier la séquence de mise en œuvre des moyens de production nécessaires pour combler ces déficits.

4.2.1. Equilibre Offre-Demande en énergie

4.2.1.1. Bilan en énergie

Le Bilan en énergie est calculé en rapprochant la Demande totale (nationale + Export) projetée sur la période d’étude à une Offre maintenue constante en l’absence de nouveaux moyens de production. Les déficits en énergie apparaissent dès 2013 à hauteur de 833 GWh pour atteindre des niveaux plus élevés comme indiqués dans le tableau ci-après.

Période 2013 2015 2020 2025 2030

Déficit (GWh) 833 4 418 9 543 15 128 19 899

Tableau 4 : bilan en énergie

Le détail du bilan Equilibre Offre-Demande est présenté en annexe n°5.

4.2.1.2. Développement du parc de production

La séquence d’investissements en nouveaux moyens de production est établie afin d’éliminer les déficits qui apparaissent sur la période d’étude. Ces ouvrages sont issus des ouvrages candidats décrits au chapitre 4.3 ci-après. Le but ici n’est pas d’établir un plan prévisionnel de production détaillée mais de vérifier que le plan de développement proposé permet d’effacer les déficits. Les dates d’apparition des ouvrages pourront dans la réalité être décalées en fonction des conditions du bouclage financier et des délais d’exécution des travaux.

4.2.1.3. Bilan final après développement

Le tableau Equilibre Offre-Demande joint en annexe n°5 donne le détail de la simulation.

Les ouvrages de production planifiés pour assurer l’équilibre Offre-Demande sont indiqués dans le chapitre 4.3 ci-après.

4.3. Planification des ouvrages de production

Les ouvrages de production programmés sur la période d’étude sont répertoriés ci-après:

4.3.1. Ouvrages Hydrauliques

Singrobo (42 MW, 300 GWh) : 2016 Soubré (275 MW, 1100 GWh) : 2017 Gribo Popoli (112 MW, 500 GWh) : 2019 Boutoubré (156 MW, 800 GWh) : 2020


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Louga (280 MW, 1200 GWh) : 2021 Aboisso Comoé (90 MW, 550 GWh) : 2022 Daboitié (91 MW, 350 GWh) : 2023 Tiassalé (51 MW, 200 GWh) : 2024 Tiboto (220 MW, 1200 GWh) : 2025 (en commun avec le Liberia) Centrale hydraulique 1 : 2027 Centrale hydraulique 2 : 2029

4.3.2. Ouvrages Thermiques

Aggréko Extension (30 MW) : 2012 (déjà mis en service) Vridi TAC (100 MW) : 2013 CIPREL IV – TAC (111 MW) : 2014 Azito – TAV CC (140 MW) : 2014 Abatta – TAC1 (110 MW) : 2014 CIPREL IV – TAV CC (111 MW) : 2015 Abatta TAC2 (110 MW) : 2015 BIOKALA G1 (20 MW) : 2015 Autres ENR (10 MW chaque année) : à partir de 2015 Abatta – TAV CC (110 MW) : 2016 BIOKALA G2 (20 MW) : 2017 Centrale Songon – TAC1 (118 MW) : 2018 Centrale Songon – TAC2 (118 MW) : 2018 Centrale Songon – TAV CC (116 MW) : 2019 Centrale Bingerville – TAC 1 (150 MW) : 2023 Centrale Bingerville – TAC 2 (150 MW) : 2024 Centrale Bingerville – TAV (150 MW) : 2026 Centrale Jacqueville – TAC 1 (150 MW) : 2028 Centrale Jacqueville – TAC 2 (150 MW) : 2029 Centrale Jacqueville –TAV (150 MW) : 2030

Les ouvrages ont été programmés en tenant compte des déficits de production, de la durée de construction des centrales, du montant de l’investissement et de l’évolution des projets déjà engagés. Une programmation plus affinée sera réalisée dans le cadre du futur plan directeur Production-Transport.

Dans ce programme, une proportion de 5% de la puissance installée est réservée à la production de l’électricité par les énergies renouvelables (panneaux solaires, centrales électro-solaires, éolienne, micro-hydraulique, biomasse, énergie thermique de la mer, marrée motrice, géothermie, etc.) à l’horizon 2030. Cet objectif conduit à réserver une puissance de 10 MW chaque année jusqu’en 2030. Cette puissance sera utilisée en partie pour l’électrification des zones rurales très éloignées du réseau. Leurs capacités unitaires n’étant pas très importantes, elles seront placées en priorité comme ouvrages de base à condition que les projets associés soient économiquement rentables. Par ailleurs, des sources d’énergie primaire telles que le charbon et le nucléaire pourraient être envisagées.


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Nota bene : les dates de mise en service des ouvrages de production pourraient être anticipées en cas de forte croissance de la demande, de retard des ouvrages programmés à court terme ou d’accélération des projets du WAPP (CLSG-Tiboto).

Le tableau ci-après donne l’évolution des parts thermique et hydraulique en puissance installée.

Ouvrages Unité 2012 2015 2020 2025 2030

Thermiques MW 817 1429 1961 2311 2961

% 57 % 70 % 62 % 56 % 57 %

Hydroélectriques MW 604 604 1189 1811 2211

% 43 % 30 % 38 % 44 % 43 %

Total MW 1421 2033 3150 4122 5172

Tableau 5 : évolution des parts thermique et hydraulique en puissance installée

Le graphique ci-dessous montre les efforts envisagés pour l’exploitation du potentiel hydraulique.

Graphique 1 : évolution des parcs de production hydraulique et thermique en MW de 2012 à 2030

Remarque : L’idéal pour un meilleur mix énergétique, compte tenu du coût et de la disponibilité du combustible (gaz naturel et fuel), aurait été de continuer à développer de nouvelles centrales hydrauliques. Mais ce développement dépend du nombre de sites qui pourraient être équipés de manière rentable. Il apparaît que le potentiel hydroélectrique disponible (annexe n°6) de 2 466 MW pour un productible annuel de 12 511 GWh sera presque totalement mis en valeur à l’horizon 2030. D’où la nécessité de réaliser des études de prospection en vue d’identifier de nouveaux sites hydroélectriques.

4.4. Planification des ouvrages de Transport d’énergie électrique

4.4.1. Simulations

Les simulations ont pour objectif la détermination du réseau cible de transport d’énergie électrique à l’horizon 2030. Elles tiennent compte des réseaux associés aux ouvrages de production programmés et les renforcements nécessaires pour assurer une exploitation aisée et garantir la fourniture de l’électricité aux populations en toute sécurité.


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4.4.2. Paramètres de simulation

Paramètres Limites Valeurs Commentaires

Tension 225 kV ±7,5 % 208 kV - 242 kV Tension Maximale de 245 kV

Tension 90 kV ±7,5 % 83 kV - 97 kV Tension Maximale de 100 kV

Fréquence ±0,5 Hz 49,5 Hz – 50,5 Hz Moyenne contractuelle de 50 Hz

Sécurité N-1, N-k N-1 Non Applicable Retards des investissements

Tableau 6 : paramètres de simulation

4.4.2.1. Critères de planification EEEOA

L’élaboration d’un plan directeur nécessite la définition d’un certain nombre de critères à respecter. Ceux-ci correspondent en général à des critères de sécurité liés à l’exploitation du réseau. Les pays membres de l’EEEOA ont établi des critères communs de planification et d’exploitation dans le manuel d’exploitation de l’EEEOA qui devra servir de référence pour l’étude. Dans le manuel d’exploitation de l’EEEOA de juillet 2007, les principales directives à considérer pour la planification du réseau production-transport concernent les directives suivantes :

la sécurité d’exploitation

Les transits d’énergie réactive sur les interconnexions sont maintenus à un niveau minimum dans le but de limiter les chutes de tension. Chaque opérateur de zone de réglage doit appliquer la règle N-1 en tenant compte des spécificités de son réseau local pour éviter des surcharges, des baisses de tension inacceptables, des pertes de stabilité, des déclenchements en cascade, etc. Il devra aussi entreprendre des actions correctives nécessaires telles que les réductions de charges et les délestages en cas de besoin pour la sécurité de fonctionnement de l’ensemble du réseau interconnecté. Ainsi l’élaboration du réseau cible sur lequel repose le programme des équipements du réseau de transport devra être conforme aux exigences de qualité de service fixées par les critères suivants :

- Plage de tension admissible

Etat N (situation normale ou état sain)

Etat N-1 (après incident)

Paramètres Variations limites

Valeurs Variations limites

Valeurs

Tension 225 kV ±5 % 214 kV - 236 kV ±10 % 203 kV - 245 kV

Tension 90 kV ±5 % 86 kV - 95 kV ±10 % 81 kV - 100 kV

Tableau 7 : plage de tension admissible

- Charges admissibles des ouvrages du réseau



Ouvrages % de la puissance nominale % de la puissance nominale

Lignes 100 % 110 %

Transformateurs 100 % 120 %

Tableau 8 : charges admissibles des ouvrages du réseau


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- Plage de fréquence admissible



Paramètres Variations limites

Valeurs Variations limites

Valeurs

Fréquence 50 Hz ±0,2 Hz 49,8 Hz – 50,2 Hz ±0,5 Hz 49,5 Hz – 50,5 Hz

Tableau 9 : plage de fréquence admissible

Court-circuit et stabilité dynamique

Un défaut triphasé permanent sur une ligne au départ d’un poste de transformation sera considéré suffisamment probable pour constituer la contingence à prendre en compte pour vérifier la stabilité dynamique du réseau. Cette contingence sera appliquée en choisissant les conditions d’exploitation les plus critiques. Le critère de stabilité implique que tous les alternateurs maintiennent leur synchronisme et demeurent en opération après la contingence.

Stabilité transitoire

L’application du critère de stabilité conduit à définir un Temps Critique d’Elimination des Défauts (TCED) par niveau de tension :

- Niveau de tension 90 kV : TCED est de 150 ms (7,5 cycles) - Niveau de tension 225 kV : TCED est de 120 ms (6 cycles)

4.4.2.2. Compensation de la puissance réactive

Pour réduire les risques d’écroulement de tension et minimiser les investissements en équipements de transport, il convient de garantir dans les postes 90 kV/HTA un facteur de puissance le plus élevé possible. En 2011, les facteurs de puissance moyens observés sur le réseau électrique par zone sont consignés dans le tableau ci-dessous.

Réseau Cos phi

Réseau Est 0,98

Réseau Abidjan 0,96

Réseau Sud 0,95

Réseau Centre 0,97

Réseau Sud-Ouest 0,91

Réseau Nord 0,93

Réseau Ouest 0,93

Tableau 10 : facteur de puissance en 2011

Ainsi, un facteur de puissance minimum de 0,9 sera visé à long terme.

4.4.2.3. Puissances de court-circuit admissibles

Les valeurs des pouvoirs de coupure des nouveaux disjoncteurs prévus pour le réseau cible sont :

tension 225 kV : 50 kA ;

tension 90 kV réseau Abidjan : 40 kA ;

tension 90 kV réseau Sud-Centre-Sud-ouest et CNO : 40 kA ;


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tension 15 kV réseau Abidjan : 31,5 kA ;

tension 15 kV et 33 kV réseau Sud-Centre-Sud-ouest et CNO : 25 kA.

4.4.3. Méthodologie des simulations

La démarche utilisée repose sur l'analyse technique d'un réseau cible à l'horizon de l'étude, en 2030. Ainsi, les éléments qui s'ajoutent au réseau de référence 2011 ont été identifiés en cherchant à résoudre au mieux et au moindre coût les contraintes relevées. Ce réseau cible doit permettre d'assurer une alimentation ferme des principaux postes sources du réseau. Particulièrement en situation de contingence N-1, la charge de pointe du réseau est alimentée sans surcharge des lignes ou transformateurs avec une chute de tension admissible. Le réseau de référence est celui de l’année 2011. La structure du réseau cible est mise progressivement en place à des années charnières : 2015 ; 2020 ; 2025 ; 2030. Concernant l'accroissement de la capacité de transformation à l'horizon 2025, trois options guident la conduite à tenir :

le changement de palier de puissance des transformateurs ;

l'addition d'un ou de plusieurs transformateurs dans des postes existants ;

la création de nouveaux postes-sources.

4.4.3.1. Changement de palier de puissance

Dans le Plan directeur des équipements de Production-Transport de 2001, SNC Lavallin a recommandé le principe du remplacement des transformateurs existants 225/90 kV-70 MVA et 90/16,5 kV-36 MVA par des transformateurs 225/90 kV-100 MVA et 90/16,5 kV-50 MVA. Pour les nouveaux ouvrages, l’application de cette recommandation s'impose.

En revanche, pour les ouvrages existants, une analyse au cas par cas doit être faite. Il faut en effet tenir compte des considérations ci-après :

l'encombrement du poste existant (puissance de court-circuit…) ;

le coût de l'opération y compris les travaux additionnels ;

le gain en capacité de transformation nette ;

l'aptitude à résoudre durablement le problème de surcharge ;

la forme de croissance de la demande en profondeur ;

la souplesse d'exploitation induite.

4.4.3.2. Créations de nouvelles travées

Les créations de nouvelles travées sont analysées au cas par cas en tenant compte de :

l'encombrement du poste existant (place physique disponible, puissance de court-circuit atteinte dans le poste…) ;

la configuration maximale à quatre transformateurs de puissance ;

l'aptitude à résoudre durablement le problème compte tenu du taux de croissance de la demande locale ;

la forme de développement de la demande en profondeur et en surface.


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4.4.3.3. Créations de nouveaux postes

La création d'un nouveau poste dans une zone devra obéir aux considérations suivantes :

la zone est hors de portée des postes les plus proches ;

les possibilités de transfert de charge vers des postes sources adjacents sont épuisées ;

l'étendue de la zone desservie (limitation du rayon d'action des départs 15 kV et problème de chute de tension induit) a atteint ses limites ;

le développement de la demande en surface est prépondérant, notamment dans les nouveaux quartiers en expansion rapide.

En tout état de cause, l'option choisie doit permettre de résoudre durablement le problème de surcharge de la zone.

4.4.3.4. Normalisation des ouvrages

Les nouveaux ouvrages proposés en guise de solution pour lever les contraintes obéissent à un souci de normalisation sur le réseau. Les normes convenues sont les suivantes :

transformateur de puissance 225/90 kV ou 225/16,5 kV : 100 MVA ;

transformateur de puissance 90/16,5 kV : 50 MVA ;

transformateur de puissance 90/33 kV : dans la gamme 24, 36, 40 MVA ;

lignes 330 kV : deux conducteurs par phase en Alm 570 mm² avec Imax =1720 A ;

lignes 225 kV : un conducteur Alm 570 mm²; Imax: 860 A ;

lignes 90 kV : un conducteur Alm 228 mm² ; Imax: 480 A ;

condensateurs shunt : par banc de 7,2 MVar en 15 kV et 33 kV ;

condensateurs shunt en 90 kV : dans la gamme, 10; 20, 30, 40, 50 MVar ;

compensateur statique : dans la gamme [-20, +20 MVar]; [-50, +50 MVar] ;

réactance de type variable : dans la gamme:[-20, 0 MVar];[-30, 0 MVar]; [-40, 0 MVar].

Les configurations relatives au nombre de transformateurs de puissance par poste, telles que recommandés par SNC Lavallin, sont retenues. Les nouveaux postes seront dimensionnés pour le nombre maximal de transformateurs tel que suit:

Transformateurs 225/90 kV 100 MVA

225/16,5 kV 100 MVA

90/16,5 kV 50 MVA

225/90 kV 90/16,5 kV 90/33 kV

Abidjan 4 2 4 - - -

Hors Abidjan - - - 3 2 2

Tableau 11 : nombre de transformateurs de puissance par poste

Nota bene : Pour les nouveaux postes de transformation, la sécurité N-1 sera toujours respectée : la structure minimale est un poste à deux transformateurs de puissance. L’annexe n°7 présente le récapitulatif des charges maximales dans les postes d'Abidjan. Les ouvrages renouvelés pour cause de saturation doivent, sauf incident, être exploités sur leur durée de vie économique, soit 25 années.


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4.4.4. Résultats des simulations

Les simulations effectuées ont permis de :

identifier les postes de transformation et les lignes à construire ;

définir les réseaux associés aux projets de production ;

recenser les renforcements dans le réseau de transport.

L’annexe n°8 présente le réseau à l’horizon 2030 avec tous les ouvrages identifiés.

4.4.4.1. Postes programmés sur le court et moyen termes

Concernant les postes programmés sur le court et moyen termes, il est recommandé d’adopter les transformations suivantes :

pour le poste de la Djibi : 225/90/16,5 kV ;

pour le poste d’Azito : 225/16,5 kV ;

pour le poste d’Anani : 90/16,5 kV (avec possibilité d’extension en poste 225/90/16,5 kV) ;

pour le poste de Yopougon 2 : 225/90/16,5 kV ;

pour le poste d’Anoumambo : 90/16,5 kV.

D’une manière générale, la configuration 225/90/16,5 kV sera retenue lorsque des opportunités de sécurisation ou de développement du réseau 90 kV peuvent être identifiées. Lorsqu’il s’agira de satisfaire la demande dans les zones à expansion rapide, sans nécessité avérée de développement d’un réseau 90 kV de répartition, la transformation 225/16,5 kV sera privilégiée.

4.4.4.2. Réseaux associés aux centrales de Production

Les différentes configurations testées et analysées, permettent de recommander pour les différentes centrales en projet les ouvrages additionnels suivants pour assurer l’évacuation de la production en toute sécurité.

Projet CIPREL IV Les résultats montrent que l’évacuation de la production supplémentaire de CIPREL IV (2 x 111 MW), provoque des surcharges dès 2014 sur les ouvrages en situation normale :

- TFO 225/90 kV 70 MVA de Riviéra (100 %) ; - ligne 90 kV Vridi-Yopougon 1 (121 %) ; - ligne 90 kV Abobo-Yopougon 1 (97 %) ; - 3 TFO 225/90 kV à Abobo (92 %) ; - 1 TFO 225/90 kV à Abobo (90 %).

L’augmentation de la capacité des transformateurs 225/90 kV de 70 MVA à 100 MVA aux postes d’Abobo et de Riviéra et la création de ligne 225 kV Djibi-Riviéra permettent de lever les contraintes en situation normale. En outre, pour garantir la sécurité N-1 à Abobo et à Bia-Nord notamment, il est impératif de transférer une quarantaine de Mégawatts de ces postes vers le nouveau poste de la Djibi. En résumé, pour garantir l’évacuation des deux phases de CIPREL IV, il est nécessaire dès la phase 1 de :

- construire la ligne 225 kV Djibi-Riviéra ;


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- augmenter la capacité de transformation par le remplacement de 2 transformateurs de 70 MVA par 2 x 100 MVA au poste d’Abobo ;

- créer une seconde travée avec un transformateur 100 MVA au poste de la Riviéra ; - construire le poste source 225/16,5 kV d’Azito pour une capacité de transformation de

2 x100 MVA ou 3 x 70 MVA.

Projet Azito phase 3 L’apparition de la Turbine à Vapeur (TAV) d’Azito phase 3 en 2014, doit s’accompagner de la création :

- du poste 225 kV de Yopougon 2 ;

- de deux transformateurs 225/90 kV-100 MVA ;

- de la ligne 90 kV (câble souterrain) Yopougon 1-Yopougon 2.

Projet Abatta Pour assurer l’évacuation de la centrale d’Abatta, il faut créer les ouvrages de transport suivants:

- le Poste 225/90/16,5 kV d’Abatta en coupure d’artère de la ligne 225 kV Vridi-Riviéra avec 2 transformateurs 225/90 kV-100 MVA et 2 Transformateurs 90/16,5 kV-50 MVA ;

- entrée en coupure de la ligne 90 kV Anoumambo-Riviéra à Abatta ;

- entrée en coupure de la ligne 90 kV Bia Sud-Riviéra n°2 au poste d’Abatta.

Projet d’aménagement du Sassandra L’étude de l'évacuation de la production des quatre centrales hydrauliques en projet sur le bassin du Sassandra montre que :

- l'évacuation des productions des centrales de Soubré, de Gribo Popoli et de Boutoubré se fait prioritairement vers l’ouest donc à travers la liaison 225 kV Soubré-Buyo-Man. Les charges minières de l’ouest et les besoins de l’interconnexion CLSG expliquent ce sens de l’écoulement ;

- ce sens d’écoulement des charges est maintenu avec la mise en service de la centrale hydraulique de Gribo Popoli avec la ligne 225 kV Buyo-Soubré chargée à 78 % (251 MW de Soubré vers Buyo). La ligne 225 kV Taabo-Soubré est chargée à 17 % (55 MW de Soubré vers Taabo) ;

- le doublement de la ligne 225 kV Buyo-Soubré serait ainsi nécessaire pour sécuriser l'évacuation de la production des centrales de Soubré et de Gribo Popoli ;

- l'évacuation de la production de la centrale de Boutoubré en 2022 est réalisée par la création de la file 225 kV Boutoubré-Gribo Popoli-Soubré ;

- l’arrivée de la centrale de Louga exige le renforcement du réseau de transport par la création d’une ligne 225 kV San Pedro-Louga et d’une double terne Louga-Yopougon 2 ;

- cette analyse est sensible à la localisation des charges de la période notamment le développement minier de l’Ouest. Compte tenu, des incertitudes sur le développement, d’une part, des complexes miniers de l’Ouest, et d’autre part du parc thermique en raison des risques d’épuisement du gaz naturel, il est recommandé soit d’anticiper la création de la liaison Soubré-San Pedro-Yopougon 2, soit de renforcer l’axe Soubré-Taabo-Abidjan par la création d’une nouvelle file Soubré-Taabo-Yopougon 2 à l’avènement de la centrale de Soubré en 2017 ;


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- le doublement de la ligne 225 kV Soubré-Buyo-Man est associé à la date d’apparition des charges minières de l’Ouest.

En résumé, le réseau d’évacuation associé aux différentes centrales hydrauliques en projet sur le Sassandra pourrait être planifié selon les phases de mise en service des différents projets hydrauliques. Les ouvrages suivants sont à construire :

Projet Soubré Il faut doubler la liaison 225 kV Soubré-Taabo et créer la ligne 225 kV Taabo-Yopougon 2.

Projet Gribo Popoli Il faut créer les secondes liaisons 225 kV Soubré-Buyo et Buyo-Man.

Projet Boutoubré Il faut créer la liaison 225 kV Boutoubré-Soubré.

Projet Louga : Il faut créer une ligne 225 kV Louga-Yopougon 2 et une ligne 225 kV Louga-San Pedro.

Projet Centrale thermique A L'évacuation de la centrale thermique A est réalisée par deux lignes 225 kV Centrale A-Yopougon 2.

Projet Aboisso-Comoé L’aménagement du site d’Aboisso-Comoé sur la Bia, comporte une centrale hydraulique d’une puissance totale de 90 MW. L’évacuation de cette centrale sera réalisée par :

- la création de deux (2) lignes 90 kV entre le site et Abengourou ;

- la création de la ligne 90 kV Ayamé 1-Aboisso-Comoé.

Projet de Singrobo L’aménagement du site de Singrobo sur le Bandama en aval de Taabo, comporte une centrale hydraulique d’une puissance totale de 42 MW dont la production est évacuée sur le réseau par la création d’un poste 225 kV en coupure d’artère des deux lignes 225 kV Taabo-Abobo.

Projet de Daboitié L’aménagement du site de Daboitié sur le N’Zi, comporte une centrale hydraulique d’une puissance totale de 91 MW dont la production est évacuée sur le réseau par la création d’un poste 225 kV en coupure d’artère des deux lignes 225 kV Taabo-Abobo.

Projet Tiassalé L’aménagement du site de Tiassalé sur le Bandama, comporte une centrale hydraulique d’une puissance totale de 51 MW dont la puissance est évacuée sur le réseau par l’intermédiaire d’un poste 90/30 kV en coupure de la ligne 90 kV Agboville-Taabo.

Projet Tiboto La centrale hydraulique de Tiboto sur le Cavally d’une puissance totale d’environ 220 MW injecte sa production vers la Côte d’Ivoire par la ligne 225 kV Tiboto-San Pedro et vers le Liberia par la ligne 225 kV Tiboto-Buchanan.


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4.4.4.3. Autres renforcements de réseau

Pour la souplesse de l’exploitation et la sécurité de l’alimentation des populations, des renforcements du réseau de transport d’énergie électrique en 225 kV ou 90 kV ont été identifiés et programmés sur la période de l’étude. Ainsi, la réalisation de bouclages du réseau 90 kV de l’intérieur, la création de nouveaux postes sources pour régler localement les problèmes de tension et le doublement de certaines lignes ont été envisagés. Le récapitulatif des projets d’investissement figure en annexe n°9.

4.4.4.4. Opportunité d’un niveau supérieur de tension HTB

Avec le projet de renforcement de l’interconnexion Côte d’Ivoire-Ghana, le niveau de tension 330 kV s’invite de facto sur le système électrique ivoirien. Cependant, l’opportunité d’envisager un autre niveau de tension plus élevé sur le réseau de transport sera l’objet d’analyses plus approfondies par le Consultant qui sera retenu pour mener l’étude du Plan Directeur Production Transport. Suite aux simulations et à l’identification des investissements en moyens de production pour satisfaire la demande sur la période d’étude tout en tenant compte des investissements déjà engagés, les projets de transport d’énergie on été identifiés.

4.4.4.5. Système de téléconduite et dispatchings

Ce plan intègre la modernisation du système de téléconduite du réseau électrique interconnecté et la construction de nouveaux centres de conduite (dispatchings). Le montant d’investissement est de l’ordre de 5 à 10 % du montant des investissements en transport.

5. PLAN D’ACTIONS ET D’INVESTISSEMENTS

Les projets ci-dessus identifiés ont fait l’objet d’une estimation, à prix constant, sur la période d’étude.

5.1. Coûts de référence

Les coûts de référence des postes et des lignes 90 kV, 225 KV et 330 kV, des ouvrages de production, des ouvrages de compensation d’énergie réactive ainsi des évaluations disponibles notamment pour les projets des postes d’Azito, d’Anoumambo et de Djibi ont permis de faire une estimation des investissements pour chaque projet identifié sur toute la période de planification.

5.2. Investissements en centrales de production et réseaux d’évacuation associés

Les investissements en centrales de production et réseaux d’évacuation associés donnent un total général de 4 300 Milliards de FCFA (6 556 millions d’EURO ou 9 600 millions USD) sur la période 2012-2030, avec une moyenne annuelle d’environ 230 Milliards de FCFA. La répartition des investissements par sous-période d’étude est la suivante :

2012-2015 : 500 Milliards de FCFA ;

2016-2020 : 1 300 Milliards de FCFA ;

2021-2030 : 2 500 Milliards de FCFA.


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5.3. Investissements en réseaux HTB

Les investissements en réseaux HTB donnent un total de 1 000 milliards de FCFA (1 500 millions d’EURO ou 2 000 millions USD) sur la période 2012-2030, avec une moyenne annuelle d’environ 50 milliards de FCFA. La répartition des investissements par sous-période d’étude est la suivante :



2021-2030 : 100 Milliards de FCFA.

Le Maitre d’ouvrage a confié la réalisation des cas les plus urgents de développement et de réhabilitation du réseau de transport (2012-2015) à un partenaire privé (Projet CNEEC).

5.4. Investissement Global

Le montant global des investissements en centrales de production et, réseaux d’évacuation associés et réseaux HTB est de 5 300 milliards de FCFA (8 080 millions d’EURO ou 10 600 millions USD) sur la période 2012-2030. Le coût d’investissement moyen annuel est d’environ 280 milliards de FCFA. La répartition des investissements par sous-période d’étude est la suivante :


2016-2020 : 1 800 Milliards de FCFA ;

2021-2030 : 2 600 Milliards de FCFA.

Les coûts de maintenance, d’entretien et de réhabilitation des ouvrages existants et futurs appartenant à l’Etat sont prévus dans les charges d’exploitation et de mise à niveau des actifs et sont pris en compte au niveau des simulations financières. Ils sont de l’ordre de 3 % pour les centrales et de 1,5 % pour les réseaux de transport.

5.5. Montage financier

Les tableaux ci-après renseignent sur le détail du montage financier proposé afin de satisfaire ces besoins d’investissements à court, moyen et long termes. Notons que les centrales de production thermique sont entièrement (100 %) à la charge de promoteurs privés dans le cadre d’un partenariat Public Privé, ce qui réduit la part de l’Etat dans le financement. La contribution de promoteurs privés notamment les IPP représente 25 % du montant des investissements sur la période d'étude.

Désignation (MdFcfa) 2012-2015 2016-2020 2021-2030 Total

Investissement 900 1 800 2 600 5 300

Partenariat PP (IPP) 500 300 500 1 300

Besoin de financement 400 1 500 2 100 4 000

Tableau 12 : montage financier


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6. RECOMMANDATIONS

A l’issue de cette étude, les recommandations formulées pour la mise en œuvre effective du plan d’investissements, condition de réalisation des objectifs stratégiques du Ministère des Mines, du Pétrole et de l’Energie en matière de développement des ouvrages de production et de transport d’énergie électrique, sont les suivantes :

la sécurisation de l’alimentation en gaz naturel ;

la prise en compte des énergies nouvelles et renouvelables dans le mix énergétique ;

le développement du potentiel hydroélectrique avec la recherche de nouveaux sites ;

la réalisation et mise en œuvre du plan Directeur Production-Transport ;

la recherche de financements pour la réalisation effective des projets.

CONCLUSION

Les difficultés et les enjeux décrits dans le présent rapport notamment la satisfaction de la demande nationale et de l’export, avec un taux de croissance moyen de 7,2 % sur la période 2012-2030 interpellent tous les acteurs du secteur ivoirien de l’électricité à conjuguer leurs efforts afin que les investissements identifiés soient réalisés dans des délais raisonnables selon le planning arrêté.

L’objectif est d’éviter des situations de délestage chronique et de permettre à la Côte d’Ivoire d’assurer son développement économique et social tout en demeurant le leader dans la sous-région en matière de production d’énergie électrique.


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ANNEXES

Annexe n°1 : Réseau de transport d’énergie électrique 2012

Annexe n°2: Situation des projets de production – transport du séminaire sur l'énergie 2011

Annexe n°3: Demande des futurs projets miniers

Annexe n°4 : Prévision de la demande

Annexe n°5 : Equilibre offre demande 2012-2030

Annexe n°6 : Potentiel Hydroélectrique

Annexe n°7 : Récapitulatif des charges maximales dans les postes d'ABIDJAN

Annexe n°8: Réseau de transport d’énergie électrique 2030

Annexe n°9 : Récapitulatif des projets d’investissement


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Annexe n°1 : Réseau de transport d’énergie électrique 2012

Annexe n°2: Bilan des actions du Séminaire National sur l’Energie 2011 (Production – Transport)

N° de

fiche

projet

Intitulé du projet Etat d'avancement Observations.

1Approvisionnement en urgence

de 5 transformateurs

Renforcement de capacité HTA avec l 'acquisition de:

-quatre transformateurs 90/30 kV sur fonds de CIE pour les postes d'Abrobakro, Dabou, Attakro et San-Pédro (l ivraison : 11 avril 2012).

Reste à installer: transformateur de Dabou.

-sept transformateurs HTB/HTA dans les postes de Boundiali, Ferké, Gagnoa, San-pédro, Soubré et Zuénoula (l ivraison: décembre 2012.

Renforcement de capacité HTB/HTA avec six transformateurs dans les postes de Vridi, Abobo, Rviéra, Yopougon, Bouaké et Treichville sur

financement de l 'UE (Installation terminée).

13

Projet d’Urgence de

Réhabilitation du secteur de

l ’Electricité

Il s’agit essentiellement des Etudes d’Impact Environnemental et Social (EIES) et de Faisabilité et d'Ingénierie Détaillée des ouvrages

suivants :

- Ouvrages d’Abidjan : i l s’agit des postes de la Djibi, d’Anoumambo, de Riviéra et d’Anani ;

- Boucle 90 kV Est ;

- Ligne 90 kV Buyo-Zagné, poste 90/30 kV de Zagné et l igne 30 kV Zagné-Taï ;

- Ligne 225 kV Laboa – Boundiali – Ferkéssédougou

Les rapports finaaux des Etudes d’Impact Environnemental et Social de la l igne 225 kV Laboa – Boundiali - Ferké, de la Boucle 90 kV Est et

les ouvrages d’Abidjan (sauf Riviéra) sont disponibles.

Pour des problèmes de sécurité, les Etudes d’Impact Environnemental et Social de la l igne Buyo – Zagné n’ont pu démarrer qu’en juil let

2012.

Les rapports provisoires des études de Faisabilité et d'Ingénierie Détaillée de la Boucle 90 kV Est et les ouvrages d’Abidjan sont

disponibles ont démarré. Les Etudes de Faisabilité et d'Ingénierie Détaillée de la l igne 225 kV Laboa – Boundiali - Ferkéssédougou ont été

retirées du PURE car déjà prises en compte dans le cadre du financement indien pour la construction de ladite l igne.

14 Programme BOAD

PRODUCTION

a) Réhabilitation de la TAG 3 de VRIDI

Projet retiré à la demande de la CIE (3,7 mill iards de FCFA).

b) Révision de l'alternateur du groupe 1 de TAABO

Projet retiré à la demande de la CIE (200 mill ions de FCFA).

c) Dépannage du système de dénoyage des 3 groupes de TAABO

Les appels d'offres ont été publiés et les offres reçus courant septembre 2012. Le processus d'attribution est en cours.

d) Réparation du parement amont de la digue de FAYE


e) Renouvellement du système de supervision des centrales d'ayamé 1&2


TRANSPORT

a) Fourniture et installation de 14 transformateurs de puissance (5 TFO de 50 MVA, 1 TFO de 40 MVA et 8 TFO de 24 MVA)


b) Poste de la DJIBI

Le rapport final des Etudes d’Impact Environnemental et Social est disponible. Le rapport provisoire de l 'étude de Faisabilité et

d'Ingénierie détail lée est disponible. Ces études sont réalisées dans le cadre du PURE.

Etudes d'Impact Environnemental et Social (EIES)

Production (TAABO et FAYE): Audit environnemental

Une visite des sites a eu lieu du 09 au 14/07/2012. Les réunions de validation des TDR ont été tenues les 21 et 22/08/2012.

Le processus de recrutement

d'un ingénieur Conseil est en

cours


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N° de

fiche

projet


15Réhabilitation des ouvrages de

production – BUYO

La date des travaux de réhabilitation de la turbine et de l 'alternateur du groupe G3 de BUYO a connu un report du fait de :

1. Avaries sur les groupes 1 et 2 de BUYO

- Remise en état de la soie du groupe 2: travaux terminés en octobre 2012 ;

- Remise en état des connexions alternateurs du groupe 1 : travaux prévus courant janvier à février 2013.

2. Mise en œuvre du programme de fiabilisation des groupes 1 et 2 de BUYO avant le retrait du groupe 3 pour 15 mois de travaux à partir

de juin 2013. Les travaux de réhabilitation du groupe 3 de BUYO sont désormais prévus en juin 2013.

Le financement des travaux du

G3 est à mettre en place.

17Réhabilitation des équipements

de transport

Projet prévu pour la période 2016- 2020.

Le plan prévisionnel d'investissement à long terme et le plan triennal d'investissement 2012-2014 élaborés prennent en compte la

réhabilitation des équipements de transport ( transformateurs, condensateurs, équipements télécom, etc.)

Recherche de financement en

cours

21Centrale thermique tampon (150

MW)

Contacts pris avec des promoteurs pour une meilleure définition du projet en vue de l'élaboration d'une convention. Le site de Vridi des

turbines à vapeur a été choisi pour la construction.

Construire d'urgence cette

centrale pour une mise en

service en février 2013 au plus

tard.

22 AZITO PHASE 3

L'avenant à la convention AZITO relatif au projet est signé. Recherche de financement en

cours par le promoteur

23 CIPREL IV

L'avenant à la convention Ciprel relatif au projet est signé. La turbine et l 'alternateur de la TAC sont en cours de fabrication. Le problème de

site a trouvé une solution avec l’appui du ministère de la construction et de l’Urbanisme. CIPREL a commencé les travaux pour la

construction de la centrale dont la mise en service est prévue en 2014

24 TREICHVILLE

Le projet a été abandonné au profit du projet de Songonté qui a fait l ’objet de signature d’un protocole d’accord entre l’Etat et le promoteur.

Proposition technique soumise au MMPE par le promoteur.

Urgence signalée


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N° de

fiche

projet


25

Centrale thermique à cycle

combiné à Abatta (450 MW)

(Construction d’une centrale

thermique à cycle combiné, d’une

puissance globale brute de 369

MW ISO.)

-Signature d’un Protocole d’Accord (MOU) entre PETROCI et Contour Global matérialisant l’intention de Contour Global de participer au

Projet en tant que partenaire technique et financier de PETROCI et définissant les termes et conditions de la négociation d’un Accord

Définitif au cours du premier semestre 2012 : 15 décembre 2011;

-Signature d’un MOU entre l’Etat de Côte d’Ivoire et les Promoteurs du Projet (PETROCI/Contour Global), fixant le cadre général technique,

financier et contractuel du Projet : 18 mai 2012;

-Remise de l’offre technico-commerciale et du projet de Convention de Concession à l’Etat de Côte d’Ivoire : 27 juin 2012.

URGENCE SIGNALEE:

-Signature de la convention

Abatta : Octobre 2012;

-Signature du contrat EPC :

Octobre 2012;

-Signature du contrat de

réalisation des infrastructures

de base associées à la Centrale

: Octobre 2012;

-Obtention de l’ensemble des

permis et autorisations :

Novembre 2012 ;

-Levée de l’ensemble des

conditions suspensives

aboutissant à la mise en

vigueur de la convention Abatta

: Novembre 2012;

Closing financier : Décembre

2012;

-Ordre de démarrage des

travaux (Centrale et

infrastructures de base

associées) : Décembre 2012;

-Début de l’exploitation - Phase

1 (2 turbines à gaz): 18 mois

après le Bouclage financier ;

-Début de l’exploitation - Phase

2 (1 turbine à vapeur) : 30 mois

après le Bouclage financier.

26Centrale thermique à cycle

combiné 1 (450 MW)


combiné 2 (450 MW)


combiné 3 (450 MW)


combiné 4 (450 MW)

Ces projets n'ont pas encore démarré. Ils sont prévus pour la période 2016- 2020. Projets reprogrammés après

révision des besoins


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N° de

fiche

projet


30Construction du barrage de

SOUBRE (270 MW)

L’accord de prêt est en cours de finalisation.

31Sassandra/Gribopopoli (112

MW)

32 Sassandra/Boutoubbré

33 Sassandra/louga (270 MW)

34 Sassandra/Kouroukoro (29 MW)

35 Barrage de Boulouméré

36 Barrage de Tahibli (18 MW)

37 Barrage de Drou

38 Barrage sur Agnéby

39 Barrage Aboisso/bia

40 Barrage Aboisso/ComoéProjet prévu pour la période 2021- 2030. Projet reprogrammé; faire faire

les études.

41Interconnexion Côte d’Ivoire –

Mali

Les travaux sont terminés. Les de couplage des deux réseaux ont été effectués avec succès le dimanche 11 novembre 2012 Lever les réserves télécoms

42Doublement de l’interconnexion

Côte d’Ivoire – Ghana en 330 kV

Les études d’Impact Environnemental et Social (EIES), de Faisabilité et d'ingénierie détaillée sont en cours. Projet conduit sous la

responsabilité du Secrétariat

Général du WAPP

43Interconnexion Côte d’Ivoire –

Liberia – Sierra Leone - Guinée

Les Etudes d’Impact Environnemental et Social (EIES) et de Faisabilité sont terminées. Les documents administratifs et juridiques sont en

cours d’élaboration.

Projet conduit sous la

responsabilité du Secrétariat

Général du WAPP

Ces 3 projets font partie de l'aménagement des sites hydroélectriques en aval de Soubré. Les Etudes d'Impact Environnemental et Social, de

faisabilité et d'ingénierie détaillée vont bientôt démarrer sur financement de la BAD. Ils sont prévus sur la période 2020 2025.

Projets reprogrammés après

révision des besoins

Projets prévus pour la période 2021- 2030. Ces micro centrales

hydroélectriques peuvent être

réalisées par des privés ou des

collectivités locales

Nota Bene: Pour plus de détails, se reférer aux fiches projets du rapport du séminaire de 2011.

Annexe n°3: Demande des futurs projets miniers

Charge

(MW)

Durée de vie

de la Mine

Localité Sous préfecture Département Région Exploitation ans Avancement AccordDate de mise en

exploitation

1 XTRATA et ASSOCIES PR220 Nickel/Cobalt SIPILOU Yorodougou Biankouman Tonpki 18-20 Exploration avancée Oui 2017

2 XTRATA et ASSOCIES PR219 Nickel/Cobalt FOUNGOUESSO Yorodougou Biankouman Tonpki 18-20 Evaluation des ressources Oui 2017

3 SAMA NICKEL PR123 Cuivre/NickelSAMAPLEU

(Yorodougou)Yorodougou Biankouman Guemon 12 20 Evaluation des ressources Oui 2016

4 TATA STEEL PR226 Fer Mont GAO (Bangolo) Bangolo Bangolo Guemon 300 20-30Evaluation des ressources;

Etudes d'impact Environnemental terminéesOui 2017

5 CMMK (PAN AFRICAN) PR 218 FerMont KLAHOYO

(Kouibly-Facobly)Kouibly-Facobly Kouibly Guemon 300 20-30 En attente de revérification des ressources Oui 2017

6 ROCKSTONE GROUP PR250* Fer MONOGAGA-VICTORY San-pédro San-pédro San-pédro 25 15 Pas de permis mais accord signé Oui 2017

7 TAURUS GOLD PR59 OrHANA-LOBO

(Bagoléoua)

Issia/Soubré/Grd

Zatri

Issia/Soubré

/Grd Zatri

Haut-

Sassandra/Nawa12 15 Evaluation des ressources Oui 2016

8 TAURUS GOLD PR166 Or AFEMA Maféré Aboisso Sud-Comoé 8 15 Etude de faisabilité en cours Oui 2015

9 AGO PR177 Or AGBAOU Agbaou Divo Lôh-Djiboua 10 15 Mine en construction Oui 2013

10 SMI PE26 Or ITY Zouan-hounien Danané Tonpki 7 10 En exploitation Oui 2015

11 ROCKSTONE GROUP PR68 Or TOULEPLEU TouleupleuTouleupleu/

DananéCavally/Tonkpi 8 10-15 En exploration Oui 2018

12 SODEMI PR90 Or MAHAPLEU MahapleuBangolo/

DananéTonpki/Guemon 7 10-15

En attente de la reprise des études

géophysiquesOui 2018

13 SODEMI PR251* Or OUELE Ouélé Daoukro Ifou 7 10-15Besoins d'études géophysiques

Etude de faisabilté prévue en 2015Non 2017

14 COMINOR PR57 Or FETEKRO Fetekro Dabakala Hambol 8 10-15 En attente d'étude de faisabilité Oui 2017

15 SODEMI PR249* Phosphate EBOUINDA Etioboué Adiaké Sud-Comoé 2 10 Certification de réserve en cours Non 2016

16 CML PE36/PR248* Manganèse LAUZOUA Lauzoua Guitry Lôh-Djiboua 3 10 Phase de construction de la mine Oui En exploitation

17 SODEMI (TRANSLAND) PE31 Co-ta ISSIA Issia Issia Haut-Sassandra 0,1 10 En exploitation Oui 2016

18 SODEMI PR122 Diamant SEGUELA (Bobi) Bobi Séguéla Worodougou 0,5 10-15 Dynamique pour la levée de l'embargo Oui 2016

19 SODEMI PR172 Ta TOUVRE Kouto Kouto Bagoué 0,1-0,2 - Aucune action Oui 2020

20 SODEMI En cours Ni/Co OUANINOU Ouaninou Ouaninou Bafing 5 Non 2020

21 Non attribué En cours Po MANGOUIN Biankouma Bankouma Tonpki 0,5 - Etudes d'Impact Environnemental terminées Non 2014

22 Non attribué En cours Po KRIKOUMA Man Man Tonpki 0,5 - Etudes d'Impact Environnemental terminées Non 2014

23 SODEMI En cours Fe NIMBA Danané Danané Tonpki Patrimoine de l'UNESCO Non

24 Non attribué En cours Po OKROUYO Soubré Soubré Nawa 0,5 - Etudes d'Impact Environnemental en cours Non 2014

25 Non attribué En cours Po BOROU San-pédro San-pédro San-pédro 0,5 - Etudes d'Impact Environnemental en cours Non 2014

26 Non attribué En cours Al BONGOUANOU Bongouanou Bongouanou N'zi 150 - Aucune action Non 2020

27 Non attribué En cours Po MBLIBO Rubino Agboville Agneby/Tissa 0,5 - Aucune action Non 2018

28 Non attribué En cours Li Be ADZOPE Adzopé Adzopé La mé 0,5 - Aucune action Non 2020

29 Usine d'affinage d'or Sans objet Or Zone portuaire Abidjan Abidjan District Autonome 1 10-15Pré-étude en 2013

Recherche de partenaireNon 2015-2016

30Usine de férro-manganèse et

silico-manganèseSans objet Fe, Mn, Si Vers SAN-PEDRO San-pédro San-pédro San-pédro 30 20-30

Pré-étude en 2013

Recherche de partenaireNon 2017

31 Usine d'aciérie Sans objet Fe, Mn, Si Vers SAN-PEDRO San-pédro San-pédro San-pédro 50 20-30Pré-étude en 2013

Recherche de partenaireNon 2018

Total 1148,6

200

BESOINS MINIERS Etat d'avancement / Documents disponibles OUI /

NONN° Nom du projet/ Entreprise

Numéro de

permisMinerai

Localisation

Annexe n°4 : Prévision de la demande

N° DESIGNATION Unité 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

1 TAUX PROPOSE POUR L'ETUDE

2 Taux de croissance de la demande diffuse % -5,3% 16,7% 10,0% 10,0% 10,0% 9,0% 8,0% 8,0% 8,0% 7,0% 7,0% 7,0% 6,0% 6,0% 6,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0%

3 PREVISION DE LA DEMANDE NATIONALE DIFFUSE

4 Consommation brute nationale GWh 5 435 6 340 6 975 7 675 8 440 9 200 9 935 10 730 11 589 12 400 13 268 14 197 15 049 15 951 16 909 17 754 18 642 19 574 20 552 21 580

5 Pointe MW 925 1 034 1 137 1 252 1 376 1 500 1 620 1 750 1 890 2 022 2 164 2 315 2 454 2 601 2 757 2 895 3 040 3 192 3 352 3 519

6 DEMANDE DES NOUVEAUX PROJETS DE MINES

7 Demande des mines en Puissance MW 25 50 75 100 125 150 175 200 225 250 275 300 300 300 300 300 300

8 Demande des mines en Energie GWh 175 350 526 701 876 1 051 1 226 1 402 1 577 1 752 1 927 2 102 2 102 2 102 2 102 2 102 2 102

9 DEMANDE EXPORT

10 Demande Export en Puissance à la pointe de charge MW 50 130 130 130 230 280 280 280 280 280 280 280 280 280 280 280 280 280 280 280

11 VRA (GHANA) MW 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

12 CEB (TOGO - BENIN) MW 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

13 SONABEL (BURKINA FASO) MW 50 50 50 50 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

14 EDM (MALI) MW 0 80 80 80 80 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

15 CLSG (LIBERIA - SIERRA LEONE - GUINEE) MW 50 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80

16 Demande Export en Energie GWh 596 635 1 262 1 402 2 478 2 700 2 700 2 700 2 700 2 700 2 700 2 700 2 700 2 700 2 700 2 700 2 700 2 700 2 700 2 700

17 Exportation VRA GWh 57 79 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

18 Exportation CEB GWh 87 54 162 202 478 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600

19 Exportation SONABEL GWh 449 434 800 800 800 800 800 800 800 800 800 800 800 800 800 800 800 800 800 800

20 Exportation EDM GWh 3 68 300 400 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700 700

21 Exportation CLSG GWh 0 0 0 0 500 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600

22 DEMANDE NATIONALE AVEC MINES

23 Consommation brute GWh 5 435 6 340 6 975 7 850 8 790 9 725 10 636 11 606 12 640 13 626 14 670 15 774 16 801 17 879 19 011 19 856 20 744 21 676 22 655 23 682

24 Pointe MW 925 1 034 1 137 1 277 1 426 1 575 1 720 1 875 2 040 2 197 2 364 2 540 2 704 2 876 3 057 3 195 3 340 3 492 3 652 3 819

25 Taux de croissance % 16,7% 10,0% 12,6% 12,0% 10,6% 9,4% 9,1% 8,9% 7,8% 7,7% 7,5% 6,5% 6,4% 6,3% 4,4% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5%

26 DEMANDE NATIONALE AVEC MINES ET EXPORT

27 Consommation brute GWh 6 031 6 975 8 237 9 252 11 268 12 425 13 336 14 306 15 340 16 326 17 370 18 474 19 501 20 579 21 711 22 556 23 444 24 376 25 355 26 382

28 Pointe MW 975 1 164 1 267 1 407 1 656 1 855 2 000 2 155 2 320 2 477 2 644 2 820 2 984 3 156 3 337 3 475 3 620 3 772 3 932 4 099

29 Taux de croissance % - 15,7% 18,1% 12,3% 21,8% 10,3% 7,3% 7,3% 7,2% 6,4% 6,4% 6,4% 5,6% 5,5% 5,5% 3,9% 3,9% 4,0% 4,0% 4,1%

30 EFFICACITE ENERGETIQUE

31 DIFFUSION DE LBC

32 Puissance évitée MW 0 0 -25 -50 -100 -100 -100 -100 -100 -100 -100 -100 -100 -100 -100 -100 -100 -100 -100 -100

33 Energie évitée GWh 0 0 -46 -91 -183 -183 -183 -183 -183 -183 -183 -183 -183 -183 -183 -183 -183 -183 -183 -183

34 ECLAIRAGE PUBLIC

35 Puissance évitée MW 0 0 0 -5 -10 -15 -15 -15 -15 -15 -15 -15 -15 -15 -15 -15 -15 -15 -15 -15

36 Energie évitée GWh 0 0 0 -22 -44 -66 -66 -66 -66 -66 -66 -66 -66 -66 -66 -66 -66 -66 -66 -66

37 ECONOMIES D'ENERGIE DANS LES BATIMENTS PUBLICS

38 Puissance évitée MW -40 -40 -40 -40 -40 -40 -40 -40 -40 -40 -40 -40 -40 -40 -40 -40 -40

39 Energie évitée GWh -55 -55 -55 -55 -55 -55 -55 -55 -55 -55 -55 -55 -55 -55 -55 -55 -55

40 TOTAL EFFICACITE ENERGETIQUE 0 0

40 Puissance totale évitée MW 0 0 -25 -95 -150 -155 -155 -155 -155 -155 -155 -155 -155 -155 -155 -155 -155 -155 -155 -155

41 Energie totale évitée GWh 0 0 -46 -168 -281 -303 -303 -303 -303 -303 -303 -303 -303 -303 -303 -303 -303 -303 -303 -303

42 DEMANDE TOTALE APRES EFFICACITE ENERGETIQUE

43 Energie GWh 6 031 6 975 8 191 9 084 10 987 12 122 13 033 14 003 15 037 16 023 17 066 18 170 19 197 20 275 21 408 22 253 23 141 24 073 25 052 26 079

44 Puissance MW 975 1 164 1 242 1 312 1 506 1 700 1 845 2 000 2 165 2 322 2 489 2 665 2 829 3 001 3 182 3 320 3 465 3 617 3 777 3 944


46 DEMANDE NATIONALE APRES EFFICACITE ENERGETIQUE

47 Energie GWh 5 435 6 340 6 929 7 682 8 509 9 422 10 333 11 303 12 337 13 323 14 366 15 470 16 497 17 575 18 708 19 553 20 441 21 373 22 352 23 379

48 Puissance MW 925 1 034 1 112 1 182 1 276 1 420 1 565 1 720 1 885 2 042 2 209 2 385 2 549 2 721 2 902 3 040 3 185 3 337 3 497 3 664


50 TAUX DE CROISSANCE FINALE

51 Taux de croissance finale de la Demande % - 15,7% 17,4% 10,9% 21,0% 10,3% 7,5% 7,4% 7,4% 6,6% 6,5% 6,5% 5,7% 5,6% 5,6% 3,9% 4,0% 4,0% 4,1% 4,1%

ETUDE DES OPTIONS HTB

2011-2025

PREVISION DE LA DEMANDE


39 / 51

Annexen°5 : Equilibre offre demande 2012-2030

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

n° Désignation Unité 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

1 Prévision de la Demande MW

2 Energie GWh 6 031 6 975 8 191 9 084 10 987 12 122 13 033 14 003 15 037 16 023 17 066 18 170 19 197 20 275 21 408 22 253 23 141 24 073 25 052 26 079

3 Puissance MW 975 1 164 1 242 1 312 1 506 1 700 1 845 2 000 2 165 2 322 2 489 2 665 2 829 3 001 3 182 3 320 3 465 3 617 3 777 3 944

4 Puissance installée existante MW 1 391 1 391 1 391 1 321 1 321 1 321 1 321 1 321 1 321 1 321 1 321 1 321 1 321 1 321 1 321 1 321 1 321 1 321 1 321

5 Hydraulique MW 604 604 604 604 604 604 604 604 604 604 604 604 604 604 604 604 604 604 604

6 Thermique MW 717 717 717 717 717 717 717 717 717 717 717 717 717 717 717 717 717 717 717

7 Aggreko (Location) MW 70 70 70

8 Facteur d'Utilisation de la Puissance Installée % 75% 75% 75% 80% 80% 80% 80% 80% 80% 80% 80% 80% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%

9 Puissance existante Disponible à la pointe MW 1 043 1 043 1 043 991 991 991 991 991 991 991 991 991 991 991 991 991 991 991 991

10 Sécurité N-1 Production MW 150 150 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225

11 Demande Puissance avec Sécurité N-1 MW 1 314 1 392 1 537 1 731 1 925 2 070 2 225 2 390 2 547 2 714 2 890 3 054 3 226 3 407 3 545 3 690 3 842 4 002 4 169

12 Marges sur la Puissance de Pointe MW 2 012 2 013 2 014 2 015 2 016 2 017 2 018 2 019 2 020 2 021 2 022 2 023 2 024 2 025 2 026 2 027 2 028 2 029 2 030

13 Marge sans sécurité N-1 production MW -121 -199 -268 -516 -709 -855 -1 009 -1 174 -1 331 -1 498 -1 674 -1 838 -2 011 -2 192 -2 330 -2 474 -2 626 -2 786 -2 953

14 Marge après sécurité N-1 production MW -271 -349 -493 -741 -934 -1 080 -1 234 -1 399 -1 556 -1 723 -1 899 -2 063 -2 236 -2 417 -2 555 -2 699 -2 851 -3 011 -3 178

15 Puissance installée additionnelle MW 30 130 491 712 874 1 179 1 425 1 663 1 829 2 119 2 219 2 470 2 681 2 801 2 961 3 171 3 331 3 691 3 851

16 Puissance additionnelle disponible après Taux D. MW 23 98 368 570 699 943 1 140 1 330 1 463 1 695 1 775 1 976 2 279 2 381 2 517 2 695 2 831 3 137 3 273

17 Développement du parc thermique MW 30 130 491 712 832 862 1 108 1 234 1 244 1 254 1 264 1 424 1 584 1 594 1 754 1 764 1 924 2 084 2 244

18 Aggréko Extension MW 2 012 30 30 30

19 Vridi 100 MW MW 2 013 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

20 Ciprel IV -TAC MW 2 014 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111

21 Azito TAV CC MW 2 014 140 140 140 140 140 140 140 140 140 140 140 140 140 140 140 140 140

22 Abatta - TAC1 MW 2 014 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110

23 Ciprel IV - TAV CC MW 2 015 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111

24 Abatta - TAC2 MW 2 015 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110

25 Biokala1 MW 2 015 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20

26 Autres ENR MW 2 015 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160

27 Abatta - TAV CC MW 2 016 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110

28 Biokala2 MW 2 017 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20

29 Songon - TAC1 MW 2 018 118 118 118 118 118 118 118 118 118 118 118 118 118

30 Songon - TAC2 MW 2 018 118 118 118 118 118 118 118 118 118 118 118 118 118

31 Songon - TAV CC MW 2 019 116 116 116 116 116 116 116 116 116 116 116 116

32 Bingerville - TAC1 MW 2 023 150 150 150 150 150 150 150 150

33 Bingerville - TAC2 MW 2 024 150 150 150 150 150 150 150

34 Bingerville - TAV CC MW 2 026 150 150 150 150 150

35 Jacqueville - TAC1 MW 2 028 150 150 150

36 Jacqueville - TAC2 MW 2 029 150 150

37 Jacqueville - TAV CC MW 2 030 150

38 Développement du parc hydraulique MW 0 0 0 0 42 317 317 429 585 865 955 1 046 1 097 1 207 1 207 1 407 1 407 1 607 1 607

39 Singrobo MW 2 016 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42

40 Soubré MW 2 017 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275 275

41 Gribo Popoli MW 2 019 112 112 112 112 112 112 112 112 112 112 112 112

42 Bouloubré MW 2 020 156 156 156 156 156 156 156 156 156 156 156

43 Louga MW 2 021 280 280 280 280 280 280 280 280 280 280

44 Aboisso Comoé MW 2 022 90 90 90 90 90 90 90 90 90

45 Daboitié MW 2 023 91 91 91 91 91 91 91 91

46 Tiassalé MW 2 024 51 51 51 51 51 51 51

47 Tiboto (220 MW dont la moitié pour la Côte d'Ivoire) MW 2 025 110 110 110 110 110 110

48 Centrale hydraulique 1 MW 2 027 200 200 200 200

49 Centrale hydraulique 2 MW 2 029 200 200

50 Puissance Totale Disponible MW 1 066 1 141 1 412 1 560 1 690 1 934 2 131 2 321 2 454 2 686 2 766 2 967 3 270 3 372 3 508 3 686 3 822 4 128 4 264

51 Puissance Totale installée MW 1 421 1 521 1 882 2 033 2 195 2 500 2 746 2 984 3 150 3 440 3 540 3 791 4 002 4 122 4 282 4 492 4 652 5 012 5 172

52 Thermique MW 57% 817 917 1 278 1 429 1 549 1 579 1 825 1 951 1 961 1 971 1 981 2 141 2 301 2 311 2 471 2 481 2 641 2 801 2 961

53 Hydraulique MW 43% 604 604 604 604 646 921 921 1 033 1 189 1 469 1 559 1 650 1 701 1 811 1 811 2 011 2 011 2 211 2 211

54 Nouvelles Marges après Investissements MW

55 Marge sans sécurité N-1 production MW -98 -102 100 54 -10 89 131 156 132 197 101 138 268 189 187 221 205 351 320

56 Marge après sécurité N-1 production MW -248 -252 -125 -171 -235 -136 -94 -69 -93 -28 -124 -87 43 -36 -38 -4 -20 126 95

57 Récapitulatif des Puissance Disponibles MW

58 Total Therm additionnel Disponible MW 23 98 368 570 666 690 886 987 995 1 003 1 011 1 139 1 346 1 355 1 491 1 499 1 635 1 771 1 907

59 Total Hydraulique additionnel Disponible MW 0 0 0 0 34 254 254 343 468 692 764 837 932 1 026 1 026 1 196 1 196 1 366 1 366

La sécurité N-1 en Production est une donnée d'Exploitation

EQUILIBRE OFFRE - DEMANDE

BILAN DE PUISSANCE TOTALE DE LA POINTE DE CHARGE 2012-2030


40 / 51

n° Désignation Unité 2 011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

1 Prévision de la Demande MW

2 Energie GWh 6 031 6 975 8 191 9 084 10 987 12 122 13 033 14 003 15 037 16 023 17 066 18 170 19 197 20 275 21 408 22 253 23 141 24 073 25 052 26 079

3 Puissance MW 975 1 164 1 242 1 312 1 506 1 700 1 845 2 000 2 165 2 322 2 489 2 665 2 829 3 001 3 182 3 320 3 465 3 617 3 777 3 944

4 Offre (existant) GWh 6 028 6 814 7 358 7 158 6 569 6 570 6 569 6 480 6 480 6 480 6 380 6 380 6 380 6 380 6 280 6 280 6 280 6 280 6 180 6 180

5 Hydraulique GWh 1 774 1 585 1 700 1 500 1 500 1 500 1 500 1 500 1 500 1 500 1 500 1 500 1 500 1 500 1 500 1 500 1 500 1 500 1 500 1 500

6 VRIDI 1 TAG 5000 GWh 102 288 589 589 589 590 589 500 500 500 400 400 400 400 300 300 300 300 200 200

7 CIPREL 1, 2 et 3 GWh 1 940 2 268 2 180 2 180 2 180 2 180 2 180 2 180 2 180 2 180 2 180 2 180 2 180 2 180 2 180 2 180 2 180 2 180 2 180 2 180

8 AZITO ENERGIE GWh 1 796 2 200 2 300 2 300 2 300 2 300 2 300 2 300 2 300 2 300 2 300 2 300 2 300 2 300 2 300 2 300 2 300 2 300 2 300 2 300

9 Aggreko (Location) GWh 416 473 589 589 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

10 BILAN OFFRE - DEMANDE (Système existant) GWh -3 -161 -833 -1926 -4418 -5 552 -6 464 -7 523 -8 557 -9 543 -10 686 -11 790 -12 817 -13 895 -15 128 -15 973 -16 861 -17 793 -18 872 -19 899

11 Développement du parc de production GWh 161 863 2 275 4 675 6 075 6 525 8 405 9 915 10 565 11 565 13 000 14 038 15 238 16 400 17 138 18 200 19 088 21 038 22 188

12 Développement du parc thermique GWh 161 863 2 275 4 675 5 875 5 950 7 005 8 265 8 265 8 265 8 825 9 400 10 263 11 125 11 413 12 275 12 563 13 713 14 863

13 Aggréko Extension GWh 2 012 161 300 300

14 Vridi 100 MW GWh 2 013 563 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750

15 Ciprel IV -TAC GWh 2 014 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750

16 Azito TAV CC GWh 2 014 288 1 150 1 150 1 150 1 150 1 150 1 150 1 150 1 150 1 150 1 150 1 150 1 150 1 150 1 150 1 150 1 150

17 Abatta - TAC1 GWh 2 014 188 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750

18 Ciprel IV - TAV CC GWh 2 015 375 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750

19 Abatta - TAC2 GWh 2 015 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750

20 Biokala1 GWh 2 015 75 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150

21 Autres ENR GWh 2 015 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75

21 Abatta - TAV CC GWh 2 016 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750 750

22 Biokala2 GWh 2 017 75 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150

23 Songon - TAC1 GWh 2 018 490 980 980 980 980 980 980 980 980 980 980 980 980

24 Songon - TAC2 GWh 2 018 490 980 980 980 980 980 980 980 980 980 980 980 980

25 Songon - TAV CC GWh 2 019 280 280 280 840 840 840 840 840 840 840 840 840

26 Bingerville - TAC1 GWh 2 023 575 1 150 1 150 1 150 1 150 1 150 1 150 1 150

27 Bingerville - TAC2 GWh 2 024 288 1 150 1 150 1 150 1 150 1 150 1 150

28 Bingerville - TAV CC GWh 2 026 288 1 150 1 150 1 150 1 150

29 Jacqueville - TAC1 GWh 2 028 288 1 150 1 150

30 Jacqueville - TAC2 GWh 2 029 288 1 150

31 Jacqueville - TAV CC GWh 2 030 288

32 Développement du parc hydraulique GWh 0 0 0 0 200 575 1 400 1 650 2 300 3 300 4 175 4 638 4 975 5 275 5 725 5 925 6 525 7 325 7 325

33 Singrobo GWh 2 016 200 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300

34 Soubré GWh 2 017 275 1 100 1 100 1 100 1 100 1 100 1 100 1 100 1 100 1 100 1 100 1 100 1 100 1 100

35 Gribo Popoli GWh 2 019 250 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

36 Bouloubré GWh 2 020 400 800 800 800 800 800 800 800 800 800 800

37 Louga GWh 2 021 600 1 200 1 200 1 200 1 200 1 200 1 200 1 200 1 200 1 200

38 Aboisso Comoé GWh 2 022 275 550 550 550 550 550 550 550 550

39 Daboitié GWh 2 023 188 375 375 375 375 375 375 375

40 Tiassalé GWh 2 024 150 300 300 300 300 300 300

41 Tiboto (220 MW dont la moitié pour la Côte d'Ivoire) GWh 2 025 150 600 600 600 600 600

42 Centrale hydraulique 1 GWh 2 027 200 800 800 800

43 Centrale hydraulique 2 GWh 2 029 800 800

44 Offre Totale (existant + Développement) GWh 6 028 6 975 8 221 9 433 11 244 12 645 13 094 14 885 16 395 17 045 17 945 19 380 20 418 21 618 22 680 23 418 24 480 25 368 27 218 28 368

45 BILAN FINAL : OFFRE - DEMANDE GWh -3 -0 30 349 257 523 61 882 1 358 1 022 879 1 210 1 220 1 342 1 272 1 164 1 339 1 295 2 166 2 288

EQUILIBRE OFFRE - DEMANDE

BILAN ENERGIE TOTALE 2012-2030


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Annexen°6 :Potentiel hydroélectrique

Puissance Productible Annuel

MW GWh millions US $ (HQI-SNC) milliards Fcfa

BUYO 165 941

SOUBRE 270 1 600 471 236

LOUGA 280 1 425 650 325

TAYABOUI 100 515 654 327

GRIPO POPOLI 112 555 364 182

BOULOUBRE 156 845 478 239

MARAHOUE MISSOULI 21 110 58 29

GAO 74 475 106

KOUROUKORO 32 215 46

KOSSOU 174 450

TAABO 225 865

KOKUMBO 78 350 206 103

SINGROBO 67 315 238 119

DABOITIE 91 375 405 203

TIASSALE 51 215 73

TAHIBLI 19,5 100 28

TIBOTO 220 1 200 314

BROU-ATTAKRO 90 410 128

NDIELIESSO 100 735 302 151

MALAMALASSO 90 605 235 118

BIA AYAME I & II 50 210

TOTAL 2 466 12 511 4 061 2 725

Estimation

CAVALLY

COMOE

Cours d'EauCoût estimatif

INVENTAIRE DES SITES HYDRO ELECTRIQUE DE LA CÔTE D'IVOIRE

Ouvrage

BAFING

SASSANDRA

BANDAMAN

Annexe n°7 : Récapitulatif des charges maximales dans les postes d'ABIDJAN

Poste Configuration Charge maximale

sur N-1 Année

Abobo 4 x50 MVA 150 MVA 2016

Bia Nord 4 x36 MVA 108 MVA 2021

Bia Sud 4 x50 MVA 150 MVA 2013

Plateau 3 x36 MVA 72 MVA 2027

Riviéra 4 x36 MVA 108 MVA 2022

Treichville 4 x50 MVA 150 MVA 2023

Vridi 3 x40 MVA 80 MVA 2020

Yopougon 1 4x50+ 1x36 MVA 150 MVA 2011

Yopougon 2 4 x50 MVA 150 MVA 2020


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Annexe n°8: Réseau de transport d’énergie électrique 2030

Annexe n°9 : Récapitulatif des projets d’investissement


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