Impact de la Fiabilité de Réseau et du Libre Echange sur les Plans d Expansions de la Génération d Electricité de la CEDEAO sur l Horizon 2002 à 2012

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1 Impact de la Fiabilité de Réseau et du Libre Echange sur les Plans d Expansions de la Génération d Electricité de la CEDEAO sur l Horizon 2002 à 2012 Projet parrainé et dirigé par la Communauté Economique des Etats de l Afrique de l Ouest, CEDEAO Financé par l Agence Américaine pour le Développement International, USAID Olumuyiwa O. Shukunbi Secrétariat de la CEDEAO, Abuja, Nigeria Tél F.T. Sparrow Brian H. Bowen Diakalia Sanogo Purdue University, West Lafayette, IN, USA Septembre 12, 2002

2 2 Résumé Du 7 au 21 septembre, j ai suivi à l Université Purdue, Indiana, Etats Unis deux semaines de formation sur l utilisation du modèle de minimisation des coûts du projet de Pool d Energie de l Afrique de l Ouest. Ce modèle a été développé par le groupe de développement de pool d énergie de Purdue «Power Pool Development Group (PPDG)» de l Institut d Ingénierie Interdisciplinaire dirigé par le professeur Sparrow. Le modèle capture les interactions dynamiques entre la demande et l offre d électricité et les contraintes opérationnelles (génération et expansion de capacité) associées, optimisant cette interaction pour estimer le coût minimum pour différents scénarios traduisant la relation demande/offre. Le matériel didactique fourni par le personnel du PPDG était approprié pour la formation. Le modèle de minimisation de coût de Purdue a été utilisé pour montrer les bénéfices du libre échange de l électricité entre les pays membres d un pool d énergie régional. Il est vrai que le libre échange total serait l idéal pour un tel groupe, mais les pays membres doivent harmoniser les taux d autonomie désirés pour la satisfaction de leur demande intérieure, tout en tenant compte du fait que le degré d autonomie influence le résultat du modèle utilisé comme montré dans le tableau ci-dessous: Tableau 1. Coût Total du Projet WAPP avec Fiabilité et Libre Echange, Marges de réserve des centrales thermique et hydroélectrique Coût total pour WAPP, Cas du libre échange ($ million) Coût total pour WAPP, Cas d autonomie totale (autarcie) ($ million) 0% ,9% 5% ,6% 10% ,5% 20% ,3% Différence 0% - 20% 2% 7,6% Pourcentage des économies sur le coût dû au libre échange Ces résultats montrent qu avec un scénario de libre échange le coût d investissement n augmente que de 2% pour assurer une réserve d énergie de 20%, par rapport à une augmentation de 7,6% pour assurer le même niveau de réserve dans le cas de d indépendance totale des pays en matière de génération d énergie. Le libre échange d électricité permet de réaliser des économies très importantes sur les coûts de génération et d expansion des capacités allant de $1.3 à $1.93 milliards avec comme marge de réserve 0 et 20%, respectivement. Les économies réalisées sur les coûts avec le scénario de libre échange par rapport au scénario d indépendance totale (autosuffisance), avec des marges de réserve nulles, sont sept fois supérieures à l augmentation du coût d investissement garantissant les 20% de marge de réserve du scénario de libre échange. Il est important de noter que malgré des coûts d investissement élevés du scénario d autonomie totale, la production d énergie sous ce scénario est largement inférieure à celle avec le scénario du libre échange.

3 3 Les coûts totaux comprennent aussi les coûts de construction de centrales de génération «moins importantes» produisant moins d un MW, mais dont la production est économiquement justifiée dans certains pays. Il est possible de rendre ce modèle plus réaliste, et des recommandations à cet effet sont consignées à la fin du présent rapport. Il est très important de souligner que tous les chiffres figurant dans ce rapport ont été obtenus sur la base de la Base de Données #5 de la CEDEAO.

4 4 Contexte & Données du WAPP Suite au déficit de la production d énergie en Afrique de l Ouest et dans le cadre de ces efforts pour stimuler la croissance économique dans un environnement social stable, la communauté Economique des Etats de l Afrique de l Ouest (CEDEAO) a choisi le système de pool d énergie régional comme moyen de génération d électricité à coût peu élevé. Un tel modèle encourage le libre échange d énergie et permet de réduire les coûts d investissement de la génération d énergie dans la région. Il est normal qu un projet d une telle envergure requière une planification appropriée et un engagement sans faille de la part de tous les protagonistes. Ainsi, après plusieurs réunions au niveau de divers représentants des gouvernements des pays membres de la CEDEAO, un protocole d accord fut signé, concrétisant ainsi la naissance du Pool d Energie de l Afrique de l Ouest (WAPP) Il y a maintenant deux ans que le PPDG de l Université Purdue a commencé les travaux de modélisation du pool relatifs au pool d énergie Ouest Africain. La collecte de donnés jouant un important rôle dans l exercice de modélisation, des sessions de formation dans ce domaine furent organisées en Afrique d l Ouest pour faciliter le développement d un modèle qui réaliste qui permettrait une évaluation économique appropriée des besoins en énergie de la région. Le projet est à sa cinquième base de données qui a été compilée par L université Purdue, et livrée aux pays membres et au secrétariat de la CEDEAO en Septembre Les travaux de compilation de la base de données #6 présentement en cours devront prendre fin en Janvier L atelier de formation qui s est déroulé à l université Purdue portait sur l utilisation du modèle économique sur la base des données de la Base de Données # 5 de la CEDEAO. Une nouvelle interface conviviale qui vient d être développée par Purdue rend l exécution du modèle et l interprétation des résultats plus faciles. La première semaine de l atelier est consacrée à l explication des théories économiques et des hypothèses à la base du modèle. La stratégie adoptée consiste à introduire d abord un modèle statique, avant d évoluer progressivement vers des modèles dynamiques pour finalement aboutir au modèle complet qui incorpore toutes les contraintes (physique et économique) affectant la génération, et l expansion des capacités de génération et de transmission dans la région. Les politiques et les problèmes d ordre économiques ayant un impact sur les résultats du modèle ont été discutés, en plus des problèmes relatifs aux frais de transit de l électricité, aux coûts de la demande d électricité non satisfaite (MWh) et de déficit de la réserve de capacité (MW), du taux de croissance de la demande, des importations et exportations fermes et du facteur d autonomie. Ces discussions m ont permis de mesurer toute l importance de la qualité des données destinées au modèle. Tous les coûts sont actualisés, utilisant un taux d actualisation de 10% qui à mon avis devrait être soigneusement revue selon les réalités économiques de chaque pays, au lieu d utiliser un taux unique pour toute la région Tableau 2. Expansions de la capacité de génération du WAPP assumant la fiabilité du réseau et le libre échange entre les pays membres Marges de réserve Expansions totales de Expansions totales de Capacité

5 5 des centrales thermique et hydroélectrique 5% 10% 20% Capacité au niveau de WAPP, scénario de libre échange (MW) Total 8395 Thermique 7096 Hydroélec Total 8911 Thermique 7110 Hydroélec Total 8914 Thermique 7441 Hydroélec au niveau de WAPP, cas d indépendance complète des pays membres (MW) Total 8064 Thermique 7004 Hydroélec Total 8179 Thermique 7011 Hydroélec Total 8783 Thermique 7172 Hydroélec Les tableaux 1 et 2 ci-dessus, font ressortir la différence entre les résultats du modèle avec libre échange par rapport au modèle sans échange d électricité. Les échanges entre les Etats membres contribuent à l expansion des capacités au niveau des pays qui ont de faibles coûts de génération. Ceci permet la satisfaction de la demande des états membres déficitaires, entraînant ainsi une réduction des coûts par rapport au cas où chaque pays assure tous ces besoins de génération. Tant disque un facteur d autonomie serait l idéal, il reste important et réaliste qu un taux de consensus soit fixé de commun accord dans le but d assurer à moindre coût la satisfaction des besoins de production d énergie de toute la région. Expansions de la Capacité de Génération des Centrales Thermiques et Hydroélectrique par Période, Tableau 3: Expansions de la Capacité de Génération Thermique et Hydroélectrique, avec Libre Echange, Période 1 Période 2 Période 3 Période 4 Période 5 TOTAUX Marges de Réserve % Thermique (MW) Hydroélec. (MW) TOTAL (MW) % Thermique (MW) Hydroélec. (MW) TOTAL (MW) % Thermique (MW) Hydroélec. (MW) TOTAL (MW) Le tableau 3 présente la décomposition des expansions de la capacité de génération de la région sur une période de planification de 10 ans, et sur la base du scénario du libre échange. On note une réduction substantielle de la génération pendant les périodes 3 et 4,

6 6 correspondant à des périodes pendant lesquelles la demande globale de la région est satisfaite, ceci expliquant la baisse de la production d énergie. La différence totale en MW reflète la différence entre les marges de réserve. Expansions de la Capacité de Génération par Pays et par Période, Tableau 4. Expansions de la Capacité de Génération du WAPP (thermique & hydroélectrique), avec 5% de Marges de Réserve et Libre Echange Pays Période Période Période Période Période TOTAUX Bénin 4 4 Burkina Faso 0 Côte d Ivoire Gambie 0 Ghana Guinée Guinée Bissau Liberia Mali Niger Nigeria Sénégal Sierra Leone 0 Togo TOTAUX Un examen des tableaux 4, 5 et 6 montrent que la plus grande portion de l énergie générée par la région provient du Nigeria, à cause du volume d expansion des capacités en cours dans ce pays. Cependant, il faudrait attirer l attention sur l importance et la nécessité d une mise à jour des données du Nigeria, afin d avoir une prévision plus correcte des expansions de capacité qui prévaudrait dans la région.

7 7 Tableau 5. Expansions de la Capacité de Génération du WAPP (thermique & hydroélectrique), avec 10% de Marges de Réserve et Libre Echange Pays Période Période Période Période Période TOTAUX Bénin 4 4 Burkina Faso 0 Côte d Ivoire Gambie 0 Ghana Guinée Guinée Bissau Liberia Mali Niger Nigeria Sénégal Sierra Leone 0 Togo TOTAUX Tableau 6. Expansions de la Capacité de Génération du WAPP (thermique & hydroélectrique), avec 20% de Marges de Réserve et Libre Echange Pays Période Période Période Période Période TOTAUX Bénin 4 4 Burkina Faso Côte d Ivoire Gambie Ghana Guinée Guinée Bissau Liberia Mali Niger Nigeria Sénégal Sierra Leone Togo TOTAUX

8 8 Validation de Données et Futur Scénario de Politique Il est important de mettre l accent sur le fait que ce modèle porte sur la commercialisation de deux commodités distinctes, l énergie (MWh) et la réserve de puissance (MW). Les tableaux ci-dessous donnent les coûts des déficits de ces deux commodités dans la région. Les coûts du déficit en énergie (demande non satisfaite ou énergie non distribuée) sont si élevés les trois premières périodes de la faible capacité de génération au début de l horizon de planification. Cette situation change et les demandes d énergie de la région son satisfaites dès la construction et la mise en service de nouvelles centrales. Il faudrait envisager une capacité totale de génération qui permettra la satisfaction des demandes en Gambie, au Burkina Faso et en Sierra Leone, les résultats du modèle indiquant que la génération d électricité par ses pays pour satisfaire leur consommation interne est beaucoup plus coûteuse que les autres options possibles. (Tableaux 4, 5 et 6) Tableau 7. Libre Echange Indépendance des pays Coût de la Demande d Energie non satisfaite, UE (MWh) ($ millions) Marge Réserve Période /2004 Période /2006 Période /2008 Période /2010 Période /2012 5% % % % Mathématiquement parlant, il y a déficit en énergie Unserved Energy quand la contrainte de la demande dans le modèle n est pas satisfaite. Ainsi, l énergie non distribuée (UE) est constatée quand la production d un pays n arrive pas à couvrir sa demande. Le coût unitaire de l énergie non distribuée a été fixé dans le modèle WAPP à $140/MWh Les coûts du déficit en réserve de puissance «Unmet Megawatts» sont comptabiliser pour refléter les marges de réserve que se fixent chaque pays. Le tableau ci-dessous montre que la capacité de génération de l ensemble de la région augmente avec les marges de réserves fixées par les pays membres. Tableau 8. Libre Echange Indépendance des pays Coûts du déficit en puissance de réserve (Unserved MW) en millions de dollars Marge Réserve Période /2004 Période /2006 Période /2008 Période /2010 Période /2012 5% % % % Le déficit en réserve de puissance (MW) se produit quand la marge de réserve n est pas satisfaite. Les résultats du modèle n indiquent pas de déficit en réserve (UM) quand la marge est fixée à zéro. Le coût unitaire du déficit de réserve est fixé à $2million/MW.

9 9 Recommandations Mes recommandations à propos du modèle WAPP peuvent être divisées en trois catégories: 1. sur les paramètres du modèle 2. sur l interface 3. sur le groupe de planification de capacité du WAPP 1. Paramètres du modèle (a) Ce modèle régional pourrait être amélioré en prévoyant des nœuds supplémentaires pour chaque pays de la région. Ceci contribuera à une représentation plus correcte du rôle des producteurs indépendants (IPPs) et la production d électricité des Sociétés d Energie nationales pour la satisfaction des urbaines et rurales. (b) Transformer certains paramètres régionaux en paramètres qui seront fonction du pays, du site de la centrale, de l année et la saison (humide et sèche). Les paramètres concernés sont: (Wcost, coût de l eau; fdrought, facteur sécheresse; Resthm, marge de réserve pour la génération thermique; ResHyd, marge de réserve pour génération hydroélectrique; UMcost, coût unitaire du déficit en réserve; UEcost, coût unitaire de l énergie non distribuée). (c) Incorporer des paramètres pour faire ressortir l impact des différents contrats entre des producteurs tiers d énergie (contrats take or pay des IPPs, fournisseurs indépendant des services de transmission) et les sociétés d électricité du WAPP. (d) Les valeurs des facteurs d autonomie (AF), les coûts unitaires des déficits en réserve et énergie (UMcost et UEcost) devront être fixé en fonction de la situation intérieure de chaque pays. (e) Il faudrait toujours rappeler l importance de la validation et de la mise à jour constante des données, si l on sait que plus les informations utilisées dans le modèle sont à jour et correctes, meilleurs et plus réalistes seront les prédictions du modèle. (f) Les coûts de transit d électricité doivent faire l objet d accords entre toutes les parties impliquées afin que tous puissent bénéficier des retombées positives du libre échange. 2. L Interface (a) L écran de l interface donnant le récapitulatif des coûts doit faire l objet d une révision pour que les résultats soient identiques aux chiffres provenant du fichier de résultats du programme GAMS. Il serait aussi opportun de prévoir un écran ou des écrans qui contiendraient des documents financiers pertinents à l interprétation des résultats. (b) On pourrait prévoir de donner les résultats du modèle par zone (A et B). (c) Rendre opérationnel l option d impression de l affichage de l écran «Print Screen» pour permettre une correcte impression des graphes (d) Faire en sorte que l on puisse changer le nombre de nœuds dans le modèle directement à partir de l interface. (e) Compléter les ressources en ligne pour la documentation des utilisateurs. (f) Inclure un tutorial interactif pour l utilisateur.

10 10 3. Un Groupe de Planification de Capacité du WAPP (GPC) devrait être former pour travailler avec l Université Purdue sur les points suivants: (a) Collecte des données. (b) Besoins de formation au niveau régional. (c) Planification des réunions de coordination et de collaboration entre le GPC- WAPP et le staff du PPDG de l Université Purdue. L équipe du Groupe de planification de capacité devrait être composée de Sidy KANE (Zone A), Alpha SYLLA (Zone B), Olumuyiwa SHOKUNBI (Secrétariat CEDEAO) en plus de 2 ou 3 autres personnes ressource.

11 11 Références (1) F.T. Sparrow, Brian H. Bowen, Diakalia Sanogo, Tarik Aouam, Data Analysis for ECOWAS Electricity Long-Term Capacity Expansion Planning, Technical Training Course for ECOWAS, Purdue University, August 12 to August 23, 2002 (2) J. O. Makoju, F,T, Sparrow, Oleg Wasynczuk, Doug Gotham, Brian H. Bowen, Daniel J. Plunkett, Nigeria and Cost effective Electricty generation refurbishments and expansions with trading potential,august 29, 2002 Draft (3) F.T. Sparrow, Brian H. Bowen, User Manual for the Long-Term, Model 7 th Edition, Purdue University, November 2000 (4) F.T. Sparrow, William A. Masters, Brian H. Bowen, Diakalia Sanogo, Modeling electricity trade in the West African Power Pool" October 2000 September 2001 (5) F.T. Sparrow, Brian H. Bowen, Sidy Kane, Alpha Sylla, Daniel Plunkett, Electricity Trade & Capacity Expansion Options in West Africa, WAPP Utility Executives Meeting, Purdue University, West Lafayette, IN, USA, August 21, 2002 (6) West African Power Market Development Project ( Technical Note for discussion with ECOWAS secretariat. (7) F.T. Sparrow, P. Robinson, Wheeling Costs in SAPP, Harare, Zimbabwe, May 8, 1997 (8) F. Nishimura, et al, Benefit Optimization of Centralized and Decentralized Power Systems in a Multi-Utility Environment, IEEE Summer Meeting, 1992