Sigles et abréviations

Sommaire Sigles et abréviations...3 Message du Directeur Général...4 Le cadre légal et institutionnel du secteur ivoirien de l électricité...5 Fonctionnement du système électrique ivoirien...8 Activités...24 Situation financière...34 Perspectives...36 ANNEXES...39

3 Sigles et abréviations AFREN: African Energy AFUR: African Forum for Utility Regulators ANARE : Autorité Nationale de Régulation du secteur de l Electricité ARREC : Autorité de Régulation Régionale du Secteur de l Electricité de la CEDEAO BNETD : Bureau National d Etudes Techniques et de Développement CIE : Compagnie Ivoirienne d Electricité CIPREL : Compagnie Ivoirienne de Production d Electricité CI-ENERGIES : Société des Energies de Côte d Ivoire CNR : Canadian Natural Resources DGE : Direction Générale de l Energie DGH : Direction Générale des Hydrocarbures EECI : Energie Electrique de Côte d Ivoire GW : Giga Watt GWh : Giga Watt-heure MEF : Ministère de l Economie et des Finances MMPE : Ministère des Mines du Pétrole et de l Energie Mpc/j : Million de pieds cubes par jour MW : Méga Watt MWh : Méga Watt-heure PACEL : Point d Accueil du Consommateur d Electricité PETROCI : Société Nationale d Opérations Pétrolières de Côte d Ivoire PIE : Producteur Indépendant d Electricité SIR : Société Ivoirienne de Raffinage SOGEPE : Société de Gestion du Patrimoine du secteur de l Electricité SOPIE : Société d Opérations Ivoirienne d Electricité UPDEA : Union des Producteurs et Distributeurs d Electricité d Afrique De gauche à droite: M.

Message du Directeur Général 4 référence en Afrique. Cette ambition se matérialise dans le plan stratégique triennal qui nécessitera l implication de toutes les forces vives de notre institution. C est l occasion pour moi de remercier le Conseil d Administration pour son engagement à soutenir et accompagner toutes les actions visant à faire de l Anaré un régulateur de référence mais aussi et surtout saluer le sens du devoir de l ensemble des collaborateurs et les engager à refuser l autosatisfaction car nous avons l'obligation, d'être sans cesse plus efficace, plus performant et plus professionnel dans l'exercice de notre mission. L exercice 2012 a été particulièrement marqué, au sein de l Anaré, par le changement de management. Ce fut l occasion pour le régulateur de faire sa mue en vue d affronter les grands défis qui se présentent à lui. Ainsi, outre la réalisation des missions régaliennes, l année 2012 a été consacrée à la redynamisation des activités relatives à la protection des usagers du service public d électricité. Cela s est traduit dans les faits par, les travaux de rénovation du PACEL (Point d Accueil du Consommateur d Electricité); l opérationnalisation des circuits de traitement des litiges afin de les rendre plus performants ; et enfin, le relooking du site web afin d offrir la possibilité au consommateur de pouvoir nous saisir en ligne. Nous présentons donc ce rapport annuel 2012 qui vous dressera non seulement un exposé des activités exercées dans le cadre des missions de l Anaré et une analyse des performances du système. Nous restons cependant conscients qu au-delà des acquis de l année 2012, beaucoup reste encore à faire pour une contribution efficiente de l Anaré à la réalisation de l ambition du ministère des mines, du pétrole et de l énergie qui est de faire de la Côte d Ivoire le premier marché énergétique d Afrique subsaharienne. L année 2013 ouvre donc pour nous des perspectives nouvelles qui se traduisent par une volonté de positionner le régulateur ivoirien du secteur de l électricité comme un régulateur de M. Le Directeur Général de l Anaré Hyppolyte Ebagnitchie

1. Le cadre légal et institutionnel du secteur ivoirien de l électricité 1.1 Historique...P.6 1.2 Organisation actuelle du secteur de l électricité...p.6 1.2.2 Les comités spécialisés et fonds du secteur...p.7 1.2.3 Les règles particulières de gestion...p.7

1.1 Historique Avant 1985, l EECI avait en charge toutes les activités du secteur de l électricité, dans un contexte de monopole d Etat et d intégration verticale de tous les segments. La loi N 85-583 du 29 juillet 1985 ouvrit le secteur aux investisseurs privés et entraina l avènement, en 1990, de la CIE, opérateur privé, en charge de l exploitation du service public de l électricité par le biais d une convention d affermage conclue avec l Etat. Quant à l EECI, ses missions furent recentrées sur le contrôle technique de la CIE, la gestion du patrimoine de l Etat et les études dans le secteur de l électricité. La Convention Etat/CIE, d une durée initiale de 15 ans, a été renouvelée, en novembre 2005, pour 15 années supplémentaires. En 1994 et 1997 furent enregistrés deux producteurs indépendants d électricité (PIE), respectivement CIPREL, Azito Energie, produisant à partir du gaz naturel fourni par des opérateurs privés, AFREN-CI, Foxtrot international et CNR international, apparus respectivement en 1995, 1999 et 2002. En 1998, le décret n 98-725 du 16 décembre 1998 portant restructuration du secteur de l électricité, introduisit une importante réforme ayant abouti à la liquidation de l EECI, et à la création de trois nouvelles sociétés d Etat, à savoir : l Autorité Nationale de Régulation du secteur de l Electricité (ANARE), la Société de Gestion du Patrimoine du secteur de l Electricité (SOGEPE) et la Société d Opérations Ivoirienne d Electricité (SOPIE). En 2009, Aggreko international limited fut admis comme troisième PIE fonctionnant au gaz naturel, sur la base d une convention de locationexploitation de groupes de production d électricité conclue avec l Etat. En 2011, intervint une autre réforme se traduisant par la dissolution de SOGEPE et SOPIE et la création de la société des Energies de Côte d Ivoire (CI- ENERGIES), en charge notamment de la gestion du patrimoine de l Etat dans le secteur de l électricité. En 2011, fut également prise par le gouvernement, la décision de renforcer les pouvoirs de l Anaré, notamment en matière tarifaire et de sanction des fautes des opérateurs privés. Cette décision devrait se concrétiser dans la prochaine loi portant code de l électricité, en cours d élaboration. 1.2 Organisation actuelle du secteur de l 1.2.1 Les acteurs L organisation institutionnelle du secteur ivoirien de l électricité se caractérise aujourd hui par la coexistence d acteurs publics, parapublics et privés intervenant à des titres divers : -D une part, l Etat représenté, aussi bien, par le Ministère des Mines, du Pétrole et de l Energie, dont la mission consiste principalement à définir et à mettre en œuvre la politique générale du gouvernement en matière d électricité, que par le Ministère de l Economie et des Finances, en charge du suivi financier du secteur de l électricité. -D autre part, les sociétés d Etat, structures parapubliques du secteur de l électricité : CI-ENERGIES, société de patrimoine et Anaré, le régulateur. -Enfin, les opérateurs privés : CIE, concessionnaire du service public, CIPREL, Azito Energie et Aggreko, producteurs indépendants d électricité, ainsi que AFREN CI, Foxtrot international et CNR international, opérateurs gaziers. Graphique 1 : Cadre institutionnel du secteur ivoirien de l électricité 6

7 Des informations complémentaires sur les différents acteurs du secteur de l électricité sont fournies dans des tableaux signalétiques figurant en annexe (annexes 1 à 4). 1.2.2 Les comités spécialisés et fonds du secteur En 2010, furent créés dans le secteur de l électricité, par décret, trois comités spécialisés, à savoir : le Comité de Gestion (en charge de la gestion des Fonds d Investissement du Secteur de l Electricité et du Fonds de Stabilisation du Secteur de l Electricité) ; le Comité de Suivi des Flux Financiers du Secteur de l Electricité et le Comité Technique des Flux Energétiques. Au cours de la même année, furent également créés dans le secteur de l électricité, par décret, cinq fonds à savoir : le Fonds de développement du secteur de l électricité ; le Fonds d électrification rurale du secteur de l électricité ; le Fonds du service de la dette du secteur de l électricité et le Fonds de stabilisation du secteur de l électricité. Aucun de ces comités et fonds n est fonctionnel à ce jour. 1.2.3 Les règles particulières de gestion L organisation et le fonctionnement du secteur ivoirien de l électricité se caractérise également par le mode de gestion de ses flux financiers fixé par le décret N 2010-200 du 15 juillet 2010.

2. Fonctionnement du système électrique ivoirien 2.1 Description du système...p.8 2.2 Commentaire sur le fonctionnement du système...p.9 2.3 Analyse économique du secteur de l électricité...p.32

9 2.1 Description du système Dans le cadre du service public de l électricité la CIE assure l exploitation du patrimoine de production de transport et de distribution appartenant à l Etat. Toutefois, sur le segment de la production, outre la CIE qui exploite les barrages hydroélectriques (Ayamé I et II, Kossou, Taabo, Buyo et Faye) et la centrale thermique de Vridi 1, sont présents les PIE CIPREL, Azito-Energie et Aggreko. L ensemble du parc de production, présenté en annexe 5, totalise une puissance installée de 1 421 MW dont 604 MW pour les centrales hydroélectriques et 817 MW pour les centrales thermiques. L approvisionnement des centrales thermiques en gaz naturel est assuré par les opérateurs AFREN, Foxtrot et CNR pour une capacité de fourniture totale de 200 Mpc/j. Cet approvisionnement est effectué via un réseau de transport constitué de trois types de gazoducs : 14 pouces (178 km), 12 pouces (90 km) et 10 pouces (19 km). Entre autres caractéristiques, les capacités de production, de transport et de traitement de chacun de ces opérateurs sont résumées à l annexe 4. L annexe 6 présente quelques données du réseau électrique, au 31 décembre 2012, dont : La longueur de lignes 225kV : 1 986 km ; La longueur des lignes et câbles 90 kv : 2 629 km ; La longueur des lignes et câbles HTA : 20 026 km ; La longueur des lignes et câbles BTA : 17 197 km Le nombre des transformateurs 225 kv /90 kv : 20 Le nombre des transformateurs 90 kv /HTA : 94 Le nombre de postes HTA /BTA : 7 808 Le nombre de centrales isolées : 67 Le nombre d abonnés 1 154 067 ; Le taux de couverture (nombre de localités électrifiées / nombre total de localités) : 34% ; Le taux d accès (somme des populations des localités électrifiées/ population totale) : 74%. Le taux de desserte (nombre de ménages ayant l électricité / nombre total de ménages) : 25%. Par ailleurs, il convient de signaler que le réseau électrique ivoirien est interconnecté avec les réseaux du Ghana, du Burkina Faso et du Mali. L interconnexion avec le Ghana permet de fournir également l énergie électrique au Togo et au Bénin. 2.2 Commentaire sur le fonctionnement du système 2.2.1 La production de l énergie électrique En 2012, le système électrique ivoirien a produit 6948 GWh dont 9,5 GWh par les centrales isolées et 6938 GWh par les centrales hydroélectriques et les centrales thermiques alimentant le réseau interconnecté. Cette production est en hausse de 15 % par rapport à celle de l exercice précédent qui est de 6 034 GWh. La production d énergie électrique, injectée en 2012 sur le réseau interconnecté, se répartit, par site, comme suit : Graphique 2 : Production de l énergie Au total, les centrales thermiques et les barrages hydroélectriques ont généré en 2012, respectivement 74% et 26% de la production brute d énergie électrique. La répartition par type de source de production depuis plus d une décennie a évolué de la façon suivante : Graphique 3 : Répartition annuelle de la production depuis 2000

Comme on peut le constater, la production hydraulique est restée à peu près constante depuis 2000. Cette situation est imputable au fait qu aucun aménagement hydroélectrique n a pu être réalisé depuis plus de 25 ans. La tendance observée va certainement se poursuivre jusqu à l avènement de la centrale hydroélectrique de Soubré prévue pour 2018. En ce qui concerne l évolution de la production brute mensuelle, elle se présente comme suit : Graphique 4 : Evolution mensuelle de la production brute En dépit de la crise sociopolitique qu a connue notre pays, cette croissance de la pointe a été constante, d année en année, comme le montre le graphique suivant : Graphique 6 : Évolution mensuelle de la pointe de consommation brute nationale en 2012 10 On note une légère tendance à la hausse de la production brute, tout au long de l année 2012, mis à part quelques points d inflexion. Quant à la tendance à la baisse observée, de janvier à avril 2011, elle est due à la crise post-électorale qu a connue la Côte d Ivoire. Pour ce qui concerne la pointe de consommation sur le réseau interconnecté, elle a atteint, en décembre 2012, 1 006 MW contre 925 MW en 2011, soit une hausse d environ 9% pour une capacité installée de 1421 MW. En 2012, l évolution mensuelle de la pointe de consommation brute nationale se présente comme suit : Graphique 5 : Évolution mensuelle de la pointe de consommation brute nationale en 2012 L écart observé entre la capacité installée et la pointe nationale peut laisser penser que le système électrique dispose d une marge suffisante pour faire face à la demande. Toutefois, cette marge reste tributaire, on le sait, de la disponibilité des groupes et du gaz naturel qui sert de combustible de base pour les centrales thermiques. En 2012, l écart entre la puissance disponible et la pointe est estimée à 259 MW environ, avec une disponibilité évaluée à 89 % pour l ensemble du parc de production. A. La production hydroélectrique a. La production par site En 2012, les centrales hydrauliques ont produit 1789 GWh contre 1420 GWh initialement prévus et 1774 GWh en 2011. Cette hausse de la production est essentiellement due à l amélioration de : la pluviométrie en 2012, par rapport à 2011, la plus grande disponibilité des groupes de production hydroélectrique en 2012 par rapport à l exercice précédent. La production par centrale se présente comme suit : Graphique 7 : Production hydroélectrique par site Comme on peut le constater, la croissance de la pointe s est maintenue tout au long de l année 2012 contrairement à celle observée en 2011.

11 La production hydraulique par centrale a été, pour l exercice 2012, globalement conforme aux prévisions, à l exception de celle de Taabo qui s est avérée supérieure de 50% par rapport auxdites prévisions. b. La disponibilité globale des groupes En 2012, la disponibilité globale des groupes est satisfaisante avec un taux de 87,56 % contre 86,42 % enregistré en 2011, notamment au regard du seuil de référence fixé par l ANARE à 80 %. La situation détaillée par centrale se présente dans le tableau 1(Voir page suivante). Les efforts d amélioration en cours, à Fayé et Ayamé2 devraient se poursuivre pour les années à venir. Il doit en être de même pour la centrale de BUYO où le groupe 2 n a pratiquement pas fonctionné en 2012. B. La production thermique gaz a. La production par site Les centrales thermiques ont produit 5150 GWh en 2012 contre 5514 GWh initialement prévues et 4254 GWh réalisées en 2011. La situation par centrale se présente comme suit : Graphique 8 : Production thermique par site Par ailleurs, il convient de signaler, concernant la centrale de Vridi1, sous exploitation CIE, que seuls 3 groupes sur 4 y sont en état de fonctionnement, le groupe 3, en cours réhabilitation, étant à l arrêt depuis 2005. b. La disponibilité globale des groupes thermiques En 2012, à l exception de la centrale de VRIDI 1, la disponibilité des groupes thermiques est globalement satisfaisante, avec un taux de 90,28% contre 85,64% enregistré en 2011. La situation détaillée, par centrale, se présente dans le tableau 2 (Voir page suivante). En 2012, les résultats enregistrés par site ont été meilleurs à ceux de l exercice précédent, surtout ceux des centrales de CIPREL, AZITO et AGGREKO qui se révèlent satisfaisants en regard du seuil de référence de 90% retenu par l Anaré. Cependant, concernant la centrale de VRIDI 1 l évolution positive de la disponibilité globale des groupes par rapport à 2011, constatée en 2012, est due essentiellement au retour en exploitation du groupe 2 au dernier trimestre de l année 2011. Les efforts de réhabilitation en cours devraient permettre le retour rapide en exploitation du groupe 3 de cette centrale. Disponibilité globale des groupes 2012 87,56% 2011 86,42 % seuil de référence fixé par l Anaré I80 % En dehors de la centrale de CIPREL qui a produit au-delà des prévisions, toutes les autres centrales ont réalisé une production inférieure à ces prévisions. Le défaut d atteinte de l objectif global de production des centrales thermiques se justifie en partie par la bonne pluviométrie enregistrée en 2012, laquelle a induit une plus grande sollicitation des centrales hydrauliques. Quant à la performance de la CIPREL elle est essentiellement due à la capacité de fonctionnement de sa centrale au combustible liquide. Ce qui n est pas le cas pour AZITO notamment, en dépit de ses obligations contractuelles à cet égard. c. Consommation spécifique au gaz naturel La situation par site est récapitulée dans le tableau 3 (Voir page suivante) : On note que les résultats enregistrés en 2012 au niveau de chaque centrale sont meilleurs que ceux de l exercice précédent. Au regard de l offre limitée en gaz naturel, il est indispensable que chacun des opérateurs s efforce de tendre vers les seuils retenus par les procédures de contrôle fixés par l Anaré, à savoir :

CIPREL : 0,3 m3/kwh ; AZITO : 0,29 m3/kwh ; VRIDI 1 : 0,375 m3/kwh. Ainsi, en 2012, les différentes centrales thermiques ont consommé l équivalent de : 12 349 KJ/kWh, pour la centrale de CIPREL ; 12 112 KJ/kWh, pour la centrale d AZITO ; 10 127 KJ /kwh, pour la centrale d AGGREKO ; 14 380 KJ/kWh, pour la centrale de VRIDI. 12 Tableau 1 : Disponibilité globale des groupes hydroélectriques (en %) Tableau 2 : Disponibilité globale des groupes thermiques (en %) Tableau 3 : Consommation spécifique au gaz naturel (en m3/kwh)

13 d. Fourniture des centrales thermiques en gaz naturel Les centrales thermiques ont consommé en 2012 en moyenne 147 Mpc/j qui ont été fournis par les opérateurs gaziers selon la répartition suivante : Graphique 9 : Fourniture du gaz naturel au secteur électrique Le déficit observé induit un accroissement de production de l énergie électrique à partir du HVO dont le cumul de la consommation s élève, en 2012, à 124 586 tonnes contre 8 082 tonnes en 2011. L évolution de l usage du HVO avant 2012 se présente comme suit : Graphique 10 : Consommation de HVO Foxtrot a fourni en moyenne 95,7 Mpc/j au secteur électrique pour un take or pay de 70 Mpc/j, porté à 140 Mpc/j depuis le 18 décembre 2012. AFREN a livré 17,3 Mpc/j. Le Take or pay d AFREN est arrivé à terme depuis 2003. Les take or pay de CNR relativement aux blocs CI-26 et CI-40 sont respectivement de 35 Mpc/j et 20 Mpc/j. Ils sont du type «seller nomination». En d autres termes, le secteur a l obligation d enlever toutes les quantités de gaz naturel issu de la production du pétrole jusqu à hauteur de ces seuils. Au titre de l exercice 2012, les groupes thermiques ont consommé 30 Mpc/j de gaz naturel issu du bloc CI-26 et 3 Mpc/j du bloc CI-40. Cependant, les besoins réels en gaz naturel du secteur sont plus importants. En effet, le fonctionnement en base des unités thermiques disponibles en 2012 nécessitait 208 Mpc/j avant la mise en service de la 2e tranche d Aggreko en juillet et 217 Mpc/j après cette extension. Mais, en dépit des augmentations de capacité de Foxtrot enregistrées en 2012, les quantités de gaz naturel allouées au secteur demeurent insuffisantes comme le montre le tableau ci-dessous. Tableau 4 : Déséquilibre offre demande en gaz naturel en 2012 (Mpc/j) Le graphique ci-dessous indique l évolution de la capacité de fourniture de gaz naturel des opérateurs AFREN, Foxtrot et CNR ainsi que celle des besoins cumulés des machines thermiques, en charge de base, du parc de produit. Graphique 11 : Capacité de fourniture de gaz naturel et besoins maximaux du secteur Il est à noter que depuis octobre 2006, au regard de l insuffisance de l offre en matière de gaz naturel, le Comité Technique Gaz Electricité a convenu de réduire les quantités alloués aux tiers consommateurs que sont SIR et PETROCI (Fournisseurs des industries à travers un réseau de distribution) respectivement à 10 Mpc/j et à 3 Mpc/j. Le schéma synoptique de la production brute sur le réseau interconnecté est présenté à la page 14.

14 PRODUCTION D ELECTRICITE PAR LE RESEAU INTERCONNECTE : REPARTITION PAR SOURCE 2012

15 C. Le cas des Centrales isolées Avant la construction des premiers aménagements hydroélectriques d AYAME et des centrales thermiques d Abidjan, la Côte d Ivoire était exclusivement alimentée par des centrales isolées. La réalisation des grands projets de construction de barrages et des réseaux d évacuation associés a, au fil du temps, conduit à la disparition de la plupart des centrales isolées. Aujourd hui, seulement 67 centrales isolées, réparties sur l ensemble du territoire national, assurent l alimentation en électricité des populations des localités concernées. Ces centrales totalisent moins de 8 MVA de capacité installée. La liste de ces centrales ainsi que leur localisation géographique est fournie en annexe. a. L énergie produite par les centrales isolées la fin de la crise socio politique et l amélioration des condition d approvisionnement en combustible ont permis la remise en service de la presque totalité des centrales isolées. La production des centrales isolées est alors passée de 5,5 GWh en 2011, à 9,5 GWh en 2012 ; soit une hausse de 73 %. L évolution de la production nationale des centrales isolées se présente comme suit : Graphique 13 : Production des centrales isolées Source de données : CIE La crise sociopolitique ivoirienne, amorcée en 2002, a négativement influencé la production isolée sur le territoire national. L année 2012 marque la reprise de cette activité qui va certainement s intensifier avec l ambition du gouvernement d électrifier toutes les localités de plus de 500 habitants. Certes, une place importante sera accordée aux énergies renouvelables, mais l objectif affiché ne pourra être atteint sans le recours à la production thermique isolée, sans exclure, le cas échéant la combinaison des deux modes de production. I 73% Production d énergie par les centrales isolées 2012 9,5 GWh 2011 5,5 GWh b. Combustible consommé dans les centrales isolées De 1995 à 2009, la production isolée a été assurée à l aide des combustibles DDO et gasoil. Depuis 2009, le parc de production isolé n utilise que le gasoil en raison du déclassement des centrales fonctionnant au DDO. En 2012, la consommation spécifique enregistrée dans l ensemble des centrales isolées a été meilleure, avec 0,322

litre de gasoil consommé contre 0,352 litre en 2011, pour la production du kwh. L évolution de la consommation spécifique mensuelle en gasoil au cours de l exercice 2012, est présentée dans le graphique suivant, par comparaison avec l exercice précédent : Graphique 14 : Évolution mensuelle de la consommation spécifique en gasoil La répartition de ces ventes à l export se présente comme suit : Graphique 16 : Répartition des ventes d énergie électrique à l export en 2012 16 Source de données : CIE Par rapport au seuil de référence retenu par l Anaré, à savoir, 0,4 litre de gasoil par kwh produit, on constate qu en dehors du mois de juin, la consommation spécifique mensuelle en gasoil est restée satisfaisante tout au long de l année 2012. Par ailleurs, il est intéressant de noter que, depuis 2007, ce seuil de référence n a jamais été atteint, comme le relève le graphique suivant : Graphique 15 : Évolution annuelle de la consommation spécifique en gaz oil depuis 2000 Source de données : CIE L évolution mensuelle de ces ventes, en 2012, est récapitulée comme suit : Graphique 17 : Ventes mensuelles à l export en 2012 Source de données : CIE En ce qui concerne l évolution annuelle des ventes à l export, elle se présente comme suit : Graphique 18 : Evolution annuelles des ventes à l export Source de données : CIE 2.2.2 Les échanges d énergie électrique Avec le démarrage du projet de construction de la ligne CLSG (reliant la Côte d Ivoire, le Libéria, la Sierra Leone et la Guinée), la Côte d Ivoire est l un des rares pays africains qui dispose d un système électrique relié à la quasi-totalité des systèmes électriques des pays environnants. A. Les ventes à l export En 2012, sur une production d électricité de 6948 GWh dont 6895 GWh injectée sur le réseau interconnecté, la Côte d Ivoire a exporté 645 GWh contre 589 GWh en 2011, soit une hausse de 8%. Source de données : CIE B. Le cas de l interconnexion Côte d Ivoire Ghana Depuis l interconnexion effective de leurs réseaux électriques, la Côte d Ivoire et le Ghana ont avantageusement profité de leurs ressources énergétiques respectives. Ainsi, Importatrice nette d énergie électrique, de 1984 à 1994, la Côte d Ivoire est, depuis 1995, exportatrice nette d énergie électrique vis-à-vis du Ghana. Le solde des fournitures d énergie électrique entre les deux pays est récapitulé dans le graphique ci-dessous :

17 Graphique 19 : Evolution du solde des échanges entre la Côte d Ivoire et le Ghana Source de données : CIE Avec le renforcement en cours de son parc de production, nul doute que la Côte d Ivoire pourra encore mieux secourir, en énergie électrique, les pays voisins qui en seront dans le besoin, jouant ainsi son rôle de leadership dans le marché ouest africain de l énergie électrique. 2.2.3 La qualité de l exploitation du système électrique A. La qualité du produit a. Le temps moyen de coupure (TMC) La continuité d alimentation, appréciée à travers l indicateur Temps Moyen de Coupure (TMC) s est légèrement améliorée, avec 45h54 de coupures enregistrées en 2012 contre 47h25 en 2011, soit une baisse de 1h31. Cette amélioration constatée en 2012 est essentiellement due aux travaux de réhabilitation et de renouvellement engagés dans le secteur depuis la fin de la crise post-électorale dans le cadre, notamment, des programmes spéciaux de financements. L évolution mensuelle du Temps Moyen de Coupure est présentée dans le graphique suivant : Graphique 20 : Evolution mensuelle cumulée du Temps Moyen de Coupure (TMC) Source de données : CIE Il importe de signaler que le graphique ci-dessus ne prend pas en compte le TMC relatif à la période de crise post-électorale (janvier à mai 2011). De ce fait, l on ne devrait pas en déduire que le TMC a été meilleur en 2011, par rapport à 2012. Du point de vue de leurs causes, les 45h54 de temps moyen de coupure de enregistrées en 2012, se répartissent comme suit: 2h13 sont dus aux incidents de production ; 19h49 aux incidents de réseaux (transport et distribution) ; 10h aux manœuvres et actions de conduite du réseau ; 8h21 au délestage (pour limite de capacité et insuffisance de production) ; 5h31 pour diverses causes (force majeure selon la CIE). Le graphique suivant récapitule la répartition du TMC par principale cause : Graphique 21 : Répartition du TMC en 2012 Source de données : CIE Comme on peut le constater, à peine la moitié des perturbations du TMC est due aux infrastructures (48% du TMC dû aux incidents de production et de réseaux). Il y a donc une marge de progrès assez importante portant, pour 52%, sur le délestage, la qualité des manœuvres sur le réseau et les évènements dits exceptionnels que l on peut réduire de façon significative par la mise en œuvre d actions adéquates dont notamment : La poursuite de la mise en œuvre de la politique de renforcement, de renouvellement et de réhabilitation des infrastructures électriques, notamment au niveau du réseau de transport et de distribution ; ce qui permettra à terme de réduire, de façon significative, les délestages persistants et les incidents de réseaux ; Le renforcement du parc de production en quantité et en qualité, permettant ainsi d éviter les coupures consécutives à des incidents de production notamment ; Le renforcement de l offre en gaz naturel pour faire face à la demande croissante et réduire notamment le risque de délestage pour déficit de production ;

Le renforcement des politiques d exploitation et de maintenance des ouvrages concédés afin de réduire l impact des manœuvres et des incidents sur la la continuité du service. En ce qui concerne l évolution du TMC, l analyse révèle, malgré quelques améliorations isolées, une dégradation persistante de la qualité du produit depuis plus d une décennie : Graphique 22 : Evolution annuelle du TMC Source de données : CIE Il est important de préciser que dans le graphique ci-dessus, il n a pas été tenu compte des évènements majeurs qui ont beaucoup affecté la qualité du produit. Il s agit notamment : Du délestage systématique de la consommation sur l ensemble du territoire national, du 2 février 2010 au 31 mai 2010, à la suite du déficit de production résultant de l indisponibilité du groupe 2 d AZITO, ayant occasionné un TMC évalué à 379h30 au cours de la période sus mentionnée ; Du délestage systématique de la consommation de la zone CNO, de janvier à fin mars 2011, à la suite de la réquisition du dispatching par le gouvernement, ayant occasionné un TMC évalué à 30h20 ; De la crise post-électorale ayant occasionné en 2011, un TMC évalué à 17h13. Tous ces événements ont négativement influencé la qualité du produit livré à la clientèle. Aussi, convient-il de renforcer les dispositions légales et institutionnelles en vigueur afin d améliorer le service à la clientèle. Au total, la question de la qualité du produit reste encore préoccupante en 2012, tout comme elle l était en 1990, à la veille de la privatisation de l exploitation du service public de l électricité. En effet, à cette époque le TMC avait atteint le seuil critique de 50h. Au regard des tendances observées, le secteur court le risque de se retrouver sous peu dans la situation de 1990, plus de 20 ans après! ITemps moyen de coupure 2012 45h54 1h31 2011 47h25 b. Les incidents enregistrés Le système électrique ivoirien n a pas enregistré de déclenchement général en 2012. De même, selon les données fournies par le concessionnaire CIE, il n y a pas eu de déclenchement de Départ ayant duré plus de 72 heures. A noter, cependant, le déclenchement du 13 février 2012, ayant affecté tout le réseau interconnecté, à l exception des postes HTB de Vridi et du Plateau et une partie des postes HTB de Treichville et de Yopougon 1. b.1 Incidents enregistrés sur les segments de la production et du transport. En 2012, on a enregistré 101 incidents de production et 701 incidents sur le réseau de transport. La répartition se présente comme indiqué dans les graphiques suivants : Graphique 23 : incidents production-transport 18 Source de données : CIE

19 Les efforts en cours devraient être intensifiés en vue de réduire de façon significative la fréquence des incidents et leur impact sur la continuité de l alimentation. b.2 Incidents enregistrés sur le réseau de distribution Sur l ensemble du territoire national la ville d Abidjan, notamment la zone de la Direction Régionale d Abidjan Sud de la CIE (Koumassi, Port-Bouet et Zone 4) et celle de la Direction Régionale d Abobo ont été les plus perturbées en 2012, en termes de nombre d incidents permanents enregistrés aux 100 km de réseau HTA, comme indiqué dans le schéma ci-dessous : Graphique 24 : nombre d incidents de distribution aux 100 km de réseau HTA Source de données : CIE c. Rendement du système électrique En 2012, les pertes globales enregistrées s élèvent à 1816 GWh, soit 74 % de la production brute nationale, contre 71% en 2011 : Graphique 25: Répartition des pertes totales par segment en 2012 L évolution du rendement du système électrique interconnecté se présente comme suit : Graphique 26 : Evolution du rendement global du système électrique ivoirien Source de données : CIE D une façon générale, la dégradation de la situation observée jusqu en 2011 est imputable à l état du réseau (limites de capacité) et au phénomène de la fraude, ainsi qu aux conséquences de la crise socio politique qui a négativement influencé la qualité de l exploitation du système électrique. En ce qui concerne l amélioration constatée en 2012 par rapport à 2011, elle est due aux travaux d investissements en cours sur le réseau et aux actions de lutte contre la fraude entreprises par le concessionnaire sur le terrain, notamment avec la fin de la crise socio politique. De toute évidence, les résultats enregistrés restent encore insuffisants relativement à l objectif visé de 86 % de rendement. Aussi, les efforts doivent-ils se poursuivre en vue d améliorer de façon significative la situation, comparativement aux pays de la sous-région. 2.2.4 Les sinistres La sécurité dans l alimentation électrique demeure préoccupante pour les usagers du service public de l électricité en Côte d Ivoire. En effet, l année 2012 a été marquée par une forte hausse du nombre de sinistres, qui passe de 17 en 2011, à 35 en 2012. En outre, ces sinistres ont fait 38 victimes en 2012, contre 23 en 2011. Ces victimes se répartissent comme suit : Graphique 27 : Cause des sinistres enregistrés en 2012 Source de données : CIE Rendement du système électrique 2012 74% I2011 71% Source de données : CIE

On note cependant une baisse du nombre de victime par sinistre enregistré, avec 1,1 victimes par sinistre en 2012 contre 1,35 victimes par sinistre en 2011. L évolution, depuis 2000, des sinistres et des victimes enregistrés au niveau national est représentée par le graphique ci-dessous : Graphique 28 : Evolution des sinistres et des victimes depuis 2000 Source de données : CIE Comme on peut le constater, l évolution de la situation demeure préoccupante. Avec le nombre de victimes ainsi enregistré d année en année, le moment est venu de bâtir une politique hardie afin de sécuriser davantage l utilisation de l électricité, en Côte d Ivoire. En effet, mal utilisée, l énergie électrique peut être source de mort. Les actions à mener concerneront notamment, les installations intérieures des abonnés de l électricité, les branchements et le réseau de distribution. La stratégie à mettre en place pour l amélioration de la sécurité électrique des personnes et des biens en Côte d Ivoire, passe nécessairement par : le renforcement du cadre institutionnel et réglementaire du contrôle des installations électriques intérieures et des matériels électriques utilisés sur le territoire national ; la formation, la sensibilisation et l information des populations sur les dangers liés à l énergie électrique (négligence des règles de sécurité notamment) ; le renforcement, par la CIE, des mesures de sécurité sur le réseau électrique, notamment pour les parties nues du réseau qui sont facilement accessibles aux populations. L Anaré s emploiera pour les années à venir, aux côtés de LBTP, de CIE, de la DGE et de CI-ENERGIES, à la mise en œuvre de cette stratégie afin de réduire de façon significative, la sécurité électrique des personnes et des biens en Côte d Ivoire, en vue d atteindre l objectif de zéro victime par sinistre à l horizon 2020. 2.3 Analyse économique du secteur de l électricité L analyse économique qui suit a pour objet de retracer l évolution des principaux indicateurs d activité du secteur de l électricité et d en évaluer l impact sur l équilibre annuel d exploitation, en prenant appui, pour l essentiel sur les documents contractuels transmis par le concessionnaire, notamment les comptes rendus techniques annuels, les rapports annuels de gestion, les bilans financiers trimestriels et annuels. Les résultats des travaux entrepris à cet égard seront exposés au travers de développements ayant pour objet l analyse de l exploitation de la concession, l évolution des coûts de production et des coûts de revient du kwh d électricité, les tarifs de l électricité et l analyse comparative des tarifs et des coûts de l électricité. 2.3.1 Analyse de l exploitation A. Les ventes d énergie Le chiffre d affaires du secteur de l électricité, constitué essentiellement des ventes d énergie, est retracé dans le tableau 5 de la page 22. Il prend en compte les exercices 2010, 2011 et 2012. Il apparaît ainsi que les ventes totales d énergie ont enregistré une hausse de 11,5 % en volume par rapport à l exercice 2011 et une hausse de 20% en valeur. Cette hausse des ventes totales d énergie est due, pour une large part, à la hausse constatée sur les ventes d énergie au plan local laquelle s établit à 21,80% en volume de 2011 à 2012. B. Situation des charges d exploitation Les charges d exploitation concernent essentiellement la rémunération du Concessionnaire (catégorie A), la rémunération des producteurs indépendants d électricité et les charges au titre de la fourniture de combustibles (catégorie B) et enfin, les dépenses de renouvellement et de grosses révisions (catégorie C). Le tableau 5 présente l évolution de ces différentes catégories de charges au cours des exercices 2010, 2011 et 2012. Il apparaît que les charges de catégorie A passent de 86,470 milliards de FCFA en 2011 à 99, 834 milliards en 2012, soit une hausse de 13,364 milliards de FCFA. Dans cette même période, les charges de catégorie B et de catégorie C ont connu des baisses de 24,531 milliards et 1045,00 milliards de FCFA. En effet, les charges de catégorie B passent de 214,02 milliards de FCFA en 2011 à 184,86 milliards de FCFA en 2012 et celles de catégorie C de 5137 milliards de FCFA en 2011 à 20

21 4092 milliards de FCFA en 2012. Il en a résulté des charges d exploitation qui se sont élevées à 355,517 milliards FCFA en 2012 contre 367,730 milliards de FCFA en 2011, soit une baisse de 12,21 milliards de FCFA par rapport à l année 2011 C. L équilibre d exploitation L équilibre d exploitation est évalué à travers la détermination des soldes intermédiaires pour les exercices 2010, 2011 et 2012 comme indiqué dans le tableau 5. Il apparaît au regard de ce tableau que : pour un chiffre d affaires de 364,412 milliards FCFA en 2012, la rémunération du concessionnaire CIE s élève à 99,834 milliards FCFA. Il en résulte un solde disponible S1 de 264,578 milliards FCFA pour le paiement des charges de catégorie B; Il faut noter que la rémunération du concessionnaire est assise sur l encaissement des ventes d énergies ; Le solde disponible S1 de 264,578 milliards suffit à peine à couvrir les charges de catégorie B qui s élèvent à 251,59 milliards FCFA en 2012. Il en résulte un ratio de couverture des dépenses de la catégorie B de 1,05 qui se situe en deçà du taux minimum de 1,30 requis dans le manuel de procédures pour garantir l équilibre économique et financier du secteur de l électricité; l excédent brut global du secteur ressort à 8,895 milliards de FCFA en 2012 contre un déficit de 64,598 milliards de FCFA en 2011. Les opérations d exploitation font ressortir un déséquilibre structurel du secteur. Pour contribuer à l amélioration de l équilibre financier du secteur, l Etat a pris diverses mesures dont l abandon de créances de sa part dans le gaz naturel pour un montant de 140,8 milliards de FCFA en Juin 2012 et a accordé une subvention de 10,98 milliards de FCFA en Juillet 2012 pour le règlement des arriérés des producteurs indépendants (IPP). Les paragraphes suivants montrent ce déséquilibre structurel du secteur ivoirien de l électricité sur les six derniers exercices en comparant les prix moyens de vente du kwh aux différents coûts de production et de revient du kwh. 2.3.2 Evolution des coûts de production et des coûts de revient du kwh Les coûts de production du système ivoirien de l électricité se composent, d une part, des coûts de production des centrales thermiques des producteurs indépendants d électricité et des coûts d approvisionnement en combustibles gazeux et liquides des centrales thermiques et, d autre part, des coûts induits par la rémunération de la CIE, concessionnaire du service public de production, de transport et de distribution de l électricité. Tableau 6 : Evolution des coûts de production thermique en F CFA/kWh L évolution du coût de production global intégrant la production des ouvrages hydro-électriques et la rémunération du concessionnaire CIE est résumée par le tableau ci-dessous. Tableau 7 : Evolution des coûts de production globale (F CFA/kWh) L évolution du coût de revient du kwh de 2007 à 2012, par rapport à l énergie vendue est donnée dans le tableau 15 ciaprès : Tableau 8 : Evolution du coût de revient du kwh 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Coût de revient du kwh Source de données:cie 62,91 72,95 64,19 79,21 89,01 72,78 2.3.3 Les tarifs de l électricité Les tarifs de l électricité dans le secteur de l électricité en Côte d Ivoire se décomposent pour l essentiel en sept catégories qui sont : Le tarif modéré 5 A Le tarif domestique général 5 Ampères ; Le tarif domestique général 10 Ampères et plus ; Le tarif professionnel général ; Le tarif conventionnel domestique BT ; Le tarif éclairage public Les tarifs en Moyenne Tension (MT) et Haute tension (HT)

Tableau 5 : Compte d exploitation du secteur de l électricité 22 A. Evolution des prix des différentes catégories tarifaires de 2003 à 2011 Les différents tarifs moyens de vente de l électricité ont connu une relative stabilité sur la période allant de 2003 à 2012. Cette situation s explique par le fait que sur cette période, les tarifs de l électricité sont restés relativement stables. En effet, de 2003 à 2012, le Gouvernement qui fixe les tarifs de l électricité n a procédé qu à deux augmentations: La hausse tarifaire de 2008, d environ 10%, concerne les tarifs «Général professionnel», «conventionnel domestique» et «éclairage public». La hausse tarifaire de 2012, de 10 % porte sur les tarifs moyenne et haute tension applicable aux industriels. Graphique 29 : Evolution des prix de vente Source de données:cie

23 B. Evolution des consommations dans les différentes catégories tarifaires de 2003 à 2011 Les niveaux de ventes dans les différentes catégories tarifaires sont en croissance régulière année par année. Graphique 30 : Evolution de la consommation de l énergie par catégories tarifaires Source de données:cie L évolution des prix moyens de vente de l électricité sur la période de 2007 à 2012 est présentée par le graphique cidessous. Graphique 31 : Evolution des prix moyens de vente Les prix de vente à l export sont non seulement inférieurs au coût de production du kwh d origine thermique, mais ils sont également inférieurs au coût moyen global du kwh produit sur le territoire national sur période allant de 2007 à 2012. Cette situation s explique par le fait que le niveau des tarifs de vente n a pas suivi celui des coûts de production du kwh dont la hausse sur cette période provient pour une grande part de la croissance des prix du gaz naturel indexés sur le cours du WTI et des prix des combustibles liquides indexés sur l évolution des cours du baril de pétrole sur le marché international. Il en a résulté sur la période allant de 2007 à 2012, des déficits cumulés d exploitation. Ces déficits ont été atténués par le fait que l Etat de Côte d Ivoire a été amené à subventionner indirectement le secteur de l électricité en renonçant à la part qui lui revient dans le prix du gaz naturel. Dans le but de réduire le déficit du secteur de l électricité et de parvenir progressivement à une situation d équilibre financier, par la réduction substantielle des charges d exploitation, l Etat de Côte d Ivoire a entrepris, en 2012, de renégocier avec les différents opérateurs privés du secteur de l énergie, dont les opérateurs gaziers. Ces négociations ont notamment abouti en 2012, à une réduction du prix du gaz naturel issu du plus grand fournisseur qu est FOXTROT, prix qui a été fixé à 5,5 $ par million de BTU contre un prix de plus de 9 $ US les années précédentes, comme l indique le graphique ci-dessous. Graphique 33: Prix du gaz naturel Source de données:cie 2.3.4 Comparaison entre les tarifs et les coûts Le graphique ci-après donne de façon plus détaillée l évolution des coûts de production, de revient et des prix de vente de l électricité au plan local et à l export. Graphique 33 : Evolution des coûts de revient et prix moyens de vente Source de données:cie Les prix de vente de l électricité sont en-deçà des coûts de revient du kwh sur la période allant de 2007 à 2012 ; Source de données:cie Le coût global du gaz naturel en 2012 est estimé à 183 milliards de F CFA pour une consommation moyenne de 147 Mpc/j. En 2011, il était de 216 milliards de F CFA pour une consommation moyenne de 133 Mpc/j. Coût global du gaz naturel 2012 183 milliards F CFA pour 147Mpc/j I2011 216 milliards F CFA pour 33Mpc/j

3. Activités 3.1 Contrôle des opérateurs...p.25 3.2 Règlement des litiges...p.27 3.3 Protection des consommateurs...p.29 3.4 Assistance, avis et recommandations à l Etat...P.29 3.5 Etudes...P.30 3.6 Comité Technique Gaz Electricité...P.30 3.7 Relations avec d autres organisations...p.31 Anaré - - Rapport d activités 2012 2012

25 3.1 Contrôle des opérateurs 3.1.1 Transmission de documents contractuels par les opérateurs Les conventions liant l Etat de Côte d Ivoire aux opérateurs du secteur de l électricité prévoient à la charge de ces derniers, aux fins de contrôle de la bonne exécution de leurs obligations, la transmission à l Etat d un ensemble de documents d ordre administratif, technique ou financier. Le contrôle de la transmission effective de ces documents incombe à l Anaré conformément à son texte fondateur. Au cours de l année 2012, le contrôle opéré par l Anaré relativement aux documents contractuels attendus des opérateurs a permis de faire apparaître un taux de transmission global de 87,79%. En effet, sur un total de 516 documents à transmettre par l ensemble des opérateurs à l Etat, en application de leurs conventions respectives, 453 documents sont parvenus à l Anaré. Les résultats de la transmission des documents contractuels, se présente, pour chacun des opérateurs, comme indiqué dans le tableau ci-contre (tableau 9). Il y a lieu de retenir que la transmission des documents contractuels au cours de l exercice 2012 s est faite de façon relativement satisfaisante, si l on excepte le cas d Aggreko qui n a transmis à l Anaré aucun des documents attendus. Concernant Aggreko, plus particulièrement, il convient de préciser que la Convention le liant à l Etat désigne expressément la SOPIE et la SOGEPE, auxquelles succède aujourd hui la société CI-ENERGIES, comme les destinataires des documents contractuels à transmettre à l Etat. Cependant, en regard de l objectif de l Anaré d obtenir 100% des documents attendus des opérateurs, les taux de transmission des documents demandent à être améliorés pour l ensemble des opérateurs. A cette fin, l Anaré s emploiera à entreprendre les actions correctives nécessaires auprès des opérateurs défaillants et à les sensibiliser à l effet d obtenir la transmission à bonne date de tous les documents nécessaires au contrôle de la bonne exécution des conventions, sans exclure, le cas échéant, le recours à l autorité concédante en vue de la mise en œuvre des sanctions autorisées par ces conventions. 3.1.2 Contrôle des dispositifs de comptage de gaz naturel La facture du gaz naturel constitue l une des principales charges du secteur de l électricité. Il est donc important que les systèmes de comptage du gaz naturel présentent de bonnes performances en termes de fiabilité, de précision, de fidélité et de sensibilité. La détermination des quantités de gaz naturel vendue par les opérateurs gaziers est effectuée par l intermédiaire d un système de comptage et d intégration du débit énergétique. Le débit énergétique est établi à partir d une intégration des mesures instantanées du débit du gaz à travers un orifice calibré, corrigées par la pression, la température et de la composition du gaz au point de mesure. Selon les dispositions des contrats d achat et de vente de gaz naturel, l on doit vérifier la précision, ajuster et calibrer, tout le dispositif d enregistrement utilisé dans la mesure du Gaz Naturel, au moins une fois par mois. Au cours de l exercice 2012, l Anaré a contrôlé mensuellement la mise en œuvre de la procédure de vérification du bon fonctionnement des 5 unités de comptages de gaz, pour chacun des opérateurs sur les sites suivants : AFREN : Vridi et Azito ; Foxtrot : Vridi et Azito ; CNR : Adjué (Jacqueville). Cette vérification concerne les transducteurs de pression différentielle, de pression, de température pour la mesure des débits volumétriques ainsi que les chromatographes pour la détermination de la teneur énergétique du gaz naturel Au total, il ressort de ces contrôles que globalement le fonctionnement des unités de comptage de gaz est conforme aux obligations contractuelles des opérateurs gaziers. 3.1.3 Les tests de performance de la centrale d Azito En 2012, l Anaré a, comme chaque année, participé aux côtés des autres structures du secteur, aux séances des essais de performances de la centrale d Azito. Les résultats enregistrés à l issue des tests effectués ont été satisfaisants au regard des clauses contractuelles, en ce qui concerne notamment la puissance disponible de la centrale, comme le révèle le graphique 34

26 Graphique 34 : Evolution des résultats des essais de puissance de la centrale d Azito Graphique 35 : Evolution de la consommation spécifique au gaz naturel à la centrale d Azito Source de données:azito Energie En effet, pour une puissance garantie contractuelle de 277,6 MW, les essais réalisés le 18 janvier et le 11 juillet 2012 ont donné respectivement 291,4 MW et 295,2 MW. Ces seuils n ont jamais été atteints depuis 2009. En ce qui concerne les consommations spécifiques en gaz naturel, les tests effectués ont été satisfaisants, comme l indique le graphique 35: Source de données : Azito Energie Pour l année 2012, les tests effectués les 18 janvier et 11 juillet 2012 ont donné les résultats suivants : Tableau 10 : Résultats des tests de performance 2012 de la centrale d Azito