SEMINAIRE NATIONAL SUR L ENERGIE 2012

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1 MINISTERE DES MINES, DU PETROLE ET DE L ÉNERGIE REPUBLIQUE DE COTE D IVOIRE Union Discipline - Travail SEMINAIRE NATIONAL SUR L ENERGIE DEFIS ET ENJEUX DU SECTEUR DE L ENERGIE EN COTE D IVOIRE : MESURES D URGENCE ET PLANS A MOYEN ET LONG TERMES PLAN D ACTIONS ET D INVESTISSEMENTS EN PRODUCTION TRANSPORT NOVEMBRE 2012

2 TABLE DES MATIERES SIGLES ET ABREVIATIONS... 4 LISTE DES GRAPHIQUES ET TABLEAUX... 6 RESUME EXECUTIF... 7 INTRODUCTION VISION ET STRATEGIES DU MINISTERE DES MINES, DU PETROLE ET DE L ENERGIE BILAN DES ACTIONS DU SEMINAIRE DE JUIN ETAT DES LIEUX Parc de production Réseau de transport d énergie Réseau d Abidjan Réseau Ouest Réseau Est Réseau Nord ACTUALISATION DES BESOINS Prévision de la demande Demande diffuse Demande des futurs projets miniers et industriels Demande à l exportation Efficacité énergétique Demande totale Planification des ouvrages Equilibre Offre-Demande en énergie Planification des ouvrages de production Ouvrages Hydrauliques Ouvrages Thermiques Planification des ouvrages de Transport d énergie électrique Simulations Paramètres de simulation Critères de planification EEEOA Compensation de la puissance réactive Puissances de court-circuit admissibles Méthodologie des simulations Changement de palier de puissance Créations de nouvelles travées Créations de nouveaux postes Normalisation des ouvrages Résultats des simulations Postes programmés sur le court et moyen termes Réseaux associés aux centrales de Production Autres renforcements de réseau Opportunité d un niveau supérieur de tension HTB Système de téléconduite et dispatchings / 51

3 5. PLAN D ACTIONS ET D INVESTISSEMENTS Coûts de référence Investissements en centrales de production et réseaux d évacuation associés Investissements en réseaux HTB Investissement Global Montage financier RECOMMANDATIONS CONCLUSION / 51

4 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 4 / 51

5 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) 5 / 51

6 LISTE DES GRAPHIQUES ET TABLEAUX GRAPHIQUES Graphique 1 : évolution des parcs de production hydraulique et thermique en MW de 2012 à TABLEAUX Tableau 1 : taux de croissance à court et moyen termes de la demande diffuse Tableau 2 : demande à l exportation Tableau 3 : demande totale Tableau 4 : bilan en énergie Tableau 5 : évolution des parts thermique et hydraulique en puissance installée Tableau 6 : paramètres de simulation Tableau 7 : plage de tension admissible Tableau 8 : charges admissibles des ouvrages du réseau Tableau 9 : plage de fréquence admissible Tableau 10 : facteur de puissance en Tableau 11 : nombre de transformateurs de puissance par poste Tableau 12 : montage financier / 51

7 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 vision 1 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 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 / 51

8 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 Milliards de FCFA sur la période réparti comme suit : sur le court terme ( ) : 900 Milliards FCFA ; sur le moyen terme ( ) : Milliards FCFA ; sur le long terme ( : Milliards FCFA. 8 / 51

9 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 Enfin, une actualisation des besoins du secteur est réalisée afin d en tirer un plan d actions et d investissements. 9 / 51

10 1. VISION ET STRATEGIES DU MINISTERE DES MINES, DU PETROLE ET DE L ENERGIE La vision 2 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 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 MW pour un productible annuel de 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 / 51

11 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 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 11 / 51

12 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 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 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 12 / 51

13 225 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) 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 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. 13 / 51

14 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 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 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 habitats par an et les objectifs d électrification de 500 localités rurales par an. 14 / 51

15 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 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 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 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 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 ciaprès. 15 / 51

16 Pays Puissance (MW) Energie (GWh) VRA (GHANA) et CEB (TOGO - BENIN) SONABEL (BURKINA) 50 à EDM (MALI) 80 à CLSG (CÔTE D IVOIRE - LIBERIA - SIERRA LEONE - GUINEE) Tableau 2 : demande à l exportation 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 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 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 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 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 Consommation brute nationale GWh Demande des futurs projets miniers et industriels GWh Demande à l exportation GWh Demande nationale avec Mines, Industries et Export GWh Energie totale évitée par Efficacité énergétique GWh Demande totale après efficacité énergétique GWh Tableau 3 : demande totale 16 / 51

17 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 Equilibre Offre-Demande en énergie 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 Déficit (GWh) Tableau 4 : bilan en énergie Le détail du bilan Equilibre Offre-Demande est présenté en annexe n 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 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 Planification des ouvrages de production Les ouvrages de production programmés sur la période d étude sont répertoriés ci-après: 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) : / 51

18 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 : 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 Cet objectif conduit à réserver une puissance de 10 MW chaque année jusqu en 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. 18 / 51

19 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 Thermiques Hydroélectriques MW % 57 % 70 % 62 % 56 % 57 % MW % 43 % 30 % 38 % 44 % 43 % Total MW 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 MW pour un productible annuel de GWh sera presque totalement mis en valeur à l horizon D où la nécessité de réaliser des études de prospection en vue d identifier de nouveaux sites hydroélectriques Planification des ouvrages de Transport d énergie électrique Simulations Les simulations ont pour objectif la détermination du réseau cible de transport d énergie électrique à l horizon 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. 19 / 51

20 Paramètres de simulation Paramètres Limites Valeurs Commentaires Tension 225 kv ±7,5 % 208 kv 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 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 Valeurs Variations Valeurs limites limites Tension 225 kv ±5 % 214 kv kv ±10 % 203 kv kv Tension 90 kv ±5 % 86 kv - 95 kv ±10 % 81 kv kv Tableau 7 : plage de tension admissible - Charges admissibles des ouvrages du réseau Etat N (situation normale ou état sain) Etat N-1 (après incident) Ouvrages % de la puissance nominale % de la puissance nominale Lignes 100 % 110 % Transformateurs 100 % 120 % Tableau 8 : charges admissibles des ouvrages du réseau 20 / 51

21 - Plage de fréquence admissible Etat N (situation normale ou état sain) Etat N-1 (après incident) Paramètres Variations Valeurs Variations Valeurs limites limites 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) 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 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 ; 21 / 51

22 tension 15 kv réseau Abidjan : 31,5 ka ; tension 15 kv et 33 kv réseau Sud-Centre-Sud-ouest et CNO : 25 ka Méthodologie des simulations La démarche utilisée repose sur l'analyse technique d'un réseau cible à l'horizon de l'étude, en 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 La structure du réseau cible est mise progressivement en place à des années charnières : 2015 ; 2020 ; 2025 ; 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 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 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. 22 / 51

23 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 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 Hors Abidjan 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. 23 / 51

24 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 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 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 ; 24 / 51

25 - 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 ; 25 / 51

26 - 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. 26 / 51

27 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 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 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 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 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 Milliards de FCFA (6 556 millions d EURO ou millions USD) sur la période , avec une moyenne annuelle d environ 230 Milliards de FCFA. La répartition des investissements par sous-période d étude est la suivante : : 500 Milliards de FCFA ; : Milliards de FCFA ; : Milliards de FCFA. 27 / 51

28 5.3. Investissements en réseaux HTB Les investissements en réseaux HTB donnent un total de milliards de FCFA (1 500 millions d EURO ou millions USD) sur la période , avec une moyenne annuelle d environ 50 milliards de FCFA. La répartition des investissements par sous-période d étude est la suivante : : 400 Milliards de FCFA ; : 500 Milliards de FCFA ; : 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 ( ) à un partenaire privé (Projet CNEEC) Investissement Global Le montant global des investissements en centrales de production et, réseaux d évacuation associés et réseaux HTB est de milliards de FCFA (8 080 millions d EURO ou millions USD) sur la période 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 : : 900 Milliards de FCFA ; : Milliards de FCFA ; : 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 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) Total Investissement Partenariat PP (IPP) Besoin de financement Tableau 12 : montage financier 28 / 51

29 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 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 sousrégion en matière de production d énergie électrique. 29 / 51

30 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 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 30 / 51

31 Annexe n 1 : Réseau de transport d énergie électrique / 51

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33 Annexe n 2: Bilan des actions du Séminaire National sur l Energie 2011 (Production Transport) N de fiche projet 1 Intitulé du projet Etat d'avancement Observations. Approvisionnement 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 (livraison : 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 (livraison: décembre 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 : il 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 ligne 30 kv Zagné-Taï ; - Ligne 225 kv Laboa Boundiali Ferkéssédougou Les rapports finaaux des Etudes d Impact Environnemental et Social de la ligne 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 ligne Buyo Zagné n ont pu démarrer qu en juillet 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 ligne 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 ligne. 14 Programme BOAD PRODUCTION a) Réhabilitation de la TAG 3 de VRIDI Projet retiré à la demande de la CIE (3,7 milliards de FCFA). b) Révision de l'alternateur du groupe 1 de TAABO Projet retiré à la demande de la CIE (200 millions 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 Le processus d'attribution est en cours. d) Réparation du parement amont de la digue de FAYE Les appels d'offres ont été publiés et les offres reçus courant septembre Le processus d'attribution est en cours. e) Renouvellement du système de supervision des centrales d'ayamé 1&2 Les appels d'offres ont été publiés et les offres reçus courant septembre Le processus d'attribution est en cours. 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) Les appels d'offres ont été publiés et les offres reçus courant septembre Le processus d'attribution est en cours. 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 détaillée 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

34 N de fiche projet 15 Intitulé du projet Etat d'avancement Observations. Réhabilitation 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 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 Les travaux de réhabilitation du groupe 3 de BUYO sont désormais prévus en juin Le financement des travaux du G3 est à mettre en place. 17 Réhabilitation des équipements de transport Projet prévu pour la période Le plan prévisionnel d'investissement à long terme et le plan triennal d'investissement élaborés prennent en compte la réhabilitation des équipements de transport ( transformateurs, condensateurs, équipements télécom, etc.) Recherche de financement en cours 21 Centrale 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 23 CIPREL IV L'avenant à la convention AZITO relatif au projet est signé. 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 Recherche de financement en cours par le promoteur 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 34 / 51

35 N de fiche projet 25 Intitulé du projet Etat d'avancement Observations. 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 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 Centrale thermique à cycle combiné 1 (450 MW) Centrale thermique à cycle combiné 2 (450 MW) Centrale thermique à cycle combiné 3 (450 MW) Centrale thermique à cycle combiné 4 (450 MW) Ces projets n'ont pas encore démarré. Ils sont prévus pour la période Projets reprogrammés après révision des besoins 35 / 51

36 N de fiche projet Intitulé du projet Etat d'avancement Observations. 30 Construction du barrage de SOUBRE (270 MW) 31 Sassandra/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/Comoé Interconnexion Côte d Ivoire Mali Doublement de l interconnexion Côte d Ivoire Ghana en 330 kv Interconnexion Côte d Ivoire Liberia Sierra Leone - Guinée L accord de prêt est en cours de finalisation. 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 Projets prévus pour la période Projet prévu pour la période Les travaux sont terminés. Les de couplage des deux réseaux ont été effectués avec succès le dimanche 11 novembre 2012 Les études d Impact Environnemental et Social (EIES), de Faisabilité et d'ingénierie détaillée sont en cours. Les Etudes d Impact Environnemental et Social (EIES) et de Faisabilité sont terminées. Les documents administratifs et juridiques sont en cours d élaboration. Nota Bene: Pour plus de détails, se reférer aux fiches projets du rapport du séminaire de Projets reprogrammés après révision des besoins Ces micro centrales hydroélectriques peuvent être réalisées par des privés ou des collectivités locales Projet reprogrammé; faire faire les études. Lever les réserves télécoms Projet conduit sous la responsabilité du Secrétariat Général du WAPP Projet conduit sous la responsabilité du Secrétariat Général du WAPP 36 / 51

37 Annexe n 3: Demande des futurs projets miniers N Nom du projet/ Entreprise Numéro de permis Minerai BESOINS MINIERS Localisation Charge (MW) Durée de vie de la Mine Etat d'avancement / Documents disponibles OUI / NON Localité Sous préfecture Département Région Exploitation ans Avancement Accord Date de mise en exploitation 1 XTRATA et ASSOCIES PR220 Nickel/Cobalt SIPILOU Yorodougou Biankouman Tonpki Exploration avancée Oui XTRATA et ASSOCIES PR219 Nickel/Cobalt FOUNGOUESSO Yorodougou Biankouman Tonpki Evaluation des ressources Oui SAMA NICKEL PR123 Cuivre/Nickel SAMAPLEU (Yorodougou) Yorodougou Biankouman Guemon Evaluation des ressources Oui TATA STEEL PR226 Fer Mont GAO (Bangolo) Bangolo Bangolo Guemon CMMK (PAN AFRICAN) PR 218 Fer Mont KLAHOYO (Kouibly-Facobly) Evaluation des ressources; Etudes d'impact Environnemental terminées Oui 2017 Kouibly-Facobly Kouibly Guemon En attente de revérification des ressources Oui ROCKSTONE GROUP PR250* Fer MONOGAGA-VICTORY San-pédro San-pédro San-pédro Pas de permis mais accord signé Oui TAURUS GOLD PR59 Or HANA-LOBO (Bagoléoua) Issia/Soubré/Grd Zatri Issia/Soubré /Grd Zatri Haut- Sassandra/Nawa Evaluation des ressources Oui TAURUS GOLD PR166 Or AFEMA Maféré Aboisso Sud-Comoé 8 15 Etude de faisabilité en cours Oui AGO PR177 Or AGBAOU Agbaou Divo Lôh-Djiboua Mine en construction Oui SMI PE26 Or ITY Zouan-hounien Danané Tonpki 7 10 En exploitation Oui ROCKSTONE GROUP PR68 Or TOULEPLEU Touleupleu 12 SODEMI PR90 Or MAHAPLEU Mahapleu Touleupleu/ Danané Bangolo/ Danané Cavally/Tonkpi En exploration Oui 2018 Tonpki/Guemon SODEMI PR251* Or OUELE Ouélé Daoukro Ifou En attente de la reprise des études géophysiques Besoins d'études géophysiques Etude de faisabilté prévue en 2015 Oui 2018 Non COMINOR PR57 Or FETEKRO Fetekro Dabakala Hambol En attente d'étude de faisabilité Oui SODEMI PR249* Phosphate EBOUINDA Etioboué Adiaké Sud-Comoé 2 10 Certification de réserve en cours Non 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 SODEMI PR122 Diamant SEGUELA (Bobi) Bobi Séguéla Worodougou 0, Dynamique pour la levée de l'embargo Oui SODEMI PR172 Ta TOUVRE Kouto Kouto Bagoué 0,1-0,2 - Aucune action Oui SODEMI En cours Ni/Co OUANINOU Ouaninou Ouaninou Bafing 5 Non Non attribué En cours Po MANGOUIN Biankouma Bankouma Tonpki 0,5 - Etudes d'impact Environnemental terminées Non Non attribué En cours Po KRIKOUMA Man Man Tonpki 0,5 - Etudes d'impact Environnemental terminées Non 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 Non attribué En cours Po BOROU San-pédro San-pédro San-pédro 0,5 - Etudes d'impact Environnemental en cours Non Non attribué En cours Al BONGOUANOU Bongouanou Bongouanou N'zi Aucune action Non Non attribué En cours Po MBLIBO Rubino Agboville Agneby/Tissa 0,5 - Aucune action Non Non attribué En cours Li Be ADZOPE Adzopé Adzopé La mé 0,5 - Aucune action Non Usine d'affinage d'or Sans objet Or Zone portuaire Abidjan Abidjan District Autonome Usine de férro-manganèse et silico-manganèse Sans objet Fe, Mn, Si Vers SAN-PEDRO San-pédro San-pédro San-pédro Usine d'aciérie Sans objet Fe, Mn, Si Vers SAN-PEDRO San-pédro San-pédro San-pédro Total 1148,6 Pré-étude en 2013 Recherche de partenaire Pré-étude en 2013 Recherche de partenaire Pré-étude en 2013 Recherche de partenaire Non Non 2017 Non 2018

38 Annexe n 4 : Prévision de la demande ETUDE DES OPTIONS HTB PREVISION DE LA DEMANDE N DESIGNATION Unité 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 Pointe MW DEMANDE DES NOUVEAUX PROJETS DE MINES 7 Demande des mines en Puissance MW Demande des mines en Energie GWh DEMANDE EXPORT 10 Demande Export en Puissance à la pointe de charge MW VRA (GHANA) MW CEB (TOGO - BENIN) MW SONABEL (BURKINA FASO) MW EDM (MALI) MW CLSG (LIBERIA - SIERRA LEONE - GUINEE) MW Demande Export en Energie GWh Exportation VRA GWh Exportation CEB GWh Exportation SONABEL GWh Exportation EDM GWh Exportation CLSG GWh DEMANDE NATIONALE AVEC MINES 23 Consommation brute GWh Pointe MW 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 Pointe MW 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 Energie évitée GWh ECLAIRAGE PUBLIC 35 Puissance évitée MW Energie évitée GWh ECONOMIES D'ENERGIE DANS LES BATIMENTS PUBLICS 38 Puissance évitée MW Energie évitée GWh TOTAL EFFICACITE ENERGETIQUE Puissance totale évitée MW Energie totale évitée GWh DEMANDE TOTALE APRES EFFICACITE ENERGETIQUE 43 Energie GWh Puissance MW Taux de croissance % - 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% 46 DEMANDE NATIONALE APRES EFFICACITE ENERGETIQUE 47 Energie GWh Puissance MW Taux de croissance % - 16,7% 9,3% 10,9% 10,8% 10,7% 9,7% 9,4% 9,1% 8,0% 7,8% 7,7% 6,6% 6,5% 6,4% 4,5% 4,5% 4,6% 4,6% 4,6% 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%

39 Annexen 5 : Equilibre offre demande EQUILIBRE OFFRE - DEMANDE BILAN DE PUISSANCE TOTALE DE LA POINTE DE CHARGE n Désignation Unité Prévision de la Demande MW 2 Energie GWh Puissance MW Puissance installée existante MW Hydraulique MW Thermique MW Aggreko (Location) MW 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 Sécurité N-1 Production MW Demande Puissance avec Sécurité N-1 MW Marges sur la Puissance de Pointe MW Marge sans sécurité N-1 production MW Marge après sécurité N-1 production MW Puissance installée additionnelle MW Puissance additionnelle disponible après Taux D. MW Développement du parc thermique MW Aggréko Extension MW Vridi 100 MW MW Ciprel IV -TAC MW Azito TAV CC MW Abatta - TAC1 MW Ciprel IV - TAV CC MW Abatta - TAC2 MW Biokala1 MW Autres ENR MW Abatta - TAV CC MW Biokala2 MW Songon - TAC1 MW Songon - TAC2 MW Songon - TAV CC MW Bingerville - TAC1 MW Bingerville - TAC2 MW Bingerville - TAV CC MW Jacqueville - TAC1 MW Jacqueville - TAC2 MW Jacqueville - TAV CC MW Développement du parc hydraulique MW Singrobo MW Soubré MW Gribo Popoli MW Bouloubré MW Louga MW Aboisso Comoé MW Daboitié MW Tiassalé MW Tiboto (220 MW dont la moitié pour la Côte d'ivoir MW Centrale hydraulique 1 MW Centrale hydraulique 2 MW Puissance Totale Disponible MW Puissance Totale installée MW Thermique MW 57% Hydraulique MW 43% Nouvelles Marges après Investissements MW 55 Marge sans sécurité N-1 production MW Marge après sécurité N-1 production MW Récapitulatif des Puissance Disponibles MW 58 Total Therm additionnel Disponible MW Total Hydraulique additionnel Disponible MW La sécurité N-1 en Production est une donnée d'exploitation 39 / 51

40 EQUILIBRE OFFRE - DEMANDE BILAN ENERGIE TOTALE n Désignation Unité Prévision de la Demande MW 2 Energie GWh Puissance MW Offre (existant) GWh Hydraulique GWh VRIDI 1 TAG 5000 GWh CIPREL 1, 2 et 3 GWh AZITO ENERGIE GWh Aggreko (Location) GWh BILAN OFFRE - DEMANDE (Système existant) GWh Développement du parc de production GWh Développement du parc thermique GWh Aggréko Extension GWh Vridi 100 MW GWh Ciprel IV -TAC GWh Azito TAV CC GWh Abatta - TAC1 GWh Ciprel IV - TAV CC GWh Abatta - TAC2 GWh Biokala1 GWh Autres ENR GWh Abatta - TAV CC GWh Biokala2 GWh Songon - TAC1 GWh Songon - TAC2 GWh Songon - TAV CC GWh Bingerville - TAC1 GWh Bingerville - TAC2 GWh Bingerville - TAV CC GWh Jacqueville - TAC1 GWh Jacqueville - TAC2 GWh Jacqueville - TAV CC GWh Développement du parc hydraulique GWh Singrobo GWh Soubré GWh Gribo Popoli GWh Bouloubré GWh Louga GWh Aboisso Comoé GWh Daboitié GWh Tiassalé GWh Tiboto (220 MW dont la moitié pour la Côte d'ivoir GWh Centrale hydraulique 1 GWh Centrale hydraulique 2 GWh Offre Totale (existant + Développement) GWh BILAN FINAL : OFFRE - DEMANDE GWh / 51

41 Annexen 6 :Potentiel hydroélectrique INVENTAIRE DES SITES HYDRO ELECTRIQUE DE LA CÔTE D'IVOIRE Cours d'eau Ouvrage Puissance Productible Annuel Coût estimatif MW GWh millions US $ (HQI-SNC) milliards Fcfa BUYO SOUBRE SASSANDRA LOUGA TAYABOUI GRIPO POPOLI BOULOUBRE MARAHOUE MISSOULI BAFING GAO KOUROUKORO KOSSOU TAABO BANDAMAN KOKUMBO SINGROBO DABOITIE TIASSALE CAVALLY TAHIBLI 19, TIBOTO BROU-ATTAKRO COMOE NDIELIESSO MALAMALASSO BIA AYAME I & II TOTAL Estimation 41 / 51

42 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

43 Annexe n 8: Réseau de transport d énergie électrique / 51

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45 Annexe n 9 : Récapitulatif des projets d investissement

46 46 / 51

47 47 / 51

48 48 / 51

49 49 / 51

50 50 / 51

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