Le Vécu d exploitation du système électrique sénégalais avec l arrivée de l énergie du barrage de Manantali (résumé)

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1 Le Vécu d exploitation du système électrique sénégalais avec l arrivée de (résumé) Depuis juillet 2002, la Senelec, à l instar des autres pays membres de l Organisation pour la Mise en Valeur du fleuve Sénégal (OMVS), bénéficie de l énergie électrique de ce barrage construit en terre malienne par les états du Mali, de la Mauritanie et du Sénégal. La présente communication présente le vécu de l exploitation de cette riche expérience d introduction de l énergie hydro-électrique dans une zone où n existent que des centrales thermiques. Ainsi, le document exposera le rôle des organes et mécanismes créés par l OMVS pour : la gestion du patrimoine (financement et réalisation du projet) le contrat d exploitation signé avec un opérateur privé (Eskom) la mise en place d un contrat de cession d énergie avec les trois sociétés d électricité le comité technique permanent de l interconnexion. Senelec a joué un rôle important pour l achèvement du projet et le basculement vers le Réseau Interconnecté de l OMVS (RIO) à travers la réalisation d ouvrages de transport aux points d interface avec le projet et ses différentes contributions dans la définition des règles de fonctionnement du système : Conditions générales d exploitation Harmonisation du plan de protections et du plan de défense des trois sociétés d électricité Définition du système de télécommunications et de télé conduite. Des situations exceptionnelles intéressantes à partager avec les autres sociétés d électricité ont été vécues au cours de ces deux années d exploitation dans : La reprise de service après perte totale des trois réseaux Les limites d exploitation des longues lignes à 225 kv Les échanges d énergie volontaires et involontaires entre les trois réseaux La répartition de l énergie électrique du barrage en temps réel et dans le court terme Les relations existant entre un dispatching sous-régional et des dispatchings ou centres de conduite nationaux La compétition de l énergie hydro-électrique avec d autres centrales de production indépendante Les bénéfices d une interconnexion entre trois réseaux d inégale taille. L auteur de cette communication traitera de tous ces points qu il a suivis car il a participé à ce projet depuis l année 2001 jusqu à nos jours en tant que membre du Comité Technique Permanent de l Interconnexion et responsable des mouvements d énergie et Télécommunications de Senelec. Abdoulaye DIA, ingénieur Electromécanicien Délégué aux Mouvements d Energie et Télécommunications Senelec BP 93 Dakar abdoulaye.dia@senelec.sn Tél. : Bureau : (221) , Mobile (221) , Fax : (221)

2 Le Vécu d exploitation du système électrique sénégalais avec l arrivée de Abdoulaye DIA, ingénieur Electromécanicien Délégué aux Mouvements d Energie et Télécommunications Senelec

3 SOMMAIRE 1. INTRODUCTION 4 2. LES ORGANES IMPLIQUES DANS LE PROJET 4 Le Comité Technique Permanent de l Interconnexion (CTPI) 5 3. ELEMENTS DU PROTOCOLE TARIFAIRE Protocole tarifaire Répartition de l énergie Structure du tarif Contrat de cession d énergie Contrat d exploitation Principes généraux de l exploitation 8 4. LE PROJET 9 5. LES ENJEUX DE L INTERCONNEXION RETOUR D EXPERIENCE SUR LES TROIS ANNEES D EXPLOITATION Les inconvénients d une première mise en service Insuffisance des télécommunications Les problème de ressources humaines Les problèmes d exploitation LES LIMITES DU SYSTEME CONCLUSION 13 page 3

4 1. INTRODUCTION Le présent document a pour objet de partager avec les différentes sociétés d électricité membres de l UPDEA, l expérience vécue par Senelec (société en charge de la production, du transport et de la distribution de l énergie électrique au Sénégal) dans le cadre de l interconnexion réalisée entre les états membres de l OMVS en 2002 par le biais de la centrale hydroélectrique de Manantali. L organisation pour la Mise en Valeur du Fleuve Sénégal (OMVS) créée en 1972 avait pour objectif principal la mise en commun des ressources tirées du fleuve Sénégal, suivant la volonté des chefs d Etat du Mali, de la Mauritanie et du Sénégal de renforcer les liens entre les peuples. Afin de réaliser des économies sur les coûts de production de l énergie électrique et augmenter la sécurité et la qualité de leur approvisionnement en électricité à travers l interconnexion de leurs réseaux, les Etats Membres ont construit la centrale hydroélectrique de Manantali. La construction du barrage de Manantali a visé deux objectifs : la mise en valeur des ressources hydroélectriques du fleuve Sénégal (navigation, énergie, irrigation) le renforcement des capacités de gestion des ressources en eau du fleuve. Le barrage dont la construction a été achevée en 1988 est une partie intégrante du patrimoine Energie qui comprend en plus la centrale hydroélectrique de Manantali et les réseaux à haute tension Est et Ouest qui alimentent le Mali d une part et le Sénégal et la Mauritanie d autre part (Kayes étant alimentée par le réseau ouest). 2. LES ORGANES IMPLIQUES DANS LE PROJET L OMVS a créé en 1997 une société de patrimoine (SOGEM, Société de Gestion de l Energie de Manantali) chargée de gérer le volet énergie dont la réalisation des ouvrages sur financement des bailleurs de fonds multilatéraux. Les Etats membres de l OMVS, la SOGEM et les Sociétés d Electricité (SdE) ont signé un Protocole Tarifaire de l énergie électrique définissant les principes et mécanismes de tarification et de commercialisation de l énergie électrique produite par la centrale de Manantali. Ce document est accompagné d un Protocole d Interconnexion que partagent la SOGEM, l opérateur et les Sociétés d Electricité (SdE) à travers un Comité Directeur d Interconnexion (CDI) et un Comité Technique Permanent de l Interconnexion (CTPI). Ces organes sont placés sous la tutelle du Conseil des Ministres. La SOGEM a confié l exploitation et l entretien du système électrique à un opérateur indépendant et privé (Eskom Energie de Manantali), choisi à la suite d un appel d offres international, pour une durée de quinze années. page 4

5 Le Comité Technique Permanent de l Interconnexion (CTPI) Le Protocole d interconnexion (partie intégrante du Protocole tarifaire) a défini le CTPI comme l organe ayant en charge la définition des règles et procédures communes d'exploitation et de gestion prévisionnelle conformes au protocole d'interconnexion. Le CTPI est composé de dix membres représentant les entités ci-après, à raison de deux membres pour chacune : Société de Gestion de l'energie de Manantali (SOGEM) Les SdE : Energie du Mali - SA (EDM-SA) Société Mauritanienne d'electricité (SOMELEC) Senelec (Sénégal) L Opérateur ESKOM Energie Manantali (EEM). Les Etats membres de l OMVS peuvent déléguer des représentants au CTPI en qualité d observateurs. Le fonctionnement du CTPI est régi par un règlement intérieur en cours d adoption. Depuis sa création, le CTPI a tenu quatorze réunions qui ont abordé les points relatifs à l état d exécution des recommandations du CTPI, l état d avancement des travaux du projet énergie et le retour d expériences d exploitation. C est durant les réunions du CTPI que toutes les questions techniques sont discutées et doivent y trouver solution. Par contre lorsque certaines questions spécifiques requièrent une expertise plus pointue, le CTPI peut regrouper les experts concernés des SdE au sein d un comité ad hoc pour statuer sur les questions. Ainsi des comités ad hoc ont été créés pour : le comptage les assurances les protections les télécommunications les procédures de reprise de service les échanges d énergie volontaires et involontaires. Le Comité Directeur d Interconnexion (CDI) est l organe supérieur du CTPI. Il est composé d un ou deux représentants de haut niveau dans le domaine de l'exploitation ou de la planification des réseaux des entités représentées dans le CTPI. Les travaux ou propositions du CTPI sont validées par le CDI qui peut, en cas de besoin, soumettre ses travaux à l approbation du Conseil des Ministres. page 5

6 3. ELEMENTS DU PROTOCOLE TARIFAIRE 3.1 Protocole tarifaire L annexe 0.4-a du Contrat d Exploitation des ouvrages de production et de transport de l énergie de Manantali définit le Protocole tarifaire qui est l'instrument juridique qui garantit la viabilité du projet pendant toute sa durée. Il a été signé en 1997 entre les trois Etats, la SOGEM et les trois SdE (EDM-sa, SOMELEC et Senelec) et garantit l enlèvement par les SdE de toute l énergie produite par la centrale. C est ainsi que les parties se sont engagées à participer au processus de lissage des coûts de l'énergie de Manantali en fonction des aléas d'hydraulicité Répartition de l énergie Les Etats ont convenu de répartir l énergie brute produite par la centrale (hors consommation propre du barrage et du site) entre eux selon la clé de répartition suivante : Mali : 52%, Mauritanie : 15% et Sénégal : 33%. Chaque année, en décembre, conformément aux mécanismes de concertations, les SdE procèdent à cette répartition (avec réaffectation de l énergie cédée par une SdE aux autres). Le productible moyen de la centrale est d environ 800 GWh par an Structure du tarif Le tarif est de type binôme. Il est composé d une prime fixe annuelle que se partagent les trois SdE suivant leur quota en énergie et d une partie variable régie par le prix du kilowattheure aux différents points de livraison. Les paiements des factures d énergie des SdE sont destinés à couvrir les charges de premier rang (charges fixes d exploitation de l opérateur, du service de la dette) liées au Projet Energie ; ensuite un fonds pour risque hydrologique est constitué suivant un mécanisme qui a été défini. Ce fonds permet d éviter une augmentation des tarifs insupportables par les SdE en cas de faible hydraulicité. Les tarifs sont fixés tous les cinq ans et indexés annuellement sur la base de paramètres de main d œuvre et de consommation dans les trois Etats. 3.2 Contrat de cession d énergie Un contrat de cession en cours de finalisation a été négocié entre SdE et l opérateur qui vend la totalité de l'énergie produite par la centrale de Manantali à celles-ci dans les conditions décrites dans le présent contrat contre paiement des montants découlant de la formule binomiale de la structure tarifaire. Les énergies nettes livrées aux points de livraison servent pour l établissement des factures mensuelles pour la partie énergie tandis que les enlèvements bruts (pertes réseaux incluses) sont utilisés pour le calcul de la prime fixe. page 6

7 L opérateur, en optimisant la gestion de l'ensemble de ses moyens de production, détermine avant la fin de l année en cours, l'énergie productible de l'année suivante ainsi que les répartitions mensuelles et hebdomadaires prévisionnelles conformément aux modalités définies par le CTPI suivant les mécanismes de concertation en application du Protocole d'interconnexion. Les écarts en énergie constatés hebdomadairement par rapport aux programmes prévisionnels d enlèvement feront l objet d un suivi hebdomadaire et d un rattrapage si nécessaire. Les SdE sont tenues d enlever le quota d énergie attribué à leurs Etats respectifs, selon la règle du «Take or Pay» conformément à la clé applicable pour la répartition arrêtée au 1er janvier de l année en cours. Des pénalités sont appliquées à l opérateur en cas d interruption de service constatée sur le réseau de transport alimentant les SdE lorsque les indicateurs mesurant ses performances dépassent certains seuils. 3.3 Contrat d exploitation Dans le cadre du Projet Energie de l'omvs, il a été confié à un opérateur privé, EEM-sa, filiale d Eskom, l'exploitation des ouvrages communs des Etats membres, au titre d un contrat d exploitation signé avec la SOGEM. Cet opérateur est chargé de l'exploitation et de la maintenance des ouvrages du Projet Energie de l'omvs et de la mise en œuvre optimale des ressources hydrauliques du barrage de Manantali. L opérateur a pour mission : l exploitation des ouvrages du site de Manantali et des réseaux haute tension qui ont été mis à sa disposition la production et le transport d énergie électrique à partir des installations ainsi mises à sa disposition jusqu aux points de livraison définis dans le contrat de cession d énergie la gestion des échanges d énergie électrique transitant par le Réseau Interconnecté de Manantali la maintenance et le renouvellement du Patrimoine Energie, mis à la disposition de l opérateur, dans les conditions prévues au contrat d exploitation. L opérateur a pris des engagements sur les indicateurs d exploitation suivants : tenue de la fréquence variation de la tension disponibilité des groupes de production durée de grande révision d'un groupe nombre d'arrêts fortuits des groupes disponibilité des lignes de transport disponibilité des postes de transformation disponibilité des équipements de commande centralisée et de télé contrôle. page 7

8 Les recettes tirées de la vente d énergie sont destinées : à rémunérer l opérateur pour son exploitation à la couverture des frais de fonctionnement de la SOGEM au règlement de la dette par la SOGEM liée aux investissements à la dotation au fonds pour les risques Hydrauliques à assurer le remboursement aux Etats membres d'une part de la dette actuelle du barrage à la dotation au fonds de renouvellement destinée à couvrir les frais de travaux de grosses réparations et de renouvellement des installations. Afin d inciter l opérateur à mieux gérer les installations, celui-ci a droit à une incitation financière calculée en fin d année. Un manuel de gestion du barrage a été mis à la disposition de l opérateur par la SOGEM. 3.4 Principes généraux de l exploitation Le CTPI a mis en place toutes les règles et consignes relatives à l exploitation du système électrique de l OMVS à travers son interconnexion entre les trois SdE. Ces règles sont contenues dans les «Principes généraux de l exploitation» acceptés par toutes les parties. Le dispatching de Manantali est le principal chef d orchestre du système en relation avec les centres de conduite ou dispatching nationaux des trois SdE. La sécurité du système est assurée par un plan de défense qui repose sur : trois stades de délestage fréquencemètriques avec une accélération de stade par des relais gradient de fréquence : 49,0 Hz 0,2s 20% de la charge 48,5 Hz 0,3s 25% de la charge 48,0 Hz 0,3s 25% de la charge Le seuil de 1,2 Hz/s actionne les deux premiers stades alors que celui de 2,5 Hz actionne les trois stades un automatisme de découplage des réseaux (en fonction de la tension, de la fréquence et des puissances importées ou exportées) des charges interruptibles utilisées entre 49,7 à 49,5 Hz. page 8

9 4. LE PROJET Il se compose de la centrale hydroélectrique, du dispatching et du poste de Manantali, des systèmes Est et Ouest. La centrale est équipée de cinq groupes Kaplan de 41 MW chacun (hauteur de chute : 46 m), de 1312 km de lignes en 225 kv, de 22 km en 150 kv, de 186 km en 90 kv, de 12 postes de transformation avec 15 transformateurs pour 550 MVA. Le coût total du projet énergie est de 200 milliards F CFA ; la durée des travaux s est étalée de 1995 à 2002 avec l intervention de dix bailleurs de fonds. Le réseau de transport est équipé d un câble de garde à fibre optique (CGFO), financé par les opérateurs historiques du téléphone des trois états (Mauritel, Sonatel, Sotelma). La fibre optique est utilisée pour la télé conduite, la télé action et la téléphonie d exploitation pour le projet ainsi que les télécommunications publiques pour les opérateurs de télécommunication des trois états. Le projet est représenté sur la carte de la sous région suivante ; le jeu de barres 225 kv de Manantali alimente le poste de Kodialani à Bamako situé à 300 km du barrage (système Est). A l ouest, le poste de Dagana (Sénégal) sert de nœud pour les dérivations à destination de Nouakchott et Tobène (Sénégal). Ces deux sommets sont situés à près de 900 km du barrage. En amont, du poste de Matam (à 400 km), un piquage en 90 kv enjambe le fleuve pour alimenter les villes de Kaédi et Boghé. page 9

10 5. LES ENJEUX DE L INTERCONNEXION La date prévisionnelle de mise en service de la centrale était initialement prévue dans les années 90. Le raccordement des trois pays n est intervenu qu en C est dire que les trois états ont subi un préjudice important du fait du retard de mise en service. En effet, tous les projets entrepris étaient liés à l arrivée de Manantali au moment où les prix des produits pétroliers ne cessaient de flamber entraînant le renchérissement du prix de production de l énergie thermique. Pour illustrer ce propos, il faut noter que la tonne de fuel qui coûtait F CFA en 1993 est passée à près du double en 2002, la dévaluation et la guerre du golfe étant intervenus entre temps. De la même manière, la dévaluation a contribué à augmenter les prix de vente de l énergie de Manantali à cause de la dette qui est entièrement en devises. On comprend donc le rôle important joué par ce retard sur l accélération des processus de changement institutionnel dans les trois pays quand on sait que les demandes en énergie auraient été presque totalement couvertes par Manantali au début des années 90. Cependant, force est de reconnaître que l arrivée de l énergie de Manantali, meilleur marché que celle produite à partir des centrales diesel et vapeur des trois états, a permis de réaliser des économies substantielles en dépenses d exploitation. A titre d exemple, le coût moyen de production de Senelec était de 40 F CFA/kWh alors que celui de Manantali était à 15 F CFA/kWh. Au-delà des aspects coûts, les bénéfices de l interconnexion sont multiples et on peut citer : une meilleure robustesse du réseau : Les puissances de pointe dans les réseaux interconnectés des différents pays étaient trop faibles (25 MW pour la Mauritanie, 80 MW pour le Mali et 300 MW pour le Sénégal). Ce qui rendait les réseaux très fragiles et sensibles aux différentes fluctuations avant l interconnexion Une possibilité pour chaque SdE de moduler ses enlèvements en fonction de sa pointe journalière ou saisonnière. Durant les périodes de déficit, Senelec importait 90% de son quota à l heure de pointe L échange d expériences, de procédures entre les SdE, à travers les contacts entre leurs différents personnels L harmonisation des protections et l adoption d un code d exploitation commun («Principes Généraux d Exploitation») ont été un grand bénéfice pour tous La possibilité pour les trois SdE d importer ou d exporter de l énergie à travers l interconnexion ; le cas le plus simple est une cession par une SdE de son quota non enlevé aux deux autres SdE. De plus cette interconnexion constitue une première étape dans la réalisation de l interconnexion avec les autres pays de la CEDEAO qui permettra dans un futur proche, avec tous les projets du WAPP, de disposer du grand réseau de l Afrique de l Ouest. page 10

11 6. RETOUR D EXPERIENCE SUR LES TROIS ANNEES D EXPLOITATION Les SdE bénéficiaires de l énergie de Manantali ont tiré plusieurs profits de cet important ouvrage commun, surtout dans le retour d expérience. 6.1 Les inconvénients d une première mise en service Senelec, pour anticiper sur le projet de Manantali, avait réalisé en 1992 le tronçon de ligne 225 kv entre Tobène et Sakal et l avait exploité durant toute cette période en 90 kv pour l alimentation en énergie électrique du nord du Sénégal (Saint Louis). Le basculement de la ligne et des deux postes en 225 kv, a été effectué la veille du raccordement du Sénégal au réseau de Manantali. Cette opération a nécessité une préparation minutieuse avec la construction de pylônes et travées provisoires avec la participation des équipes de Senelec. La coupure pour le basculement a duré près de 20 heures. Les SdE ont servi de «cobaye» pour un réseau mis en service sans être totalement réceptionné avec des réserves sur les équipements électriques, les systèmes de protection et de télécommunications. En particulier, l absence de dispositifs de synchronisation sur le système en dehors de ceux des groupes a été un handicap. Après un déclenchement d une portion de ligne, il était nécessaire de séparer les réseaux et de renvoyer la tension sur la dorsale jusqu à la centrale pour une synchronisation. 6.2 Insuffisance des télécommunications La faiblesse principale de ce projet a été donc le système de télécommunications malgré l installation d un câble de garde à fibre optique. Aucune télémesure du système de Manantali n est disponible au niveau des SdE. Les communications radio ou téléphone n existaient pas entre la centrale de Manantali et les dispatchings ou centres de conduite des trois SdE ; il fallait utiliser le téléphone satellite là où il était disponible. 6.3 Les problème de ressources humaines Le personnel nouvellement embauché à la centrale n avait pas l expérience requise pour les tâches de dispatcher, chef de poste ou ingénieur d exploitation. On se remémore encore les temps très longs qui s écoulaient entre la séparation des réseaux et leur re-synchronisation (entre une et quatre heures). La plupart des difficultés étaient liées à l installation chaotique de l exploitant qui devait prendre possession d un système non achevé pour alimenter des clients pressés de recevoir de l énergie. page 11

12 6.4 Les problèmes d exploitation Le réglage de la tension dans les différents postes a été un vrai casse-tête car l utilisation des réactances «tout ou rien» de forte puissance a souvent été à l origine de fortes variations de tension. S y est ajoutée l indisponibilité de la compensation statique des postes pendant plusieurs mois. Les perturbations intervenues dans un pays avaient souvent des répercussions importantes dans les autres à cause du problème de coordination des protections et de la disproportion de taille entre les réseaux. Par ailleurs, la nécessité de communiquer en temps réel (au moins chaque heure) les paramètres d exploitation est toujours d actualité. La transmission de ces paramètres est indispensable pour les SdE dans la mise en œuvre de leur programme d enlèvement et leur apporte une aide non négligeable dans l optimisation de la conduite. Il a été constaté une difficulté à maintenir une réserve tournante en exploitation aussi bien à Manantali que chez elles, mêmes si des difficultés à respecter cette recommandation subsistent en cas de déficit de production. Aujourd hui, beaucoup de ces problèmes ont été réglés grâce à la concertation et les efforts de la SOGEM et de l exploitation à satisfaire les SdE. 7. LES LIMITES DU SYSTEME Il est important de replacer la réalisation de cet ouvrage dans son contexte de l époque qui était marqué par une réticence des bailleurs de fonds à boucler le financement au moment où des conflits existaient entre certains pays de l OMVS. L acceptation par toutes les parties d un tracé pour la ligne ouest n a été obtenue qu après plusieurs années de négociation. C est ainsi que toutes les lignes du système sont mono terne, simple circuit, d où une insatisfaction du critère de contingence n-1. Pour des raisons économiques, les lignes sont limitées en capacité de transit comme la ligne ouest. En 2003, la centrale a déversé pendant plusieurs semaines alors qu il y avait un besoin de consommation non satisfait pour les SdE. Pour respecter les principes d égalité entre les trois pays, les investissements n ont pas toujours été réalisés suivant des critères de pertinence technique ou économique mais souvent selon des compromis entre les Etats. Du fait du financement du barrage par un emprunt des états auprès des bailleurs de fonds, la formule du «Take or Pay» et la couverture du risque hydrologique ne sont pas toujours identiques aux clauses classiques des contrats de production indépendante. En effet, selon le principe du remboursement de la dette du barrage, le coût du kilowattheure pourrait être plus cher que celui du thermique en année sèche. page 12

13 Enfin, on peut retenir que le productible du barrage est trop faible pour les besoins des SdE qui ont leurs points de consommation très loin de la source, avec comme conséquence des pertes en ligne allant jusqu à 15% à l ouest. L absence d une comptabilité énergétique complète sur le système rend difficile pour l instant la mise en place de contrats d échanges d énergie entre SdE. 8. CONCLUSION Le barrage de Manantali est un exemple vivant d intégration réussi entre des états qu un fleuve unit sur près de 1000 km, malgré les tiraillements connus durant la phase d étude et de développement du projet. Il reste à affiner les réglages du système et roder les procédures tout en appelant toutes les parties à plus de réalisme et surtout de renoncement au profit de la coopération et de solidarité. Cet exemple pourrait être reproduit dans d autres régions d Afrique grâce à un montage financier qui réduirait les coûts d investissement qui ont presque doublé suite à la dévaluation intervenue en La construction des barrages de seconde génération sur le fleuve (Félou et Gouina) et l adhésion de la Guinée à l OMVS restent les prochains enjeux de cette organisation. Abdoulaye DIA, ingénieur Electromécanicien Délégué aux Mouvements d Energie et Télécommunications Senelec BP 93 Dakar abdoulaye.dia@senelec.sn Tél. : Bureau : (221) , Mobile (221) , Fax : (221) Sources : Protocole Tarifaire, rencontres du CTPI page 13

14 Abdoulaye DIA Ingénieur électromécanicien, diplômé en 1985 de l ESIE Expérience Délégué Mouvements d Energie et Télécommunications, responsable système électrique, 2004 achats et prévision énergie, études et réalisation systèmes de télécommunications Coordonnateur de la cellule de crise durant la pénurie 1999 d électricité, sous l autorité directe du Directeur Général Chef de service responsable analyse performances, retour d expérience, budget, factures de la direction 1998 Production Responsable passage an Contrôleur de Gestion au Département Audit et Contrôle de Gestion 1990 Chef de Division à la centrale du Cap des Biches (C3), responsable Automatisme, Chimie et Electronique 1987 Chef du projet de GMAO 1985 Ingénieur de quart à la C3 Autres expériences Réalisation de programmes informatiques dont la Recherche du coût minimal de production (programmation dynamique) Chargé de cours : Pascal, Recherche opérationnelle, Schémas et appareillages (Ecole Supérieure Polytechnique, IFP) Négociations contrats production indépendante. page 14