Technology Options in West Africa s Electricity Generation Expansion Planning for 2003 to 2013

Transcription

1 1 Electricity Trade and Capacity Expansion Options in West Africa A Project sponsored and managed by the Economic Community of West Africa States, ECOWAS Funding provided by the United States Agency for International Development, USAID Technology Options in West Africa s Electricity Generation Expansion Planning for 2003 to 2013 F.T. Sparrow Brian H. Bowen Tarik Aouam PURDUE UNIVERSITY Résumé L ECOWAS Secretariat propose des plans pour les lignes d interconnections régionales pour la transmission d électricité. Les models préliminaires du WAPP (West Africa Power Pool) pour le long terme, ont démontré que la construction de ces lignes stratégiques de transmission procurera d importants gains économiques. La progression dans le développement du WAPP montre aussi qu il est nécessaire de construire de nouvelles capacités de production. Le lieu, la technologie et la capacité des nouvelles stations de production peuvent maintenant être évalués. Les versions du WAPP model, résumées dans ce rapport, sont basées sur le ECOWAS Data Set # 6 (Janvier 2003). Deux compatibles tendances semblent apparaître. En premier lieu, Dans la Zone A, il apparaît que le choix du Nigeria entre new gas turbines ou stations combined cycle (qui utilisent du gaz naturel) aura un effet substantiel sur le flux d échange dans la zone. Si le Nigeria construit les stations combined cycle, le pays devient un majeur exportateur. Cependant, quand les gas turbines sont construites, le Nigeria importe de l électricité. Deuxièmement, dans la Zone B, il y a des constructions successives de 1000MW de new hydropower pour satisfaire la croissante demande. Les résultats inclus dans ce rapport ne sont utilisés que pour la démonstration. Il est prévu que les données du WAPP seront totalement validées en Dés que la validation est complète, le model WAPP pourra être utilisé par les planificateurs comme un puissant outil pour les plans á long terme.

2 2 1. WAPP-January2003 Model et Coûts: Le coût total (les coûts des opérations et de capital) d expansion des lignes de transmission et de capacité de production du WAPP, entre 2003 et 2013, s élève à peut près à $11.3 milliards. Ces coûts minimisés par le dernier WAPP model peuvent augmenter à cause de plusieurs facteurs. La façon dont le gaz naturel est utilisé ( par le combined cycle ou single gas turbines) et le taux national d autonomie sont deux importants paramètres qui doivent être précisés d avantage. La majorité du coût total (85% to 90%) pour satisfaire la croissante demande d électricité dans la région du WAPP sera attribuée aux coûts opérationnels et aux coûts de capital dans la Zone A. Table 1 rapporte les coûts des deux versions du dernier WAPP model. Model A inclue les données du Nigeria pour le combined cycle et gas turbine technology. Model B ne prend pas en compte la possibilité de construire combined cycle comme nouvelle capacité de production (Table 2 contient plus de détails). Table 1. Capital Costs in WAPP Zones A and B, 2003 to 2013 Zone A: Model A ($millions) Model B ($millions) Benin % % Burkina Faso % % Cote D Ivoire 1, % 3, % Ghana % 1, % Niger % % Nigeria 7, % 8, % Togo % % Total Zone A cost 9, % 14, % Zone B: 0.00% 0.00% Gambia % % Guinea % % Guinea Bissau % % Liberia % % Mali % % Senegal % % Sierra Leone % % Total Zone B cost 1, % 1, % Total WAPP cost 11, % 15, % Il apparaît que 50% á 70% des coûts seront attribués au Nigeria quelle que soit la technologie utilisée. Le marché nigérian est un grand marché oú la demande est très grande comparée aux autres nœuds du model, et c est donc là oú plus d investissements devraient avoir lieu. Selon le choix de technologie au Nigeria, il y a une augmentation de 39%, équivalant $4.5 milliards, du Model A (combined cycle et gas turbine) au Model B (new gas turbines only).

3 3 Table 2. WAPP Capacity Expansion Scenarios for 2003 to 2013 (Free Trade) (a) Parameter values for new combined cycle and gas turbine thermal stations Nigeria Ghana Cote D Ivoire GT GT GT Fuel Cost ~ $/10 6 Btu Heat rate ~ Btu/MWh Var.O&M ~ $/MWh Fixed O&M ~ $/MW/Yr 10.0e3 1.0e3 36.0e3-10.0e3 3.6e3 Var.Exp.cost ~ $/MW 0.70e6 0.50e e6 0.5e6 0.73e6 Fixed cap.cost ~ $ 300.0e e e e6 Initial capacity ~ MW Note: = Combined Cycle, GT = Gas Turbine B = A nga; (No is built in Nigeria) (b) WAPP Costs for 2003 to 2013 TC A B Note: Trade Net Exports 52,019GWh (av 593MW) Net Imports 75,387GWh Fuel Var.O&M UE Cap.Cost (av 860MW) TC = Total Cost, Var.O&M = Variable Operational & Maintenance Cost UE = Unserved Energy, Cap.Cost = Capital Cost (c) Thermal Stations Capacity Expansions for 2003 to 2013 GT Gha ICo Ben Togo PGO A B Note: = Nigeria, Gha = Ghana, ICo = Cote D Ivoire, Ben = Benin, Tog = Togo PGO = Existing Thermal Power Stations (d) Hydropower Stations Capacity Expansions for 2003 to 2013 Gui ICo Mal A B Note: = New Hydropower Stations, Gui = Guinea, Mal = Mali

4 4 Dans la Zone B, il n y a pas de grande différence entre les coûts de Model A et ceux de Model B. Dans cette zone, la new hydropower joue un rôle très important dans la satisfaction de la croissante demande d électricité dans la zone. Il n y a pas d autres technologies à choisir dans le WAPP model pour la Zone B. Les changements dans les flux d échange d électricité dans la zone A ont peu d influence sur l expansion de capacité dans la Zone B. 2. Nouvelle capacité de production thermique dans la Zone A. Les résultats du WAPP model seront très profitables pour la région, si les données sont validées. Les expansions de capacité de production peuvent changer radicalement selon le choix de technologies comme le montre la Table 2(c). Heat rates, les coûts opérationnels variables, les coûts de capital et les taux d autonomie nationaux auront tous d importants impacts sur le plan de production à long terme dans le WAPP. Dans la version de janvier 2003 du WAPPmodel, utilisée dans ce rapport, il n y a pas de changements dans les taux d autonomie de chaque pays. Leur importance a été démontré dans les précédents rapports du WAPP [1,2,3]. La comparaison entre Model A et Model B montre l effet de ne pas choisir de construire le combined cycle au Nigeria. Les coûts de capital pour les stations combined cycle dans le model sont fixés à $700,000/MW tandis que les coûts de capital pour les gas turbines est de $500,000/MW. Les Heat rates des deux types de rendements thermiques ou combien d unités de chaleur (heat) sont nécessaires pour produire chaque MWh d électricité, (Btu/MWh). Les valeurs de heat rate pour les stations combined cycle sont fixées à 6x10 6 Btu/MWh, celles des gas turbines sont de 10x10 6 Btu/MWh. Le coût du gaz naturel dans la région est un autre paramètre de grande importance dans les plans à long terme (Table 1(a)). L ECOWAS Secretariat recommande que le coût du gaz naturel au Nigeria soit fixé à $2.7/10 6 Btu, $2.9/10 6 Btu pour le Benin et $3.1/10 6 Btu pour le Togo. Table 1(b) montre le changement de direction dans le flux d électricité (de l Est à l Ouest puis de l Ouest à l Est) dans la Zone A, quand les nouvelles stations combined cycle sont utilisées ou pas. Ceci est une importante illustration de la flexibilité est puissance des indicateurs produits par le WAPP model. Quand la technologie de combined cycle est utilisée, le Nigeria est un exportateur, mais quand cette technologie n est pas utilisée le pays importe. Exporter Nigeria Importer Nigeria With & no

5 5 Le choix de technologie au Nigeria aura un grand effet sur les plans pour le Ghana et la Cote D Ivoire si on suppose qu il y a libre échange et planification centralisée en minimisant le coût total. Le coût total au Ghana est multiplié par quatre et celui de la Cote D Ivoire triple (Table 1). L expansion optimale de capacité des stations combined cycle au Ghana et la Cote D Ivoire change énormément dans les deux versions du dernier WAPP model (Table 1 (c)). 3. Nouvelle Hydropower Capacité de Production dans la Zone B Dans les deux versions du WAPP model, l expansion optimale de capacité de Hydropwer reste la même est s élève à 850MW. Cette valeur est importante à considérer dans les plans de la Zone B. Au Mali une même quantité de 95MW d expansion est optimale dans les deux scénarios. Le changement de flux d électricité dans la Zone A, semble avoir peut d effet sur les plans d expansion dans la Zone B. L énergie non satisfaite existe dans la première période et sera toujours là jusqu'à ce que les lignes de transmissions soient construites. Dans la Zone B, il y a toujours de la demande non satisfaite au Gambia dans la deuxième période résultant de l interconnexion retardée du pays avec le reste de la région. 4. Illustration de changements de paramètres en utilisant l Interface Le changement de direction du flux d électricité pour les Models A et B est illustré dans les Figures 1 et 2. Dans la Figure 1 (Model A) il y a de l export du Nigeria. A peu prêt 52 Million de MWh sont exportés dans les quatre dernières périodes (huit années) dans ce model de dix ans. Une quantité d échange similaire, 75 million MWH, d import prend lieu dans le Model B (Figure 2). Figure 1. Levels of MWh Exports from Nigeria ~ Model A

6 6 Figure 2. Levels of MWh Imports to Nigeria ~ Model B Il y a une importante augmentation dans le WAPP fuel cost quand Model B est considéré au lieu de Model A, qui comporte les larges stations combined cycle (Figure 3). Ceci est dû à l utilisation de la technologie gas turbine qui a un rendement plus faible. Figure 3. WAPP Total Fuel Costs in Models A and B

7 7 Il y a un niveau consistent en expansion de capacité en Hydropower de 2003 à 2013 dans les deux models A et B, illustré pour la Guinée, sauf pour la troisième période ( ). Figure 4. Guinea Capital Expansion Costs in Models A and B References [1] Olumuyiwa O. Shokunbi, F.T. Sparrow, Brian H. Bowen, Diakalia Sanogo, Reliability and Free Trading in the ECOWAS Electricity Generation Capacity Expansions Plans for 2002 to2012, Purdue University & ECOWAS Secretariat, September 20, [2] Mamadou Alpha Sylla, Sidy Kane, F.T. Sparrow, Brian H. Bowen, Diakalia Sanogo, Hydropower Generation & Transmission Capacity Expansion Plans for Zone B of the West Africa Power Pool, WAPP, Purdue University & ECOWAS Secretariat, August 23, [3] Sidy Kané, Mamadou Alpha Sylla, F.T. Sparrow, Brian H. Bowen, Diakalia Sanogo, Thermal Generation & Transmission Capacity Expansion Plans for Zone A of the West Africa Power Pool, WAPP, Purdue University & ECOWAS Secretariat, August 23, 2002.